GEOFLUIDS Geofluids 1468 - 8123<是年代npub-type="ppub"> 1468 - 8115 Hindawi 10.1155 / 2020/8833324 8833324 研究文章 研究致密砂岩形成水力裂缝网络的传播行为与巩固了天然裂缝关闭 https://orcid.org/0000 - 0002 - 9152 - 2597 张 小君 1 https://orcid.org/0000 - 0003 - 2127 - 9699 李 有为 1 李 魏 1 程ydF4y2Ba Zi-Jie 2 赵 元 3 余 Fa-Hao 4 郑 杨ydF4y2Ba 2 徐 金泽国际 1 石油工程系 东北石油大学 163318年大庆 中国 dqpi.edu.cn 2 5号石油生产工厂 大港油田公司 301700年天津 中国 3 中国石油测井有限公司 有限公司天津分公司 301700年天津 中国 4 渤海油田研究所 中海油天津分公司 300459年天津 中国 2020年 11 9 2020年 2020年 11 6 2020年 29日 7 2020年 14 8 2020年 11 9 2020年 2020年 版权©2020年6月Zhang et al。 这是一个开放的文章在知识共享归属许可下发布的,它允许无限制的使用,分布和繁殖在任何媒介,提供最初的工作是正确的引用。

天然裂缝在致密砂岩的形成扮演重要角色在水力压裂裂缝网络一代。这项工作提供了一个实验模型的致密砂岩封闭巩固了先前存在的骨折。关闭了骨折的影响”(CCF)方向上的传播行为液压骨折(高频)研究了基于水力压裂试验。field-scaled数值模型用于模拟高频的传播是建立基于flow-stress-damage (FSD)耦合的方法。这个模型包含了离散裂缝网络(DFN)生成的蒙特卡罗方法,用于调查ccf的影响分布,ccf的力量,和原位应力各向异性,注射速率、流体粘度断裂网络的传播行为。结果表明,ccf的分布方向的形成复杂的HFs中是至关重要的。当水平最大主应力方向之间的角度和ccf的30°60°,高频网络是最复杂的。有很多种复合断裂传播模式,如交叉、分支和偏转。ccf的力量的增加不利于支和偏转骨折的一代。当地应力差异范围从3 MPa 6 MPa,高频网络的复杂性和传播范围同时可以保证。 The increase in the injection rate will promote the formation of the complex HF network. The proper increase of fracturing fluid viscosity can promote HF’s propagation. However, when the viscosity is too high, the complex HFs only appear around the wellbore. The research results can provide new insights for the hydraulic fracturing optimization design of naturally fractured tight sandstone formation.

 研究近井水平井定向压裂的裂缝延伸非常规储层 F2020187 东北石油大学 1305021857 中华人民共和国教育部的 1。介绍

水力压裂的关键技术是提高非常规储层的油气开发。液压骨折(高频)能有效地提高石油和天然气的运移通道和提高生产和恢复 1- - - - - - 4]。天然裂缝的存在致密砂岩地层(NF)系统将改变高频的传播路径,使高频产生许多传播模式( 5- - - - - - 8]。它具有相当大的意义理解高频的传播机制的影响下NFs和揭示的地层条件复杂高频网络优化水力压裂的致密砂岩的形成。

由于缺乏准确和有效的监测技术,现场不能直接观察高频的传播过程的地下水库。目前,高频在非常规储层的传播规律还不清楚。许多学者研究了高频之间的交互和NF实验室规模压裂实验和数值模拟。侯et al .,邹et al .,和谢et al。 9- - - - - - 12)进行了一系列三轴用天然页岩水力压裂实验。他们调查了床上用品的飞机对高频的传播行为的影响,通过声发射(AE)监测技术。谭et al。 13]高频页岩形成的传播模式分为四种类型:简单的骨折,fishbone-like骨折,fishbone-like断裂与裂缝开口,和多边fishbone-like断裂网络。邹et al。 14)进行分层致密砂岩三轴压裂实验,研究了天然裂缝对公司的影响<年代ub>2诱导裂缝传播行为。然而,裂缝的分布自然岩石的露头是随机的,这是不利于裂缝延伸机理的定量分析。因此,一些研究者试图探索高频之间的交互和NF通过人工压裂标本。在一些研究中,砂岩薄片,石膏片,玻璃切片或印刷纸被安置在水泥砂浆来模拟NFs ( 15- - - - - - 20.]。然而,固体材料不能反映关闭NF的摩擦效应和力学特性。一些研究提出使用人工核心模块之间的接口模拟NF ( 21- - - - - - 26),但这种实验模型只能研究一个先前存在的裂缝的影响高频传播路径。

