CN110147561B - 一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明的目的在于提供一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法，收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据，进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析，得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数；基于以上数据建立三维地质模型，采用有限元方法进行精细地应力场模拟，得到储层的初始地应力分布；根据天然裂缝分布情况，设定模型中初始损伤变量场的分布；计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化。本发明的有益效果是提供了以损伤力学理论为基础，能够对含天然裂缝的储层体积压裂缝网络形态进行准确预测的方法。

Description

一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法

技术领域

本发明属于地质技术领域，涉及一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法。

背景技术

致密油气储层普遍具有孔隙度小、渗透率低、脆性矿物含量高、天然裂缝发育等特点。由于地层压力低，自然状态下多数天然裂缝处于闭合状态，其连通性较差，油气通常无自然产能或产能较低。目前致密油气藏的开发方式主要是采用水平井体积压裂技术，其目的是通过人工水力压裂改造沟通储层中伴生的天然裂缝，与人工裂缝共同形成相互交错的空间裂缝网格系统，从而增大储层流体的流动通道，提高单井产能和最终采收率。

体积压裂后的储层中存在基质、天然裂缝和人工裂缝多尺度介质，各介质具有不同的形态和物性以及内部流体流动规律。不同尺度的介质相互嵌套，共同影响着油气藏的开发动态，可以说体积压裂是制约致密油气储层开发的关键因素。为了优化压裂施工设计、提高致密油气藏的开发效果，需要掌握体积压裂复杂缝网的形成规律以及结构特征，即进行体积压裂缝网预测。

致密储层脆性较强、天然裂缝发育、非均质严重，这些地质特征条件与压裂施工因素共同对水力压裂裂缝的扩展和最终形态起着控制作用。模拟和预测水力裂缝的扩展过程是非常复杂的，需要考虑如下几方面因素：(1)岩石力学变形；(2)压裂液在裂缝中的流动；(3)裂缝起裂和扩展准则；(4)水力裂缝与天然裂缝的相互作用；(5)相邻水力裂缝之间的应力干扰作用；(6)裂缝的高度延伸。数值模拟技术具有不受研究对象规模限制、能够模拟较复杂过程等优点，是国内外研究者广泛采用的压裂裂缝扩展预测方法。由于致密储层压裂裂缝为复杂的网状裂缝，传统的平面模型(如PKN模型、KGD模型)和三维模型不再适用。在传统理论基础上，国内外学者发展了一些适合致密储层的压裂裂缝扩展模型和分析方法。然而，现有的水力压裂裂缝预测方法均以断裂力学为基本理论，采用离散化缝网模型，其缺点为：1.不能预测裂缝的萌生，裂缝的位置和形态需要人为设定，不符合实际；2.只能描述压裂缝网系统中的一级次生裂缝，无法体现多级裂缝的复杂存在；3.无法考虑天然裂缝对缝网系统扩展影响的随机性，无法描述天然裂缝存在下的人工裂缝与天然裂缝沟通的复杂缝网形态，也无法预测复杂缝网的扩展。

发明内容

本发明的目的在于提供一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂下的裂缝缝网形态预测方法，本发明所采用的技术方案是按照以下步骤进行：

步骤一：收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据，进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析，得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数。

步骤二：基于以上数据建立三维地质模型，采用有限元方法进行精细地应力场模拟，得到储层的初始地应力分布。

步骤三：根据天然裂缝分布情况，设定模型中初始损伤变量场的分布。

损伤力学是分析材料内部孔、洞、缝发展并导致材料破坏的一种连续介质力学分析方法。在损伤力学中，材料的不连续程度可以通过一个连续的变量，即损伤变量来描述：完好的材料其损伤值为0，而破碎的材料其损伤值为1。天然裂缝是岩石的一种典型的不连续状态，因此，可以用损伤变量来描述天然裂缝。

天然裂缝的几何信息包括裂纹密度、方向角和倾角，与渗流有关的属性包括开度、渗透率和孔隙度。天然裂缝在空间上是随机分布的，这种分布的随机性导致材料的损伤具有各向异性，一般使用矢量形式表达一组天然裂缝。但是，在渗流力学中，常采用二阶张量表达与天然裂缝相关的、具有正交各向异性属性的渗透系数K。因此，为了方便应用，这里也使用二阶张量表达一组天然裂缝对应的初始损伤D。相应地，正交各向异性的渗透系数张量K的主值与损伤张量D的主值有全量形式的一一对应的函数关系。具体说，给定一组天然裂缝，其对应的损伤张量主值是D，相应的主方向为n，这个主方向也是天然裂缝矢量的方向。损伤变量主值D根据天然裂缝的密度确定，需要结合具体区域的实测结果或者实验室试验结果进行匹配。

