CN111322050B - 一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法 - Google Patents

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CN111322050B CN202010329503.9A CN202010329503A CN111322050B CN 111322050 B CN111322050 B CN 111322050B CN 202010329503 A CN202010329503 A CN 202010329503A CN 111322050 B CN111322050 B CN 111322050B
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Abstract

本发明公开了一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法：获取储层参数、完井参数和压裂施工参数；通过位移不连续方法建立水力压裂流固耦合模型；建立页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型；基于储层参数、完井参数和压裂施工参数计算页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝的几何参数；基于段内密切割暂堵压裂后的水力裂缝几何参数以及暂堵作业结果对施工参数进行优化。本发明提高了密切割暂堵工艺在页岩储层改造中的适用性，达到优化施工设计、提高开发效果的目的。

Description

一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法
技术领域
本发明涉及石油工程中页岩储层水平井分段多簇压裂改造技术，具体涉及一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法。
技术背景
社会的发展离不开能源的支撑，能源供给关乎国家安全。随着中国经济的不断发展，对油气资源的需求逐年攀升，国内油气资源产出与国外油气资源进口之间的差距不断增大，对国家经济发展以及能源安全产生了巨大的隐患。随着新时代的到来，创新、协调、绿色等发展理念主导了国家经济发展的主旋律，同时也对中国的能源消费提出了新的要求。在常规油气资源开发满足不了国内需求的前提，加快对致密油气、页岩油气、煤层气以及天然气水合物等非常规能源的勘探开发成为了中国油气资源开发的重要任务。页岩气是指以吸附态和游离态存在于富集在有机质泥页岩及其夹层中的天然气。中国页岩气资源丰富，分布较广，技术可采储量约为21.8万亿立方米，加快对页岩气资源的开发与利用能有效填补国内天然气资源的空缺，对保障国家能源安全具有重要意义。页岩储层具有低孔、低渗的特点，使用常规油气开采工艺基本得不到工业气流，需要对页岩储层进行改造才能实现对页岩气的有效开采。水力压裂是实现页岩气商业开采的关键工艺，通过将水平井钻井技术与水利压裂技术相结合，对页岩储层进行改造，在储层中形成具有高导流能力的填砂裂缝，增大储层的暴露面积，有效减少页岩气在孔道中的渗流距离，极大地提高单井产量。页岩储层的非均质性较强，发育有大量的天然裂缝，水力压裂产生人工裂缝在扩展延伸的过程中会沟通这些天然裂缝形成复杂缝网，能极大提高页岩气的开发效果。对于地应力差大、非均质性强的页岩储层，常规的水平井分段压裂工艺难以形成复杂的水力裂缝网络，页岩气的开发效果较差。针对难以形成复杂封网的问题，有学者提出通过缩短水平井段内多簇压裂过程中的簇间距来增大水力裂缝密度，对储层进行密切割，充分“打碎”储层，增大页岩气的解吸速率，对于强应力干扰下水力裂缝难以扩展的难题，则通过缝口暂堵的方式，限制优势扩展裂缝的进液量，逼迫压裂液进入扩展受抑制的裂缝，实现受抑制裂缝的再次扩展，最终在页岩储层难以形成缝网的条件下能有效提高页岩气开发效果。目前，水平井段内密切割暂堵压裂工艺尚未成熟，国内很少有密切割暂堵压裂现场作业的相关报道，对于暂堵后受抑制裂缝再次扩展的规律尚不明确，对现场密切割暂堵压裂施工设计造成极大的困难。因此，通过数值模拟方法研究页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝延伸特征，进行密切割暂堵压裂工艺施工参数优化，对提高地应力差大、非均质性强页岩储层的改造效果具有重大意义。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提供一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法，考虑了裂缝间的应力干扰、天然裂缝以及压裂液滤失的影响，针对尚未成熟的水平井段内密切割暂堵压裂工艺进行了施工参数优化，提高了密切割暂堵工艺在页岩储层改造中的适用性，达到优化施工设计、提高开发效果的目的。
