CN110924931B - 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法 - Google Patents

基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110924931B
CN110924931B CN201911247372.3A CN201911247372A CN110924931B CN 110924931 B CN110924931 B CN 110924931B CN 201911247372 A CN201911247372 A CN 201911247372A CN 110924931 B CN110924931 B CN 110924931B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracture
natural
mpa
hydraulic
fluid pressure
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201911247372.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110924931A (zh
Inventor
刘彧轩
张航
郭建春
王建东
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN201911247372.3A priority Critical patent/CN110924931B/zh
Publication of CN110924931A publication Critical patent/CN110924931A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110924931B publication Critical patent/CN110924931B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures

Abstract

本发明公开了一种基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，包括以下步骤：建立线性裂缝物理模型；建立水力裂缝与天然裂缝的二维交互物理模型；建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态判别数学模型，所述交互状态判别数学模型包括所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的滑移条件最小流体压力计算；所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力计算；所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力计算；根据所述交互状态判别数学模型判断所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态。本发明能够大致判断水力裂缝与天然裂缝的交互状态，为页岩气体积压裂缝网形成提供指导意见，为页岩气开发提供了重要的技术支撑。

Description

基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法。
背景技术
页岩气开发已经成为我国能源开发的重要领域。页岩气开发的关键在于通过体积压裂形成复杂的裂缝网络系统，建立页岩气流动的通道。页岩气缝网系统的形成过程实质上为水力裂缝与天然裂缝不断交互扩展的过程。页岩气储层中水力裂缝可能穿过天然裂缝，可能打开天然裂缝，也可能被天然裂缝中止，水力裂缝与天然裂缝的交互过程将会深刻影响裂缝网络系统的复杂性，从而进一步制约页岩气的高效开发，因此需要对两者的交互状态进行研究。
目前大多数交互状态判别模型需要获取很多地应力参数或者岩石力学参数，代入判别方程判断交互状态是否发生。不同交互状态的判别方程之间没有物理意义上的参数连续性，并且部分方程为隐式表达，很难用一两个参数表达所有的交互状态，也更难从理论上理解后续页岩气缝网形成过程中不同交互状态的发生顺序；同时判别方程与工程实际应用联系较小，很少用排量、液量、泵入时间等油气田开发工程参数表达交互状态。
发明内容
针对上述问题，本发明旨在提供一种水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，所述方法基于Griffith裂缝扩展能量平衡的原理，建立了水力裂缝与天然裂缝之间的交互状态判别模型。
本发明的技术方案如下：
一种基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，包括以下步骤：
根据Griffith线性裂缝假设，建立线性裂缝物理模型；
假设一条水力裂缝不断靠近一条天然裂缝，逼近角为θ，同时受到水平最大主应力σH和水平最小主应力σh的作用，建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的二维交互物理模型；
建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态判别数学模型，所述交互状态判别数学模型包括：
所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的滑移条件最小流体压力计算；
所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力计算；
所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力计算；
