Optimization and application of hydraulic fracture propagation in carbonaceous and siliceous shales of marine-continental transition facies
-
摘要:
针对海陆过渡相碳质与硅质页岩岩石力学性质方面的差异，利用有限元ABAQUS数值模拟软件建立水力压裂模型，分析岩性差异与压裂参数对水力裂缝扩展特征的影响，并引入压裂指数优选最佳碳质和硅质页岩水力压裂簇数及簇间距。结果表明：碳质页岩水力缝长相对于硅质页岩较短，而缝宽相对于硅质页岩较宽，硅质页岩脆性强，抵抗变形能力也强，形成长窄型具有较大波及范围的水力裂缝；碳质页岩水力裂缝起裂压力小，且扩展压力高于起裂压力，而硅质页岩水力裂缝的起裂压力较大，但起裂后会出现明显的压降，证明硅质页岩更易于压裂，所需的压裂液体积也较少；通过压裂指数优选碳质页岩的最佳簇数及簇间距为12簇和11 m簇间距，而硅质页岩为13簇和9 m簇间距，建议进行现场水力压裂碳质页岩时易采用“少簇数大簇距”，硅质页岩采用“多簇数小簇距”压裂；压裂指数较大的压裂参数下，其日产气量也较大，最佳压裂参数的日产气量与现场相同压裂参数的日产气量趋势符合度在97%。
Abstract:Aiming at the differences in mechanical properties of carbonaceous and siliceous shale rocks in transitional facies, a hydraulic fracturing model was established using the finite element ABAQUS numerical simulation software. The influence of lithological differences and fracturing parameters on the characteristics of hydraulic fracture propagation was analyzed, and the optimal number and spacing of carbonaceous and siliceous shale hydraulic fracturing clusters were optimized by introducing fracturing index. The results show that: the hydraulic fracture length of carbonaceous shale is shorter than that of siliceous shale, while the fracture width is wider than that of siliceous shale. The siliceous shale has strong brittleness and strong resistance to deformation, forming long and narrow hydraulic fractures with a large sweeping range; the initiation pressure of hydraulic fractures in carbonaceous shale is small, and the propagation pressure is higher than the initiation pressure. On the other hand, the hydraulic fracture initiation pressure of siliceous shale is higher, but there will be a significant pressure drop after the initiation of the fracture, which proves that siliceous shale is easier to fracturing and requires less fracturing fluid volume; the optimal number of clusters and the cluster spacing of carbonaceous shale are optimized by fracturing index as 12 clusters and 11 m cluster spacing, and the optimal inter-cluster and cluster spacing of siliceous shale are 13 clusters and 9 m cluster spacing. It is suggested that “small number of clusters with large cluster spacing” is easy to be used for on-site hydraulic fracturing of carbonaceous shale, and “multiple clusters with small cluster spacing” for siliceous shale fracturing; under the fracturing parameters with a larger fracturing index, the daily gas production is also larger, and the daily gas production of the optimal fracturing parameters coincides with the daily gas production trend of the same fracturing parameters on site at 97%.
