CN114183113B - 一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田压裂技术领域，具体涉及一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法。其技术方案为：一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，包括如下步骤：S1：压裂储层形成缝网；S2：根据现场微地震监测结果，描述水力裂缝扩展规律以及与天然裂缝交互情况，并且根据现场微地震解释结果，获取形成的缝网的相关参数：裂缝缝长、裂缝延伸宽度、裂缝面积。S3：裂缝定量表征；S4：简化表征压裂裂缝：采用分形理论得到复杂裂缝系统的分形维数D；将裂缝复杂程度的表征参数分形维数D与定量化表征参数结合。本发明提供了一种对页岩气井压裂裂缝网络复杂结构进行简化刻画以揭示页岩气井压裂裂缝网络分布的方法。
Description
技术领域
本发明属于油田压裂技术领域，具体涉及一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法。
背景技术
裂缝发育可为页岩气提供充足的储集空间，也可为页岩气提供运移通道，更能有效提高页岩气产量。与砂岩相比，页岩具有层理、裂缝发育等基本结构特征，压裂过程中有效的沟通天然裂缝，形成复杂裂缝网络，可以增大压裂改造体积。因此在对储层基本结构特征分析的基础上，国内各大相关研究机构曾相继展开了缝网体积压裂工艺研究。目前缝网体积压裂已成为改造页岩储层的重要手段。
页岩储层页理及天然裂缝等结构弱面发育，脆性较大，水力压裂裂缝与页理、天然裂缝相互作用形成具有一定复杂程度的裂缝网络。有限密度、面密度、分形理论和机遇微地震监测等方法为现有的裂缝表征和描述方法。然而，随着页岩气开发的不断深入，发现复杂裂缝的表征相对较为困难，在压裂模拟以及压裂方案设计暂无明确表征方法。因此，合理的表征页岩气压裂裂缝的扩展形态是压裂优化设计的依据之一。
针对页岩储层的特点，以龙马溪组页岩气藏为研究对象，充分利用已有方法及页岩气水平井压裂数值模拟，并结合多个工艺参数，在此基础上，建立简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，更形象直观的进行裂缝表征，以期为分析页岩储层裂缝网络对油气勘探开发的影响提供依据。
《页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析》描述了页岩天然裂缝网络集合特征的二维表征及连通性：以分形几何和拓扑几何为理论依据，建立了页岩裂缝组裂缝尺寸、裂缝数量的分形描述模型，给出了裂缝网络连通节点类型、分支数、裂缝平均连通点数和分支平均连通点数等的计算模型，并对裂缝网络连通性进行了二维模拟。分析了分形维数、裂缝组数和裂缝组交角对裂缝网络连通性的影响。
专利CN105275446A公开了一种体积压裂改造方法，其包括注入低粘压裂液体，使得近井地层的微裂缝被滤失的低粘压裂液体饱和，再注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液，用于封堵微裂缝和打磨射孔孔眼降低弯曲摩阻，以减少近井筒效应，确保形成主力裂缝优势通道；交替注入高粘压裂液体和低粘压裂液体，使产生的主裂缝从近井地层向中远井地层不断扩展和延伸，与远场天然裂缝及弱面层理缝连通，其间还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑。
但是，现有技术对于定量描述页岩体积压裂缝网分布的难度较大，未对页岩气井压裂裂缝网络复杂结构进行简化刻画。
发明内容
为了解决现有技术存在的上述问题，本发明目的在于提供一种对页岩气井压裂裂缝网络复杂结构进行简化刻画以揭示页岩气井压裂裂缝网络分布的方法，解决了定量描述页岩体积压裂缝网分布难度大的问题。
本发明所采用的技术方案为：
一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，包括如下步骤：