具体提供的技术方案是：一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法，包括以下步骤：
步骤S10、获取储层参数、完井参数、压裂施工参数；
步骤S20、通过位移不连续方法建立水力压裂流固耦合模型；
步骤S30、建立页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型；
步骤S40、基于储层参数、完井参数和压裂施工参数计算页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝的几何参数；
步骤S50、基于裂缝延伸与暂堵作业结果进行页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工参数优化。
进一步的，对于所述步骤S20中水力压裂流固耦合模型中流动场模型为：
Figure BDA0002464441390000021
Figure BDA0002464441390000022
式中：Qc表示流经射孔孔眼的压裂液流量；Q表示水力裂缝中的压裂液流量；QT表示压裂施工过程中总压裂液流量；ppf表示水平井筒射孔孔眼处的摩阻；p表示压裂液在水力裂缝中的流动摩阻；n`表示流体幂律指数；k`表示流体粘度指数；ρs表示压裂液的密度；n表示射孔个数；d表示射孔直径；c表示流动系数；Li(t)表示t时刻第i条水力裂缝的缝长；h表示水力裂缝的缝高；w表示水力裂缝的缝宽；N表示水力裂缝数目；CL表示压裂液滤失系数；t表示当前压裂施工时间；τ表示裂缝开启时间；g表示对时间的积分变量；x表示对长度的积分变量。
所述步骤S20中水力压裂流固耦合模型中应力场模型为：
Figure BDA0002464441390000031
Figure BDA0002464441390000032
式中：N表示水力裂缝单元总数；
Figure BDA0002464441390000033
表示边界应变影响系数矩阵，表征第j个裂缝单元的位移不连续量对第i个裂缝单元应力的影响；
Figure BDA0002464441390000034
表示由第j个裂缝单元的位移不连续量
Figure BDA0002464441390000035
在第i个裂缝单元处产生的应力，σs、σn分别表示沿裂缝单元的切向与法向应力，Ds、Dn分别表示裂缝单元的切向与法向位移不连续量；Tij表示缝高修正系数，用于修正二维裂缝模型中裂缝高度的影响；h表示裂缝高度；dij表示第i个裂缝单元中点与第j个裂缝单元中点之间的距离。
进一步的技术方案是，对于所述步骤S30中页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型为：
Figure BDA0002464441390000036
Figure BDA0002464441390000037
Figure BDA0002464441390000038
Figure BDA0002464441390000041
pnf>σnf+σT
|τnf|>τ0+Kf(σnf-pnf)
式中：Ke表示等效应力强度因子；α表示裂缝单元的角度；E表示杨氏模量；ν表示泊松比；a表示裂缝单元半长；
Figure BDA0002464441390000042
分别表示裂缝尖端单元的法向与切向位移不连续量；σxx、σxx、τxy分别表示直角坐标系下由诱导应力与原地应力共同作用于天然裂缝处的应力场；σr、σθ、τrθ分别表示由σxx、σxx、τxy转换为以接触点为原点所建立的极坐标系下天然裂缝处的应力场；σH、σH分别页岩储层水平最大与最小主应力；r表示极坐标系下的的极径；θ表示水力裂缝与天然裂缝间的逼近角；KI、KII分别表示I型(拉张型)与II型(剪切型)应力强度因子；pnf表示水力裂缝与天然裂缝交点处的流体压力；σnf、τnf分别表示天然裂缝壁面上的法向与切向应力；σT、τ0分别表示天然裂缝的抗拉与抗剪强度；Kf表示天然裂缝壁面的摩擦系数。
本发明的优点在于：本发明基于位移不连续方法，考虑水力裂缝与天然裂缝相互作用、缝间应力干扰以及压裂液滤失的影响，建立了页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型，能快速计算出压裂过程中水力裂缝的几何参数，准确得到不同施工条件下暂堵后裂缝再次扩展规律，并基于实现各簇裂缝有效扩展并形成有效裂缝的目标，对压裂工艺中的暂堵作业次数、压裂液排量等施工参数进行优化，为该项工艺的实际工程应用提供了理论指导与实践。
附图说明
图1为本发明的流程框图；
图2为实施例一的天然裂缝分布示意图；
图3为实施例一的密切割暂堵压裂过程中压裂液流动模型；
图4为实施例一的水力裂缝逼近天然裂缝示意图；
图5为实施例一的排量12m3/min下五簇裂缝密切割暂堵压裂裂缝扩展模拟结果；
图6为实施例一的排量14m3/min下五簇裂缝密切割暂堵压裂裂缝扩展模拟结果；
图7为实施例二的排量12m3/min下七簇裂缝密切割暂堵压裂裂缝扩展模拟结果；
