摘要：鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积,储层的分布在纵向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,同时又受到天然裂缝的影响,对该区科学压裂、生产提出了一系列挑战,压窜、砂堵等工程问题与降本增产成为目前重要攻关方向。文章总结了近两年来针对该区天然裂缝刻画方面的工作和认识,以及在压裂改造方面的最新理念和对策。在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力学模型,进行合理的压裂设计、施工、压裂后分析和计算机模拟,更好地了解天然裂缝和水力裂缝之间的相互作用和水力缝的扩展规律,达到定制化的压裂设计和施工优化。最终实现施工井与同平台邻井在产量相当的情况下,支撑剂的用量减少20%左右、压裂液用量减少10%左右。这种地质工程一体化工作流程使“一井一策”和“一段一法”真正落到实处,从长远来看,这将成为鄂尔多斯盆地陆相页岩油达到单井和井场EUR最佳效果的基础性技术保障。

摘要：四川盆地南部地区(下文简称川南地区)深层(埋深大于4000 m)页岩储层天然裂缝发育,地应力分布复杂,水力压裂过程中套管变形等问题严重制约了页岩气资源的高效开发。为了解决深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变监测问题,采用邻井光纤(DAS)应变监测技术对泸州区块A平台2口井拉链式压裂过程进行监测,并结合压裂施工设计和储层特征对监测结果进行分析和讨论。研究结果表明:①300~350 m监测井距和泵送式套内光纤布设方式可以对远场裂缝窜通演化评估提供大量有利数据,但对压裂井主体改造区域提供的相关信息较少;②同一平台不同井压裂时远场应变响应差异可能很大,高风险井的压裂施工参数设计对远场裂缝窜通起到了关键影响作用,低风险井主要表现为跟随作用,裂缝窜通区域一旦形成,极易演变成2口压裂井共同的裂缝窜通区;③远场应变响应区域与当前压裂段相对位置可能相差200~300 m,同井不同段间的应变沟通会提前形成,与当前压裂段可能相差400~500 m;④深层页岩储层天然裂缝压裂形成的远场裂缝形态具有全新特征,包括普遍性的倾斜裂缝和挠曲段地层附近的水平层理缝2类情况。结论认为,低频DAS应变监测技术提供了深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变演化分析的新方法,可与地质工程一体化压裂设计方案、套变机理与防控研究等工作结合,助力该区深层页岩气的规模效益开发。

摘要：页岩气开发需要通过水力压裂技术形成缝网系统,为了研究天然裂缝特征对页岩储层渗流的影响,基于页岩储层中的质量守恒定律、朗格缪尔吸附方程及达西定律等,推导出了用于描述储层压裂区域内气体渗流行为的数学模型;基于该数学模型对引入的嵌入离散裂缝模型进行数值模拟,将模拟结果与已有文献结果,以及与现场实际生产数据进行对比,验证了模型的正确性;并在不同的天然裂缝渗透率、密集度、倾斜角组合情况下进行了页岩储层渗流数值模拟,研究了不同天然裂缝特征组合对页岩储层渗流的影响。研究结果表明:该数学模型能较好地模拟出储层情况,改变天然裂缝渗透率、密集度、倾斜角等参数均对页岩储层渗流行为有明显影响,增加天然裂缝渗透率会加大倾斜角、密集度对储层渗流的影响,对产气量的影响约10%;增加密集度会加大渗透率对储层渗流的影响,减小倾斜角对储层渗流的影响,对产气量的影响约6.3%;增大倾斜角会同时减小密集度、渗透率对储层渗流的影响,此现象可能是由于天然裂缝与水力裂缝交叉位置数量降低所致。该成果一方面可加深对不同天然裂缝特征组合与储层渗流潜在联系的科学认识;另一方面,所描述的天然裂缝特征的影响规律可对设计水力压裂施工方案、提高储层产量提供参考。