根据所述交互状态判别数学模型判断所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态。
进一步地，所述Griffith线性裂缝假设具体为：假设在无限大平面内有一条厚度为δ，半长为c的三维椭圆形线性裂缝不断向前扩展，若扩展了Δc的半长，则所述线性裂缝此时的宽度为：
Figure BDA0002307987640000021
其中，E'为应用于平面的应变条件：
Figure BDA0002307987640000022
式中：
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
c为裂缝半长，m；
x为需要求解的裂缝宽度所在位置，m；
E为杨氏模量，MPa；
ν为泊松比，无量纲；
所述线性裂缝增加的体积为：
Figure BDA0002307987640000023
式中：
ΔV为线性裂缝增加的体积，m3；
δ为线性裂缝的厚度，m；
Δc为线性裂缝扩展的半长，m。
进一步地，所述二维交互物理模型中，远就地应力场和水力裂缝内部流体应力场共同控制的天然裂缝组合应力场为：
Figure BDA0002307987640000024
Figure BDA0002307987640000025
Figure BDA0002307987640000026
式中：
σx为天然裂缝x方向所受应力，MPa；
KI为I型应力强度因子，MPa√m；
r为极坐标极径，1；
θ为水力裂缝与天然裂缝的逼近角，°；
σH为水平最大主应力，MPa；
σy为天然裂缝y方向所受应力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
τxy为天然裂缝所受切向应力，MPa；
若只考虑远地应力场对天然裂缝的影响，则天然裂缝所受的正向应力和切向应力分别为：
Figure BDA0002307987640000031
Figure BDA0002307987640000032
式中：
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
τ为天然裂缝所受的切向应力，MPa。
进一步地，所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的发生滑移的条件为：
τ＞μ(σn-Pf)+c0 (6)
滑移条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000033
式中：
τ为天然裂缝所受的切向应力，MPa；
μ为天然裂缝面摩擦系数，无量纲；
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
c0为天然裂缝面内聚力，MPa；
Psp为滑移条件最小流体压力，MPa。
进一步地，所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000041
式中：
PHF为穿过条件最小流体压力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m；
c为裂缝半长，m。
进一步地，所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000042
Figure BDA0002307987640000043
式中：
PNF为打开条件最小流体压力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
η为天然裂缝的胶结强度比，无量纲；
KIC，NF为天然裂缝内部胶结物I型断裂韧性，MPa√m；
c为裂缝半长，m；
GNF为天然裂缝的能量释放率，J/m2；
GHF为水力裂缝的能量释放率，J/m2；
γIn为天然裂缝内部胶结物的表面能，J/m2；
γo为储层岩石的表面能，J/m2；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
本发明基于Griffith裂缝扩展能量平衡的原理，建立了水力裂缝与天然裂缝之间的交互状态判别模型，获取不同交互状态的临界流体压力，便于在施工现场与直接读取的瞬时停泵压力比较，帮助石油工程师大致判断水力裂缝与天然裂缝的交互状态；同时通过单个临界净压力的参数变化，更好地从理论上理解不同交互状态的发生顺序。
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为本发明线性裂缝物理模型；
图2为本发明水力裂缝与天然裂缝的二维交互物理模型；
图3为一个具体实施例Gu实验中，90°逼近角、应力差7MPa条件下净压力与逼近角的关系曲线示意图；
图4为水力裂缝长度单因素分析判别模型结果示意图；
图5为I型断裂韧性单因素分析判别模型结果示意图；
图6为天然裂缝面摩擦系数单因素分析判别模型结果示意图；
图7为天然裂缝面内聚力单因素分析判别模型结果示意图；
图8为逼近角与低水平主应力差(2MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图；
图9为逼近角与低水平主应力差(5MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图；
图10为逼近角与中水平主应力差(10MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图；
图11为逼近角与中水平主应力差(12MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图；
图12为逼近角与高水平主应力差(18MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图；
图13为逼近角与高水平主应力差(20MPa)条件双因素分析判别模型结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
