CN104863560A - 用于页岩气开采的宽网压裂方法 - Google Patents

Abstract

一种用于页岩气开采的宽网压裂方法，包括：根据地震数据、地质数据、测井数据、气藏数据和岩石力学数据构造地质模型，并建立岩石渗流-应力-损伤耦合模型；根据岩石渗流-应力-损伤耦合模型的要求，对压前初始应力场进行建模，得到应力场模型；通过地质模型和应力场模型，获取研究对象的气藏数值模型，对地质模型、气藏数值模型与岩石渗流-应力-损伤耦合模型进行耦合得到地质模型-数值模型-FSD耦合模型；利用地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面；基于确定的射孔参数、措施井段和产气剖面进行宽网裂缝压裂。本发明能使射孔与均衡产气匹配优化，所有射孔簇都进液形成有效裂缝，提高了页岩气的产量。

Description

用于页岩气开采的宽网压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种用于页岩气开采的宽网压裂方法。

背景技术

页岩气水平井的长期生产数据的分析表明，有效的压裂改造体积(ESRV)远小于线网压裂模型拟合的改造体积(SSRV)和微地震监测的改造体积(MSRV)。实践表明，页岩气压裂效果与ESRV密切相关，压裂形成的有效裂缝体积是描述页岩气压裂的关键参数，即压裂改造体积(ESRV)所波及的范围越小，页岩气压裂效果也就越差。

假定所有射孔簇压裂过程中都有效进液，若采用条带状裂缝密集切割砂体，尽管能够利用缝间应力干扰增强压裂改造能力，但由于页岩的渗透率极低，未能有效建立缝间渗流场，缝间仍存在未动用区域，不能从根本上提高沿水平井筒的整体渗流能力。

若采用宽网压裂技术实现宽网控制(详见图1，其中101代表打碎储层，102代表改善渗流)，即通过实时控制裂缝内净压力增长，促使裂缝网络在近远井纵横向不断扩展，充分利用适度的应力和渗流干扰，彻底打碎储层，形成近远井纵横向上具有更大宽度的复杂裂缝系统，最大化动用单井控制储量，所形成的近井裂缝网络、远井裂缝网络和近远井宽网裂缝效果，如图2所示。图2中，201为井筒，202为边井边界，203为边井层理缝，204为主裂缝。需要满足以下三个条件来实现在页岩气水平井压裂过程中形成近远井的宽度裂缝网络的目的：

(1)所有射孔簇都进液形成有效裂缝；

(2)裂缝延伸过程中始终保持高净压力，不断开启层理缝建立起渗流场；

(3)裂缝间在应力和渗流干扰双重作用下形成宽网裂缝。

然而，从生产超过400天的页岩气水平井生产测试结果发现，有相当数量的射孔簇没有压开，多数层段只有一簇开启形成了有效裂缝，且水平段产气剖面严重不均衡。如表1所示，以H1井为例，该井共分15级，38个射孔簇，15个簇没有产量，射孔簇压开率61％。产量分布表现出严重不均，射孔簇2769m～2770m贡献最大，高达31.7％。

表1

据统计，北美六大页岩油气盆地大量井生产测试结果，也证实裂缝开启率低，水平段产气剖面严重不均衡问题的存在。所提及的Woodford、Barett、Fayetteville、EagleFord、Haynesville、Marcellus、StudyTotal页岩油气盆地在实际生产阶段，基本上每个页岩油气盆地上6％左右的产层无产量，即有相当数量的射孔簇没有压开，而15％～35％的产层的产量在50％以下，该部分产层产量很差。

发明内容

为克服相关技术中存在的问题，本发明提供一种用于页岩气开采的宽网压裂方法，以优化射孔与均衡产气匹配，提高页岩气的产量。

根据本发明实施例的一方面，公开了一种用于页岩气开采的宽网压裂方法，该宽网压裂方法包括：

根据地震数据、地质数据、测井数据、气藏数据和岩石力学数据构造地质模型，并建立岩石渗流-应力-损伤耦合模型；

根据所述岩石渗流-应力-损伤耦合模型的要求，在所述地质模型的基础上对压前初始应力场进行建模，得到应力场模型；

通过所述地质模型和所述应力场模型，获取研究对象的气藏数值模型，对所述地质模型、气藏数值模型与岩石渗流-应力-损伤耦合模型进行耦合，得到地质模型-数值模型-FSD耦合模型；

利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面；

基于确定的所述射孔参数、措施井段和产气剖面进行宽网裂缝压裂。

一实施例中，所述射孔参数包括：射孔密度、射孔方式和射孔间距；利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数，包括：

根据所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型确定最大水平段渗透层产气强度对应所需要的射孔密度；

当压裂形成纵向缝和水平缝时，采用定向射孔方式，使射孔方向与最大水平主应力方向保持一致；当压裂形成横向缝时，采用螺旋射孔方式。

一实施例中，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数，包括：利用ABAQUS非线性有限元分析工具，模拟计算多条裂缝间间距对裂缝形态和压后生产动态的影响，以确定合理的裂缝间距。

