页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟

页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究王雷;王琦【摘要】为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试.实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35％～ 40％,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近.%In order to study the seepage capacity of complex fracture after fracturing of shale gas well,the outcrop shale being processed into the core plates whose size meets the requirements of the experiments,the complex fractures in the shale being simplified to two types:turning fractures and branching fractures,and ceramsite and coated sand being used as proppant,the seepage capacity of 2 kinds of complex fractures was tested by FCES-100 fracture flow deflector.The experimental results show that:the fracture morphology has a great influence on its seepage capacity,the seepage capacity of turning fracture is lower 35％～40％ than that of single fracture under low closing pressure,and the difference between both increases gradually with the increase of closing pressure;under low closure pressure,the seepage capacity of the ceramic proppant fracture is higherthan that of the coated proppant fracture,but with the increase of the closure pressure,the seepage capacity of the coated proppant fracture increases gradually and exceeds that of the ceramic proppant fracture,and the exceeding trend becomes more obvious under low sand concentration;the equivalent seepage capacity of branching fracture is lower than that of single fracture under the same amount of proppant,the difference between both dwindles with the increase of the difference in the sand concentration of different branch cracks under high closure pressure.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(032)003【总页数】5页(P73-77)【关键词】页岩气井;水力压裂;裂缝导流能力;支撑剂;复杂裂缝【作者】王雷;王琦【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE357.1王雷,王琦.页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2017,32(3):73-77.WANG Lei,WANG Qi.Experimental research on seepage capacity of complex fracture in shale gas reservoir after hydraulic fracturing[J].Journalof Xi′an Shiyou University (Natural Science Edition),2017,32(3):73-77.页岩气储层渗透率低、物性差，不采取增产改造措施一般没有工业产能[1-2]，而水力压裂是提高页岩气井生产能力的有效措施[3]。

页岩气藏渗流特征及数值模拟研究进展廉培庆;段太忠【摘要】通过对页岩气藏解吸—扩散理论、非达西渗流、开采过程中孔、渗演化特征进行总结的基础上,分析了页岩气藏的扩散和渗流规律;同时对页岩气藏试井解释技术、数值模拟模型建立、页岩气藏和压裂水平井耦合方法等数值模拟技术进行了综述,总结了页岩气藏模拟的关键技术.针对目前页岩气藏在开发过程中存在的问题和挑战,提出自己的见解,并对未来的发展趋势进行了展望.【期刊名称】《精细石油化工进展》【年(卷),期】2018(019)004【总页数】7页(P6-11,15)【关键词】页岩气;解吸;非达西;应力敏感;数值模拟;体积压裂【作者】廉培庆;段太忠【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京100083;中国石化石油勘探开发研究院;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京100083【正文语种】中文页岩气是一种非常规天然气，具有高效清洁等优点。