-
我国海陆过渡相页岩气资源量大、埋藏深、岩性复杂，沉积环境变化频繁，极大地制约了商业化开发进程[1-3]。针对海陆过渡相页岩气形成机理[4]、储层特征[5]、岩相岩性划分[6]以及岩石力学基础参数测定[7- 8]等已有大量研究，而水平井分段多簇体积压裂改造[9]是开发海陆过渡相非均质页岩气键技术[10]，为提高页岩气井产量、优化开发指标和形成有效规模化开发，须对水力压裂簇数、簇间距和射孔位置等压裂参数[11]进行合理化优选。
水平井分段分簇压裂已被广泛应用与页岩气、煤层气以及其他油气资源开发[12-14]，学者们围绕压裂段间距、簇间距、射孔簇数量、排量、压裂液类型、支撑剂种类以及裂缝产生顺序等进行了大量研究[15-17]。最初，水平井压裂采用单簇射孔、多段压裂的模式[18]，其不适应性随着储层特征的复杂性增加越发明显，“多段分簇”压裂技术顺势而发[19]。学者们建立了多种数值模型进行分析缝间干扰涉及的储层参数[20]、施工工艺以及压裂布置之间的关系[21]。水力压裂是典型力学重新平衡动态过程，通过分析裂缝起裂阶段和延伸阶段的形态，发现缝间干扰的主控因素有明显不同[22]。其中射孔簇数和射孔簇间距是除地应力之外的最大干扰因素[23]。缝间干扰一旦形成必将影响水力裂缝形态或扩展过程，包括停止扩展、穿层扩展以及界面扩展等[24]，形成偏转裂缝、颈缩裂缝甚至导流能力极弱的无效裂缝[25]。其机理主要是因为缝间干扰应力导致水力裂缝扩展周围区域的原始水平主应力差异下降[26]，引起裂缝的起裂压力上升，最终导致水力裂缝宽度变窄，导流能力大幅度降低[19, 27]。最终学者们对如何实现水力裂缝均匀扩展也给出具有一定参考价值的结论，比如通过减小单簇射孔数平衡缝间干扰应力、增加高应力区域的射孔数量实现压裂液的均匀注入等[28]。
从大宁−吉县区块海陆过渡相页岩地质资料和现场压裂施工记录显示，其碳质页岩与硅质页岩叠置发育，前者压裂难度高于后者，但后者施工压力较前者高出7~10 MPa，停泵压力高，压降速度快。若对2种岩性页岩采用相同水力压裂方案，可能不满足页岩气有效开发的需求[29]。为此，开展了海陆过渡相碳质−硅质页岩在相同地质与压裂工况下水力裂缝发育规律的定量分析，引入压裂指数，系统评价并优选出碳质页岩与硅质页岩10~14簇、6~12 m簇间距水力压裂的最佳簇数与簇间距，为后期海陆过渡相页岩气大规模商业化开采提供指导。
1. 水力压裂数值模型
1.1 地质及压裂施工概况
研究区域位于山西省临汾市大宁县太古乡鄂尔多斯盆地山西组山23亚段吉平某井，页岩累计长度
1677 m，含气页岩累计长度1427 m，页岩钻遇率95.28%，含气页岩钻遇率81.08%。测井结果显示I类碳质页岩层102.3 m/8层，II类碳质页岩层190.6 m/13层，III类碳质页岩层745.5 m/11层。II类硅质页岩层476.4 m/8层，III类硅质页岩层334.2 m/5层，最大主应力70 MPa，最小主应力50 MPa，垂向地应力60 MPa，孔隙压力20 MPa。海陆过渡相碳质与硅质页岩物理参数见表1。表 1 海陆过渡相碳质与硅质页岩物理参数Table 1. Physical parameters of carbonaceous and siliceous shales in marine-continent transitional facies岩相 密度/（kg·m−3） 剪切模量/GPa 杨氏模量/GPa 泊松比 渗透率/10−15 m2 脆性指数/% 孔隙度/% 滤失系数/
（m3·（MPa·s）−1）碳质 2 400 17.9 50 0.39 1.0×10−7 28 10 1.0×10−8 硅质 2 700 12.8 95 0.25 0.5×10−7 55 20 3.0×10−8 1.2 水力裂缝二维多簇压裂模型
以鄂尔多斯盆地山西组山23亚段吉平某井为例，取水平方向为最小主应力方向、竖直方向为最大主应力方向、垂直于平面方向为垂直地应力方向，运用有限元ABAQUS数值模拟软件建立了长、宽为200 m×50 m的二维水力压裂模型，水平井筒井轴方向与最小主应力方向相同，位于图形中间位置。水力裂缝二维多簇压裂模型如图1所示。模拟优化的水力压裂簇数为10~14簇、簇间距为6~12 m、射孔深度0.1 m，压裂液排量为15 m3/min。图1是以碳质页岩10簇、9 m簇间距为例进行模型展示。
![]()
图 1 水力裂缝二维多簇压裂模型Figure 1. Two-dimensional multi-cluster fracturing model of hydraulic fractures2. 碳质/硅质页岩水力压裂扩展结果与分析
2.1 碳质/硅质页岩水力裂缝扩展形态结果
海陆过渡相碳质页岩与硅质页岩水力压过程水力裂缝扩展过程分为：裂缝起裂阶段、稳定扩展阶段失稳扩展阶段。其中裂缝起裂阶段时间长短与储层物性、地层地应力大小与压裂施工参数等息息相关[30]。水力裂缝起裂过程中，持续注入压裂液，克服垂直方向上的上覆岩层压力、压裂液向地层中滤失而增大的应力分量和岩石垂直方向上的抗拉强度；此过程中往往需要产生都高于其他2阶段压力的起裂压力，裂缝长度增长缓慢。稳定扩展阶段的压力相对于前阶段会发生小幅度的下降，此阶段的压裂液排量也较稳定；因为此过程压裂液仅需维持裂缝开度且其应力合力方向可以抵消部分裂纹尖端的抗拉强度，即尖端应力强度因子发生变化；此过程中出现缝间干扰，整体规律为外侧压裂簇缝长往往高于内侧压裂簇。裂缝失稳扩展阶段主要是针对出现了裂缝开度减小的“颈缩”情况，一端裂缝出现了闭合现象；此种情况下，压裂液向裂缝前端地层中滤失较大，水力裂缝端部的压裂液不足以维持稳定扩展阶段的裂缝宽度所需要的应力状态；若此时的裂缝宽度低于支撑剂粒径3倍，将可能出现裂缝端部“砂堵”，无法形成导流能力更强的水力裂缝。