由于高昂的成本和有限的实验室规模的实验,许多学者已经开发出不同的数值模拟方法探讨高频传播机制。施郭et al ., et al ., Vahab et al ., Hirmand et al .,埃达Cordero et al .,刘et al .,和郑et al。 27- - - - - - 33]利用扩展有限元法(XFEM)在研究复杂的传播过程HFs水库骨折。小王提出了一个全球软熔带模型,用它来研究裂缝性储层的裂缝网络的形成条件( 34]。周et al .,王et al ., Yoon et al ., Zhang et al。 35- - - - - - 38使用二维颗粒流代码(土坡)来模拟NF特征对高频传播行为的影响。阿米尔等人结合扩展有限元法(XFEM)和离散单元法(DEM)在多孔介质模拟高频传播自然骨折( 39]。唐提出一个完全耦合flow-stress-damage (FSD)模型来模拟非均匀材料的损伤和破坏过程( 40]。许多研究使用女性性功能障碍模型来研究高频的传播过程( 41- - - - - - 44]。李等人。 45]女性性功能障碍模型来模拟初始化使用,传播,和相关的压力在砂砾岩的形成和演化在压裂过程中研究了围压应力比的影响,砾石大小和砾石体积含量对水力压裂模式集团标本。王等人。 46)使用女性性功能障碍模型来研究注射速率的影响在高频的传播行为包含离散裂缝网络的形成(DFN)。男人et al。 47)模拟层理的影响飞机的方向和力学特性的传播路径上的高频页岩地层。李等人。 48)使用这个方法来模拟多级水力压裂过程的影响,研究裂缝间距和应力各向异性传播和三个HFs的重新定位。

探讨高频传播行为在ccf包含多个组致密砂岩地层,新实验室规模压裂实验模型设计。模型不仅有更紧密的机械性能致密砂岩还包含多个封闭的巩固了现有骨折组。水力压裂实验,这个实验模型进行研究裂缝网络的影响方向上的高频的传播行为。然后大规模数值模型用于模拟水力压裂过程中天然裂缝性致密砂岩的形成建立了耦合的女性性功能障碍的方法。离散裂缝网络(DFN)中生成模型是基于蒙特卡罗方法。通过数值模拟,ccf的影响分布,ccf的力量,原位应力各向异性,注射速率、流体粘度对高频网络传播行为的调查。

<年代ec id="sec2"> 2。水力压裂试验的致密砂岩地层破裂了 2.1。压裂的准备样品

本文的研究对象是Quan-4致密砂岩在中国松辽盆地的形成。据统计的NFs 16取心井,58.3%的NFs倾角大于80°和有一个60°倾角大于73%,这表明NF骨折在这一领域主要。全尺寸的观察和测量岩石核心表明NF密度是0.24 - -0.85,平均为0.58。

一个新的人工实验模型在这项研究中定量分析CCF网络方向的影响高频的传播。与现有实验模型相比,新模型不仅包含ccf的几组不同的方向还有自然致密砂岩的力学性能接近。这个模型的制备过程包括两个关键步骤:

步骤(一):确定人工致密砂岩的灰浆配方

人工致密砂岩标本的材料包括天然石英砂、粘土、环氧树脂、增浓剂。砂浆配方的筛选步骤如图所示 1。根据不同的公式,砂浆混合,注入模具。砂浆标本压实压力下凝固48小时的孵化器和维护24小时。人工致密砂岩的标本与自然最近的物理和机械性能选择致密砂岩的力学性能试验和渗透试验每组砂浆标本。

制备过程的人工致密砂岩与多个ccf标本。

步骤(b):模拟水力压裂ccf的标本

人造的结构致密砂岩压裂标本图所示 1。样本大小是<在line-formula> 300年 毫米 × 300年 毫米 × 300年 毫米 。标本包含三层,每层100毫米厚。洛杉矶和L-C代表上下障碍,分别。是是水力压裂目标层,其中包含关闭了先前存在的骨折在不同的方向。制备过程如下:(I)砂浆倒入模具,在40 MPa压实压力下凝固。48小时后,上层屏障(桶)形成。(2)根据公式确定在步骤(a)中,砂浆准备和注入模具包含洛杉矶。然后,钢板(0.5毫米厚)插入到砂浆根据设计方向和位置。(3)所有钢板取出砂浆缓慢是凝固后的一个小时。包含桶的模具,是压缩在48小时内30 MPa的压力。 Then the preexisting fractures in L-B are closed and cemented under compaction pressure. (IV) The lower barrier is prepared according to step (I).