随着天然气需求量的日益增加，页岩气已成为满足常规天然气需求的现实补充，许多发达国家将页岩气列为国家能源重点发展战略，美国、加拿大已进行商业开采，并获得巨大成功。

据专家估算，我国的页岩气可采资源量约为26×1012m3，与美国的页岩气储量大致相当[1-4]。

我国对页岩气的开发研究尚处于起步阶段，虽然涪陵页岩气藏已取得每年50×108 m3的产能，但无法满足日益增长的能源需求。

因此，研究页岩气的渗流机理及开采理论，对我国后续能源的供给和社会经济的发展具有重要的战略意义[5-8]。

页岩气藏孔隙致密，渗透率低，储集方式和运移规律复杂，涉及气体吸附、扩散以及滑脱效应等现象，常规的达西方程无法准确描述页岩气的渗流规律[9-13]。

国外已对页岩气运移机理与数值模拟方法开展了初步研究，取得了不错的进展，在Barnett、Marcellus等区块获得成功应用[14-16]。

目前我国尚无成型的页岩气开发理论，随着涪陵页岩气藏的成功开发，迫切需要发展适合我国页岩气藏的渗流理论和数值模拟技术。

页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展金衍;程万;陈勉【摘要】页岩气储层水力压裂数值模拟既要考虑页岩储层岩石的特性,又要兼顾水平井分段压裂施工工艺,是一个非常棘手的力学难题.本文简述了页岩气储层岩石具有的地质力学特征和页岩气储层开发常用的水平井分段压裂技术;详述了扩展有限元、边界元、离散元在水力压裂裂缝模拟上的应用现状,指出了它们在处理裂缝问题的局限性和优越性,总结出边界元三维位移不连续法是模拟多裂缝扩展的有效方法.【期刊名称】《力学与实践》【年(卷),期】2016(038)001【总页数】9页(P1-9)【关键词】水力压裂;数值模拟;页岩气;分段压裂【作者】金衍;程万;陈勉【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE371页岩气是一种产自极低孔渗、富含有机质页岩储集系统中的非常规天然气［1］.开发此类非常规油气资源需要大规模的储层改造.以滑溜水压裂液为主的水平井分段压裂技术已在国内外页岩气藏开发中得到广泛应用，并取得了较为乐观的经济效益.区别于相对较为均质的砂岩地层，页岩地层的岩石力学特征的复杂性使得水力裂缝扩展路径变得更为复杂.水平井多级水力裂缝间的应力干扰又使得传统的水力裂缝数学模型无法准确地模拟出水力裂缝的几何形态.鉴于此，本文综述了近几年来页岩气藏水力压裂裂缝扩展数值模拟技术的研究进展.微地震技术及井下成像技术和井下页岩岩芯已经证实页岩气地层中常发育复杂的裂缝［25］.层理发育是页岩气储层的一个明显的特征，其胶结强度往往低于层内岩石的胶结强度，它与天然裂缝面一起构成了岩石中的弱胶结面［67］（“弱面”）.大量的室内水力压裂实验已经证明，弱面是影响水力裂缝扩展路径的关键因素［45，7］.页岩弹性各向异性特征［810］，使得页岩水力裂缝宽度也因此而变得比各向同性条件下复杂.受沉积方向和压实作用的影响，页岩被认为是横观各向同性的.不同岩层的岩性往往是不同的，其弹性力学参数因此迥异，多套地层在整体上常表现出弹性非均质性.地层间弹性参数的差异性通常会影响到水力裂缝宽度，断裂韧性的差异性则会出现限制缝高［11］、遮挡裂缝的可能性.页岩气储层改造是以提高改造的储层体积为主要目的的改造方式，旨在页岩气储集层中产生人工裂缝网络.为了增加水力裂缝在页岩气储层中的有效接触面积，在水平井中常需采用多级压裂技术，也称为分段压裂，如图1所示.每一个压裂段又含有多个射孔簇，在理想条件下，每个射孔簇能形成一条裂缝［1215］.多级压裂［16］主要应用在具有长水平段的水平井中，按压裂的先后顺序分为次序压裂（图1）、交错压裂（图2）和同步压裂（图3）.水平井次序压裂是指从水平井的趾端到跟段依次进行分段分簇压裂，如图 1所示.水平井交错分段压裂是指压裂顺序不严格按照从井底到井口的顺序进行压裂.这种压裂方式有增加储层沟通体积的可能性，但由于当前的井下工具不能够实施交错压裂，使得这种压裂方式尚未有现场应用.同步压裂是指对相邻两口及两口以上的水平井采用2套甚至多套车组同时压裂施工，以期利用压裂影响地应力场，形成更为复杂的裂缝网络.当页岩气井井筒密集时，通过对多口井进行同步压裂，能够获得比次序压裂更好的效果. 目前，以最大化采收率或者最快的采油速度为目的的页岩气井完井设计常需考虑以下几个因素：水力裂缝的优势扩展方向和井筒方位［17］；每个射孔簇的破裂压力，力争每簇能产出一个主裂缝，从而最大化裂缝复杂程度；同井或邻井裂缝间的应力干扰强度［1819］；同步压裂技术能否适合该地层，能否增加产气量［2021］.页岩气储层水力压裂数值模拟是围绕图1～图3所示的工艺技术开展的数值研究，目的是为了在储层压裂施工前能够设计和优化裂缝网络，从而为高效开发提供理论依据.水力压裂力学本质上可以概括为4个基本力学过程的耦合：储层岩石在流体压力的作用下发生断裂，形成裂缝通道；压裂液在裂缝通道中流动，并传递流体压力到地层深处；流体垂直于壁面的渗流；支撑剂在裂缝内部的运移.针对这4个力学过程，下文将着重论述模拟水力裂缝常用的3类数值方法：扩展有限元、离散元、边界元.3.1 扩展有限元（extended finite element method，XFEM）扩展有限元是以传统有限元的理论为框架，其核心思想是用扩充带有不连续性质的形函数来代表计算区域内的间断，不连续场的描述完全独立于网格边界，处理断裂问题有较好的优越性.利用扩展有限元，可以方便地模拟裂纹的任意路径［2223］，可以克服边界元模拟裂缝增长之后重新划分网格的局限性［2428］.