2.1.1 簇间距对水力裂缝扩展形态的影响
碳质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态如图2所示，硅质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态如图3所示。
![]()
图 2 碳质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态Figure 2. Hydraulic fracture morphologies of carbonaceous shale with 6 m, 9 m, and 12 m cluster spacing![]()
图 3 硅质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态Figure 3. Hydraulic fracture morphologies of siliceous shale with 6 m, 9 m, and 12 m cluster spacing从裂缝起裂、稳定扩展、失稳扩展3个阶段的裂缝长度和宽度分析：①当碳质与硅质页岩水力压裂簇数和簇间距相同情况下，前者水力裂缝相对于后者缝长较短、缝宽较大，即前者最大缝宽6.58 mm、而后者仅为4.62 mm；②簇间距为12 m的水力裂缝均比簇间距6、9 m的宽度和长度变化幅度都要大，且稳定扩展和失稳扩展阶段的水力裂缝均匀程度都要高；③在6 m簇间距压裂条件下，以第5、第6簇为中心，两端裂缝偏长，中间裂缝偏短，出现了“高−低−高−低”起伏较大现象，而簇间距为9 m的水力裂缝同样以第5、第6簇为中心，呈现出“高−低”起伏较小的均匀扩形态。
从失稳扩展阶段分析：随着水力压裂簇间距的增大，持续压裂过程中的碳质页岩发生裂缝闭合现象的簇数相对于硅质页岩较多；在6、9 m簇间距的情况下，碳质页岩裂缝闭合发生在第2、第4、第7、第9簇，而硅质页岩仅发生在第4簇和第7簇；当簇间距增至12 m时，碳质页岩裂缝闭合发生在第2、第9簇，这与硅质页岩簇间距12 m的水力裂缝闭合情况相同。
从水力裂缝簇间干扰力学机理角度分析发生上述现象的原因之前，将产生缝间干扰的水力裂缝称为源水力裂缝，被干扰的水力裂缝受干扰作用而产生扩展形态发生变化的裂缝称为被干扰裂缝，所以其机理为：①当同为碳质页岩或硅质页岩情况下，主要考虑压裂液压力和地应力的双重作用，随着水力裂缝簇间距的增大，源水力裂缝的中心区域和缝间区域产生的应力扰动大小及范围都出现缩小趋势，相互邻近的被干扰裂缝受到的干扰应力必然随着簇间距的增大而减小，也就是被干扰裂缝要想获得与源水力裂缝相同的裂缝形态，其压裂液压力必须克服地应力和岩层自身抗拉强度外，还必须分配出部分压裂抵消由源水力裂缝产生的干扰应力；②当海陆过渡相页岩岩性不同时，其裂缝形态具有明显差异，此时碳质页岩和硅质页岩具有区别性的物理属性必须考虑，碳质页岩的孔隙度、密度、弹性模量以及脆性指数都相对于硅质页岩较低，且其弹性模量和脆性指数与硅质页岩相差较大，说明碳质页岩抵抗变形的能力较弱，容易形成缝长较大、裂缝宽度较宽的水力裂缝，所以硅质页岩恰恰相反，由于其较强的抗变形能力，虽然形成的裂缝宽度较窄，但其水力裂缝缝长较长，波及范围更广。
2.1.2 不同簇数条件下的水力裂缝形态差异
以12 m簇间距为例，碳质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态如图4所示，硅质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态如图5所示。
![]()
图 4 碳质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态Figure 4. Fracture morphologies of 12 clusters and 14 clusters of hydraulic fracturing in carbonaceous shale结合图2（c）中12 m簇间距10簇的水力压裂裂缝形态对比分析可知：①在相同水力压裂簇间距下，随着压裂簇的增加，从起裂阶段和稳定扩展阶段分析，裂缝形态的均匀性保持较好；②失稳扩展阶段裂缝闭合情况却有所不同，碳质页岩10簇、12簇、14簇的闭合压裂簇均为2簇，均为第3簇和其对称簇；③但硅质页岩12 m簇间距水力裂缝中的闭合簇有所减少，图3（c）中10簇和图5（a）中12簇的闭合簇数与碳质页岩保持一致，但当簇数增加至14簇后（图5（b）），闭合簇仅有1簇，说明簇数的增加，对硅质页岩影响较大。
![]()
图 5 硅质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态Figure 5. Fracture morphologies of 12 clusters and 14 clusters of hydraulic fracturing in siliceous shale随着水力压裂簇数的增加，碳质页岩和硅质页岩的水力裂缝最终扩展长度和宽度表现出不同规律：①碳质页岩在12 m簇间距下，10簇水力裂缝增加至12簇和14簇时，其水力裂缝长度和宽度呈现出先减小后增大的趋势，即14簇的碳质页岩的缝长和缝宽最大，其中缝宽为6.68 mm；②硅质页岩从10簇增加至14簇后，其水力裂缝宽度是逐渐减小的，由4.62 mm减小至4.08 mm。说明增加水力压裂簇数对碳质页岩和硅质页岩裂缝扩展形态的影响是不确定的[31]，建议现场压裂施工设计可通过簇间距进行压裂优化。
2.2 碳质/硅质页岩多簇水力裂缝扩展压力分析