CCF之间的角度和水平最大主应力的方向被定义为 θ在这篇文章中。考虑到自然骨折不能在同一个方向,形成的角度 θ三个压裂ccf的标本将<在line-formula> 0 ° ± 15 ° ,<在line-formula> 45 ° ± 15 ° ,<在line-formula> 90年 ° ± 15 ° 。的比较的基本力学参数实验模型和人工自然致密砂岩表所示 1。

的基本力学参数实验模型和人工自然的致密砂岩。

抗压强度(MPa)抗拉强度(MPa)弹性模量(GPa)泊松比渗透率(10<年代up>3 μ米<年代up>2)孔隙度(%)61.86.524.90.190.2611.864.34.525.60.1680.4938.54
类型的标本
人工致密砂岩
自然致密砂岩
2.2。实验系统和程序

三轴液压压裂物理模拟实验系统的东北石油大学(图是用于我们的实验 2)。注射速度设置为5毫升/分钟,水平最大主应力与水平最小主应力将20 MPa和16 MPa,和垂直压力设置为25 MPa。光滑的水混合红色示踪剂的压裂液。声发射(AE)系统用于监控液压骨折的起始和传播在标本实验。八个AE传感器安装在槽加载的盘子。AE的频域系统125 - 750千赫,通道前置放大器的增益是40 dB。

水力压裂试验系统及声发射监测系统。

测试系统

声发射系统

 2.3。实验结果分析 2.3.1。水力裂缝几何分析

图 3(一个)的传播模式显示了HFs观察到洛杉矶,是之间的接口。黄色的线和红色线代表不受影响和沟通的ccf液压骨折,分别。可以看出,ccf的方向有一个对高频的传播行为产生重大影响。在样品# 1 (<在line-formula> θ = 0 ° ± 15 ° ),所有四个ccf高频的传播路径是由高频交流。由于ccf之间的小角度和水平最大主应力的方向,一个简单的裂缝与对称翼终于形成。在样品# 2 (<在line-formula> θ = 45 ° ± 15 ° ),高频与八ccf,有明显的偏差行为。有两个可能的传播行为后的高频遇到CCF:挠度以及CCF通过CCF和渗透。在标本# 3 (<在line-formula> θ = 90年 ° ± 15 ° ),高频穿透两个CCF在井筒附近重新启动经过短暂的扩展以及CCF的距离。随后,高频十字架通过剩下的ccf和传播水平最大主应力的方向。这表明几何和传播模式的HFs中最复杂,水平最大主应力方向之间的角度和CCPF 30°、60°之间。

水力裂缝形态观察到骨折标本的横截面和反映在AE数据。

几何上的高频和洛杉矶之间的接口是

几何AE信号的高频反射

 2.3.2。分析注射Pressure-Time曲线

注入pressure-time曲线的特点,可用于分析高频的传播行为。如图 4,高频的起始和传播过程可以分为四个阶段:

每个标本的注射pressure-time曲线。

样品# 1

样品# 2

标本# 3

阶段(我):增压和断裂起始阶段。注射压力和连续注入压裂液急剧增加。当注射压力超过岩石的抗拉强度和水平最小主应力,井筒周围的岩石优惠和最初的高频出现

(2)阶段:主要断裂传播阶段。岩石的主要高频传播矩阵。注射pressure-time曲线相对稳定,没有明显的波动

(3)阶段:骨折互动阶段。高频与先前存在的骨折明显,使注射压力波动明显

(IV)阶段:泵停止阶段。高频传播的边界样本,和注射压力曲线急剧下降

阶段的特点(我),(II)和(IV)的三个标本相似,但阶段(3)有不同的变化。标本的阶段(3)# 1,然后再增加注射压力降低了两次。高频与ccf相交时,ccf扩张和开放,和压裂液泄漏到开放骨折,使压降很大。开放骨折时充满了压裂液,再次注入压力增加,满足高频传播在岩石的力学条件矩阵。标本的阶段(3)# 2,注射压力曲线波动剧烈,有许多山峰。在这个阶段,高频的传播模式包括偏转和渗透。在岩石的重新启动矩阵的联合行动,先前存在的骨折,注射压力出现剧烈波动。标本的阶段(3)# 3,当高频与第一组先前存在的骨折,注射压力仅略有波动,持续一段时间。在随后的压裂过程中,注入压力的变化很小。这表明岩石中的高频主要传播矩阵与ccf没有显著的交互作用。

 3所示。油田规模水力压裂数值模拟

由于实验的仿真规模的限制,只有三个组进行水力压裂实验研究裂缝对高频的传播方向的影响。本文其他关键因素的影响在断裂的致密砂岩地层复杂断裂传播法律是通过一个二维数值模型研究了基于女性性功能障碍的方法。