盛茂等［29］基于扩展有限元模拟水力压裂，采用最大能量释放率准则确定裂缝是否继续扩展以及扩展方向.曾青冬等［30］考虑裂缝内流体流动和周围岩石应力变形，建立了页岩水力裂缝扩展的数学模型，分别采用有限元和扩展有限元求解裂缝流场和岩石应力场，并通过Picard迭代方法耦合求解.Mohammadnejad等［31］将扩展有限元应用于多孔介质中的水力压裂模拟.Arash［3234］采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在裂缝性油藏中的扩展行为，如图4所示.他忽略了压裂液沿着裂缝壁面的滤失，着重考虑了闭合天然裂缝的内聚力、岩石基质的断裂韧性、天然裂缝的几何形状对水力裂缝扩展路径的影响.系统地研究了水力裂缝与天然裂缝交叉前、交叉中、交叉后的天然裂缝的变形规律，以及裂缝形态与缝内压力的关系曲线，并将其与经典的KGD模型［35］进行对比.他指出，在某些条件下，闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移；某些条件下，闭合的天然裂缝不受水力裂缝的影响.Keshavarzi等［36］也采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在非常规油气藏中的扩展，得出了与 Arash［3234］相似的结果.他指出：水力裂缝沟通天然裂缝之前和之后都会发生偏移；原地应力场和天然裂缝的方向是影响交叉行为的主控因素.水力裂缝净液压力增加，可以减小水力裂缝的偏转.原水平应力差越小，水力裂缝越容易在沟通天然裂缝之前就发生偏转.在高逼近角时，水力裂缝可能同时张开天然裂缝和穿透天然裂缝，这主要依赖于水平应力差的大小.Fu等［37］在Arash［3234］和 Keshavarzi等［36］的研究基础上，将单条水力裂缝与单条天然裂缝的干扰行为扩展到单条水力裂缝与离散的天然裂缝网络的干扰行为.Fu等［37］考虑了天然裂缝与水力裂缝的应力干扰和离散裂缝网络中的流体动力学，在天然裂缝网络地层中模拟水力裂缝的扩展. 3.2 离散元（discrete element method，DEM）有关水力压裂模拟的研究可以大体分两大类：宏观和细观.宏观类的裂缝模型已经广泛地应用于石油工程水力压裂，裂缝因为缝内流体压力的驱动而发生增长，其相应的数学模型虽然复杂但计算速度快.与之相反，细观类的裂缝模型则是依据描述岩体颗粒与流体的相互作用，以数目巨大的离散单元来描述整个岩体，流体在颗粒或岩块间的流动来表达水力压裂的过程.基于离散元的水力压裂模拟可以在一定程度上反映出岩石在被压裂的过程中发生的情况：是剪切断裂还是张性断裂，适用于细观尺度上的机理研究.但是，对于油田尺度的水力压裂设计，基于离散元的水力压裂模型需要大量的单元，对计算机要求高，耗时很长，所得结果也并非直观上的水力裂缝.3.2.1 颗粒流程序（particle flow code，PFC）PFC［38］以点接触胶结的颗粒（二维为圆盘，三维为球）为基本单元，能模拟岩石中非连续面的一种数值模拟方法.PFC模拟水力压裂是在其颗粒间考虑流体压力而产生的键断裂，从而形成微裂缝，进而形成宏观尺度的水力裂缝［39］.PFC建模时可以先建立离散裂缝网络，再设置流体注入点，这使得水力裂缝不仅包括岩石颗粒间新生的裂缝，也包括了已存裂缝的剪切滑动扩展［40］.然而，PFC的基本假设就存在 3大缺陷：（1）颗粒间的力学参数如何与岩石的宏观参数对应；（2）PFC数值岩心代表了多大尺寸的实际岩石；（3）球形和圆盘形颗粒难以真实反映具有棱角的岩石矿物颗粒.因此，PFC模拟油田尺度的水力裂缝前景渺茫.3.2.2 晶格法为了解决PFC3D速度慢的问题，3D LATTICE软件提供了流--固--热耦合的模块.Cundall［41］用LATTICE模拟了水力裂缝与预置裂缝的干扰行为，预置裂缝捕获水力裂缝的原因是，水力裂缝遇到预置裂缝后，一侧受到拉伸应力，另外一侧受到挤压应力，而流体则始终是沿着阻力最小的方向流动，这与水力压裂室内试验［45，7］吻合良好.Pettitt等［42］用LATTICE软件模拟水平井多级压裂，并在最大水平应力60°角的方向上设置了一簇离散裂缝网络.水力裂缝起始扩展方向依然是垂直于最小主地应力，遇到节理网络后发生偏转.受到水力裂缝应力的影响，有些水力裂缝是双翼缝，有些则是单翼裂缝.3.2.3 非连续变形分析（discontinuous deformation analysis，DDA）非连续变形分析是离散元方法的隐式表达，与有限元处理应力位移问题较为相似.Ben等［4346］将裂缝性岩体简化为管网模型，采用DDA研究岩体的变形，并与裂缝中的流体流动相耦合，从而实现了裂缝性的岩体中的流体流动模拟.Ben为了模拟裂缝性地层中的水力压裂，他以DDA建立水力压裂模型时做了三点假设：（1）裂缝性或节理性岩体中的每个岩块是连续不可渗透的线弹性体，新生裂缝不能穿透这些连续的块体.（2）块体之间的初始状态是弹簧胶结的，可以发生张性和剪性破坏.（3）岩块的边界中的初始间隙为流体的流动路径，流态为单向不可压缩的拉梅流动.Morgan等［47］在Ben模型的基础上考虑了流体的可压缩性，也实现了水力压裂的模拟，并得到了实验验证.岩石的断裂有穿晶断裂和沿晶断裂［48］两种情况.DDA模拟裂缝性地层虽具有优越性，但其假设水力裂缝为不可穿越的块体，使得DDA模拟水力裂缝与实际的岩石裂缝有一定的差距.3.3 边界元（boundary element method，BEM）边界元法是在定义域的边界上划分单元，用满足控制方程的函数去逼近边界条件.