S1：压裂储层形成缝网：以16～18m3/min的排量向储层注入低粘压裂液体，使井底流压超过地层破裂压力；同时，采用连续加砂的形式，以14～ 16m3/min的排量交替地注入不含支撑剂的低粘压裂液体和携带支撑剂的低粘压裂液体；其间，还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；当主裂缝的延伸距离接近主裂缝期望长度时，采用16～18m3/min的排量注入低粘压裂液体，然后注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑；待达到期望的加砂浓度后，注入顶替液以顶替包含大粒径支撑剂的混砂压裂液。
S2：根据现场微地震监测结果，描述水力裂缝扩展规律以及与天然裂缝交互情况，并且根据现场微地震解释结果，获取形成的缝网的相关参数：裂缝缝长、裂缝延伸宽度、裂缝面积。
S3：裂缝定量表征：采用地质工程一体化软件，精细刻画目的层天然裂缝分布，并且采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程，获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布，对比微地震解释结果，定量表征页岩气井压裂裂缝形态。
操作过程为：在模拟器“Set up well”模块中输入井筒资料，建立待压裂井，“RDefine zone”模块中确定模拟区域，导入模型所需要的储层地质参数，“Define fluids&Define proppants”模块中确定压裂液类型、相关参数和支撑剂的相关参数，在“Defineproppants”模块中输入确定单井分段分簇方案，在“Define treatment path”模块中选择压裂段，在“Define pumping schedule”模块中输入压裂过程中的泵注程序，在“Definetreatment path”模块中选择压裂段，在“Define pumping schedules”模块中输入压裂过程中的泵注程序，在“Define 2D Fracture network”确定精细刻画的天然裂缝的范围，通过数值模拟计算注入压裂液后水力裂缝缝长方向的缝宽分布、缝高分布，并导入微地震事件点分布图，并绘制沿缝长方向的分布图。
S4：简化表征压裂裂缝：采用分形理论，确定一个覆盖整个裂缝区域的正方形区域，统计对应的含有裂缝的网格的数，在双对数坐标系下进行回归得出直线斜率，即为复杂裂缝系统的分形维数D；将裂缝复杂程度的表征参数分形维数D与定量化表征参数结合，对页岩气井压裂裂缝进行简化表征。
本发明通过压裂模拟器进行模拟，以此获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布等数据；通过多级裂缝预测结果描述天然裂缝分布特征，以此更准确模拟裂缝扩展过程；通过压裂后微地震事件点分布，校正模拟结果，以此定量表征页岩气井压裂裂缝形态；通过分形维数，结合定量表征裂缝形态的基本参数，对复杂裂缝形态进行简化表征。本发明最大亮点在于可以根据实际施工参数，及实际天然裂缝预测结果进行裂缝扩展模拟，同时可以根据微地震监测结果对模拟结果进行校正，以此对复杂裂缝网络进行定量表征；随后分析裂缝网络的分形维数，结合定量表征的缝长、逢高、裂缝初始数量等参数，对复杂裂缝系统进行简化表征，对于页岩气井压裂裂缝形态的描述有较好的效果。
作为本发明的优选方案，所述低粘压裂液体的粘度为1～10mPa·s。
作为本发明的优选方案，所述中等粒径支撑剂的粒径为70/140目，中等粒径支撑剂为陶粒；所述大粒径支撑剂的粒径为40/70目，大粒径支撑剂为陶粒。
作为本发明的优选方案，所述压裂液体的配方中包括0.1～0.2％降阻剂、 0.1～0.2％流变改进剂、0.1％助排剂、0.05％杀菌剂。
作为本发明的优选方案，在步骤S3中，采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程。
作为本发明的优选方案，在步骤S1中，所述储层为片页岩储层，且储层处于裂缝发育段，储层评价为Ⅰ类或Ⅱ类。
作为本发明的优选方案，在步骤S3中，采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程时，使用实际施工过程中采用的压裂液数据、实际施工过程中采用的支撑剂数据以及实际施工过程中采用的泵注程序。
作为本发明的优选方案，在步骤S4中，所述正方形区域为压裂模拟与微地震匹配后获取的裂缝扩展区域。
作为本发明的优选方案，在步骤S4中，得到复杂裂缝系统的分形维数 D的具体步骤为：