<年代ecid="sec3.1"> 3.1。耦合Flow-Stress-Damage (FSD)数值方法

女性性功能障碍模型考虑流的耦合影响,压力,和损害渗透率变化传播造成的骨折和岩石损伤的演化。模型的假设如下:(1)水岩耦合关系是基于Terzaghi原理、岩石渗流符合达西定律,和岩石变形过程流固耦合符合毕奥整合理论。(2)材料的模型元素被认为是弹性脆性材料有一定的残余强度。(3)材料的损伤元素遵循针对摩尔-库仑失效准则和最大抗拉强度标准。(4)岩石非均质物质,其物理力学参数威布尔分布。

女性性功能障碍中的元素耦合模型中定义的五个州:弹性变形、拉伸断裂,压缩失败,拉伸分离,和压缩接触,如图 5(a)。每个元素的当前状态是由其破坏历史,当前的应力应变水平,材料属性。失败路径元素时发生损坏,接触,分离。当一个元素的应力状态满足强度准则,它开始累积损伤。弹性损伤力学,元素的弹性模量降低的伤害。基于应变等效假设,损害元素的弹性模量是由以下公式: (1) E d = 1 − D E 0 , 在哪里<在line-formula> D 损伤变量。

单轴应力下的弹性损伤本构关系的元素。

只有一个故障模式与残余强度弹性脆性元素。应该积极的压应力,应力-应变关系如图 5(b)。当元素的最小主应变超过单轴拉伸应变或最小主应力超过了单轴抗拉强度决定的测试中,它被认为是失败的拉伸模式。 (2) σ 3 ≤ σ t 0 , (3) ε 3 ≤ σ t 0 E 。

在多轴应力状态下,损伤变量元素的拉伸模式可以表示为: (4) D = 0 ε ¯ ≤ ε t 0 , 1 ε t 0 < ε ¯ ≤ ε t 1 , 1 ε ¯ > ε t 1 。

在这种情况下,元素是损坏后,元素的渗透系数可以表示如下: (5) K = K 0 e − β σ 3 − α p D = 0 , ξ K 0 e − β σ 3 − α p 0 < D ≤ 1 。

当元素的剪切应力满足莫尔-库仑破坏准则,它在剪切模式被认为是失败。 (6) σ 1 − σ 3 1 + 罪 φ 1 − 罪 φ ≥ σ c 0 。

在多轴应力状态下,损伤变量的元素剪切模式可以表示为: (7) D = 0 ε 1 < ε c 0 , 1 − σ r c ε 1 E 0 ε c 0 ≤ ε 1 。

在这种情况下,元素是损坏后,元素的渗透系数可以表示如下: (8) K = K 0 e − β σ 1 − α p D = 0 , ξ K 0 e − β σ 1 − α p D > 0 。 在哪里<在line-formula> ε ¯ 相当于主应变的成员;<在line-formula> ε t 0 弹性极限应变;<在line-formula> ε t 1 是元素完全破坏时极限抗拉应变;<在line-formula> ξ 是渗透率损害的因素;<在line-formula> σ 1 和<在line-formula> σ 3 最大和最小有效主应力;<在line-formula> σ t 0 和<在line-formula> σ c 0 失败的拉伸断裂强度和抗压强度的元素;<在line-formula> σ r t 元素的剩余抗拉强度;<在line-formula> K 渗透系数。

与其他水力压裂数值模拟模型相比,女性性功能障碍耦合模型是基于有限元与统计损伤理论。它认为材料属性的异质性,可以模拟动态异构储层的压裂过程。

<年代ec id="sec3.2"> 3.2。数值模型的适用性验证

验证了数值方法的适用性和准确性,一个二维数值模型建立了水力压裂实验。这个模型的大小<在line-formula> 400年 毫米 × 400年 毫米 ,包含40000个元素。先前存在的骨折的位置和方向是一致的实验模型。渗流边界的流率0是应用在模型。压力条件和岩石力学参数相同的实验,如表所示 2。

力学参数的数值模型。

岩石基质天然裂缝3所示。52.525.03所示。062.05.06.50.50.20.250.20.30.33所示。00.120.50.10.1
参数
同质性
弹性模量(GPa)
抗压强度(MPa)
抗拉强度(MPa)
泊松比
剩余强度系数
渗透率(10<年代up>3 μ米<年代up>2)
孔隙度(%)
耦合系数
3.2.1之上。水力裂缝几何分析