一实施例中，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面，包括：根据所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型计算出的水平段吸液强度分布结果，按照吸液强度将水平段划分为多个段改造。

一实施例中，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面，包括：采用多射孔簇桥塞分段压裂方式进行页岩气水平井改造。

一实施例中，该宽网压裂方法还包括：

步骤1：泵入可降解的宽网裂缝促进剂，当宽网裂缝促进剂进入裂缝网络后，所述宽网裂缝促进剂削减裂缝端部造缝效应，在裂缝网络中造成砂堵，压开第一级裂缝；

步骤2：继续泵入所述宽网裂缝促进剂，促使所述宽网裂缝促进剂进入裂缝网络造成砂堵，压开第二级裂缝，重复执行所述步骤2，形成预定宽度的裂缝网络；

所述宽网裂缝促进剂在地层温度下溶解于压裂液。

一实施例中，所述宽网裂缝促进剂是将稠化剂、分散剂、胶合剂以及纳米材料经过化学反应与物理势能相互催化得到的复合体。

一实施例中，所述稠化剂、分散剂、胶合剂以及纳米材料的比例是3:2.5:3:2。

一实施例中，该宽网压裂方法还包括：

将返排数值模型导入所述气藏数值模型，根据所述气藏数值模型和相渗模型分析裂缝中气液两相渗流过程；

根据分析结果确定是否压裂形成具有预定宽度的裂缝网络。

本公开的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：采用本发明实施例提供的宽网压裂技术能够使射孔与均衡产气匹配优化，所有射孔簇都进液形成有效裂缝，大大提高页岩气的产量。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本公开。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是采用宽网压裂技术实现宽网控制的示意图；

图2是近井裂缝网络、远井裂缝网络和近远井宽网裂缝效果示意图；

图3是根据一示例性实施例示出的一种用于页岩气开采的宽网压裂方法的流程图；

图4是根据一示例性实施例示出的三维地质模型截图；

图5是根据一示例性实施例示出的D403-2H井数值模拟模型截图；

图6是根据一示例性实施例示出的岩气油藏数值模拟建立的流程图；

图7是根据一示例性实施例示出的水平段吸液强度分布示意图；

图8是根据一示例性实施例示出的D403-2H井分段酸压管柱结构示意图；

图9是根据一示例性实施例示出的变密度射孔措施后产气强度分布模拟结果截图；

图10是根据一示例性实施例示出的变密度射孔措施后产气量分布模拟结果截图；

图11是根据一示例性实施例示出的三向应力与层理裂缝发育状态对射孔起裂压力的影响示意图；

图12A和图12B分别是根据一示例性实施例示出的不同裂缝间距诱导应力分布与破裂压力增幅示意图；

图13是根据一示例性实施例示出的诱导应力引起的裂缝挤压及应力与渗流干扰形成的裂缝网络示意图；

图14是根据一示例性实施例示出的应用ABAQUS分析的完整过程流程图；

图15是根据一示例性实施例示出的室内模拟评价系统示意图；

图16是根据一示例性实施例示出的不同浓度促进剂注入人工裂缝前后驱替压差对比示意图；

图17A至图17D是根据一示例性实施例示出的促进剂在不同温度不同介质中的溶解曲线模拟截图；

图18是根据一示例性实施例示出的微粒径宽网裂缝促进剂调节裂缝净压力促使多簇有效开启的示意图；

图19是根据一示例性实施例示出的宽网裂缝气液两相渗流模拟流程示意图；

图20是根据一示例性实施例示出的主裂缝和次生裂缝相渗及对应的返排率示意图；

图21是根据一示例性实施例示出的单一裂缝和宽网裂缝返排特征示意图；

图22是根据一示例性实施例示出的产气量和井底流压历史拟合结果示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

页岩气水平井压裂改造是为了增加产量、提高产量控制、减小低垂向渗透率的影响，以及将连接层状生产层等优势逐步显示出来。当水平段钻遇多层、各产层物性差异大时，压裂后沿水平段各层段产气差异大，储量动用不均衡，总体采出程度低。因此，实现水平段射孔与均衡层间采气差异合理匹配是急需解决的难题。

为解决水平段射孔与均衡层间采气差异匹配问题，可从地质模型-数值模型-FSD模型(渗流-应力-损伤耦合模型)耦合角度出发，进行射孔与均衡产气匹配优化，优选射孔位置、射孔参数、分段工具位置等，进而合理划分措施层段和调整产气剖面。

图3是根据一示例性实施例示出的一种用于页岩气开采的宽网压裂方法的流程图，如图3所示，包括以下步骤。

步骤302：根据地震数据、地质数据、测井数据、气藏数据和岩石力学数据构造具有气藏地质特征的地质模型，并建立岩石渗流-应力-损伤耦合模型。

步骤304：根据岩石渗流-应力-损伤耦合模型的要求，在地质模型的基础上，对压前初始应力场进行建模，得到应力场模型。

步骤306：通过地质模型和应力场模型，获取研究对象的气藏数值模型，实现地质模型、气藏数值模型与岩石渗流-应力-损伤耦合模型的耦合，得到地质模型-数值模型-FSD耦合模型。