其中，位移不连续法［4950］是边界元体系中的一种高效处理裂缝问题的数值方法，其原理是将裂缝划分成若干个位移不连续的单元，建立一个能够满足边界应力或位移的代数方程组，该方程组的解为单元的切向和法向位移，法向位移的物理意义即为裂缝宽度.早期的多裂缝的模拟是在经典的 KGD［35］、PKN［51］、拟三维裂缝模型［5254］基础上，考虑了流体在多裂缝以及井筒中的流动，但是没有考虑多裂缝间的应力干扰和裂缝内的压力耗散.Olson［55］基于二维位移不连续解，模拟多裂缝同时扩展，如图5所示.他假定裂缝扩展速度与裂尖应力强度因子成比例增长，裂缝内部液压为常压，考虑了等长天然裂缝的随机分布.但忽略了压裂液在裂缝内部的流动，使得这一模型不适合真实情况下的水力压裂.Olson等［56］指出：相对静液压力系数Rn和逼近角是影响裂缝形态的主要因素.与直井相比水平井中更倾向于形成网状裂缝，水平井中水力裂缝与天然裂缝之间的夹角越大，越易于形成网状裂缝形态.水力裂缝诱导应力可能使得闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移.张保卫［57］也采用边界元位移不连续法，模拟水力裂缝在页岩地层中扩展，得到了与Olson等［5556］相似的模拟结果.他指出，水力裂缝诱导应力场在裂缝尖端附近可以改变主应力的方向，使得水力裂缝并不总是沿着垂直于远场最小水平主应力的方向扩展，而当裂缝沿着天然裂缝扩展一段距离之后，天然裂缝的干扰应力场减小，水力裂缝又逐渐受到远场水平主应力的约束，沿着垂直于最小水平主应力方向扩展.在此基础上，Sesetty等［58］也采用边界元位移不连续法，但他假定压裂液为牛顿流体，研究了水力裂缝路径、裂缝开度、缝内压力随压裂液注入时间的变化关系.Wu等［5960］将拟三维裂缝宽度方程和二维位移不连续法相结合，建立了一个能够在天然裂缝性地层中模拟多裂缝的拟三维多裂缝力学模型.Wu等［5960］假定压裂液为幂律流体，采用有限差分法求解压裂液的流动，与拟三维多裂缝力学模型相结合，采用 Newton迭代法和Picard迭代法，实现了流体流动和裂缝变形的耦合，以及多裂缝间的应力干扰，采用最大拉应力准则判别裂缝扩展的方向，实现了拟三维多裂缝同步扩展的数值模拟.实际上，自然界任何裂缝都可以认为是三维的，二维裂缝也只是三维裂缝的特例.近年来，三维断裂力学［6162］和边界元三维位移不连续法［6365］的发展才使得真三维水力裂缝的模拟得以快速实现.Yamamoto等［6667］采用有限元研究裂缝内部流体的流动，三维位移不连续法研究岩体的变形，经过耦合求解之后，模拟了全三维水力裂缝扩展.但其局限性在于不能考虑地层之间水平应力的差异. Rungamornrat等［68］在研究三维水力裂缝非平面扩展时，实现了三维裂缝在空间的扭曲，如图6所示. Adachi等［69］采用三维位移不连续法与幂律流体流动耦合，在含有多层岩石介质中实现了全三维水力裂缝扩展模拟.与Yamamoto等［6667］相比，Adachi等［69］建立的模型可以考虑不同地层间的应力差异性，但是他们所建立的模型的共同特点是只有一个主裂缝，并且忽略了水力裂缝被地层界面所遮挡的可能性.单条三维水力裂缝的非平面扩展的成功模拟促进了学者对多条三维水力裂缝扩展的数值模拟，目的是为了更加接近水平井分段压裂的实际裂缝情况. Xu［70］将三维位移不连续法用于模拟水平井多裂缝的扩展［7072］，如图7所示.同一压裂段中不同射孔簇压裂液流量的分配实际上是多裂缝应力干扰的结果，但是压裂液在井筒内的压力可近似认为是相等的，并且各个射孔处流量的总和等于泵入到地层中的总流量，这2个条件使得流量分配是一个既复杂而又可以求解的力学问题.3.4 边界元的优势（1）边界元与扩展有限元的简要比较边界元和扩展有限元均是从弹性力学出发，假定岩石的断裂属于弹脆性断裂，裂尖在断裂判别准则下自由扩展，适合于模拟宏观类水力裂缝的扩展.扩展有限元需对定义域（与水力裂缝相关的地层）的整体进行划分网格，网格数目巨大，计算耗时长；边界元是只需对定义域的边界（裂缝、层理等）进行划分网格，网格数目少，计算快，并且精度高.在模拟水平井多裂缝同步或者相继扩展时，边界元只需在裂缝扩展的每一个时间步，将新生的裂缝单元加入到原有的单元中并参与计算，即可实现多裂缝间的应力干扰.在采用边界元法模拟天然裂缝网络时，只需将天然裂缝面划分为单元，天然裂缝的力学属性由法向刚度、剪切刚度、摩擦系数等表征［50］.（2）边界元与离散元的简要比较众所周知，以PFC3D为代表的离散元软件需要众多的颗粒才能模拟岩土的断裂行为，在研究小尺寸试样的细观力学行为上具有一定的优势.由于计算机速度的限制，PFC3D当前并不能模拟油田尺度的水力裂缝扩展.PFC3D中颗粒的细观参数与岩石的宏观参数的标定依然是一个未解之谜.边界元则只需对介质的边界进行划分单元，单元数目少，也可以直接将常规岩样测试获得的弹性参数纳入到计算之中，适用性高.（1）弹性各向异性对水力裂缝宽度和扩展方向的影响.不论是横观各向同性，还是正交各向异性，其弹性本构方程较均质各向同性更为复杂.目前，边界元三维位移不连续法已经可以解决各向异性介质中三维裂缝弹性变形问题［7375］，但应用于解决水力压裂力学问题尚需时日.（2）非均质体界面对水力裂缝的影响.层理是不同岩性地层的界面，页岩层理尤为发育.不同地层的弹性参数的差异导致裂缝问题更为复杂［7677］，例如层理面在水力裂缝逼近时容易产生小范围滑移或者张开；软地层（弹性模量低的地层）变形容易，水力裂缝宽度大；硬地层（弹性模量大的地层）变形小，断裂韧性通常比较大，水力裂缝难以穿越，起到了遮挡作用.无论是二维边界元还是三维边界元，非均质介质的界面上的连续性条件是解决非均质弹性力学问题［50，7881］的关键条件.