图8为实施例二排量14m3/min下七簇裂缝密切割暂堵压裂裂缝扩展模拟结果；
图9为实施例二排量16m3/min下七簇裂缝密切割暂堵压裂裂缝扩展模拟结果。
具体实施方式
根据发明的内容说明，以施工参数中的施工排量作为优化目标参数进行举例，结合实施例一、实施例二和附图对本发明做更进一步的说明。
实施例一
如图1所示，本发明主要内容为一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法，主要步骤包括：
步骤S10、获取储层参数、完井参数、压裂施工参数；
其中，储层参数包括储层厚度、杨氏模量、剪切模量、泊松比、水平最大主应力、水平最小主应力、储层岩石断裂韧性以及天然裂缝的平均长度、角度、密度、抗拉强度、抗剪强度、裂缝面摩擦系数等；完井参数包括射孔簇数、射孔个数和射孔直径；施工参数包括压裂液流变参数、施工排量等。为说明本发明的优化方法，本实例采用江汉油田某区块Y井页岩储层的相关地质参数，如表1所示，天然裂缝随机生成，分布示意图如图2所示。
江汉油田某区块Y井页岩储层地质参数
Figure BDA0002464441390000051
Figure BDA0002464441390000061
步骤S20、通过位移不连续方法建立水力压裂流固耦合模型；
其中，水平井段内密切割暂堵压裂过程中压裂液流动模型如图3所示，主要包括压裂液在射孔孔眼处的流动、压裂液在水力裂缝中的流动。流固耦合中的流场模型为：
Figure BDA0002464441390000062
Figure BDA0002464441390000063
式中：Qc表示流经射孔孔眼的压裂液流量；Q表示水力裂缝中的压裂液流量；QT表示压裂施工过程中总压裂液流量；ppf表示水平井筒射孔孔眼处的摩阻；p表示压裂液在水力裂缝中的流动摩阻；n`表示流体幂律指数；k`表示流体粘度指数；ρs表示压裂液的密度；n表示射孔个数；d表示射孔直径；c表示流动系数；Li(t)表示t时刻第i条水力裂缝的缝长；h表示水力裂缝的缝高；w表示水力裂缝的缝宽；N表示水力裂缝数目；CL表示压裂液滤失系数；t表示当前压裂施工时间；τ表示裂缝开启时间；g表示对时间的积分变量；x表示对长度的积分变量。
其中，基于位移不连续方法，流固耦合模型中的应力场模型为：
Figure BDA0002464441390000064
Figure BDA0002464441390000065
式中：N表示水力裂缝单元总数；
Figure BDA0002464441390000066
表示边界应变影响系数矩阵，表征第j个裂缝单元的位移不连续量对第i个裂缝单元应力的影响；
Figure BDA0002464441390000071
表示由第j个裂缝单元的位移不连续量
Figure BDA0002464441390000072
在第i个裂缝单元处产生的应力，σs、σn分别表示沿裂缝单元的切向与法向应力，Ds、Dn分别表示裂缝单元的切向与法向位移不连续量；Tij表示缝高修正系数，用于修正二维裂缝模型中裂缝高度的影响；h表示裂缝高度；dij表示第i个裂缝单元中点与第j个裂缝单元中点之间的距离。
步骤S30、建立页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型；
其中，当水力裂缝未逼近天然裂缝时，裂缝扩展准则未最大周向应力准则，通过计算裂缝尖端单元的等效应力强度因子Ke，当Ke值大于岩石的断裂韧性后，裂缝发生扩展。
Figure BDA0002464441390000073
Figure BDA0002464441390000074
式中：Ke表示等效应力强度因子；α表示裂缝单元的角度；E表示杨氏模量；ν表示泊松比；a表示裂缝单元半长；
Figure BDA0002464441390000075
分别表示裂缝尖端单元的法向与切向位移不连续量；KI、KII分别表示I型(拉张型)与II型(剪切型)应力强度因子。
其中，当水力裂缝逼近天然裂缝时，二者相互作用示意图如图4所示，水力裂缝产生的诱导应力与原地应力在天然裂缝壁面产生的组合应力场为：
Figure BDA0002464441390000076
式中：σxx、σxx、τxy分别表示直角坐标系下由诱导应力与原地应力共同作用于天然裂缝处的应力场；σH、σH分别页岩储层水平最大与最小主应力；r表示极坐标系下的的极径；θ表示水力裂缝与天然裂缝间的逼近角。
将上述直角坐标系下的应力场进行坐标转换到以水力裂缝与天然裂缝接触点为原点所建立的极坐标系下天然裂缝处的应力场：
Figure BDA0002464441390000081
式中：σr、σθ、τrθ分别表示由σxx、σxx、τxy转换为以接触点为原点所建立的极坐标系下天然裂缝处的应力场。
当水力裂缝逼近天然裂缝时，水力裂缝穿过天然裂缝的判断准则为：
pnf>σnf+σT
式中：pnf表示水力裂缝与天然裂缝交点处的流体压力；σnf表示天然裂缝壁面上的法向应力；σT表示天然裂缝的抗拉强度。