一种基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，包括以下步骤：
首先，根据Griffith线性裂缝假设，建立如图1所示的线性裂缝物理模型。具体为：假设在无限大平面内有一条厚度为δ，半长为c的三维椭圆形线性裂缝不断向前扩展，若扩展了Δc的半长，则所述线性裂缝此时的宽度为：
Figure BDA0002307987640000051
其中，E'为应用于平面的应变条件：
Figure BDA0002307987640000052
式中：
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
c为裂缝半长，m；
x为需要求解的裂缝宽度所在位置，m；
E为杨氏模量，MPa；
ν为泊松比，无量纲；
所述线性裂缝增加的体积为：
Figure BDA0002307987640000061
式中：
ΔV为线性裂缝增加的体积，m3；
δ为线性裂缝的厚度，m；
Δc为线性裂缝扩展的半长，m。
其次，假设一条水力裂缝不断靠近一条天然裂缝，逼近角为θ，同时受到水平最大主应力σH和水平最小主应力σh的作用，建立如图2所示的所述水力裂缝与所述天然裂缝的二维交互物理模型。所述二维交互物理模型中，远就地应力场和水力裂缝内部流体应力场共同控制的天然裂缝组合应力场为：
Figure BDA0002307987640000062
Figure BDA0002307987640000063
Figure BDA0002307987640000064
式中：
σx为天然裂缝x方向所受应力，MPa；
KI为I型应力强度因子，MPa√m；
r为极坐标极径，1；
θ为水力裂缝与天然裂缝的逼近角，°；
σH为水平最大主应力，MPa；
σy为天然裂缝y方向所受应力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
τxy为天然裂缝所受切向应力，MPa；
若只考虑远地应力场对天然裂缝的影响，则天然裂缝所受的正向应力和切向应力分别为：
Figure BDA0002307987640000071
Figure BDA0002307987640000072
式中：
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
τ为天然裂缝所受的切向应力，MPa。
然后，建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态判别数学模型，所述交互状态判别数学模型包括：
1)所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的滑移条件最小流体压力计算：
天然裂缝可能由于水力裂缝尖端应力场和远地应力场的共同作用在水力裂缝达到天然裂缝之前发生滑移，水力裂缝被中止；也可能由于天然裂缝与水力裂缝接触时不断有注入流体滤失到天然裂缝时，此时天然裂缝内部的流体压力小于天然裂缝所受的正向应力，天然裂缝也可能发生滑移。根据摩尔-库仑准则有：所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的发生滑移的条件为：
τ＞μ(σn-Pf)+c0 (6)
滑移条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000073
式中：
τ为天然裂缝所受的切向应力，MPa；
μ为天然裂缝面摩擦系数，无量纲；
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
c0为天然裂缝面内聚力，MPa；
Psp为滑移条件最小流体压力，MPa。
2)所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力计算：
根据Griffith裂缝稳定理论，水力压裂过程中注入流体不断驱动裂缝向前扩展，流体压力做功一部分转化为岩石基质变形储存为弹性能，一部分转化为新裂缝生成耗散的表面能，另一部分通过微裂缝间的摩擦转化为热能。裂缝扩展过程遵循以上能量守恒原理有：
ΔWP＝ΔWela+2γδΔc+Q (11)
式中：
ΔWp为注入流体压力做功，J；
ΔWela为岩石基质变形被储存的弹性能，J；
γ为材料的表面能，J/m2；
2γδΔc为新裂缝生成耗散的表面能，J；
Q为耗散的热能，J。
针对水力裂缝扩展过程，水力裂缝同时受到流体压力和远地应力作用，水力裂缝本质上是通过净压力的作用不断扩展。此时热量耗散忽略不计就有：
ΔWHF，net＝ΔWHF-ΔWfar＝ΔWela+2γoδΔc (12)
式中：
ΔWHF,net为水力裂缝净压力做功，J；
ΔWHF为注入流体压力做功，J；
ΔWfar为远地应力做功，J；
γo为储层岩石的表面能，J/m2；
注入流体压力做功为：
ΔWHF＝PfΔVHF (13)
式中：ΔVHF为水力裂缝向前扩展的体积，m3；
远地应力做功为：
ΔWfar＝σhΔVHF (14)
被储存的弹性能为：
Figure BDA0002307987640000081
式中：PHF,net为水力裂缝所受净压力，MPa；
此时水力裂缝所受净压力为：
PHF，net＝Pf-σh (16)
因而水力裂缝净压力做功为：
ΔWHF，net＝ΔWHF-ΔWfar＝PHF，netΔVHF (17)
若考虑水力裂缝内部净压力分布则有：
Figure BDA0002307987640000091
Figure BDA0002307987640000092
式中：
PHF,net-o为水力裂缝缝口处净压力，MPa；
Pf,o为水力裂缝缝口处流体压力，MPa。
此时水力裂缝增加的体积为：
Figure BDA0002307987640000093
根据断裂力学理论，水力裂缝的能量释放率有：
GHF＝2γo (21)
式中：GHF为水力裂缝的能量释放率，J/m2；