步骤308：利用地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面。

步骤310：基于确定的射孔参数、措施井段和产气剖面进行宽网裂缝压裂。

下面介绍各模型的建立过程，以D403-2H井为例，建立、利用地质模型-数值模型-FSD模型，对页岩气水平井射孔参数、措施层段、分段工具位置等进行优化，对合理划分措施井段和调整产气剖面进行研究。

(1)地质模型与数值模型建立

D403-2H井是四川D构造的一口套管完井水平井，目的层为下三叠统飞仙关组气藏，水平段长1000m，钻遇气层多、层薄、物性差异大，层间矛盾突出，沿水平段各层产气差异大。

该井电测解释一类气层22个，长度为356.4m；二类气层47个，长度为267.6m；三类气层30个，长度为126.4m。该井产能以一、二类气层为主，三类气层难以动用。

地质建模是精细描述和井约束反演的核心。利用D构造钻井、地震、测井、地层对比、试井、生产动态等基础数据，结合HRS反演结果，建立接近D构造气藏地质特征的三维精细地质模型，如图4。

数值模型的精度取决于三维地质模型的准确性。粗化的三维地质模型可以直接作为气藏数值模拟的输入，模型粗化的目的是使细网格的精细地质模型转化为粗网格模型的过程，使等效粗网格模型能反映原模型的地质特征及流动响应，如图5所示。

页岩气藏数值模拟的建立流程见图6，图6描述的页岩气藏数值模拟建立的流程是通过由上及下的分析过程，即：将综合资料分为地震、地质、测井、油藏以及岩石力学等五种类型，并有针对性的对每种材料的数据体分别进行全面的综合性分析；目标是应用Petrel软件建立起构造、岩相、储层参数、油藏静态、油藏动态的五大模型，应用Visage软件建立三维岩石力学模型；模拟计算实现对整个油藏的数值模拟分析。

(2)岩石渗流-应力-损伤耦合模型(FSD模型)建立

有关渗流-应力-损伤耦合(FSD)模型的数学模型的描述，包括以下方程组：

1)考虑应力与渗透率的耦合时，采用Louis变形公式：

$K(\mathrm{\σ},p)=\mathrm{\ξ}{K}_0{e}^{-\mathrm{\β}({\mathrm{\σ}}_{\mathrm{ii}}/3-\mathrm{\αp})}\·\·\·\left(1\right)$

式中，K——渗透率；K₀——渗透率初值；p——孔隙压力；σ_ii——平均主应力；ξ——渗透率突跳倍率，根据实验确定；α——孔隙压力系数，根据实验确定；β——应力敏感因子，根据实验确定。

2)当单元的应力状态或者应变状态满足某个给定的损伤阀值时，单元开始损伤，则渗流-损伤耦合方程为：

当单元的应力状态或者应变状态满足Mohr-Coulomb损伤阀值时，单元开始损伤，损伤变量D和单元渗透率为：

$D=\left\{\begin{array}{cc}0& \mathrm{\&epsiv;}<{\mathrm{\&epsiv;}}_{c0}\\ 1-\frac{f_{\mathrm{cr}}}{E_0\mathrm{\&epsiv;}}& {\mathrm{\&epsiv;}}_{c0}\&le;\mathrm{\&epsiv;}\end{array}\right.\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(2\right)$

$K=\left\{\begin{array}{cc}{K}_0{e}^{-\mathrm{\&beta;}({\mathrm{\&sigma;}}_1-\mathrm{\&alpha;p})}& D=0\\ \mathrm{\&xi;}{K}_0{e}^{-\mathrm{\&beta;}({\mathrm{\&sigma;}}_1-\mathrm{\&alpha;p})}& D>0\end{array}\right.\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(3\right)$

式中，K——渗透率；K₀——渗透率初值；ξ——渗透率突跳倍率，根据实验确定；α——孔隙压力系数，根据实验确定；β——应力敏感因子，根据实验确定；D——损伤变量。

当单元应力状态或应变状态达到抗拉强度损伤阀值时，单元开始损伤，损伤变量D和单元渗透率为：

$K=\left\{\begin{array}{cc}{K}_0{e}^{-\mathrm{\&beta;}({\mathrm{\&sigma;}}_3-\mathrm{\&alpha;p})}& D=0\\ \mathrm{\&xi;}{K}_0{e}^{-\mathrm{\&beta;}({\mathrm{\&sigma;}}_3-\mathrm{\&alpha;p})}& 0<D<1\\ {\mathrm{\&xi;}}^{\&prime;}{K}_0{e}^{-\mathrm{\&beta;}({\mathrm{\&sigma;}}_3-p)}& D=1\end{array}\right.\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(4\right)$

$D=\left\{\begin{array}{cc}0& {\mathrm{\&epsiv;}}_{t0}\&le;\mathrm{\&epsiv;}\\ 1-\frac{f_{\mathrm{cr}}}{E_0\mathrm{\&epsiv;}}& {\mathrm{\&epsiv;}}_{\mathrm{tu}}\&le;\mathrm{\&epsiv;}<{\mathrm{\&epsiv;}}_0\\ 1& \mathrm{\&epsiv;}\&le;{\mathrm{\&epsiv;}}_{\mathrm{tu}}\end{array}\right.\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(5\right)$