摘要：天然裂缝发育特征分析是深层页岩气勘探开发评价的重要环节,对储层品质综合评价、压裂差异化设计具有指导意义。以四川盆地南部(以下简称川南)泸州区块五峰组—龙马溪组深层页岩为研究对象,综合利用岩心分析化验、水平井成像测井和地震等资料,从岩心天然裂缝描述、水平井成像测井发育特征、水平井天然裂缝与地震预测裂缝带之间的匹配关系等方面进行了系统研究。结果表明:水平井成像测井可准确识别3种天然裂缝类型,即高导缝、高阻缝和微断层;水平井识别裂缝走向与现今最大水平主应力方向一致,裂缝倾角分布规律与处于相同构造部位的评价井直井段总体相似;地震预测裂缝带控制成像测井岩心尺度天然裂缝发育,中强度曲率体裂缝带、低强度曲率体裂缝带、蚂蚁体裂缝带对岩心尺度天然裂缝的影响距离分别为110、80、30~50 m。泸州区块岩心尺度天然裂缝具“双高”特征(倾角高、方解石充填程度高),揭示的水平井岩心尺度天然裂缝发育特征与直井段、地震预测裂缝带之间的对应匹配关系,可为川南地区海相页岩天然裂缝精细表征、储层分类评价和差异化压裂工艺试验攻关方向提供借鉴。

摘要：干热岩型地热是我国地热资源的重要组成部分,其开发利用对实现“双碳”目标具有重要意义。干热岩储层岩体以花岗岩为主,因其岩性致密,通常采用增强型地热系统(EGS)进行开发。作为循环工质流动换热的主要通道,人工裂缝和天然裂缝形变将造成导流能力演变,进而影响热储取热性能。现有导流能力研究对象多为人工裂缝,且多围绕基质弹性变形开展,并未考虑天然裂缝损伤影响。为揭示天然裂缝损伤作用效果,团队自主研发设计了高温高压岩心注采多场耦合实验平台,分析论证了实验系统的可靠性,设计了对应实验方案与实验流程。采用天然裂缝贯穿岩样,研究了常温下注采压差随排量和围压的变化规律,分析了高温下天然裂缝损伤特征,对比了不同排量,温差和注入方式下天然裂缝损伤对导流能力演变的影响。实验表明,冷流体注入导致天然裂缝体积较初始时刻显著增加,且破坏方式以弱胶结失效为主,在无围压条件下,损伤将引起裂缝隙宽和缝长增大,提升裂缝连通性,有助于改变裂缝导流能力,故压裂和取热方案设计中应对天然裂缝加以考虑;注采压差随围压和排量增大而增加,最大增幅可达0.6 MPa;高温生产下,注采压差改变量和导流能力演化率变化量最大值分别可达1.11 MPa和26.59%。较大排量和温差下,裂缝损伤特征更为明显。相较于连续注入,间歇注入方式下裂缝损伤程度更为显著。利用灰色关联分析得到了主控因素为温差,即热应力是造成裂缝附加导流能力演变的主要原因。本研究证明了天然裂缝损伤在干热岩长期生产过程中分析的必要性,为工程现场施工提供了一定指导。

摘要：水力压裂作为页岩气储层开采的核心技术,在压裂过程中水力裂缝的扩展会遇到天然裂缝,与天然裂缝相交后压裂缝的扩展特征对缝网的形成有明显影响,从而影响最终压裂改造效果。基于内聚力单元建立了基于断裂力学的页岩气储层渗流-应力-断裂耦合的水力裂缝与多个天然裂缝相交扩展模型,研究了不同天然裂缝倾角、天然裂缝尺寸、应力差、压裂液排量和黏度下水力裂缝与天然裂缝扩展形态规律。采用基于Bagging算法集成支持向量机(support vector machines, SVM)、决策树(decision tree classifier, DTC)、逻辑回归(logistic regression, LR)、K最邻近算法(K-nearest neighbor, KNN)的裂缝形态分类器对裂缝相交扩展形态进行预测,并将Bagging算法预测结果与SVM、DTC、LR、KNN预测结果进行比较。研究结果表明:基于Bagging集成算法对水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态预测准确率达到了92.58%,相较于单个算法,最高提升了17.95%,其中应力差越小、天然裂缝倾角、裂缝尺寸越大和压裂液排量、黏度越低越容易产生剪切缝,反之容易形成穿层缝。通过建立的水力压裂预测结果的数据集对裂缝扩展的路径和形态进行智能化预测,为利用人工智能和机器学习算法进行完井压裂优化设计提供了方法参考和对实际压裂过程优化设计提供了重要参考依据。