碳质页岩10簇水力裂缝不同簇间距下井底压力曲线如图6所示，硅质页岩10簇水力裂缝不同簇间距下井底压力曲线如图7所示。由于前5簇与后5簇的压力变化曲线区别很小，在此仅分析前5簇的井底压力变化情况。
![]()
图 6 碳质页岩不同簇间距下水力压裂井底压力曲线Figure 6. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in carbonaceous shale with different cluster spacings![]()
图 7 硅质页岩不同簇间距下水力压裂井底压力曲线Figure 7. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in siliceous shale with different cluster spacings由图6可知：碳质页岩在相同簇数下的6、9、12 m簇间距的第1簇和第2簇的起裂压力差别不大，第3簇和第4簇的起裂压力也近似，从图6（a）看到第3簇、第4簇起裂压力（p3、p4）大约在66 MPa左右、第5簇起裂压力（p5）为62 MPa、第1簇、2簇的起裂压力（p1、p2）大约57 MPa，即p3>p4>p5>p2>p1，图6（b）和图6（c）中也具有类似大小规律。
由图7可知：硅质页岩的5簇压力曲线整体上也出现起裂压力近似的情况，但与碳质页岩起裂压力差值大小相比，硅质页岩差距较大，其中第2簇起裂压力和第1簇略有差别，而第3簇起裂压力与第4簇更加相近，仅有第5簇起裂压力具有明显差距，从图7（a）看到，第2簇和第1簇起裂压力大约在68 MPa和66 MPa左右、第3簇、第4簇的起裂压力大约53 MPa，第5簇起裂压力为58 MPa，即p2>p1>p3>p4>p5，图7（b）和图7（c）中不同簇数起裂压力大小顺序与图7（a）保持一致。
由图6和图7还可知：①相同簇间距下，碳质页岩的最大起裂压力低于硅质页岩最大起裂压力，而随着簇间距的增大，碳质/硅质页岩的起裂压力都降低，其中6 m簇间距时，碳质页岩最大起裂压力（pC10/6）为66.73 MPa，而硅质页岩最大起裂压力（pSi10/6）为68.20 MPa，其他簇间距下具有类似规律，pC10/9=64.69 MPa<pSi10/9=66.90 MPa、pC10/12=63.92 MPa<pSi10/12=66.05 MPa；②从图6（a）~图6（c）3种簇间距下的裂缝扩展压力分析，碳质页岩的裂缝扩展压力都高于裂缝的起裂压力，而图7（a）~图7（c）中的硅质页岩裂缝扩展压力却恰恰相反，说明水力裂缝在碳质页岩扩展困难，硅质页岩起裂后更容易形成波及范围更广的水力裂缝；③当簇间距为6 m和9 m时，碳质页岩与硅质页岩的失稳扩展压力出现在10 m左右，但当簇间距增加至12 m后，碳质页岩的失稳扩展压力出现在30 s左右，而硅质页岩出现在24 s左右，说明在大簇间距条件下，硅质页岩形成有效水力裂缝所需要的时间越少，在相同排量的情况下，硅质页岩形成水力裂缝需要的压裂液体积也越少，进而也可以说明硅质页岩比碳质页岩更容易压裂。
碳质页岩和硅质页岩在12 m簇间距下不同簇数下的井底压裂曲线变化情况如图8所示。
![]()
图 8 碳质/硅质页岩不同簇数下水力压裂井底压力曲线Figure 8. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in carbonaceous/siliceous shale with different cluster numbers由图8可知：12簇、14簇碳质页岩和硅质页岩的起裂压力与扩展压力的规律与10簇表现出的规律相同，即碳质页岩中的扩展压力高于起裂压力，硅质页岩正好相反；但硅质页岩的最大起裂压力高于碳质页岩的最大起裂压力，分别为：pC12/12=65.21 MPa、pC14/12=66.42 MPa、pSi12/12=67.95 MPa、pSi14/12=67.32 MPa。从10簇12 m簇间距~14簇12 m簇间距也可以看到碳质页岩与硅质页岩的不同之处：碳质页岩随着簇数的增加起裂压力升高，而硅质页岩的起裂压力是先升高后降低；另外，碳质页岩在出现失稳扩展压力所需的时间较长，其中12簇、14簇碳质页岩压裂时需要35 s左右，而硅质页岩12簇和14簇的失稳扩展压力出现在15 s左右。
从上述结果可以分析其机理为：①碳质页岩脆性地、抵抗变形能力较弱，且孔隙度相对于硅质页岩也较低，流动阻力较大，压裂液在其内部流动较为困难，所以碳质页岩容易起裂，但不利于水力裂缝的进一步延伸；②而硅质页岩脆性强，弹性模量也大于碳质页岩，压裂液一旦克服地应力以及硅质页岩自身强度，便会形成较长的水力裂缝。两者在水力裂缝形态及水力压力上的区别主要受控于两种岩性物性的差异。所以，在大宁吉县海陆过渡相页岩储层压裂时，必须从地质物探层次区别硅质页岩与碳质页岩区段长度，避免由于压裂工艺设计不合理，造成资源浪费。
3. 碳质/硅质页岩多簇水力压裂参数优化及现场应用
3.1 碳质/硅质页岩多簇水力裂缝扩展评价指数
通过对水力裂缝形态及裂缝扩展压力的分析，可以明确不同岩性的页岩在相同的压裂工艺下产生明显差异，所以需要引入“压裂指数”，作为评价海陆过渡相碳质/硅质页岩最优压裂参数的关键指标[32]。在此说明，引入压裂指数仅是评价碳质页岩或硅质页岩同种岩性的多簇水力压裂改造效果，而不将碳质页岩与硅质页岩进行相互比较，其原因是碳质页岩与硅质页岩物理力学属性差异性过强，不适宜作对照。基于水力压裂改造储层的目的以及现场能监测手段，通过水力裂缝的缝长、缝宽形成的水力裂缝波及范围判断其对压裂区域内整体导流能力的影响范围来评价压裂工艺的合理程度。即：
$$ H=\frac{{H}_{{\mathrm{L}}} {H}_{{\mathrm{W}}}}{L W}\times 100\mathrm{\%} $$ (1) 式中：H为压裂指数，%；HL为水力裂缝长度，m；HW为水力裂缝宽度，m；L为储层长度，m；W为储层宽度，m。