3)针对页岩储层的非均质性，把模型离散为不同参数分布的细观单元，得到以下两组代数方程组，应用传统有限元技术进行渗流和线弹性应力计算。

渗流计算的连续性方程矩阵形式：

$\left\{\right[K]\mathrm{\&Delta;t}+[S\left]\right\}{\left\{p\right\}}_{t_{j-1}+\mathrm{\&Delta;t}}=\left[S\right]{\left\{p\right\}}_{t_{j-2}}+\left\{F\right\}\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(6\right)$

$\left[K\right]=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[K\right]}^e\mathrm{dxdy}=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[B\right]}^T{\left[M\right]}^e\left[B\right]\mathrm{dxdy}$ (由单元渗透矩阵组装而成)······(7)

$\left[S\right]=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[S\right]}^e\mathrm{dxdy}=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[B\right]}^T{\left[N\right]}^e\left[B\right]\mathrm{dxdy}$ (由单元存储矩阵组装而成)······(8)

式中，[K]——总体传导矩阵；[S]——存储矩阵；{p}——未知节点的孔压列阵；{F}——节点的汇源项列阵；[M]^e——单元渗透率矩阵；[B]——几何矩阵；T——时间；[N]^e——单元存储矩阵。

应力计算的平衡方程矩阵形式：

$\left[\stackrel{\&OverBar;}{K}\right]\left\{\mathrm{\&delta;}\right\}=\left\{\stackrel{\&OverBar;}{p}\right\}\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(9\right)$

$\left[\stackrel{\&OverBar;}{K}\right]=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[\stackrel{\&OverBar;}{K}\right]}^e\mathrm{dxdy}=\underset{\mathrm{\&Omega;}}{\&Integral;}\&Integral;{\left[B\right]}^T{\left[D\right]}^e\left[B\right]\mathrm{dxdy}$ (由单元刚度矩阵组装而成)·····(10)

式中，——总体刚度矩阵；{δ}——节点位移列阵；——等效节点载荷列阵。

渗流-应力-损伤耦合模型是基于Biot固结理论和Terzaghi的有效应力概念，并考虑了损伤对渗透率的影响，能够对非均质岩石的水力压裂过程中裂纹产生、扩展导致裂缝形成过程进行分析。在每一步加载过程中，对于一个已给的水力压力，通过有限元技术求解应力分布，并用强度准则对单元的剪应力或拉应力进行损伤判断，损伤单元具有残余强度，它的弹性模量会损伤弱化，渗透率则会突跳增加，水压力就可以跟踪传递到损伤单元四周的非损伤单元。然后重新进行应力计算，导致压力调整和再分配，直到一个新的应力平衡。对于非均质材料，由于在远离裂缝端部高压力集中区的地方，可能存在低强度单元，因此，在破裂区域的邻近部位可能出现微裂隙，而且存在水压力作用，这些微裂隙与主裂纹隔离的裂纹的增生要影响裂缝延伸的路径。

(3)数值模型-FSD耦合模型

根据FSD模型要求，在地质模型的基础上，对压前初始应力场进行建模。在综合考虑岩相变化的基础上，对同一地层赋予相同的岩石力学参数，以反映地质体所造成的非均质性；考虑深度对力学参数的影响，同时断层给予一定的宽度，然后将不同的岩石力学参数赋予不同的单元体，作为地应力场模拟的力学参数依据；利用实测地应力数据，借助地质模型的反演理论和方法，以目标井的地应力值作为目标函数，以边界力载荷值为参数，反演出远场应力边界条件；以正应力及剪应力值为反演目标，进行有限元数值模拟，确定出区域应力场的数值大小和应力方向，完成地应力场的三维反演。

通过三维精细地质建模和应力场建模，可以获得研究对象(区块、井组或单井)数值模拟模型，导入任意一口井的基础数据，就可以知道孔隙度、渗透率、含气饱和度等沿水平段的分布，从而方便进行网格划分。当井数较少时，以均质正交块状网格作为水平井模型建立的基础，较好地解决流动的收敛问题，避免使用近井PEBI网格造成模型计算的不收敛；当井数较多时，用历史拟合的方法对区块数值模拟模型进行调整，以PEBI网格作为水平井建模的基础。

Multi Well Simulator软件是基于储层特征、完井方式、流体性质及油藏数值模拟等综合信息的开放式软件系统，其数值模拟接口可以方便导入大型数值模拟数据体，并可对网格进一步处理。由于数值模拟数据体包含了FSD模型所必须的单井输入参数和有限元网格，因此，只需要在软件中定义损伤断裂延伸准则和FSD模型方程，就可以实现油藏数值模拟和FSD动态耦合分析。