天然裂缝的方向矢量即损伤张量主值的方向矢量n,具有三个方向(i,j,k)上的分量，又称方向余弦，如下所示：

此处n＝li+mj+nk

实际应用中，方向余弦(l,m,n)可以通过方向角、倾角、以及x坐标轴方向的选择来计算。图1给出了这些几何关系的示意图，其中α为方向角，β为倾角，x坐标轴的方向取为正北方向。

方向矢量各个分量的计算如下式所示：

多组天然裂缝对应的总的损伤变量张量D_T通过对单个天然裂缝对应的损伤变量张量进行代数求和得到，如下式所示：

D_T＝D₁+D₂+…+D_N

式中，N为天然裂缝总组数。

步骤四：计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化。

(1)损伤起始条件

损伤起始条件判断将在损伤变量张量的每一个主方向上分别进行，损伤起始条件如下式：

f_t＝ε_t-Y_t≤0

使用上式进行的损伤起始条件判断将在损伤张量的每一个主方向上分别进行。Y_t损伤状态变量，ε_i为拉应变，下标t表示拉伸，只有拉伸应变能在主方向上产生损伤起始的动力。

(2)损伤演化规律

损伤演化模型如下式：

D＝1-Y_t1/Y_t

式中，Y_t1是一个点上的损伤共轭力的最大值,对应着最大裂纹张开位移。

步骤五：根据损伤变量的分布获得压裂缝网分布和裂缝参数。

裂缝开度和渗透率用下式计算：

式中，u为裂缝开度；k_f为裂缝渗透率；d_a为储层岩石颗粒直径；ξ₁和ξ₂为修正参数，由实验室测得。

本发明的有益效果是提供了以损伤力学理论为基础，能够对含天然裂缝的储层体积压裂缝网络形态进行准确预测的方法。用于预测体积压裂后的裂缝网络形态，更具有操作性和准确性，为体积压裂压后效果评估进而产量预测提供了有利的理论依据，克服了现有技术的不足。

附图说明

图1是天然裂缝的方向角、倾角、方向矢量示意图；

图2是储层天然裂缝影像测井数据；

图3是压裂液注入流量随时间的变化曲线；

图4是t1＝17.54min时孔隙压力分布云图；

图5是t2＝26.64min时孔隙压力分布云图；

图6是t1＝17.54min时损伤强度因子的分布云图；

图7是t2＝26.64min时损伤强度因子的分布云图；

图8是t1＝36.64min损伤变量的分布俯视图；

图9是t2＝46.64min损伤变量的分布俯视图；

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明进行详细说明。

某区块长宽为200米，厚为25米，其中储层厚度为20米，盖层厚度为5米。盖层中的初始地应力为：

S_v＝36.368MPa,S_h＝25.9MPa,S_H＝31.66MPa

储层的初始地应力的有效应力值、孔隙压力、孔隙比分别为：

S_v＝15.7MPa,S_h＝7.93MPa,S_H＝11MPa

P_p＝20.66MPa,VR＝0.15

该储层天然裂缝影像测井数据如图2所示。图2中显示，天然裂缝的分布很分散，各个方向都有，但是图中有三个区域具有比较密集的天然裂缝分布。因此，采用三组裂缝来表示图中显示的天然裂缝。表1给出了这三组裂隙的几何信息：

表1

	方位角α	倾角β	裂纹密度(1/m)	张开度(mm)
					裂缝组一	275	72	1	0.5
裂缝组二	350	68	0.6	0.5
					裂缝组三	80	70	0.4	0.5

以第一组裂缝为例，根据数据及试验结果确定裂缝主值为D＝0.015，方向余弦n为：

n＝(sinβcosα -sinβsinα cosβ)＝(0.083 0.947 0.309)

因此该组裂缝可用二阶张量的损伤变量表示：

同样的方法计算出第二组和第三组裂缝：

从而可以得到总的损伤变量张量为：

进一步得到总的损伤张量的三个主值和主方向：

D_T1＝0.0332,D_T2＝0.0015,D_T3＝0.0204

三个主方向的倾角和方向角分别为：

α₁＝61.56°,β₁＝66.76°

α₂＝277.89°,β₂＝24.77°

α₃＝335.06°,β₃＝82.11°

初始损伤加载条件为：Y_t＝0.0005；损伤变量主值达到1时的损伤共轭力的临界值为：Y_t1＝0.015。

在模型中心点注入流量载荷，代表压裂位置。压裂液注入流量随时间的变化曲线如图3所示，坐标中的负号代表此点流量为流入，而不是流出。

对上述模型数据描述的裂隙地层水力压裂损伤变量场和渗流场进行了模拟计算。图4-7分别给出了孔隙压力分布云图、损伤变量场扩展分布图。对应的时刻分别为t1＝17.54min、t2＝26.63min。