根据碳质/硅质页岩多簇水力压裂模拟结果，其10~14簇、6~12 m簇间距的缝长和缝宽统计，最终得到的压裂指数统计结果如图9所示。
![]()
图 9 碳质与硅质页岩压裂指数变化情况Figure 9. Changes in fracturing index of carbonaceous and siliceous shales图9中将碳质/硅质页岩水力压裂参数与大宁吉县区块的吉平某井保持一致，通过分析各个簇数下不同簇间距的每簇压裂指数，可以看出中间簇的压裂指数较低，而两侧压裂簇的压裂指数较大，这也说明中间压裂簇受缝间干扰严重，两侧压裂簇起裂后产生较大诱导应力，越靠近中间压裂簇所受的应力阴影效应越明显。
将图9中碳质/硅质页岩各个压裂簇数下的不同簇间的压裂指数进行求平均，对比碳质页岩10簇水力压裂最佳的簇间距为12 m，其平均压裂指数H为
0.1105 ，而硅质页岩10簇水力压裂最佳簇间距却是9 m，压裂指数为6.44%。碳质/硅质页岩的多簇水力压裂最优簇间距见表2。表 2 碳质/硅质页岩最优簇数及簇间距Table 2. Optimal number of clusters and distance between clusters in carbonaceous/siliceous shale簇数 最优簇间距/m 压裂指数/% 碳质页岩 硅质页岩 碳质页岩 硅质页岩 10 12 9 11.05 6.44 11 7 8 12.32 6.31 12 11 11 17.30 5.47 13 9 9 12.18 9.22 14 12 8 10.07 5.01 将碳质页岩10~14簇纵向压裂指数对比发现，最佳簇数及簇间距为12簇、11 m簇间距；同理硅质页岩最佳簇间及簇间距为13簇、9 m簇间距。说明碳质页岩适宜采用少簇大间距进行水力压裂，硅质页岩采用“多簇小间距”压裂更能改造储层。
3.2 水力压裂优化效果的现场应用验证
海陆过渡相非均质页岩储层进行压裂改造的最终目的是提高页岩气产量。为此大宁吉县区块吉平某井在未压裂之前未进行生产，无法进行碳质页岩与硅质页岩压裂前后的产能对比；为此，通过对比不同压裂参数下的页岩气日产量，分析优化后的产量变化，优选出碳质页岩和硅质页岩的最佳水力压裂参数。碳质页岩和硅质页岩通过表2得到的水力压裂参数进行压裂后的页岩气日产气量情况如图10所示。
![]()
图 10 非均质页岩压裂优化产能变化Figure 10. Changes in optimal production capacity of heterogeneous shale fracturing由图10可以看出：随着模拟时间的推移，页岩气日产量处于下降趋势并趋于稳定，其中碳质页岩稳产在
32000 m3左右，而硅质页岩稳产在27000 m3左右。压裂指数越大的压裂条件下，其产量也越大。碳质页岩压裂指数最大的是12簇、11 m簇间距，硅质页岩是13簇、9 m簇间距。两者与现场相同压裂参数下的实际压裂产量整体变化趋势相符合，其中碳质页岩压裂后的模拟与实际日产气量变化趋势符合度在97%以上，而硅质页岩更贴合，在98%以上。以上页岩气日产气量的模拟与现场实际产量证明了水力压裂簇间距和簇数的合理性与有效性，可以为提高海陆过渡相碳质页岩与硅质页岩交叠分布页岩气储层提供有利的压裂参数支撑。
4. 结 语
1）碳质页岩水力裂缝缝长相对于硅质页岩较短，而缝宽相对于硅质页岩较宽。碳质页岩受自身物性影响，易形成短宽型的水力裂缝，有效影响范围较小；但硅质页岩脆性强、抵抗变形能力也强，形成长窄型具有较大波及范围的水力裂缝。
2）碳质页岩水力裂缝的起裂压力小，且扩展压力高于起裂压力，出现失稳扩展压力的时间也较晚；而硅质页岩水力裂缝的起裂压力较大，但起裂后会出现明显的压降，且很快出现失稳扩展压力，说明硅质页岩更易于压裂，需要的压裂体积也较少。
3）通过压裂指数评价碳质页岩和硅质页岩相同压裂条件下的水力压裂效果：最佳碳质页岩的最佳簇数及簇间距为12簇和11 m簇间距；而硅质页岩最佳簇间及簇间距为13簇和9 m簇间距。建议进行现场水力压裂碳质页岩时易采用“少簇数大簇距”，硅质页岩采用“多簇数小簇距”压裂。
4）利用碳质页岩与硅质页岩压裂优化后的模拟日产气量与现场相同参数的日产气量数据对比分析：两者均与现场实际日产气量变化趋势相97%以上；且压裂指数越大，日产气量越高；初始阶段日产气量都较大，然后逐步下降并趋于稳定。
-
![]()
图 1 水力裂缝二维多簇压裂模型
Figure 1. Two-dimensional multi-cluster fracturing model of hydraulic fractures
![]()
图 2 碳质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态
Figure 2. Hydraulic fracture morphologies of carbonaceous shale with 6 m, 9 m, and 12 m cluster spacing
![]()
图 3 硅质页岩6、9、12 m簇间距水力裂缝形态
Figure 3. Hydraulic fracture morphologies of siliceous shale with 6 m, 9 m, and 12 m cluster spacing
![]()
图 4 碳质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态
Figure 4. Fracture morphologies of 12 clusters and 14 clusters of hydraulic fracturing in carbonaceous shale