而水力裂缝扩展过程属于I型裂纹扩展则参考有：
Figure BDA0002307987640000094
Figure BDA0002307987640000095
式中：
KI、KII、KIII分别为Ⅰ型断裂韧性，Ⅱ型断裂韧性，Ⅲ型断裂韧性，MPa√m；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m；
水力裂缝扩展时I型应力强度因子与断裂韧性相等。
联立式(12)、(15)、(17)、(20)-(23)，获得所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000096
式中：
PHF为穿过条件最小流体压力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m；
c为裂缝半长，m。
3)所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力计算：
天然裂缝本质上也是通过净压力的作用不断扩展。此时热量耗散忽略不计就有：
ΔWHF，net＝ΔWNF-ΔWfar＝ΔWela+2γInδΔc (24)
式中：
ΔWNF为注入流体压力做功，J；
γIn为天然裂缝内部胶结物的表面能，J/m2；
此时天然裂缝所受净压力为：
PNF，net＝Pf-σf (25)
式中：
PNF,net为天然裂缝所受净压力，MPa；
被储存的弹性能为：
Figure BDA0002307987640000101
此时天然裂缝增加的体积有：
Figure BDA0002307987640000102
式中：ΔVNF为天然裂缝增加的体积，m3；
根据断裂力学理论，天然裂缝的能量释放率有：
Figure BDA0002307987640000103
式中：
GNF为天然裂缝的能量释放率，J/m2；
KIc，NF为天然裂缝内部胶结物I型断裂韧性，MPa√m；
天然裂缝内部胶结物破坏时I型应力强度因子与断裂韧性相等。
联立式(21)-(28)，获得所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力为：
Figure BDA0002307987640000111
Figure BDA0002307987640000112
式中：
PNF为打开条件最小流体压力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
η为天然裂缝的胶结强度比，无量纲；
KIC，NF为天然裂缝内部胶结物I型断裂韧性，MPa√m；
c为裂缝半长，m；
GNF为天然裂缝的能量释放率，J/m2；
GHF为水力裂缝的能量释放率，J/m2；
γIn为天然裂缝内部胶结物的表面能，J/m2；
γo为储层岩石的表面能，J/m2；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m。
最后，根据所述交互状态判别数学模型判断所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态。
在一个具体的实施例中，进行Blanton T L.An Experimental Study ofInteraction Between Hydraulically Induced and Pre-Existing Fractures[C].SPE10847,1982中公开的Blanton实验，验证所述交互状态判别数学模型的适用性、准确性。
具体的，利用石膏块进行裂缝交互实验，所述石膏块被预置了不同逼近角和不同水平应力差条件的天然裂缝，所述逼近角包括30°、45°、60°、90°，所述不同水平应力差包括最小水平主应力为5MPa或者10MPa，主应力差为2MPa至15MPa中任意值。预置的天然裂缝面摩擦系数为0.75，没有内聚力。石膏块的抗张强度为3.1MPa，I型断裂韧性为0.176MPa√m，压裂液以0.82cm3/s的恒定流速注入被钢管模拟的井筒。另外，水力裂缝的半长等于0.06m，流体粘度在断裂韧性主导的水力裂缝中被假设为足够小因而可以被忽略。
通过Blanton实验参数计算获得的交互状态最小流体压力、交互状态实验结果以及根据本发明模型判断的交互结果如表1所示：
表1 Blanton实验与本发明模型判断交互状态结果对比
Figure BDA0002307987640000113
Figure BDA0002307987640000121
从表1可知，上述条件下本发明判断的水力裂缝与天然裂缝的交互状态结果与Blanton实验判断的交互结果基本一致，本发明能够大致判断水力裂缝与天然裂缝的交互状态。其中，9MPa中水平应力差、60°中逼近角条件下发生了天然裂缝滑移，而判别模型结果为此时水力裂缝发生穿过。分析其可能是由于注入的流体压力刚好达到了滑移条件的最小流体压力，而穿过条件需要的最小流体压力此时低于滑移条件最小流体压力。理论上穿过条件需要的能量最小，所以判别模型认为应该穿过，但是实际上由于此时发生了天然裂缝的滑移，因而水力裂缝就不满足线弹性力学模型提出的第二个条件而不再穿过。
5MPa低水平应力差、45°中逼近角条件下发生了天然裂缝被打开，而判别模型结果为此时水力裂缝发生中止。分析其可能是因为注入的流体压力刚好达到了打开条件的最小流体压力，而滑移条件需要的流体压力此时高于打开条件的最小流体压力。理论上滑移条件需要的能量最小，所以判别模型认为应该滑移，但是实际上由于此时天然裂缝已经发生了滑移，水力裂缝尖端的流体可能通过剪切膨胀作用使得天然裂缝内部的流体压力超过了正向压应力，天然裂缝刚好被打开。
在另一个具体的实施例中，进行Gu H,Weng X,Lund J B,et al.HydraulicFracture Crossing Natural Fracture at Nonorthogonal Angles:A Criterion andIts Validation[J].SPE Journal,2012,27(01):20-2中公开的Gu实验，验证所述交互状态判别数学模型的适用性、准确性。