可以看出，损伤变量的分布以压裂注入点为中心形成复杂的裂纹网络。由损伤局部化带形成的裂缝网络随注入液体的增加而不断扩展。损伤造成的材料软化本身使得非弹性变形局部化趋势增强。此外，损伤变量值较大的地方的渗透系数较大，孔隙压力较高，损伤演化更容易进行。因此，模型具有较强的损伤局部化倾向及特性。这一点特性保证了这个模型能够有效地模拟“裂缝缝网”现象。

图8和图9给出了t1＝36.64min和t2＝46.64min时刻，损伤变量的分布俯视图。可以看出损伤变量场(裂缝网络)分布成纺锤型，且随着时间向外扩张，该预测结果与实际情况相符。

以上应用效果说明，本发明提出的含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法较为合理，可为储层压力施工参数优化设计、压后效果评价和油田生产预测提供有利参考。

本发明的有益效果还在于：

1.利用损伤力学理论模拟分析体积压裂下岩石的损伤和开裂位置和过程，裂缝萌生位置和裂缝形态由计算得到，而非人为设定，结果更符合实际。

2.考虑天然裂缝引起的初始损伤变量场对压裂过程中储层损伤演过的影响，即考虑压裂过程中天然裂缝对人工裂缝的影响。

3.体积压裂缝网对应的损伤变量场分布分布成纺锤型，且随着时间向外扩张，与实际情况相符。

4.用于预测体积压裂后的裂缝网络形态，更具有操作性和准确性，为体积压裂压后效果评估进而产量预测提供了有利的理论依据，克服了现有技术的不足。

以上所述仅是对本发明的较佳实施方式而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施方式所做的任何简单修改，等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。

Claims (1)

1.一种含天然裂缝致密油气储层体积压裂缝网预测方法，其特征在于按照以下步骤进行：

步骤一：收集目标储层的地质信息、测井数据、岩心岩屑分析数据和压裂施工数据，进行单井地质力学分析和天然裂缝分布分析，得到储层的初始地应力参数、岩石力学参数和天然裂缝描述参数；

步骤二：基于以上数据建立三维地质模型，采用有限元方法进行精细地应力场模拟，得到储层的初始地应力分布；

步骤三：根据天然裂缝分布情况，设定模型中初始损伤变量场的分布；

步骤四：计算水力压裂过程中三维地层的损伤演化；

步骤五：根据损伤变量的分布获得压裂缝网分布和裂缝参数；

所述步骤三方法如下：

(1)给定一组天然裂缝，其对应的损伤张量主值是D，相应的主方向为n，这个主方向也是天然裂缝矢量的方向，损伤变量主值D根据天然裂缝密度确定，需要结合具体区域的实测结果或者实验室试验结果进行匹配；天然裂缝的方向矢量即损伤张量主值的方向矢量n,具有三个方向(i,j,k)上的分量，又称方向余弦，如下所示：

此处n＝li+mj+nk

实际应用中，方向余弦(l,m,n)可以通过方向角、倾角、以及x坐标轴方向的选择来计算，其中α为方向角，β为倾角，x坐标轴的方向取为正北方向；

方向矢量各个分量的计算如下式所示：

(2)多组天然裂缝对应的总的损伤变量张量D_T通过对单个天然裂缝对应的损伤变量张量进行代数求和得到，如下式所示：

D_T＝D₁+D₂+…+D_N

式中，N为天然裂缝总组数；

所述步骤四方法如下：

(1)损伤起始条件

损伤起始条件判断将在损伤变量张量的每一个主方向上分别进行，损伤起始条件如下式：

f_t＝ε_t-Y_t≤0

使用上式进行的损伤起始条件判断将在损伤张量的每一个主方向上分别进行，Y_t损伤状态变量，ε_i为拉应变，下标t表示拉伸，只有拉伸应变能在主方向上产生损伤起始的动力；

(2)损伤演化规律

损伤演化模型如下式：

D＝1-Y_t1/Y_t

式中，Y_t1是一个点上的损伤共轭力的最大值,对应着最大裂纹张开位移；

所述步骤五方法如下：

裂缝开度和渗透率用下式计算：

式中，u为裂缝开度；k_f为裂缝渗透率；d_a为储层岩石颗粒直径；ξ₁和ξ₂为修正参数，由实验室测得。

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