水力裂缝与层理的干扰行为与边界元三维位移不连续法的结合还有待进一步研究，主要难点体现在层理面的张开或滑移破坏了连续性条件［50］.（3）在天然裂缝网络中模拟分段水力压裂裂缝的扩展.边界元三维位移不连续法虽然在模拟分段压裂裂缝扩展方面优势明显［7072］，离散的天然裂缝网络与单条水力裂缝的干扰也已不再是难点，但多裂缝中的流体动力学与边界元三维位移不连续法的耦合依然是一个尚待解决的科学难题.页岩气储层中岩石力学特性，对水力压裂多裂缝数值模拟提出了更高的要求，页岩在水压作用下的断裂特征是改进水力裂缝模拟的标杆.与扩展有限元、离散元相比，边界元在解决页岩气储层水力裂缝问题上已经表现出更大的优越性和可行性.在模拟页岩气储层单条裂缝在裂缝性储层中扩展时，扩展有限元、边界元、离散元均可较好地解决流固耦合问题.在模拟页岩气储层多级压裂裂缝扩展时，必须考虑裂缝间的应力干扰问题.边界元三维位移不连续法则表现出更大的优越性，是一个行之有效的数值方法.另外，在页岩气储层水力压裂多裂缝数值模型中，页岩各向异性、非均质性以及离散裂缝网络是值得探索的研究方向.【相关文献】1王永辉，卢拥军，李永平.非常规储层压裂改造技术进展及应用.石油学报，2012，33（S1）:149-1582 Fisher MK，Wright CA，Davidson BM，et al.Integrating fracture mapping technologiesto optimize stimulations in Barnett shale.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas，USA，20023 Zhou J，Chen M，Jin Y，et al.Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs.International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences，2008，45（7）:1143-11524 Cheng W，Jin Y，Chen M.Experimental study of stepdisplacement hydraulic fracturingon naturally fractured shale outcrops.Journal of Geophysics and Engineering，2015，12:714-7235 Cheng W，Jin Y，Chen M.Reactivation mechanism of natural fractures by hydraulic fracturing in naturally fractured shale reservoirs.Journal of Natural GasScience&Engineering，2015，23:431-4396 Jacobi DJ，Gladkikh M，LeCompte B，et al.Integrated petrophysical evaluation of shale gas reservoirs.CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference，Calgary，Alberta，Canada，20087 Cheng W，Jin Y，Chen M，et al.A criterion for a hydraulic fracture crossing a natural fracture in a 3D space and its field application.Petroleum Exploration&Development，2014，41（3）:371-3768衡帅，杨春和，张保平等.页岩各向异性特征的试验研究.岩土力学，2015，36（3）:609-6169王倩，王鹏，项德贵等.页岩力学参数各向异性研究.天然气工业，2012，32（12）:1-410 Waters GA，Lewis RE，Bentley D.The effect of mechanical properties anisotropy in the generation of hydraulic fractures in organic shales.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colorado，USA，201111陈治喜，陈勉，黄荣樽等.层状介质中水力裂缝的垂向扩展.石油大学学报（自然科学版），1997，21（4）:24-3012 Wu R，Kresse O，Weng X，et al.Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks.SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference，The Woodlands，Texas，USA，201213 Nicolas PR，Mukul MS.Strategies to minimize frac spacing and stimulate natural fractures in horizontal completions. 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103射孔是压裂井高压液体作用与地层的连通渠道，射孔所形成孔眼的优劣对压裂裂缝起裂及扩展有着重要影响，将直接影响储层改造效果。