![]()
图 5 硅质页岩12簇、14簇水力压裂裂缝形态
Figure 5. Fracture morphologies of 12 clusters and 14 clusters of hydraulic fracturing in siliceous shale
![]()
图 6 碳质页岩不同簇间距下水力压裂井底压力曲线
Figure 6. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in carbonaceous shale with different cluster spacings
![]()
图 7 硅质页岩不同簇间距下水力压裂井底压力曲线
Figure 7. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in siliceous shale with different cluster spacings
![]()
图 8 碳质/硅质页岩不同簇数下水力压裂井底压力曲线
Figure 8. Bottomhole pressure curves of hydraulic fracturing in carbonaceous/siliceous shale with different cluster numbers
![]()
图 9 碳质与硅质页岩压裂指数变化情况
Figure 9. Changes in fracturing index of carbonaceous and siliceous shales
![]()
图 10 非均质页岩压裂优化产能变化
Figure 10. Changes in optimal production capacity of heterogeneous shale fracturing
表 1 海陆过渡相碳质与硅质页岩物理参数
Table 1 Physical parameters of carbonaceous and siliceous shales in marine-continent transitional facies
岩相 密度/（kg·m−3） 剪切模量/GPa 杨氏模量/GPa 泊松比 渗透率/10−15 m2 脆性指数/% 孔隙度/% 滤失系数/
（m3·（MPa·s）−1）碳质 2 400 17.9 50 0.39 1.0×10−7 28 10 1.0×10−8 硅质 2 700 12.8 95 0.25 0.5×10−7 55 20 3.0×10−8 
下载: 导出CSV
表 2 碳质/硅质页岩最优簇数及簇间距
Table 2 Optimal number of clusters and distance between clusters in carbonaceous/siliceous shale
簇数 最优簇间距/m 压裂指数/% 碳质页岩 硅质页岩 碳质页岩 硅质页岩 10 12 9 11.05 6.44 11 7 8 12.32 6.31 12 11 11 17.30 5.47 13 9 9 12.18 9.22 14 12 8 10.07 5.01
下载: 导出CSV
-
[1] 邹才能,董大忠,王玉满,等. 中国页岩气特征、挑战及前景(一)[J]. 石油勘探与开发,2015,42(6):689−701. ZOU Caineng, DONG Dazhong, WANG Yuman, et al. Shale gas in China: Characteristics, challenges and prospects(Ⅰ)[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(6): 689−701.
[2] 赵金洲,王松,李勇明. 页岩气藏压裂改造难点与技术关键[J]. 天然气工业,2012,32(4):46−49. ZHAO Jinzhou, WANG Song, LI Yongming. Difficulties and key techniques in the fracturing treatment of shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(4): 46−49.
[3] 王红岩,刘德勋,蔚远江,等. 大面积高丰度海相页岩气富集理论及地质评价技术进展与应用[J]. 煤田地质与勘探,2022,50(3):69−81. doi: 10.12363/issn.1001-1986.21.12.0824 WANG Hongyan, LIU Dexun, YU Yuanjiang, et al. Enrichment theory of large area and high abundance marine shale gas and its geological evaluation technology progress and application[J]. Coal Geology & Exploration, 2022, 50(3): 69−81. doi: 10.12363/issn.1001-1986.21.12.0824
[4] 王宁,李荣西,王香增,等. 鄂尔多斯盆地山西组海陆过渡相页岩生烃动力学及页岩气形成过程研究[J]. 地球化学,2019,48(5):493−501. WANG Ning, LI Rongxi, WANG Xiangzeng, et al. Generation kinetics and generation process of transitional facies shale gas for Shanxi Formation in Ordos Basin[J]. Geochimica, 2019, 48(5): 493−501.