当水力裂缝逼近天然裂缝时，水力裂缝沿天然裂缝的判断准则为：
|τnf|>τ0+Kf(σnf-pnf)
式中：τnf表示天然裂缝壁面上的切向应力；τ0示天然裂缝的抗剪强度；Kf表示天然裂缝壁面的摩擦系数。
步骤S40、基于储层参数、完井参数和压裂施工参数计算页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝的几何参数；
在施工排量12m3/min条件下，五簇水力裂缝进行密切割暂堵压裂裂缝扩展数值模拟得到各个阶段模拟计算结果如图5所示，包括未暂堵、第一次暂堵、第二次暂堵共三个不同阶段下的裂缝几何形态分布结果。
步骤S50、基于裂缝延伸与暂堵作业结果进行页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工参数优化；
当排量为12m3/min时，完成五簇裂缝的暂堵压裂共需要进行两次暂堵作业，且第二次作业以后得到的裂缝缝宽较低。为减少暂堵作业次数，增大压裂作业的成功率，同时增加压裂后裂缝的缝宽，此需要对施工参数进行优化调整。现增大施工排量至14m3/min，密切割暂堵压裂裂缝扩展数值模拟后得到的结果如图6所示，包括未暂堵、第一次暂堵共两个不同阶段下的裂缝几何形态分布结果。可以发现，在增大排量后，暂堵作业的次数减少，未暂堵阶段裂缝均匀扩展的数目增大，平均缝宽增加。因此，在上述模拟参数的基础上，针对五簇裂缝的密切割暂堵压裂，若要减少暂堵作业次数，增大裂缝的平均缝宽，优化后施工排量需维持在14m3/min及以上。
实施例二
为进一步说明本发明的优化方法，依旧以施工排量最为优化参数进行举例，并实施例二在实施例一的基础上进行改动，将裂缝簇数由五簇增加至七簇，进行密切割暂堵压裂施工排量优化。
骤S10、获取储层参数、完井参数、压裂施工参数；
实施例二中的参数如表1所示，仅对裂缝的簇数进行改动，设为七簇，天然裂缝的分布不改变，仍采图2中的分布模式。
步骤S20、通过位移不连续方法建立水力压裂流固耦合模型；
七簇裂缝条件下水平井密切割暂堵压裂流固耦合模型建立过程通实施例一中过程一致。
步骤S30、建立页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型；
七簇裂缝条件下页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型不改变，与实施例一中扩展模型相同。
步骤S40、基于储层参数、完井参数和压裂施工参数计算页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝的几何参数；
在施工排量12m3/min条件下，七簇水力裂缝进行密切割暂堵压裂裂缝扩展数值模拟得到各个阶段模拟计算结果如图7所示，包括未暂堵、第一次暂堵、第二次暂堵以及第三次暂堵共四个不同阶段下的裂缝几何形态分布结果。
步骤S50、基于裂缝延伸与暂堵作业结果进行页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工参数优化；
在施工排量为12m3/min条件下，七簇裂缝完成暂堵压裂需进行3次暂堵施工作业，暂堵次数大于五簇裂缝时的情况。在该排量下，除了第3次暂堵作业后剩一簇裂缝扩展外，其余状态下只有两条裂缝对称式扩展，表明在该排量下无法实现多余两条裂缝同时扩展，同时由于单段内存在多条水力裂缝，先扩展形成的水力裂缝对后扩展形成的水力裂缝会产生较强烈的缝间干扰作用，使得在该排量下通过密切割暂堵压裂得到的水力裂缝平均缝宽值较小，不利于压裂过程中支撑剂输运作业。
为增加同一时间内裂缝扩展的数目，缩段暂堵作业次数与时间，同时增大平均缝宽，现对施工排量进行优化。在不改变其余参数的条件下，改变施工排量，从12m3/min分别增加至14m3/min、16m3/min，拟得到各个阶段模拟计算结果如图8和图9所示。可以发现，当增大施工排量为14m3/min，暂堵作业的次数并未发生变化，完成整个压裂过程仍需要三次暂堵作业，但在每一阶段完成后形成的水力裂缝缝宽都比12m3/min排量下压裂形成的缝宽大。当排量增大至16m3/min，除了缝宽有明显的增大外，在第二次暂堵后，出现三条裂缝同时扩展的现象，暂堵作业由减少至两次，因为在每进行一次暂堵作业后，裂缝扩展难度增大，为保证裂缝仍能扩展，此时井底压力会上升，增大缝内净压力，同时在较大施工排量作用下，使得裂缝宽度明显增大。因此，通过对密切割暂堵压裂施工排量的优化，针对七簇较多射孔簇的情况，需增大施工排量至16m3/min及以上才能有效增大裂缝缝宽，同时减小暂堵作业次数，降低作业风险。
综上所述，通过实施例对本发明进行了进一步的说明，但并未对本发明作任何形式上的限制，任何熟悉本专业领域的技术人员或研究人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用本发明的技术内容做出变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (1)