具体的，将Calton砂岩切为矩形岩块用于真三轴实验，所述Calton砂岩的抗张强度为4.054MPa，I型断裂韧性为1.6MPa√m。一个非连续界面以45°至90°的特定角度被预置在岩块中，该界面摩擦系数为0.615，没有内聚力。硅脂以0.5cm3/s的恒定流速被注入。垂向应力恒定为27.58MPa，最小水平应力恒定为6.89MPa，同时水平应力差在0.69MPa至10.35MPa之间变化。水力裂缝的初始半长为0.076m。
通过Gu实验参数计算获得的交互状态最小流体压力、交互状态实验结果以及根据本发明模型判断的交互结果如表2所示：
表2 Gu实验与本发明模型判断交互状态结果对比
逼近角(°) σ<sub>1</sub>(MPa) σ<sub>3</sub>(MPa) P<sub>hf</sub>(MPa) P<sub>nf</sub>(MPa) P<sub>sp</sub>(MPa) 实验结果 模型结果
90 13.79 6.89 13.4406 9.7481 13.7811 穿过 打开
90 7.58 6.89 13.4406 5.2242 7.5791 不穿过 打开
75 17.24 6.89 13.4406 10.8885 12.3263 穿过 穿过
75 8.27 6.89 13.4406 3.7827 7.6148 不穿过 打开
45 17.24 6.89 13.4406 9.0318 3.6462 不穿过 中止
45 8.27 6.89 13.4406 5.2255 6.4575 不穿过 打开
从表2可知，本发明判断的水力裂缝与天然裂缝的交互状态结果与Gu实验判断的交互结果基本一致，本发明能够大致判断水力裂缝与天然裂缝的交互状态。其中，7MPa低水平应力差、90°高逼近角条件下实际发生了水力裂缝穿过，而本发明判别模型结果为天然裂缝被打开。针对该结果差异单独绘制了净压力与逼近角的关系曲线如图3所示，打开条件的最小流体压力低于穿过条件的最小流体压力，因此本发明判断为打开状态。
在另一个具体的实施例中，进行Zhou J,Chen M,Jin Y,et al.Analysis offracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axialfracturing system in naturally fractured reservoirs[J].International Journalof Rock Mechanics and Mining Sciences&Geomechanics Abstracts,2008,45(07):1143-1152中公开的Zhou实验，验证所述交互状态判别数学模型的适用性、准确性。
具体的，利用被标定比例的水泥-砂胶合岩块在真三轴压缩应力条件下也进行了水力裂缝与天然裂缝交互实验。预置的裂缝通过三种不同类型的纸区分，三种纸的内聚力均为3.2MPa，摩擦系数分别为0.38、0.89和1.21。每个岩块的逼近角设置为30°、60°和90°之间变化。模型的I型断裂韧性为0.59MPa√m，水力裂缝的半长设置为0.06m。垂向应力恒定为20MPa，同时水平应力差在3MPa至10MPa之间变化。
通过Zhou实验参数计算获得的交互状态最小流体压力、交互状态实验结果以及根据本发明模型判断的交互结果如表3所示：
表3 Zhou实验与本发明模型判断交互状态结果对比
Figure BDA0002307987640000131
Figure BDA0002307987640000141
从表3可知，上述条件下本发明判断的水力裂缝与天然裂缝的交互状态结果与Zhou实验判断的交互结果基本一致，本发明能够大致判断水力裂缝与天然裂缝的交互状态。其中，摩擦系数为0.38时，3MPa水平应力差、90°逼近角条件下，以及7MPa水平应力差、30°逼近角条件下本发明判别模型结果与实验结果不一致，通过绘制两条件下净压力与逼近角的关系曲线可知，打开条件的最小流体压力仍然低于穿过条件。
摩擦系数为0.89时，7MPa水平应力差、60°逼近角条件下，以及10MPa水平应力差、30°逼近角条件下本发明判别模型结果与实验结果不一致，这两种差异情况均为实验结果获得交互状态的最小流体压力与模型结果得到交互状态的最小流体压力非常接近，分析其可能是由于天然裂缝的胶结强度比η设置不够合理导致的。
摩擦系数为1.21时，5MPa水平应力差、90°逼近角条件下本发明判别模型结果与实验结果不一致，该条件下实验结果获得交互状态的最小流体压力与模型结果得到交互状态的最小流体压力非常接近，分析其可能是由于天然裂缝的胶结强度比η设置不够合理导致的。
为消除如Gu实验中90°逼近角、应力差7MPa条件下本发明与实际交互状态不符的情况，做了如下交互状态影响因素分析实验：
首先设置如表4所示的模型输入参数：
表4影响因素分析实验输入参数表
Figure BDA0002307987640000142
Figure BDA0002307987640000151
然后，采用单因素分析法具体分析水力裂缝长度、I型断裂韧性、天然裂缝面摩擦系数、天然裂缝面内聚力对交互状态的影响，采用双因素分析法分析逼近角分别与低水平主应力差条件、中水平主应力差条件、高水平主应力差条件对交互状态的影响。
其中，所述水力裂缝长度单因素分析判别模型结果如图4所示，由图4可知，水力裂缝长度大小与滑移条件需要的流体压力无关；随着水力裂缝长度不断增加，水力裂缝穿过需要的流体压力不断减少，穿过状态越容易发生；当水力裂缝长度小于0.5m时，不同η对应的打开条件需要的流体压力差异逐渐变大，水力裂缝长度大于0.5m时，η的改变对打开条件的最小流体压力几乎没有影响。
水力裂缝长度小于0.5m时，该输入参数下天然裂缝首先发生滑移；流体压力进一步增加，天然裂缝内部的流体压力超过受到的正应力，达到打开条件需要的最小流体压力，天然裂缝被打开。