[5] 匡立春,董大忠,何文渊,等. 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景[J]. 石油勘探与开发,2020,47(3):435−446. KUANG Lichun, DONG Dazhong, HE Wenyuan, et al. Geological characteristics and development potential of transitional shale gas in the east margin of the Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(3): 435−446.
[6] 武瑾,王红岩,施振生,等. 海陆过渡相黑色页岩优势岩相类型及成因机制—以鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组为例[J]. 石油勘探与开发,2021,48(6):1137−1149. doi: 10.11698/PED.2021.06.06 WU Jin, WANG Hongyan, SHI Zhensheng, et al. Favorable lithofacies types and genesis of marine-continental transitional black shale: A case study of Permian Shanxi formation in the eastern margin of Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(6): 1137−1149. doi: 10.11698/PED.2021.06.06
[7] 刘峻杰,吴建军,熊健,等. 海陆过渡相不同页岩岩相的岩石力学特性及能量演化特征[J]. 特种油气藏,2022,29(6):83−90. LIU Junjie, WU Jianjun, XIONG Jian, et al. Rock mechanical properties and energy evolution characteristics of different shale lithofacies in marine-continental transition facies[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2022, 29(6): 83−90.
[8] 杨才,冯岩,白灵麒,等. 鄂尔多斯盆地北部太原组海陆过渡相页岩孔缝特征及油气地质意义[J]. 地质与资源,2018,27(4):389−395. YANG Cai, FENG Yan, BAI Lingqi, et al. Pore-fracture features of the marine-continental transition shales from Taiyuan formation in northern Ordos basin and petroleum geological implication[J]. Geology and Resources, 2018, 27(4): 389−395.
[9] 张景,虎丹丹,覃建华,等. 玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化[J]. 新疆石油地质,2023,44(2):184−194. ZHANG Jing, HU Dandan, QIN Jianhua, et al. Optimization of key fracturing parameters for profitable development of horizontal wells in Mahu conglomerate reservoirs[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2023, 44(2): 184−194.
[10] 高德利,毕延森,鲜保安. 中国煤层气高效开发井型与钻完井技术进展[J]. 天然气工业,2022,42(6):1−18. GAO Deli, BI Yansen, XIAN Baoan. Technical advances in well types and drilling & completion for high-efficient development of coalbed methane in China[J]. Natural Gas Industry, 2022, 42(6): 1−18.
[11] CHEN X Y, LI Y M, ZHAO J Z, et al. Numerical investigation for simultaneous growth of hydraulic fractures in multiple horizontal wells[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 51: 44−52. doi: 10.1016/j.jngse.2017.12.014
[12] 黄中伟,李志军,李根生,等. 煤层气水平井定向喷射防砂压裂技术及应用[J]. 煤炭学报,2022,47(7):2687−2697. HUANG Zhongwei, LI Zhijun, LI Gensheng, et al. Oriented and sand control hydra-jet fracturing in coalbed methane horizontal wells and field applications[J]. Journal of China Coal Society, 2022, 47(7): 2687−2697.
[13] 张红杰,刘欣佳,张潇,等. 煤系储层综合开发中的压裂射孔方案优化研究[J]. 特种油气藏,2021,28(1):154−160. ZHANG Hongjie, LIU Xinjia, ZHANG Xiao, et al. Study on the optimization of the fracturing perforation scheme in the comprehensive development of coal-bearing reservoirs[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(1): 154−160.
[14] 陈珂,于志豪,王守毅,等. 断层附近非均匀应力场页岩压裂缝网扩展模拟[J]. 断块油气田,2023,30(2):213−221. CHEN Ke, YU Zhihao, WANG Shouyi, et al. Shale fracture network propagation simulation in non-uniform stress field near fault[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2023, 30(2): 213−221.
[15] ZHAO H F, WEI Y G. Determination of interface properties between micron-thick metal film and ceramic substrate using peel test[J]. International Journal of Fracture, 2007, 144(2): 103−112. doi: 10.1007/s10704-007-9083-4
[16] WU K, OLSON J E. Mechanisms of simultaneous hydraulic-fracture propagation from multiple perforation clusters in horizontal wells[J]. SPE Journal, 2016, 21(3): 1000−1008. doi: 10.2118/178925-PA
[17] LIU N Z, ZHANG Z P, ZOU Y S, et al. Propagation law of hydraulic fractures during multi-staged horizontal well fracturing in a tight reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(6): 1129−1138. doi: 10.1016/S1876-3804(18)30116-2
[18] 刘志帆,刘志强,施安峰,等. 水平井水力压裂影响参数的数值模拟[J]. 地球科学,2017,42(8):1394−1402. LIU Zhifan, LIU Zhiqiang, SHI Anfeng, et al. Numerical simulation on influence parameters of horizontal well hydraulic fracturing[J]. Earth Science, 2017, 42(8): 1394−1402.