随着射孔技术的发展，逐渐形成了螺旋射孔、定向射孔、定面射孔、限流射孔、极限限流射孔、等孔径射孔、分簇射孔等不同的射孔工艺技术来配合压裂进行施工作业。

本文将简要介绍非常规油气藏多簇压裂中常用的分簇射孔、限流射孔技术的应用现状，并探讨其发展方向。

1 分簇射孔技术研究现状1.1 分簇射孔技术分簇射孔技术是针对非常规致密储层水平井分段压裂提出的一种新型射孔方法。

在一个压裂段内，通过精确控制射孔位置，以一定射孔簇间距一次射开多个射孔簇，每簇形成多个射孔孔眼，以期在压裂时形成段内形成多条裂缝或者复杂缝网，进而最大化提升裂缝与储层接触面积，从而提高油气井产量[1-2]。

分簇射孔施工过程中可以配合新型定向和定面技术如图1所示，在确定确定原地应力场方位后，利用裂缝优先垂直于最小水平应力扩展原理，通过改变射孔枪的角度和方向，在有利射孔方位射孔形成初始孔道，进而降低压裂过程中射孔起裂压力、提高射孔簇效率[2-3]。

在精细化分段分簇优多簇压裂井射孔技术研究现状及其发展方向邓跃 卢宇* 周贤东重庆科技大学 重庆 434000摘要：分簇射孔技术是提高非常规油气藏压裂改造效果的关键技术之一。

本文介绍了分簇射孔技术的研究现状，并探讨了其发展方向。

以主流页岩气储层为例，分析了分簇射孔限流参数应用案例和效果。

分簇射孔研究未来发展方向应更多的考虑地质工程一体化，结合人工智能展开精细化分段分簇及限流优化，关注分簇射孔井套变因素及暂堵压裂井射孔优化，研发新型定向和射孔工具。

多簇压裂井射孔技术提升可进一步助力压裂改造效果的最大化。

关键词：射孔 压裂 限流 暂堵Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｓｔａｔｕｓ　ａｎｄ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ　ｏｆ　ｍｕｌｔｉ－ｃｌｕｓｔｅｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｗｅｌｌ　ｐｅｒｆｏｒａｔｉｎｇ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙＤｅｎｇ　Ｙｕｅ，Ｌｕ　Ｙｕ＊，　Ｚｈｏｕ　ＸｉａｎｄｏｎｇChongqing University of Science and Technology ，Chongqing 434000Abstract ：Cluster perforation technology is one of the key technologies to improve the fracturing and transformation effect of unconventional oil and gas reservoirs. This article introduces the current research status of cluster perforation technology and explores its development direction. Taking mainstream shale gas reservoirs as an example, this paper analyzes the application cases and effects of perforation parameters in cluster perforation. The future development direction of cluster perforation research should pay more attention to the integration of geological engineering, combined with artificial intelligence to carry out refined segmented clustering and flow limiting optimization, pay attention to the factors of cluster perforation well casing variation and temporary plugging fracturing well perforation optimization, and develop new directional and perforation tools. The improvement of multi cluster fracturing well perforation technology can further assist in maximizing the effectiveness of fracturing transformation.Keywords ：Perforation ；Fracturing ；Limited entry ；Temporary plugging基金项目：重庆市自然科学基金项目（编号：ｃｓｔｃ２０２１ｊｃｙｊ－ｍｓｘｍＸ０７９０）资助。