从图可以看出 6断裂传播模式的数值模拟与实验吻合较好。交互阶段(第三阶段)的三个数值模型是显著不同的。样品# 1的数值模型最后出现一个简单的高频沿水平最大主应力的方向,这与实验结果是一致的。值得注意的是,在高频与CCF相交,一些元素出现在CCF的破坏。随着水压的增加,高频遇到CCF,受损的元素在CCF的数量增加迅速。高频连接整个CCF在大约5次步骤。数值模型的样品# 2,高频与第一组ccf,由传播模式包括渗透和偏转。分支骨折后形成在数值模型中,一些HFs中变化的传播方向和HFs的几何形状变得复杂。数值模型的标本# 3,第一组的高频稍微偏转ccf,然后传播到岩石矩阵与一个短偏距。然后,通过剩余的ccf高频穿透。 In this process, only a few damage elements appear near the interaction point, and the CCFs remain closed.

传播模式的HFs中不同阶段的每个数值模型。

样品# 1

样品# 2

标本# 3

 3.2.2。分析注射Pressure-Time曲线

在图 7,样品的起始压力# 1是23.4 MPa。注射压力急剧降低,增加再一步40和70步,分别。这些都是高频与ccf交互的时刻。由于试样的表面法向应力CCF # 1小,连接CCF完全损坏。因此,压裂液的过滤到先前存在的骨折是重要的,和注射压力曲线是大大减少。

注射压力曲线不同的数值模型。

样品的起始压力# 2是24.4 MPa。注射压力大幅波动从20到114步。在这个阶段,复杂的分支传播骨折出现由于多种交互模式的高频和ccf之间。暴力交互伴随着频繁的过滤和压力,从而导致注射压力曲线的剧烈波动。在步骤114,注射压力急剧下降,这是当第二盘的高频相交ccf和偏转了骨折。120年一步之后,尽管注射压力波动,总体压力低于20 - 114步。在这个阶段中,高频不仅将沿着打开ccf还继续扩大在岩石中矩阵。

较其他两组实验中,起始压力(26.6 MPa)和传播标本# 3的压力都大。除此之外,整个压裂过程中标本# 3持续很长一段时间(276步),这是由于高频岩石的主要传播矩阵。在步骤78,注射压力略有降低,迅速上升。此时,第一组ccf的高频相交,和注射压力下降低过滤的效果。然而,由于大型正应力在标本CCF # 3, CCF打开很大的阻力。因此,高频repenetrates两CCF经过短暂的扩展以及CCF的距离。90步后,注射压力是相对稳定的,这表明,高频岩石的渗透通过剩下的ccf和传播矩阵。

3.3。水力压裂数值模型与离散裂缝网络(DFN)

研究其他关键因素对传播行为的影响在致密砂岩地层的HFs CCF网络,建立了油田规模数值模型基于FSD耦合方法,如图 8。模型的大小<在line-formula> 400年 米 × 600年 米 ,包含240000个元素。二维DFN生成程序生成基于蒙特卡罗方法。根据裂缝几何参数从现场统计,获得了DFN插入数值模型。的断裂参数随机建模方法主要包括长度、方位,开放,和密度。本文对ccf的影响在HFs传播,因此裂缝张开度的影响是不考虑。ccf的宽度相当于一个元素的宽度。有两组ccf数值模型,及相关参数表 3。的方位角<在line-formula> θ ccf的方向之间的角度和水平最大主应力的方向。在了DFN模型中,ccf的长度满足正态分布,以及ccf的方位角度满足对数正态分布。数值模型的物理力学参数如表所示 2。模型的中间,有一个穿孔平行于水平最大主应力的方向与长度5米。

二维数值模型的水力压裂裂缝致密砂岩的形成。

了DFN模型的几何参数。

密度CCF的长度(米)方位角(°)标准偏差分布类型平均值标准偏差分布类型0.00520.10正态分布457对数正态分布0.00520.10-45年7
集团
平均值
#一个
# b
4所示。数值模拟结果的分析 4.1。ccf分布方向的影响

在数值模型中,方位角( θ天然裂缝)的两组设置为±15°,±30°±45°±60°±75°±90°,标准偏差为0。注射速度是10米<年代up>3/分钟,压裂液的粘度是60 mPa·s,以及CCF的抗拉强度设置为1 mPa。地应力是设置为<在line-formula> σ H = 35 MPa ,<在line-formula> σ h = 30. MPa 。尽管数值模拟包括六组,我们只比较四组有显著差异,以便分析。这四组仿真结果可以代表所有模拟的发展趋势。