水力裂缝长度大于0.5m而小于2m时，该输入参数下天然裂缝首先发生滑移，水力裂缝被中止；流体压力进一步增加，达到打开条件需要的最小流体压力。
水力裂缝长度大于2m且继续不断增加，穿过条件需要的流体压力变为最低；流体压力进一步增加，达到滑移条件需要的最小流体压力，水力裂缝被中止。主控因素由天然裂缝走向控制转变为主应力控制。
其中，所述I型断裂韧性单因素分析判别模型结果如图5所示，由图5可知，储层基质岩石I型断裂韧性与滑移条件需要的流体压力无关；随着I型断裂韧性不断增加，水力裂缝穿过需要的流体压力不断增加，穿过状态越难发生；当I型断裂韧性小于2.5MPa√m时，η的改变对打开条件的最小流体压力几乎没有影响，当I型断裂韧性大于2.5MPa√m时，不同η对应的打开条件需要的流体压力差异逐渐变大。
I型断裂韧性小于1MPa√m时，该输入参数下穿过条件需要的流体压力最低。
I型断裂韧性大于1MPa√m而小于2.5MPa√m时，该输入参数下天然裂缝首先发生滑移，水力裂缝被中止；流体压力继续增加，达到打开条件需要的最小流体压力。
I型断裂韧性大于2.5MPa√m且继续不断增加，天然裂缝首先发生滑移；流体压力进一步增加，达到天然裂缝被打开需要的流体压力。主控因素由主应力控制转变为天然裂缝走向控制。
其中，所述天然裂缝面摩擦系数单因素分析判别模型结果如图6所示，由图6可知，天然裂缝面摩擦系数与水力裂缝穿过和天然裂缝被打开需要的流体压力无关。随着摩擦系数不断增加，天然裂缝发生滑移需要的流体压力不断增加，滑移状态越难发生。
天然裂缝面摩擦系数小于0.35时，该输入参数下天然裂缝发生滑移需要的流体压力为最低，天然裂缝首先发生滑移，水力裂缝被中止；流体压力进一步增加，达到打开条件需要的最小流体压力。
天然裂缝面摩擦系数大于0.35，并且不断增加时该输入参数下穿过条件需要的流体压力重新变为最低。主控因素由天然裂缝走向控制转变为主应力控制。
其中，所述天然裂缝面内聚力单因素分析判别模型结果如图7所示，由图7可知，天然裂缝面内聚力与水力裂缝穿过和天然裂缝被打开需要的流体压力无关。该输入参数下滑移条件需要的流体压力滑移条件需要的流体压力高于Pnet＝0曲线。随着内聚力不断增加，天然裂缝发生滑移需要的流体压力不断增加，滑移状态越难发生。
天然裂缝面内聚力小于0.6MPa时，该输入参数下天然裂缝发生滑移需要的流体压力最小，天然裂缝首先发生滑移，水力裂缝被中止；流体压力进一步增加，达到打开条件需要的最小流体压力。
天然裂缝面内聚力大于0.6MPa，并且不断增加时该输入参数下穿过条件需要的流体压力变为最低。
其中，将水平主应力差设置为2MPa和5MPa，属于低水平主应力差条件，所述逼近角与低水平主应力差条件双因素分析判别模型结果如图8-9所示，由图8-9可知，对于低水平主应力差和不同逼近角的组合条件下发生的不同交互模式和该组合条件下的主控因素与天然裂缝发生滑移的难度如表5所示：
表5低应力差和不同逼近角组合主控因素
逼近角区域 较低净压力模式 较高净压力模式 主控因素 发生滑移难度
0°～3° 打开 打开 天然裂缝走向 较易
10°～70° 打开 打开+穿过 天然裂缝走向 容易
70°～80° 滑移 打开 天然裂缝走向 较难
80°～90° 打开 打开+穿过 天然裂缝走向 很难
其中，将水平主应力差设置为10MPa和12MPa，属于中水平主应力差条件，所述逼近角与中水平主应力差条件双因素分析判别模型结果如图10-11所示，由图10-11可知，对于中水平主应力差和不同逼近角的组合条件下发生的不同交互模式和该组合条件下的主控因素与天然裂缝发生滑移的难度如表6所示：
表6中应力差和不同逼近角组合主控因素
Figure BDA0002307987640000161
Figure BDA0002307987640000171
其中，将水平主应力差设置为18MPa和20MPa，属于高水平主应力差条件，所述逼近角与高水平主应力差条件双因素分析判别模型结果如图12-13所示，由图12-13可知，对于高水平主应力差和不同逼近角的组合条件下发生的不同交互模式和该组合条件下的主控因素与天然裂缝发生滑移的难度如表7所示：
表7高应力差和不同逼近角组合主控因素
逼近角区域 较低净压力模式 较高净压力模式 主控因素 发生滑移难度
0°～3° 打开 打开 天然裂缝走向 较易
10°～40° 打开 打开+穿过 天然裂缝走向 容易
40°～70° 滑移 打开 天然裂缝走向 容易
70°～75° 滑移 打开 天然裂缝走向 较难
75°～90° 穿过 穿过+打开 主应力控制 很难
综上所述，低主应力差条件下水力裂缝穿过更难发生，而中高应力差条件下75°至90°逼近角范围水力裂缝穿过容易发生。天然裂缝滑移在10°至70°逼近角范围容易发生。打开条件最小流体压力始终高于滑移和穿过条件最小流体压力，证明其属于天然裂缝发生滑移和水力裂缝穿过的后续行为。天然裂缝的胶结强度比只对交互状态出现时间有影响而不影响交互状态出现的先后顺序。高逼近角中高主应力差条件下主要受主应力控制，而其他条件均受天然裂缝走向控制。水力裂缝长度不断增大，穿过条件最小流体压力不断减小，主控因素由天然裂缝走向控制逐渐转变为主应力控制。水力裂缝长度和I型断裂韧性均在较小的区间内对交互状态出现的先后顺序有影响；而天然裂缝摩擦性质对滑移条件最小流体压力影响较大，间接影响交互状态发生的先后顺序。
结合上述影响因素分析结果及本发明所述的交互状态判别数学模型，即可判别所有情况下的水力裂缝与天然裂缝的交互状态，避免出现如实施例Gu实验中90°逼近角、应力差7MPa条件下打开条件的最小流体压力低于穿过条件的最小流体压力，从而导致本发明与实际交互状态不符的情况。使本发明适用于各种情况下的水力裂缝与天然裂缝的交互状态判别。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更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 (3)

