页岩水力诱导裂缝缝面形态表征与导流能力研究

作     者：潘冠昌 

作者单位：成都理工大学 

学位级别：硕士

导师姓名：杨斌

授予年度：2022年

学科分类：0820[工学-石油与天然气工程] 08[工学] 082002[工学-油气田开发工程] 

主      题：页岩 水力诱导裂缝 缝面形态表征 导流能力 微支撑剂 

摘      要：页岩气井压裂改造后初期产量较高,但产量递减普遍较快。水力压裂过程形成的次级诱导裂缝快速闭合,长效导流能力不足是导致页岩气井中后期产量低的关键因素。为了揭示页岩气井水力压裂后诱导裂缝的导流能力控制因素和弱化机制,亟待开展裂缝缝面形态和导流能力影响因素研究,探索微支撑剂提升诱导裂缝导流能力的潜在效果,为进一步提升页岩气井压裂铺砂设计和整体改造效果,延长气井的高产稳产期提供理论与技术借鉴。 本文以川南龙马溪组页岩为研究对象,根据三维扫描数据进行裂缝面形态表征,并基于matlab软件采用数值计算方法进行裂缝空间三维重构,探究垂直/水平层理裂缝、天然裂缝岩心滑移后裂缝空间的变化特征。然后基于裂缝间距分布特征以及岩石力学性质开展了应力-流体耦合条件下自支撑裂缝导流能力劣化机制研究。在此基础上,探索铺置微支撑剂对裂缝导流能力的影响,明确了微支撑剂粒径优选指标。取得的主要成果有: （1）明确了龙马溪组页岩水力诱导裂缝剪切滑移后缝宽变化趋势。三维激光扫描的缝面形态表征显示,龙马溪组页岩裂缝面粗糙度由高到低分别为垂直层理、天然裂缝、水平层理岩心,其三维均方根偏差分别为1.02、0.75、0.49。基于Matlab软件进行三维重构并分析了0～8mm剪切滑移量下的裂缝空间变化特征,得到了缝面三维均方根偏差与最大缝宽的统计关系式。定量分析表明,对于垂直和水平层理岩心,滑移距离分别为6mm、4mm时,缝宽增幅可达到最大值,而天然裂缝由于原位闭合时裂缝面吻合度较低,滑移后缝宽增幅相对较小,缝宽增加倍比依次为7.3、5.3、3。 （2）揭示了水力诱导裂缝导流能力控制因素及劣化机制。导流能力测试显示,低应力条件下,水力诱导垂直层理裂缝岩心导流能力高于水平层理裂缝,但应力升高至地层有效应力附近（50MPa）,垂直层理裂缝岩心导流能力反而急剧下降并低于同等条件的水平层理岩心。分析认为,垂直层理岩心缝面微凸体倾角大、形态尖锐、缝面区域弹性模量相对偏低、应力敏感性强等因素是导致其高应力条件下导流能力降幅更大的主要原因。流体-应力耦合作用后,相同条件下,垂直层理裂缝与水平层理裂缝导流能力变化趋势基本一致,但相比于流体作用前,垂直层理裂缝导流能力降幅要低于水平层理裂缝,分别为43.2%、57.4%。分析认为,流体作用导致裂缝面弹性模量降低的同时,其对裂缝导流能力的影响程度进一步增大。 （3）揭示了微支撑剂对水力诱导裂缝导流能力的影响机制以及粒径优选原则。250目微支撑裂缝导流能力实验表明,相比于未支撑裂缝,添加微支撑剂后,裂缝导流能力提升1个量级以上;当铺砂浓度由0.5kg/m2上升至2kg/m2,裂缝导流能力由213.84×10-3μm2·cm下降到0.12×10-3μm2·cm,与常用支撑剂浓度升高,导流能力同步升高的趋势存在巨大差异。分析认为,由于微支撑剂粒径低于裂缝平均谷深值,微支撑剂运移过程容易集中堆积在裂缝面谷底处,从而形成局部支撑增加缝宽。相同条件下,相比于20/40目、80/120目支撑剂,流体作用后250目微支撑裂缝导流能力降幅仅为19.1%,远低于前者的34.3%～63.3%。微支撑剂粒径优选指标可基于上限选择应小于水力诱导微裂缝缝宽的1/3,下限的选择应大于体积缝网中多层铺砂支撑裂缝的流动孔隙直径这一原则。 论文研究成果对页岩气储层体积改造的压裂设计、支撑剂优选以及产能评价等具有一定指导意义。