接下来，利用建立的地质模型-数值模型-FSD耦合模型，对D403-2H井进行分段压裂优化。

1.2射孔参数优化

(1)射孔密度

对于套管完井水平井，射孔密度是最为敏感的参数。在生产压差相同的情况下，利用耦合数值模型模拟计算射孔密度分别为6孔/m、10孔/m、16孔/m、20孔/m时水平段的产气强度、射孔表皮因子、产气量等。结果表明，在相同生产压差下，水平段渗透层产气强度随着射孔密度的增加而增加，但增加幅度呈逐渐变小趋势。同时高渗层段和低渗层段对射孔密度的敏感性也不一致，高渗层段随着射孔密度的增加，产气强度增幅较大，而低渗层段随着射孔密度的增加，产气强度增幅较小，甚至不明显。

在相同的生产压差下，随着射孔密度的增加，全井产气量呈逐渐增加趋势：孔密从6孔/m增加到10孔/m时，全井产气量增加幅度为5.9％；孔密从10孔/m增加到16孔/m时，全井产气量增加幅度为3.38％；而孔密从16孔/m增加到20孔/m时，产气量增加幅度仅为1.11％。由此可见，孔密增加到一定程度时对产气量的贡献是逐渐减低的。

不考虑地层钻井污染影响时，利用耦合数值模型模拟计算在不同孔密条件下引起的射孔表皮因子值，结果表明，射孔密度为6孔/m时，地层不能有效沟通，产生了明显的表皮效应，薄层更为不利。但射孔密度超过8～10孔/m时，基本能有效沟通地层渗流通道，能充分发挥地层产能，不会产生明显表皮效应。

(2)射孔方式

在相同生产压差下，利用耦合数值模型模拟计算变密度射孔与常规射孔(孔密为16孔/m)对产能的影响。从水平段产气强度和产气量对比来看，变密度射孔对一、二类气层产气量有一定的控制效果：一类气层产气强度降低7％～14％，二类气层产气强度降低3％～7％，三类气层产气强度增加了1％～4％，全井产气量降低了7.63％。从整体上看，层间产气差异得到了一定程度改善，但改善幅度有限，不能从根本上平衡层间产气强度。

通过变密度射孔水平段吸液强度计算结果看，部分高渗层吸液强度得到控制，在一定的井段范围内各层吸液强度差异得到缓解。结合分段酸压技术，即可实现较好的均匀布酸效果。

由此得出射孔方式的选择原则：当压裂形成纵向缝和水平缝，制定射孔方案时必须考虑射孔方向与最大水平主应力方向的一致性，可以采用定向射孔的方式，以避免无效炮眼和近井筒的裂缝弯曲现象的产生。当压裂形成横向缝，可以采用螺旋射孔方式。本井选择螺旋射孔方式。

(3)射孔间距

利用ABAQUS非线性有限元分析工具，模拟计算多条裂缝间间距对裂缝形态和压后生产动态的影响，从而确定合理的裂缝间距，以发挥水平井最大产能。对于横向裂缝，当缝间距大于1.5倍的缝高时，流动阻力影响最小，但是仍然影响缝宽；对于纵向裂缝，如果缝间距是缝高的2倍，则缝宽不受影响。因此，优化射孔间距为大于缝高的2倍。

1.3分段酸压井段确定

为改善低渗层段和提高单井产能，合理的分段是酸压成功的重要保证，根据水平段的产气能力分布情况，结合酸压工艺合理划分井段。根据模拟计算的水平段吸液强度分布结果，按吸液强度将水平段划分为6段改造，其中第②、③、④、⑥段多为一类、二类气层，是主要产气层，也是酸压增产的重点，其吸液强度大，总量高；第①、⑤段气层薄、物性差，吸液强度低、吸液量小，不作为主要产气层和酸压重点。如图7所示。

1.4分级封隔器位置的确定

结合上述研究结果，综合测井曲线、钻录井显示等资料，力主酸压一类层和二类层，兼顾三类层。水平段分为6段酸压，其中5126～5300m以改造二类层为主，5300～5400m主要以改造一类层为主，5400～5500m主要以改造一类层为主，5500～5825m主要以改造一类层为主，5825～5990m主要以改造一类层为主，5990～6109.3m主要以改造一类层为主。根据气层分布情况和隔夹层分布具体确定套管封隔器位置，管柱结构如图8，注入方式为油管注入，施工排量3.0～5.0m³/min，工作液为变粘酸。

1.5现场应用效果

根据分段酸压施工方案，分段措施后该井水平段产气强度和产气量分布分别见图9、图10，达到了均匀布酸和均衡产气的目的。

2、提高射孔簇压开程度的射孔优化

通过数模与FSD耦合，解决了射孔与均衡产气匹配问题。多簇射孔桥塞分段压裂是页岩气水平井主要的改造方式。要形成宽网裂缝，首先要保证所有射孔簇都进液形成有效裂缝。目前，国内外多簇射孔，通常选择最小水平主应力大小相近的位置射开，大排量施工压开所有射孔簇。然而，大量的页岩气井生产测试结果表明，这种射孔优化方式考虑的因素较单一，有相当数量的射孔簇实际上并没有压开，多数层段只有一簇有效开启。如图11示，研究表明，射孔簇的开启不仅仅受最小水平主应力的影响，还受最大水平主应力、垂向主应力和层理缝发育程度共同作用。