1.一种基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据Griffith线性裂缝假设，建立线性裂缝物理模型；
假设一条水力裂缝不断靠近一条天然裂缝，逼近角为θ，同时受到水平最大主应力σH和水平最小主应力σh的作用，建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的二维交互物理模型；
建立所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态判别数学模型，所述交互状态判别数学模型包括：
所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的滑移条件最小流体压力计算；所述水力裂缝被所述天然裂缝中止的发生滑移的条件为：
τ＞μ(σn-Pf)+c0 (6)
滑移条件最小流体压力为：
Figure FDA0003486271250000011
式中：
τ为天然裂缝所受的切向应力，MPa；
μ为天然裂缝面摩擦系数，无量纲；
σn为天然裂缝所受的正向应力，MPa；
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
c0为天然裂缝面内聚力，MPa；
Psp为滑移条件最小流体压力，MPa；
所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力计算；所述水力裂缝穿过所述天然裂缝的穿过条件最小流体压力为：
Figure FDA0003486271250000012
式中：
PHF为穿过条件最小流体压力，MPa；
σh为水平最小主应力，MPa；
KIC为储层岩石基质I型断裂韧性，MPa√m；
c为裂缝半长，m；
所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力计算；所述水力裂缝打开所述天然裂缝的打开条件最小流体压力为：
Figure FDA0003486271250000021
Figure FDA0003486271250000022
式中：
PNF为打开条件最小流体压力，MPa；
η为天然裂缝的胶结强度比，无量纲；
KIC，NF为天然裂缝内部胶结物I型断裂韧性，MPa√m；
GNF为天然裂缝的能量释放率，J/m2；
GHF为水力裂缝的能量释放率，J/m2；
γIn为天然裂缝内部胶结物的表面能，J/m2；
γo为储层岩石的表面能，J/m2；
根据所述交互状态判别数学模型判断所述水力裂缝与所述天然裂缝的交互状态。
2.根据权利要求1所述的基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，其特征在于，所述Griffith线性裂缝假设具体为：假设在无限大平面内有一条厚度为δ，半长为c的三维椭圆形线性裂缝不断向前扩展，若扩展了Δc的半长，则所述线性裂缝此时的宽度为：
Figure FDA0003486271250000023
其中，E'为应用于平面的应变条件：
Figure FDA0003486271250000024
式中：
Pf为驱动线性裂缝向前扩展的流体压力，MPa；
x为需要求解的裂缝宽度所在位置，m；
E为杨氏模量，MPa；
ν为泊松比，无量纲；
所述线性裂缝增加的体积为：
Figure FDA0003486271250000031
式中：
ΔV为线性裂缝增加的体积，m3；
δ为线性裂缝的厚度，m；
Δc为线性裂缝扩展的半长，m。
3.根据权利要求1所述的基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法，其特征在于，所述二维交互物理模型中，远就地应力场和水力裂缝内部流体应力场共同控制的天然裂缝组合应力场为：
Figure FDA0003486271250000032
Figure FDA0003486271250000033
Figure FDA0003486271250000034
式中：
σx为天然裂缝x方向所受应力，MPa；
KI为I型应力强度因子，MPa√m；
r为极坐标极径，1；
θ为水力裂缝与天然裂缝的逼近角，°；
σH为水平最大主应力，MPa；
σy为天然裂缝y方向所受应力，MPa；
τxy为天然裂缝所受切向应力，MPa；
若只考虑远地应力场对天然裂缝的影响，则天然裂缝所受的正向应力和切向应力分别为：
Figure FDA0003486271250000035
Figure FDA0003486271250000036
CN201911247372.3A 2019-12-09 2019-12-09 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法 Active CN110924931B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911247372.3A CN110924931B (zh) 2019-12-09 2019-12-09 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911247372.3A CN110924931B (zh) 2019-12-09 2019-12-09 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110924931A CN110924931A (zh) 2020-03-27
CN110924931B true CN110924931B (zh) 2022-04-05