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，页岩气作为一种重要的清洁能源，其开发与应用日益受到人们的关注。

页岩储层水力压裂裂缝扩展是页岩气开发过程中的关键技术，其模拟研究对于优化压裂工艺、提高页岩气采收率具有重要的指导意义。

本文旨在全面综述页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟的最新研究进展，以期为相关领域的研究人员和技术人员提供有益的参考。

本文首先介绍了页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟的研究背景和意义，阐述了水力压裂技术在页岩气开发中的重要作用。

接着，文章回顾了国内外在该领域的研究现状，包括裂缝扩展模型的建立、数值模拟方法的发展以及实际应用案例的分析等方面。

在此基础上，文章重点分析了当前研究中存在的问题和挑战，如裂缝扩展过程中的多场耦合作用、裂缝形态的复杂性以及模型参数的确定等。

为了推动页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟研究的发展，本文提出了一些建议和展望。

应加强基础理论研究，深入探究裂缝扩展的物理机制和影响因素，为模型的建立提供更为坚实的理论基础。

应发展更为先进、高效的数值模拟方法，以更好地模拟裂缝扩展的复杂过程。

还应加强实验研究和现场应用，以验证和完善模拟模型，推动水力压裂技术的不断进步。

通过本文的综述和分析，相信能够为页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟研究提供新的思路和方向，为页岩气的高效开发提供有力的技术支持。

二、页岩储层特性分析页岩储层作为一种典型的低孔低渗储层，其独特的物理和化学特性对水力压裂裂缝的扩展具有显著影响。

页岩储层通常具有较高的脆性，这是由于页岩中的矿物成分（如石英、长石等）和微观结构（如层理、微裂缝等）所决定的。

脆性高的页岩在受到水力压裂作用时，更容易形成复杂的裂缝网络，从而提高储层的改造效果。

页岩储层中的天然裂缝和层理结构对水力压裂裂缝的扩展具有重要影响。

这些天然裂缝和层理结构可以作为裂缝扩展的潜在通道，使得水力压裂裂缝能够沿着这些路径进行扩展，从而提高裂缝的复杂性和连通性。

153页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中的天然气聚集[1]。

页岩气藏属于非常规气藏，页岩气以游离气和吸附气两种形式存在，游离气主要存在于各种孔隙以及各级裂缝中，吸附气主要吸附在有机质含量较高的页岩表面[2]。

页岩气藏地质特征复杂，储集空间具有多尺度特征，页岩的孔隙度低，渗透率极低。

页岩气的流体运移机制复杂，包括解吸、扩散、达西流和非达西流。

页岩气井需采用水平井加大规模水力压裂的方式进行开发。

因此页岩气井生产过程中渗流特征比较复杂，国内外学者主要通过建立理论解析渗流模型对页岩气井的渗流特征进行相关研究。

国外学者Bello基于双重介质模型，建立了双线性流模型，研究了5个不同区域的流动特征［3］；Brown建立了三线性流模型，认为页岩气井渗流可以简化成3个区域的线性流动［4］。

国内有学者在Brown模型的基础上，考虑了启动压力梯度的影响，建立了三线性流模型［5］；有学者综合考虑页岩气解吸、扩散等渗流特征，建立并求解页岩气藏不稳定渗流数学模型，划分了页岩气井流动阶段[6-8]；有学者考虑页岩大型压裂改造特征将储层分为5个区，建立了五区复合渗流模型，将产能递减曲线划分为6个流动阶段，研究了参数对各阶段的影响[9]；有学者建立了页岩气分段压裂水平井半解析模型，认为页岩气分段压裂水平井可分为线性流、第一径向流、双径向流等6个渗流阶段[10]；有学者根据实际气井研究认为页岩气井生命期内通常出现4种流态[11]；有学者建立无限导流多段压裂水平井模型，研究了均质页岩气藏中无限导流分段压裂水平井的压力动态特征[12]；有学者建立了基岩和复杂裂缝系统数学模型，认为压裂水平井除常见的4种流动形态（不包括外边界），早期还可能存在裂缝内的径向流动[13]；有学者通过数值模拟研究认为多段压裂的水平井裂缝流动特征明显，在流动由线性流转为拟径向流后，出现径向流特征[14]；也有学者采用数值模拟的方法研究了考虑页岩气微观渗流机理的压裂井产能[15-16]。