除了三向应力和层理缝的影响外，压裂过程中先行开启的裂缝形成的诱导应力将会限制其他缝的增长，诱导应力的挤压作用永远是增加起裂和延伸需要克服的阻力，也就是增加了其他射孔簇的开启压力，其趋势如图12A和图12B所示。

如果射孔簇中间地带流体能开启通道，也就是形成渗流干扰，如图13所示，则有利于后面的射孔簇开启形成裂缝。利用渗流，为未开启的裂缝提供有利于增长的弱化通道，通道沟通后，在净压力作用下进入的流体形成有导流能力的裂缝网。这样，生产的渗流压降将会大大减少。因此，射孔簇优选在三向应力接近和有利层理缝发育的位置，以提高射孔簇压开程度，充分利用诱导应力和渗流双重干扰作用，形成一定宽度的裂缝网络。

应用ABAQUS分析的完整的过程，通常包括三个明确的步骤，即前处理、模拟计算和后处理，见图14，这三个步骤的联系及生成的相关文件如下：

步骤1401，前处理：在前处理阶段需定义物理问题的模型并生成一个ABAQUS输入文件。通常的做法是使用ABAQUS/CAE或其他前处理模块，在图形环境下生成模型。一个简单问题也可直接用文件编辑器来生成ABAQUS文件。

步骤1402，模拟：模拟计算阶段用ABAQUS/Standard求解模型所定义的数值问题。一个应力分析算例的输出包括位移和应力，他们存储在二进制文件中以便进行后处理。

步骤1403，后处理：计算得到位移、应力或其他基本变量后，对计算结果进行分析评估。使用可视化模块在图形环境下交互进行，读入核心二进制输出数据库文件，可视化彩色等值线图，变形形状图和x-y平面曲线图等。

下面将结合三向应力及诱导应力介绍具体优化步骤：

(1)数值模拟建立和试验步骤如下：

1)在Part(部件)中创建几何模型

用户在Part模块里生成单个部件，可以直接在ABAQUS/CAE环境下用图形工具生成部件的几何形状，也可以从其它的图形软件输入部件。

2)在Property(特性)中设置材料属性，并赋值于几何模型

截面(Section)的定义包括了部件特性或部件区域类信息，如区域的相关材料定义和横截面形状信息。在Property模块中，用户生成截面和材料定义，并把它们赋于(Assign)部件。

3)在Assembly(装配件)中生成装配件体

所生成的部件存在于自己的坐标系里，独立于模型中的其它部件。用户可使用Assembly模块生成部件的副本(instance)，并且在整体坐标里把各部件的副本相互定位，从而生成一个装配件。

4)在Step(分析步骤)设置分析步长

用户用Step模块生成和配置分析步骤与相应的输出需求。分析步骤的序列提供了方便的途径来体现模型中的变化(如载荷和边界条件的变化)。在各个步骤之间，输出需求可以改变。

5)在Load(载荷)中设置边界条件及三向应力值和诱导应力条件

在Load模块里指定载荷，边界条件和场。载荷与边界条件跟分析步相关，这意味着用户必须指定载荷和边界条件所在的分析步。有些场变量与分析步相关，而其它场变量仅仅作用于分析的开始。

6)在Mesh(网格)划分网格

Mesh模块包含了有限元网格的各种层次的自动生成和控制工具。从而用户可生成符合分析需要的网格。

7)在Job(作业)提交数据，进行模拟计算

一旦完成了模型生成任务，用户便可用Job模块来实现分析计算。用户可用Job模块交互式地提交作业、进行分析并监控其分析过程，可同时提交多个模型进行分析并进行监控。

8)在Visualization(可视化)模块提取有限元模型和分析结果图形

可视化模块提供了有限元模型的图形和分析结果的图形。它从输出数据中获得模型和结果信息，用户可通过Step模块修改输出需求，从而控制输出文件的存贮信息。

(2)分析结果，并结合实际需要改变参数，再按照以上方式反复进行模拟、分析、调节、验证，最终获取得到最后优化结果。

以上即为结合三向应力及诱导应力的具体优化步骤和方法。

3、可降解的微粒径宽网裂缝促进剂的成分/室内评价及形成宽网裂缝原理

(1)可降解的微粒径宽网裂缝促进剂

可降解的微粒径宽网裂缝促进剂，由稠化剂、分散剂、胶合剂、耐温纳米材料，按照3：2.5：3：2的比例，在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化，得到的微粒径颗粒，是化学反应与物理势能相互催化的复合体。

一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入孔眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼，从而具备颗粒的高强度，又具备交联后的高封堵率。具备用量少，形成压差大，压后完全溶解无污染的特点。促进剂粒径规格：10-13mm、5-8mm、1-2mm、20-40目、80-120目，页岩气宽网压裂主要使用80-120目。

图15描述的是室内模拟评价装置，应用该装置对宽网裂缝促进剂进行室内评价，得出的是图16所示不同浓度促进剂注入人工裂缝前后驱替压差情况、图17A至图17D分别所示不同温度不同介质中促进剂的溶解趋势，以及下表2所示的在不同温度下，宽网裂缝促进剂作用岩芯后的渗透率恢复数据。