采用分型维数中的盒子数法得到一个定量描述裂缝的复杂性的数，即在盒子法中，用一个边长为L0的正方形区域覆盖整个裂缝区域，然后正方形区域被划分为边长为l的小正方形盒子，如果N(l)表示包含裂缝的盒子数，那么在具有自相似性的裂缝网络中，N(l)可以表示为：
logN(l)＝logC-Dlogl (2)
再计算得到分形维数D；
式中：C为裂缝分布初始值；l为小正方形盒子边长；D为裂缝网络的分形维数。
本发明的有益效果为：
本发明通过压裂模拟器进行模拟，以此获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布等数据；通过多级裂缝预测结果描述天然裂缝分布特征，以此更准确模拟裂缝扩展过程；通过压裂后微地震事件点分布，校正模拟结果，以此定量表征页岩气井压裂裂缝形态；通过分形维数，结合定量表征裂缝形态的基本参数，对复杂裂缝形态进行简化表征。本发明最大亮点在于可以根据实际施工参数，及实际天然裂缝预测结果进行裂缝扩展模拟，同时可以根据微地震监测结果对模拟结果进行校正，以此对复杂裂缝网络进行定量表征；随后分析裂缝网络的分形维数，结合定量表征的缝长、逢高、裂缝初始数量等参数，对复杂裂缝系统进行简化表征，对于页岩气井压裂裂缝形态的描述有较好的效果。
附图说明
图1是本发明的方法流程图；
图2是本发明采用压模拟器得到的模拟结果示意图；
图3是Y101H2-8井单段微地震监测结果图；
图4是Y101H2-8井单段压裂裂缝模拟结果校正图；
图5是Y101H2-8井单段压裂裂缝定量化表征示意图；
图6是分形维数网格划分示意图；
图7是分形维数计算示意图；
图8是根据分形维数计算的离散裂缝网络图；
图9是Y101H2-8井复杂裂缝简化表征图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
如图1所示，本实施例的简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，包括如下步骤：
S1：压裂储层形成缝网：通过混砂车以高排量注入低粘压裂液体，使井底流压超过地层破裂压力，同时，采用连续加砂的形式，以较高的排量交替地注入不含支撑剂的低黏压裂液体和携带支撑剂的低黏压裂液体。其间，还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝。当主裂缝的延伸距离接近主裂缝期望长度时，采用高排量注入低粘压裂液体，然后注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑。待达到期望的加砂浓度后，注入顶替液以顶替包含大粒径支撑剂的混砂压裂液。
其中，步骤S1中，片页岩储层处于裂缝发育段，且储层评价为Ⅰ类或Ⅱ类。低粘压裂液体为低粘滑溜水，配方包括0.1～0.2％降阻剂、0.1～0.2％流变改进剂、0.1％助排剂、0.05％杀菌剂。
高排量指16～18m3/min，较高的排量指14～16m3/min。
小粒径支撑剂为石英砂，粒径为70/140目；中等粒径支撑剂为陶粒，粒径为70/140目；大粒径支撑剂为陶粒，粒径为40/70目。
S2：根据现场微地震监测结果，描述水力裂缝扩展规律以及与天然裂缝交互情况，并且根据现场微地震解释结果，获取形成的缝网的相关参数：裂缝缝长、裂缝延伸宽度、裂缝面积。
其中，天然裂缝分布特征为多级裂缝预测结果。
S3：裂缝定量表征：采用地质工程一体化软件，精细刻画目的层天然裂缝分布，并且采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程，获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布等数据，对比微地震解释结果，定量表征页岩气井压裂裂缝形态。