1.一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法，其特征在于，主要包括以下步骤：
步骤S10、获取储层参数、完井参数、压裂施工参数；
步骤S20、通过位移不连续方法建立水力压裂流固耦合模型；
步骤S30、建立页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型；
步骤S40、基于储层参数、完井参数和压裂施工参数计算页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝的几何参数；
步骤S50、基于裂缝延伸与暂堵作业结果进行页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工参数优化；
所述步骤S20中水力压裂流固耦合模型包括流动场模型：
Figure FDA0003272573190000011
Figure FDA0003272573190000012
式中：Qc表示流经射孔孔眼的压裂液流量；Q表示水力裂缝中的压裂液流量；QT表示压裂施工过程中总压裂液流量；ppf表示水平井筒射孔孔眼处的摩阻；p表示压裂液在水力裂缝中的流动摩阻；n`表示流体幂律指数；k`表示流体粘度指数；ρs表示压裂液的密度；n表示射孔个数；d表示射孔直径；c表示流动系数；Li(t)表示t时刻第i条水力裂缝的缝长；h表示水力裂缝的缝高；w表示水力裂缝的缝宽；N表示水力裂缝数目；CL表示压裂液滤失系数；t表示当前压裂施工时间；τ表示裂缝开启时间；g表示对时间的积分变量；x表示对长度的积分变量；
所述步骤S20中水力压裂流固耦合模型还包括应力场模型：
Figure FDA0003272573190000013
Figure FDA0003272573190000014
式中：N表示水力裂缝单元总数；
Figure FDA0003272573190000021
表示边界应变影响系数矩阵，表征第j个裂缝单元的位移不连续量对第i个裂缝单元应力的影响；
Figure FDA0003272573190000022
表示由第j个裂缝单元的位移不连续量
Figure FDA0003272573190000023
在第i个裂缝单元处产生的应力，σs、σn分别表示沿裂缝单元的切向与法向应力，Ds、Dn分别表示裂缝单元的切向与法向位移不连续量；Tij表示缝高修正系数，用于修正二维裂缝模型中裂缝高度的影响；h表示裂缝高度；dij表示第i个裂缝单元中点与第j个裂缝单元中点之间的距离；
所述步骤S30中页岩水平井段内密切割暂堵压裂裂缝扩展模型为：
Figure FDA0003272573190000024
Figure FDA0003272573190000025
Figure FDA0003272573190000026
Figure FDA0003272573190000027
pnf＞σnf+σT
|τnf|＞τ0+Kf(σnf-pnf)
式中：Ke表示等效应力强度因子；α表示裂缝单元的角度；E表示杨氏模量；ν表示泊松比；a表示裂缝单元半长；
Figure FDA0003272573190000028
分别表示裂缝尖端单元的法向与切向位移不连续量；σxx、σxx、τxy分别表示直角坐标系下由诱导应力与原地应力共同作用于天然裂缝处的应力场；σr、σθ、τrθ分别表示由σxx、σxx、τxy转换为以接触点为原点所建立的极坐标系下天然裂缝处的应力场；σH、σH分别页岩储层水平最大与最小主应力；r表示极坐标系下的的极径；θ表示水力裂缝与天然裂缝间的逼近角；KI、KII分别表示I型即拉张型与II型即剪切型的应力强度因子；pnf表示水力裂缝与天然裂缝交点处的流体压力；σnf、τnf分别表示天然裂缝壁面上的法向与切向应力；σT、τ0分别表示天然裂缝的抗拉与抗剪强度；Kf表示天然裂缝壁面的摩擦系数。
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Assignor: SOUTHWEST PETROLEUM University

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Denomination of invention: An optimization method of tight cutting and temporary plugging fracturing in shale horizontal well section

Granted publication date: 20220211

License type: Common License

Record date: 20220714

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