如图 9,当方位角<在line-formula> θ 小于30°,沿着ccf的HFs中主要传播只有一个小挠度。当<在line-formula> θ 很小,ccf的正应力作用很小。ccf的高频相交后,ccf很容易打开。打开ccf的感应下,高频传播沿裂缝方向发展方向。当方位角<在line-formula> θ ±45°,偏转幅度高频大当遇到ccf。除此之外,还有一些分支骨折HFs的传播路径,压裂后裂缝几何复杂。当方位角<在line-formula> θ ±60°,沿着ccf大幅HFs中转移。有很多种复合断裂传播模式,如渗透率、分支、偏转和抵消。当方位角<在line-formula> θ ±60°,水力压裂后的裂缝几何是最复杂的。当方位角<在line-formula> θ ±75°,高频的挠度幅值沿ccf变得越来越小。高频的传播模式主要渗透或repenetrates CCF经过短暂的扩展距离沿着CCF伴随着少量的分支断裂。

在不同的传播模式HFs断裂分布的方向。

θ = ± 30. °

θ = ± 45 °

θ = ± 60 °

θ = ± 75年 °

图 10显示了注入pressure-step曲线的数值模型。高频的起始压力往往与方位角的增加逐渐增加<在line-formula> θ 。越小<在line-formula> θ 是,沿着ccf高频将越容易转移,需要传播的压力越低。相反,越大<在line-formula> θ 是,越容易通过ccf的高频将十字架和传播在岩石中矩阵。

注入pressure-step曲线在不同ccf分布方向。

在图 11总等效水力裂缝长度(EL)和传播领域的复杂裂缝网络(PA)随着方位角的增加而增加<在line-formula> θ 从15°到60°。当<在line-formula> θ 超过60°,EL和PA再次降低。当<在line-formula> θ 范围从60°、45°CCF的正应力作用很小,沿着CCF的剪切应力很大。ccf复杂断裂行为,如膨胀,开放,和剪切滑动,和高频等多种传播模式渗透,挠度和抵消。因此,当<在line-formula> θ 范围从60°、45°EL和PA可以满足增加石油和天然气生产的要求。

总等效水力裂缝的长度和传播区域复杂的裂缝网络。

 4.2。ccf抗拉强度的影响

建立DFN根据参数表 3。其他参数保持不变的条件下,ccf的抗拉强度是设置为0.1 MPa, 0.4 MPa, 0.7 MPa, 1.0 MPa, 1.3 MPa,分别和1.6 MPa。

图 12显示了四个代表断裂传播模式的比较。水力压裂后的高频网络的复杂性随抗拉强度的增加从0.1 MPa ccf到1.6 MPa。当CCF的力量很小,CCF更容易被激活在水力压裂过程中,促进形成偏转或分支断裂。当ccf的抗拉强度大,产生的应力在高频的尖端不足以驱动ccf的激活开放。在这种情况下,高频的可能性和距离偏差很小,和水力压裂后的裂缝网络的复杂性较低。

水力裂缝延伸模式下不同的ccf抗拉强度。

σ t n f = 0.4 MPa

σ t n f = 0.7 MPa

σ t n f = 1。0 MPa

σ t n f = 1。3 MPa

在图 13ccf的拉伸强度几乎没有影响高频的起始压力当ccf的方位角不变。启动压力范围从36.3 ~ 37.9 MPa。然而,ccf的抗拉强度影响高频传播的压力。ccf的传播压力增加而增加抗拉强度。在天然裂缝性油藏,HFs中主要沿着ccf转移和传播或分支的交点。因此,ccf的抗拉强度越大,裂缝延伸阻力就越大,需要克服。

注入pressure-step ccf的曲线在不同的拉伸强度。

在图 14、EL和PA与ccf的抗拉强度负相关。在相同的应力状态下,ccf开放和剪切滑动阻力减少ccf的抗拉强度降低。ccf的抗拉强度越小,ccf的激活程度越大,HFs中更容易沟通更多分支传播骨折。

总等效水力裂缝的长度和传播区域复杂的裂缝网络。

 4.3。原位应力各向异性的影响

建立DFN根据参数表 3。数值模型集的最小水平主应力(<在line-formula> σ h )30 MPa和最大水平主应力变化(<在line-formula> σ H )调整地应力的各向异性。模型的水平地应力差异如下:0 MPa, 1.5 MPa, 3.0 MPa, 4.5 MPa, 6.0 MPa, 7.5 MPa。数值模型的其他参数保持不变。