Family

ID=69857429

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911247372.3A Active CN110924931B (zh) 2019-12-09 2019-12-09 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110924931B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112461668B (zh) * 2020-11-06 2022-04-29 武汉大学 研究水力压裂诱发断层活化的试验方法
CN113550727B (zh) * 2021-08-25 2022-10-21 中国石油大学(北京) 一种裂缝发育区体积压裂套管强度计算方法

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MY132567A (en) * 2000-02-15 2007-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US9618652B2 (en) * 2011-11-04 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Method of calibrating fracture geometry to microseismic events
US10125605B2 (en) * 2014-01-20 2018-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Using downhole strain measurements to determine hydraulic fracture system geometry
US20160177693A1 (en) * 2014-12-17 2016-06-23 Baker Hughes Incorporated Compositions and methods of improving hydraulic fracture network
CN105205318B (zh) * 2015-09-10 2018-03-13 中国石油天然气股份有限公司 确定多层多段水平裂缝采油井的总产量的方法和装置
CN106650100B (zh) * 2016-12-23 2020-01-10 西南石油大学 一种实验页岩藏储层水平井交替体积压裂方法
CN106844909B (zh) * 2017-01-05 2018-02-06 西南石油大学 一种致密储层压裂改造体积区的计算方法
CN109800523B (zh) * 2019-01-28 2022-02-15 西南石油大学 一种水力压裂暂堵条件下非正交天然裂缝开启判定方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN110924931A (zh) 2020-03-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Chen et al. Finite-element simulation of a hydraulic fracture interacting with a natural fracture
Tan et al. Vertical propagation behavior of hydraulic fractures in coal measure strata based on true triaxial experiment
Hossain et al. Hydraulic fracture initiation and propagation: roles of wellbore trajectory, perforation and stress regimes
CN108468538B (zh) 一种页岩水压裂缝扩展预测方法
Wang et al. Poroelastic and poroplastic modeling of hydraulic fracturing in brittle and ductile formations
CN110017135B (zh) 一种裂缝性地层井壁裂缝扩展压力预测方法
Ghaderi et al. The distinct element method (DEM) and the extended finite element method (XFEM) application for analysis of interaction between hydraulic and natural fractures
US20170114613A1 (en) Well re-stimulation
CN108280275B (zh) 一种致密砂岩水力压裂缝高预测方法
Zou et al. Numerical modeling of fracture propagation during temporary-plugging fracturing
CN110924931B (zh) 基于能量转换的水力裂缝与天然裂缝交互状态判别方法
CN110348032A (zh) 层理发育页岩地层水力裂缝高度数值模拟方法
Zheng et al. Numerical investigation on the hydraulic fracture propagation based on combined finite-discrete element method
Taheri-Shakib et al. Numerical analysis of production rate based on interaction between induced and natural fractures in porous media
Zhao et al. A new pseudo 3D hydraulic fracture propagation model for sandstone reservoirs considering fracture penetrating height
Vincent Five things you didn’t want to know about hydraulic fractures
Hou et al. Prediction of wellbore stability in conglomerate formation using discrete element method
Lu et al. Numerical analysis of complex fracture propagation under temporary plugging conditions in a naturally fractured reservoir
Wang et al. Failure patterns and mechanisms of hydraulic fracture propagation behavior in the presence of naturally cemented fractures
CN112012710A (zh) 一种砂泥岩交互地层水平井压裂三维裂缝扩展模拟方法
CN110671088A (zh) 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法
CN112100707A (zh) 一种穿层压裂图版构建方法
Fu et al. Large-scale experimental investigation of refracture reorientation and field evaluation in sand reservoir
Guo et al. Mechanical mechanisms of T-shaped fractures, including pressure decline and simulated 3D models of fracture propagation
CN108487905A (zh) 一种页岩气水平井压裂参数的优化方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CB03 Change of inventor or designer information

Inventor after: Liu Yuxuan

Inventor after: Zhang Hang

Inventor after: Guo Jianchun

Inventor before: Liu Yuxuan

Inventor before: Zhang Hang

Inventor before: Guo Jianchun

Inventor before: Wang Jiandong

CB03 Change of inventor or designer information