[19] 赵金洲,陈曦宇,刘长宇,等. 水平井分段多簇压裂缝间干扰影响分析[J]. 天然气地球科学,2015,26(3):533−538. ZHAO Jinzhou, CHEN Xiyu, LIU Changyu, et al. The analysis of crack interaction in multi-stage horizontal fracturing[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(3): 533−538.
[20] ZHAO H F, LIU C S, XIONG Y G, et al. Experimental research on hydraulic fracture propagation in group of thin coal seams[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 103: 104614. doi: 10.1016/j.jngse.2022.104614
[21] 潘林华,张士诚,程礼军,等. 水平井“多段分簇” 压裂簇间干扰的数值模拟[J]. 天然气工业,2014,34(1):74−79. PAN Linhua, ZHANG Shicheng, CHENG Lijun, et al. A numerical simulation of the inter-cluster interference in multi-cluster staged fracking for horizontal wells[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(1): 74−79.
[22] 王小华,罗浩然,张丰收. 水平井射孔压裂完井下控制近井筒裂缝复杂度的参数优化[J]. 岩石力学与工程学报,2022,41(6):1223−1234. WANG Xiaohua, LUO Haoran, ZHANG Fengshou. Parameter optimization for controlling the complexity of near-wellbore fractures for perforated fracturing of horizontal wells[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2022, 41(6): 1223−1234.
[23] 刘向君,王小军,赵保伟,等. 砂砾岩储集层水力压裂裂缝扩展规律与可压性评价[J]. 新疆石油地质,2023,44(2):169−177. LIU Xiangjun, WANG Xiaojun, ZHAO Baowei, et al. Propagation of hydraulic fractures and fracability evaluation of sandy conglomerate reservoirs[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2023, 44(2): 169−177.
[24] 赵海峰,陈勉,金衍. 水力裂缝在地层界面的扩展行为[J]. 石油学报,2009,30(3):450−454. doi: 10.7623/syxb200903025 ZHAO Haifeng, CHEN Mian, JIN Yan. Extending behavior of hydraulic fracture on formation interface[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(3): 450−454. doi: 10.7623/syxb200903025
[25] 陈旻炜,李敏,陈伟民. 水平井多裂纹同步扩展的偏折分析[J]. 北京航空航天大学学报,2019,45(1):99−108. CHEN Minwei, LI Min, CHEN Weimin. Deflection of multi-crack synchronous propagation in horizontal well[J]. Journal of Beijing University of Aeronautics and Astronautics, 2019, 45(1): 99−108.
[26] OLSON J E, DAHI-TALEGHANI A. Modeling simultaneous growth of multiple hydraulic fractures and their interaction with natural fractures[C]//All Days. SPE, 2009: 726−732.
[27] ZHAO H F, WANG X H, LIU Z Y. Experimental investigation of hydraulic sand fracturing on fracture propagation under the influence of coal macrolithotypes in Hancheng block, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, 175: 60−71. doi: 10.1016/j.petrol.2018.12.031
[28] CHEN M, ZHANG S C, XU Y, et al. A numerical method for simulating planar 3D multi-fracture propagation in multi-stage fracturing of horizontal wells[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(1): 171−183. doi: 10.1016/S1876-3804(20)60016-7
[29] 李国欣,刘国强,侯雨庭,等. 陆相页岩油有利岩相优选与压裂参数优化方法[J]. 石油学报,2021,42(11):1405−1416. doi: 10.7623/syxb202111001 LI Guoxin, LIU Guoqiang, HOU Yuting, et al. Optimization method of favorable lithofacies and fracturing parameter for continental shale oil[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(11): 1405−1416. doi: 10.7623/syxb202111001
[30] 蒋海,肖阳,王栋,等. 页岩气体积改造人工缝网优化设计[J]. 特种油气藏,2022,29(5):154−160. JIANG Hai, XIAO Yang, WANG Dong, et al. Optimal design of artificial fracture network for shale gas volume stimulation[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2022, 29(5): 154−160.
[31] 尚立涛,刘宇,张杨,等. 致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验[J]. 石油地质与工程,2021,35(2):98−102. SHANG Litao, LIU Yu, ZHANG Yang, et al. Fracturing parameter optimization and field test of horizontal wells in tight volcanic reservoirs[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2021, 35(2): 98−102.
[32] 李宗源,倪小明,石延霞,等. 马必东区块水力喷射分段压裂工艺优化与应用[J]. 煤矿安全,2021,52(12):78−83. LI Zongyuan, NI Xiaoming, SHI Yanxia, et al. Optimization and application of hydraulic injection segmental fracturing process in Mabidong Block[J]. Safety in Coal Mines, 2021, 52(12): 78−83.
计量
- 文章访问数: 22
- HTML全文浏览量: 2
- PDF下载量: 4