图 15显示了四个代表断裂传播模式的比较。水平地应力差异(<在line-formula> Δ σ )有一个显著的影响在HFs的传播模式。当<在line-formula> Δ σ 是0 MPa,地应力没有控制裂缝延伸方向。HFs中主要传播沿ccf交集后,和HFs的整体传播方向与ccf的分布方向是一致的。在这个时候,虽然断裂形态复杂,高频的传播长度是有限的。当<在line-formula> Δ σ 1.5 MPa,现场的控制应力各向异性传播方向上的HFs中增加,但大多数HFs中仍然沿着ccf传播大偏转角。当<在line-formula> Δ σ 3 MPa和6 MPa,高频和CCF有明显的交互行为,压裂裂缝的几何是复杂和传播长度长。当<在line-formula> Δ σ 超过6 MPa,地应力有很强的控制裂缝延伸。HFs的偏转行为减少而渗透和抵消行为增加。虽然高频有很好的传播长度、水力压裂后裂缝形态的复杂性降低。

水力裂缝延伸模式下不同的原位应力各向异性。

Δ σ = 0 MPa

Δ σ = 3 MPa

Δ σ = 4.5 MPa

Δ σ = 7.5 MPa

在图 16,高频的起始压力从37.7 MPa略有增加到38.6 MPa的增加<在line-formula> Δ σ 。高频的启动主要克服的总和水平最小主应力和岩石抗拉强度。在这组模拟,<在line-formula> σ h 是一个固定值,因此启动压力的变化非常小。然而,传播高频压力增加而增加的<在line-formula> Δ σ 。的增加<在line-formula> σ H 将增加法向应力作用在CCF的表面,和电阻时要克服高频传播以及CCF将会增加。

注入pressure-step曲线在不同的原位应力各向异性。

在图 17,EL和PA先增加,然后降低<在line-formula> Δ σ 从0 MPa提高到7.5 MPa。EL达到最大的时候<在line-formula> Δ σ 4.5 MPa, PA时达到最大呢<在line-formula> Δ σ 是3 MPa。这表明当<在line-formula> Δ σ 小于3 MPa,高频的传播是由ccf的方向,这不能保证有效传播长度。然而,当<在line-formula> Δ σ 超过6 MPa时,高频的传播是由地应力和高频偏转和分支的程度很低。

总等效水力裂缝的长度和传播区域复杂的裂缝网络。

 4.4。注射速率的影响

建立DFN根据参数表 3。压裂液的注入速度设置为4米<年代up>3/分钟,6米<年代up>3/分钟,8米<年代up>3/分钟,10 m<年代up>3/分钟,12米<年代up>3/分钟,14米<年代up>3分别/分钟。地应力是设置为<在line-formula> σ H = 35 MPa ,<在line-formula> σ h = 30. MPa 。数值模型的其他参数保持不变。

在图 18当注射速率4 ~ 6米<年代up>3/分钟,高频与ccf,形成分支和偏转传播模式,但分支和骨折的偏转程度很小。当注射速率增加到8米<年代up>3/分钟,HFs和ccf之间的互动加强,和HFs的几何形态更加复杂。总的来说,水力压裂后裂缝网络变得更加复杂与压裂液的注入量的增加。

水力裂缝延伸模式在不同注入率。

R 在 = 4 米 3 / 最小值

R 在 = 8 米 3 / 最小值

R 在 = 12 米 3 / 最小值

R 在 = 14 米 3 / 最小值

在图 19高频的起始压力从39.7 MPa提高到44.3 MPa随着喷射率的增加。此外,注射速率越高,压力上升速度越快穿孔和破裂起始速率。传播的高频压力与注射速率呈正相关,而水力压裂时间与注入率负相关。

注入pressure-step曲线在不同注入率。

在图 20.EL和PA与注入量的增加逐渐增加。然而,当注射速率增加从12米<年代up>314米/分钟<年代up>3/分钟,EL和PA的增长率下降。这表明适当增加注入压裂液率有利于改善水力裂缝网络的复杂性和扫描区域。不过,当注射速率超过12米<年代up>3/分钟,压裂改造效果的改善程度的注射速率不再增加明显。

总等效水力裂缝的长度和传播区域复杂的裂缝网络。

 4.5。压裂液粘度的影响

建立DFN根据参数表 3。压裂液的粘度是设置为20 mPa·年代,40 mPa·年代,60 mPa·s, 80 mPa·s, 100 mPa·s,分别为120 mPa·s。地应力是设置为<在line-formula> σ H = 35 MPa ,<在line-formula> σ h = 30. MPa 。数值模型的其他参数保持不变。

在图 21,当流体粘度20 mPa 40 mPa·s·s和HFs的传播模式是错综复杂,形成纵横交错的网络骨折模型。但当流体粘度超过60 mPa·年代,HFs的复杂性逐渐随流体粘度的不断增加而减小。