表2宽网裂缝促进剂在不同温度下渗透率恢复数据

(2)利用宽网裂缝促进剂形成宽网裂缝

当宽网裂缝促进剂进入裂缝网络后，随着促进剂段塞前端逐渐滤失，促进剂颗粒削减了裂缝端部造缝效应，颗粒在窄孔径裂缝网络中造成砂堵，人为大幅度提高缝端的断裂韧性，在不改变液体性质和施工规模、施工参数的情况下，大幅度提高缝内净压力。净压力的提高有助于开启更大范围内的层理缝，从而形成更大宽度的裂缝网络。促进剂的加入时机和加入段数及浓度选择根据测试压裂解释得到的裂缝滤失系数、微裂缝条数判断促进剂的用量，再根据压降曲线形态确定促进剂的加入时机和每段促进剂的加量及浓度。压后，促进剂在地层温度下完全溶解于压裂液。

图18是根据一示例性实施例示出的微粒径宽网裂缝促进剂调节裂缝净压力促使多簇有效开启的示意图，图18中，1801代表优先开启裂缝，1802代表射孔簇，1803代表次级开启裂缝，1804代表相对均衡扩展的裂缝。如图18所示，假设水平段内有三组射孔簇，那么微粒径宽网裂缝促进剂调节裂缝净压力，促使多簇有效开启的过程、操作和效果如下：

(1)通过地面泵注泵入可降解的微粒径宽网裂缝促进剂，当宽网裂缝促进剂进入裂缝网络后，随着促进剂段塞前端逐渐滤失，促进剂颗粒削减了裂缝端部造缝效应，颗粒在窄孔径裂缝网络中造成砂堵，人为大幅度提高缝端的断裂韧性，压开第一条裂缝，即优先开启的裂缝；

(2)继续泵入可降解的微粒径宽网裂缝促进剂，促使宽网裂缝促进剂进入裂缝网络造成砂堵，人为大幅度提高缝端的断裂韧性，分别压开第二或第三条裂缝，即次级开启裂缝；

(3)以此类推，完成相对均衡扩展裂缝的形成，并促使一定宽度裂缝网络，最后促进剂在地层温度作用下，在压后完全溶解于压裂液，详见表3。

表3

相比于目前的页岩气近井或远井裂缝网络，宽网裂缝对压裂层段的产气贡献率可提高30％，单井压裂产量提高50％以上，单井用液规模降低15％以上，可节约宝贵的水资源，减轻返排液处理和环保压力。

由于套管抗内压和压裂施工设备的限制，施工排量和规模不能无限制提高。当宽网裂缝形成后，其有效扩展，需要很高的净压力来维持。由净压力计算公式可知，宽网裂缝系统能否扩展延伸形成更加复杂的裂缝网络体系及范围，主要取决于施工排量、施工规模、液体性质、岩石力学性质四个关键因素控制。在前两个因素受限的情况下，液体性质的改变主要通过调节体系粘度，由于页岩气储层改造要求低粘度的压裂液，因此粘度变化对提升净压力有限。岩石力学参数E′是岩石固有特性，不能改变，能改变的只有缝端的断裂韧性KIC-App。净压力计算公式为下式：

$P_{\mathrm{Net}}={\{\frac{E^{r4}}{H_0^4}\left(\frac{\mathrm{Q\&mu;}{x}_f}{E^{\&prime;}}\right)+\frac{K_{\mathrm{IC}-\mathrm{App}}^4}{H_0^2}\}}^{1/4}\&CenterDot;\&CenterDot;\&CenterDot;\left(11\right)$

式中，E^r——平面弹性模量；H₀——裂缝高度；Q——施工排量；μ——压裂液粘度；X_f——裂缝长度。

4、宽网裂缝返排特征诊断

关于宽网裂缝返排特征诊断的分析，主要介绍的内容包括以下几个方面：

(1)宽网裂缝气液两相渗流模拟流程

如图19所示，自左向右分别是返排数值模型、油藏模型和相渗模型，该流程处理数据的方式为，将返排模型数据导入油藏模型中，再根据油藏模型与相渗模型分析宽网裂缝中气液两相渗流过程和结果。

从模拟分析的角度出发，由图20可知，对于宽网压裂沟通到的层理缝和次生裂缝系统，液相相渗是影响返排的重要因素。K_rg-pf和k_rw-pf这两个参数分别是气相、液相相对渗透率。曲线1-5表示的是主裂缝、次裂缝、侵入区不同的气相、液相相对渗透率随含水饱和度的变化。液相相渗越大，压裂液就越容易排出来，但气体排出困难，表明压裂形成的裂缝系统形态单一；液相相渗越低，压裂沟通的层理缝和次生裂缝系统与主裂缝连接处，形成快速气锁，液体排出率低，气体能够排出，表明压裂形成了一定宽度的裂缝网络。

对比单一裂缝与宽网裂缝，两者的返排特征之所以相差较大，原因如图21所示。

对油气藏实施单一裂缝压裂，岩层未能充分打碎，以至于在气体返排过程中，裂缝间快速吸入压裂液，导致气体的流动通道被占用，大部分气体将无法排除；而实施宽网裂缝的油气藏中，岩层被充分打碎，沟通生储空间，气体能够最大限度的被动用并返排出来，亦不会出现因吸入压裂液而造成有效气体流动通道被占用的现象。