摘要：对长宁页岩气示范区水平井裂缝扩展形态认识不清、井间干扰频繁等问题严重制约了页岩气藏的高效开采。对此,文中基于地质-工程一体化思想,结合适用于多井压裂分析的有限元-离散裂缝网络(FEM-DFN)方法,分析了水平井组体积裂缝扩展形态及天然裂缝对水力裂缝扩展的影响,厘清了井间干扰因素。结果表明:在天然裂缝带发育区域,天然裂缝带对水力裂缝的诱导、捕获和阻隔作用主导了水力裂缝的扩展行为;天然裂缝带导致的水力裂缝不对称扩展、非均匀起裂是造成井间干扰的重要原因;天然裂缝带中各类裂缝的发育程度对水力裂缝扩展有重大影响。该研究成果可为长宁页岩气藏高效水力压裂参数设计提供支撑和依据。

摘要：吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区位于中国准噶尔盆地东部,该示范区页岩油资源丰富,开发潜力巨大.大段多簇压裂试验中,为在密切割布缝设计工艺上优化簇间距,提高压裂改造体积,根据目标区块的地质资料和工程资料,采用水力压裂模拟和数值模拟的分析手段,建立一套考虑天然裂缝的簇间距优化方法,模拟密切割工艺下,不同簇间距和不同基质渗透率对改造效果和区域动用程度的影响.结果表明,通过缩小簇间距,可减缓井底压力下降幅度,在页岩油渗透率为1×10^(-6)~1×10^(-5)μm^(2)时,簇间距设计不超过20 m,才能延缓压力下降.研究结果可为该区块页岩油的簇间距设计提供理论参考.

摘要：为研究页岩储层天然裂缝剪切滑移特性,基于GCTS TRR-1000三轴力学系统,设计了注入流体和水力裂缝共同作用下的天然裂缝剪切滑移实验。实验结果表明:(1)天然裂缝在与水力裂缝相交前就发生了微小的剪切滑移(<0.02 mm),但此过程的剪切滑移是天然裂缝压实所致;裂缝相交后由于注入流体的作用天然裂缝发生破坏,进而产生剪切滑移,此过程剪切滑移量约为相交前的2~10倍。(2)天然裂缝的最大剪切滑移距离和峰值滑移速率随偏应力的增大而增大,较大的偏应力有利于天然裂缝产生剪切滑移。(3)天然裂缝起裂形式随围压的增大由张性向剪切过渡,张性起裂下裂缝峰值滑移速率高、最大滑移距离较小,剪切起裂方式下裂缝峰值滑移速率低、最大滑移距离较大,高围压下裂缝的剪切起裂更有利于裂缝的剪切滑移。(4)天然裂缝破坏前后裂缝面正应力和剪应力差随偏应力和围压的增大而增大,同时天然裂缝最大滑移距离又与裂缝面正应力和剪应力差正相关。

摘要：通过调研国内外大量页岩气井套管变形方面的文献,总结了页岩气井套管变形的类型,探讨了深、浅层页岩气套管变形影响因素差异及面临的问题,并提出了针对性的防治措施及下一步主要研究方向。研究结果表明:(1)页岩气井套管变形类型主要包括挤压缩径变形和剪切变形,深层页岩气井出现套管变形的概率较中浅层更大,主要为剪切变形。(2)造成套管变形的工程因素包括井筒降温、固井质量、套管疲劳、套管质量以及井眼狗腿度等,地质因素包括岩石力学特性、非均匀地应力以及天然裂缝/断层滑移等;深层页岩气井套管变形主要受天然裂缝/断层滑移的影响。(3)页岩气井套管变形风险防治措施包括控制井筒温度及注入强度,采用水泥环力学性能参数较低的水泥进行固井作业,适当减小套管外径、增大壁厚、提升钢级等提高套管质量,以及尽量让井轨迹平滑等;对深层页岩气井可通过将井眼水平段延伸方向与岩层层理方向设计为一致,掌握裂缝分布情况、尽量避开高风险剪切滑移层段,对不同级别滑移风险层段合理降低压裂规模、调整井筒方位等措施来降低套管剪切变形的风险。(4)页岩气井套管变形防治研究方向主要包括优选岩石力学特性好的压裂层段、最优井轨迹与地应力的关系分析、裂缝识别与评价、断层滑移量与套变量计算等方面。