水力裂缝延伸模式在不同压裂液粘度。

η = 20. mPa · 年代

η = 40 mPa · 年代

η = 60 mPa · 年代

η = 80年 mPa · 年代

在图 22,高频的起始压力逐渐从36.15 MPa提高到40.05 MPa,流体粘度的增加。流体粘度越高,高频的起始速度越快。之间存在着良好的正相关裂缝延伸压力和压裂液粘度。当骨折稳定扩展,高粘度压裂液将遇到更大的阻力流入裂缝时,和更大的注入压力必须保持高频的传播。

注入pressure-step曲线在不同压裂液粘度。

在图 23,EL和PA时增加流体的粘滞性增加20 mPa 40 mPa·s·s。但当流体粘度超过60 mPa·年代,水力压裂后的EL和PA逐渐减少。这表明在天然裂缝性致密油储层,适当增加粘度可以降低压裂液的滤失,促进裂缝延伸。然而,当粘度过高,压裂液的抗裂缝太大,这限制了断裂传播,最终导致了复杂的裂缝网络只在有限范围内形成穿孔。

总等效水力裂缝的长度和传播区域复杂的裂缝网络。

 5。结论

在这篇文章中,一个新的实验室压裂实验模型设计,不仅自然致密砂岩力学性能接近但还包含几组封闭巩固现有骨折。基于研究断裂的影响网络通过水力压裂实验,对水力裂缝延伸方向field-scaled水力压裂数值模型相结合建立了天然裂缝性致密砂岩地层FSD耦合模型和蒙特卡罗模拟方法。天然裂缝分布的影响方向,自然断裂拉伸强度、原位应力各向异性、压裂液注入率,和压裂液粘度的传播复杂的裂缝网络由这个数值模型进行了研究。它可以总结如下。

实验结果表明,当<在line-formula> θ 是<在line-formula> 45 ° ± 15 ° ;高频有两种传播行为与ccf交互时:渗透和偏转,从而导致心衰最复杂的几何图形。数值模拟结果表明,当<在line-formula> θ 范围从60°、45°高频的传播路径上的ccf包括各种复杂断裂行为,如膨胀,开放和剪切滑动。这使得高频出现在许多传播模式如渗透率、偏转、分支和抵消。数值模拟结果与实验结果有很好的一致性

ccf的抗拉强度对高频有重大影响的传播模式。的减少ccf的抗拉强度,ccf通过HFs中连接数量的增加,和HFs中偏转幅度的增加

当水平地应力差小于3 MPa,高频的传播行为是由ccf的分布方向,和水力裂缝的有效传播长度高频是有限的。水平应力差超过6 MPa时,高频传播是由原位应力各向异性,和HFs的复杂性和扩散面积是有限的。因此,当致密砂岩地层的水平应力差是3 ~ 6 MPa范围内的传播和扩散长度的高频区域网络同时可以保证

压裂液的注入量的增加有利于提高高频网络的复杂性和传播范围,但改善程度的压裂改造效果通过增加注入量超过12米时不再是显而易见的<年代up>3/分钟

一个适当的提高压裂液的粘度可以减少过滤损失,促进心衰的扩张。然而,当流体粘度过高,压裂液的抗断裂过高,这将导致复杂的裂缝网络只出现在一个有限的范围在穿孔

命名法 心力衰竭:

液压骨折

 尼克-弗瑞:

天然裂缝

 CCF:

关闭了骨折

 女性性功能障碍:

Flow-stress-damage耦合模型

 DFN:

离散裂缝网络

 θ:

水平最大主应力之间的角度和既存的骨折

 Δσ:

水平地应力差

 埃尔:

总等效水力裂缝长度

 PA:

传播区域的复杂的裂缝网络

 K:

渗透系数

 D:

损伤变量

 ξ:

渗透率损害因素

 ε t0:

弹性极限应变

 ε t1:

极限抗拉应变

 σ t0:

拉伸断裂强度

 σ c0:

抗压破坏强度

 σ<年代ub>rt :

残余元素的抗拉强度。

 数据可用性

使用的数据来支持本研究的发现可以从相应的作者。

<年代ec sec-type="COI-statement"> 的利益冲突

作者宣称,他们没有利益冲突。

确认

这项研究是支持重点实验室的开放项目提高原油采收率(东北石油大学),教育部,研究东北石油大学(没有启动项目。1305021857),东北石油大学的青年学术人才培养项目(没有。15041260501),研究近井水平井定向压裂的裂缝延伸非常规储层(F2020187)。

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