采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程的具体步骤如下：在模拟器“Setupwell”模块中输入井筒资料，建立待压裂井，“RDefine zone”模块中确定模拟区域，导入模型所需要的储层地质参数，“Define fluids&Define proppants”模块中确定压裂液类型、相关参数和支撑剂的相关参数，在“Define proppants”模块中输入确定单井分段分簇方案，在“Define treatment path”模块中选择压裂段，在“Define pumping schedule”模块中输入压裂过程中的泵注程序，在“Define treatment path”模块中选择压裂段，在“Define pumping schedules”模块中输入压裂过程中的泵注程序，在“Define 2DFracture network”确定精细刻画的天然裂缝的范围，通过数值模拟计算注入压裂液后水力裂缝缝长方向的缝宽分布、缝高分布，并导入微地震事件点分布图，并绘制沿缝长方向的分布图。
对步骤S3进一步优化，具体为：以较高的排量注入低粘压裂液，在井底形成较高的净压力，以形成复杂裂缝网络。随后以更高排量携带70/140 目石英砂支撑剂进入地层，打磨射孔孔眼，降低弯曲摩阻，以减少近井筒效应。随后采用粘中粘度的压裂液携带40/70目陶粒支撑剂进入地层，以支撑主裂缝。随后导入微地震事件点分布，在“Definestimulation case”模块中选择对应压裂段的裂缝模拟图，根据微地震分布进行校正。
S4：简化表征压裂裂缝步：采用分形理论，确定一个覆盖整个裂缝区域的正方形区域，统计对应的含有裂缝的网格的数，在双对数坐标系下进行回归得出直线斜率，即为复杂裂缝系统的分形维数D。将裂缝复杂程度的表征参数分形维数D与定量化表征参数结合，对页岩气井压裂裂缝进行简化表征。
对步骤S4进一步优化，具体如下：
采用分型维数中的盒子数法得到一个定量描述裂缝的复杂性的数。在盒子法中，用一个边长为L0的正方形区域覆盖整个裂缝区域，然后正方形区域被划分为边长为l的小正方形盒子。如果N(l)表示包含裂缝的盒子数，那么再具有自相似性的裂缝网络中，N(l)可以表示为：
logN(l)＝logC-Dlogl (2)
式中：C为裂缝分布初始值；l为小正方形盒子边长；D为裂缝网络的分形维数，无因此。
正方形区域N(l)为压裂模拟与微地震匹配后获取的裂缝扩展区域，裂缝参数为压裂模拟与微地震匹配后获取的裂缝缝长，裂缝延伸宽度等参数。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明通过压裂模拟器进行模拟，以此获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布等数据。本发明通过多级裂缝预测结果描述天然裂缝分布特征，以此更准确模拟裂缝扩展过程。本发明通过压裂后微地震事件点分布，校正模拟结果，以此定量表征页岩气井压裂裂缝形态。本发明通过分形维数，结合定量表征裂缝形态的基本参数，对复杂裂缝形态进行简化表征。本发明最大亮点在于可以根据实际施工参数，及实际天然裂缝预测结果进行裂缝扩展模拟，同时可以根据微地震监测结果对模拟结果进行校正，以此对复杂裂缝网络进行定量表征；随后分析裂缝网络的分形维数，结合定量表征的缝长、逢高、裂缝初始数量等参数，对复杂裂缝系统进行简化表征，对于页岩气井压裂裂缝形态的描述有较好的效果。
下面以Y101H2-8井进行举例说明本发明的方法：
Y101H2-8井位于CN低褶带向斜区，目的层埋藏深度大于3500m(目的层垂深4074-4129m)。Y101H2-8井目的层岩性以黑色页岩为主，非均质性强。地层温度较高，地层压力系数为1.9。储层天然裂缝发育、非均质性强、含油气性差异大。主要发育高角度裂缝，有效裂缝发育段为：(1)6030-6263m； (2)5540-5630m；(3)5350-5410m；(4)5150-5230m；(5)4850-5010m； (6)4560-4650m。
采用本发明提出的简化的复杂裂缝表征方式进行了该井压裂后复杂裂缝网络的表征，具体如下：
通过对Y101H2-8井页岩储层分析，确定压裂施工参数，具体如下：单段压裂液用量1800-2000m3，单段支撑剂量120t，单段施工排量14-16m3/min。
如图2～图9所示，采用压裂模拟器模拟实际压裂液用量、主裂缝长度和加砂量的条件下，单井裂缝扩展结结果。
根据本发明提出的复杂裂缝网络定量描述方法，采用“Define stimulationcase”模块获取单段裂缝模拟结果，并导入该段微地震事件点分布图。结合微地震预测结果，采用“Define stimulation case”模块对模拟参数进行校正，获取更加准确地复杂裂缝网络模拟结果。随后定量表征复杂裂缝网络：确定复杂裂缝网络范围为300m×300m，初始裂缝为2 条/m2，最大裂缝长度357m，平均裂缝长度270m。