5、生产数据历史拟合评价

关于生产数据历史拟合评价分析，实质上是要实现生产压力恢复数据与流量重整压力数据合并后的综合分析，根据所得压力变化和导数曲线，对应于物质平衡时间，实现整个生产数据的流量重整压力处理。

如果压力恢复数据时间较长，与早期的生产数据计算的RNP有重合，那么就保留压力恢复数据计算的曲线。然而，压力恢复数据导致的曲线特征和同一模型压力降落数据得到的曲线略有不同，并且可能受到压力恢复之前流量变化的影响，采取反卷积计算，将压力恢复数据转化成其等效的压力降落数据之后再和RNP数据进行拼接。

如果一系列的恢复数据随时间在分析图版上出现位置上的偏移时，表明渗透率发生变化，渗透率随时间变化的特征可以利用应力敏感的渗透率(PDP)来模拟。通过应力敏感地层的数据响应进行分析，所得到的泄流体积要远远小于水力裂缝预期波及的体积，该体积为有效改造体积。

以H1井为例，利用GMA软件对H1井的生产数据分析和产量拟合，符合程度高，为页岩气开发评价试验和试采，以及主导压裂工艺和压裂液技术的形成，提供了有力支撑，为压裂方案优化设计提供依据，实现降本增效、高效开发的目的。

从产气量和井底流压历史拟合结果来看，GMA软件能真实反应H1井的生产动态。

页岩气水平井宽网压裂技术共应用30口井，已完成的压裂井均获高产工业气流，平均单井测试产量34.0万方，最高测试产量54.7万方；平均单井无阻流量54.42万方，最高无阻流量155.83万方，见图22。因此本发明实施例公开的用于页岩气开采的宽网压裂方法能够使岩气水平井射孔与均衡产气匹配优化，提高射孔簇压开程度的射孔优化，形成一套既能保证初期高产又能长期稳产的页岩气宽网压裂施工控制技术。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由下面的权利要求指出。

应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (9)

1.一种用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，包括：

根据地震数据、地质数据、测井数据、气藏数据和岩石力学数据构造地质模型，并建立岩石渗流-应力-损伤耦合模型；

根据所述岩石渗流-应力-损伤耦合模型的要求，在所述地质模型的基础上对压前初始应力场进行建模，得到应力场模型；

通过所述地质模型和所述应力场模型，获取研究对象的气藏数值模型，对所述地质模型、气藏数值模型与岩石渗流-应力-损伤耦合模型进行耦合，得到地质模型-数值模型-FSD耦合模型；

利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面；

基于确定的所述射孔参数、措施井段和产气剖面进行宽网裂缝压裂。

2.根据权利要求1所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，所述射孔参数包括：射孔密度、射孔方式和射孔间距；利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数，包括：

根据所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型确定最大水平段渗透层产气强度对应所需要的射孔密度；

当压裂形成纵向缝和水平缝时，采用定向射孔方式，使射孔方向与最大水平主应力方向保持一致；当压裂形成横向缝时，采用螺旋射孔方式。

3.根据权利要求2所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数，包括：利用ABAQUS非线性有限元分析工具，模拟计算多条裂缝间间距对裂缝形态和压后生产动态的影响，以确定合理的裂缝间距。

4.根据权利要求1所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面，包括：根据所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型计算出的水平段吸液强度分布结果，按照吸液强度将水平段划分为多个段改造。

5.根据权利要求1所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，利用所述地质模型-数值模型-FSD耦合模型，确定页岩气水平井的射孔参数、措施井段和产气剖面，包括：采用多射孔簇桥塞分段压裂方式进行页岩气水平井改造。

6.根据权利要求1至5中任一项所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，还包括：

步骤1：泵入可降解的宽网裂缝促进剂，当宽网裂缝促进剂进入裂缝网络后，所述宽网裂缝促进剂削减裂缝端部造缝效应，在裂缝网络中造成砂堵，压开第一级裂缝；

步骤2：继续泵入所述宽网裂缝促进剂，促使所述宽网裂缝促进剂进入裂缝网络造成砂堵，压开第二级裂缝，重复执行所述步骤2，形成预定宽度的裂缝网络；

所述宽网裂缝促进剂在地层温度下溶解于压裂液。

7.根据权利要求6所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，所述宽网裂缝促进剂是将稠化剂、分散剂、胶合剂以及纳米材料经过化学反应与物理势能相互催化得到的复合体。

8.根据权利要求7所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，所述稠化剂、分散剂、胶合剂以及纳米材料的比例是3:2.5:3:2。

9.根据权利要求1至5中任一项所述的用于页岩气开采的宽网压裂方法，其特征在于，还包括：

将返排数值模型导入所述气藏数值模型，根据所述气藏数值模型和相渗模型分析裂缝中气液两相渗流过程；

根据分析结果确定是否压裂形成具有预定宽度的裂缝网络。