应用Matlab软件编译脚本文件，分析裂缝网络的分形维数，通过公式 (1)及公式(2)确定该段分形维数为1.55，通过对比经典Zimmerman的模型，验证模型准确性。
将裂缝复杂程度的表征参数分形维数D与定量化表征参数结合，对页岩气井压裂裂缝进行简化表征。简化表征出4种裂缝形态。
本发明不局限于上述可选实施方式，任何人在本发明的启示下都可得出其他各种形式的产品，但不论在其形状或结构上作任何变化，凡是落入本发明权利要求界定范围内的技术方案，均落在本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1：压裂储层形成缝网；
S2：根据现场微地震监测结果，描述水力裂缝扩展规律以及与天然裂缝交互情况，并且根据现场微地震解释结果，获取形成的缝网的相关参数：裂缝缝长、裂缝延伸宽度、裂缝面积；
S3：裂缝定量表征：采用地质工程一体化软件，精细刻画目的层天然裂缝分布，并且采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程，获得沿水力缝长方向的缝宽分布、缝高分布，对比微地震解释结果，定量表征页岩气井压裂裂缝形态；
S4：简化表征压裂裂缝：采用分形理论，确定一个覆盖整个裂缝区域的正方形区域，统计对应的含有裂缝的网格的数，在双对数坐标系下进行回归得出直线斜率，即为复杂裂缝系统的分形维数D；根据定量化表征结果确定的裂缝长度、区域大小、裂缝密度，结合分形维数D，采用Matlab编程，获取离散型裂缝网络图，对页岩气井压裂裂缝进行简化表征；
在步骤S1中，压裂形成缝网为：以16～18m3/min的排量向储层注入低粘压裂液体，使井底流压超过地层破裂压力；同时，采用连续加砂的形式，以14～16m3/min的排量交替地注入不含支撑剂的低粘压裂液体和携带支撑剂的低粘压裂液体；其间，还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；当主裂缝的延伸距离接近主裂缝期望长度时，采用16～18m3/min的排量注入低粘压裂液体，然后注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑；待达到期望的加砂浓度后，注入中粘压裂液及低粘压裂液以顶替包含大粒径支撑剂的混砂压裂液；
在步骤S3中，采用压裂模拟器模拟井下压裂裂缝延伸扩展过程时，使用实际施工过程中采用的压裂液数据、实际施工过程中采用的支撑剂数据以及实际施工过程中采用的泵注程序；
在步骤S4中，得到复杂裂缝系统的分形维数D的具体步骤为：
采用分型维数中的盒子数法得到一个定量描述裂缝的复杂性的数，即在盒子法中，用一个边长为的正方形区域覆盖整个裂缝区域，然后正方形区域被划分为边长为l的小正方形盒子，如果/>表示包含裂缝的盒子数，那么在具有自相似性的裂缝网络中，/>可以表示为：
（1）
（2）
再计算得到分形维数D；
式中：C为裂缝分布初始值；l为小正方形盒子边长；D为裂缝网络的分形维数。
2.根据权利要求1所述的一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，其特征在于，所述低粘压裂液体的粘度为1～10mPa•s，中粘粘压裂液体的粘度为10～40mPa•s。
3.根据权利要求1所述的一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，其特征在于，所述中等粒径支撑剂的粒径为70/140目，中等粒径支撑剂为陶粒；所述大粒径支撑剂的粒径为40/70目，大粒径支撑剂为陶粒。
4.根据权利要求1所述的一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，其特征在于，所述压裂液体的配方中包括0.1～0.2%降阻剂、0.1～0.2%流变改进剂、0.1%助排剂、0.05%杀菌剂。
5.根据权利要求1所述的一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法，其特征在于，在步骤S1中，所述储层为片页岩储层，且储层处于裂缝发育段，储层评价为Ⅰ类或Ⅱ类。
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