页岩气是一种非常珍贵的石油资源，它的开采对于能源行业的发展至关重要。

而页岩气的开采主要依赖于水平井的开发技术，因此对于水平井气液两相流动规律的实验研究显得至关重要。

1. 页岩气资源的重要性页岩气是一种在石油和天然气资源中相对较新的发现，它存在于页岩岩石中，具有分布范围广、储量丰富的特点。

受益于水平井技术的发展，页岩气资源得以充分开发，为能源行业的发展提供了新的动力。

2. 水平井开发技术的作用水平井开发技术是指在地层中开垦一种接近水平的井眼，利用井眼穿入产层进行水平钻井，以提高储层的有效厚度，增加油气的产量。

水平井技术在页岩气开采中发挥着至关重要的作用，因此对于水平井气液两相流动规律的研究显得尤为必要。

3. 气液两相流动规律的研究意义气液两相流动规律的研究对于页岩气的开采具有重要意义。

了解气液两相在水平井中的流动规律能够帮助工程技术人员更好地设计井眼结构，提高页岩气的采收率；另掌握气液两相流动规律有助于避免井眼堵塞、泄漏等问题的发生，从而保障油气的安全开采。

4. 实验研究方法实验研究气液两相流动规律通常采用物理模型实验和数值模拟两种方法。

物理模型实验是通过搭建实验装置，采用透明管道和介质，观察和记录气液两相流动过程中的各种现象和规律。

数值模拟则是利用计算机软件模拟气液两相流动过程，通过数值计算得出流速、流量、流态等相关参数。

5. 实验研究结果近年来，国内外学者对水平井气液两相流动规律进行了大量实验研究，取得了丰富的成果。

研究表明，在水平井中气液两相流动存在着复杂的流体力学现象，包括液滴运移、泡沫流动、气液分离等多种流动状态。

地层渗流性、井筒内形貌、液体密度等因素也对气液两相流动产生影响。

6. 实验研究的应用前景实验研究的成果不仅可以帮助工程技术人员更好地设计水平井开发方案，提高页岩气的开采效率，还有望推动水平井气液两相流动规律的理论研究和工程应用的发展。

未来，随着技术的不断进步和理论的不断完善，水平井气液两相流动规律的实验研究将在页岩气开采中发挥越来越重要的作用。

页岩气水平井段内多簇裂缝同步扩展模型建立与应用时贤;程远方;常鑫;许洪星;吴百烈;蒋恕【摘要】水平井分段多簇压裂技术是开发页岩气藏的核心技术手段,分析段内多裂缝同步扩展规律和进行段内簇间距优化设计对提升水平井压裂效果具有重要意义.基于多层压裂流量动态分配思想,考虑缝间应力干扰、射孔和摩阻压降损耗、滤失等影响建立多簇裂缝同步扩展数学模型,利用改进Picard法进行方程组求解并开展敏感性分析.研究结果表明,簇间距对多簇裂缝扩展的影响最为明显,当簇间距达到缝高高度时,缝间力学干扰则几乎可以忽略;簇间距越近,则整个缝簇系统受到应力干扰影响越为明显,而加大压裂液黏度则可以明显改变缝宽,一定程度上抵消应力干扰影响;地层滤失系数增加则会显著降低改造体积范围,射孔密度对缝簇扩展影响较小.提出的段内多裂缝扩展数值模型简化了数学建模步骤,综合考虑了影响裂缝扩展的岩石力学和工程因素,且计算速度快,精度可靠,可为水平井段内簇间距压裂优化设计工作提供技术支持.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2018(040)002【总页数】6页(P247-252)【关键词】页岩气;分段压裂;应力干扰;缝簇优化;流量分配【作者】时贤;程远方;常鑫;许洪星;吴百烈;蒋恕【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院;中国石油大学(华东)石油工程学院;中国石油大学(华东)石油工程学院;中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司;中国海洋石油总公司研究总院;美国犹他大学能源与地球科学研究院【正文语种】中文【中图分类】TE377页岩气储层具有低孔、低渗等特征，通过水平井分段多簇压裂技术进行储层压裂改造是目前开发此类气藏的核心技术［1-2］。

美国六大页岩气藏水平井分段多簇压裂产能统计数据发现，压裂段内约有30%以上的压裂缝簇没有工业气流，即使在具有高产气量的压裂段内也存在6%～22%左右的无效缝簇［3］。

微地震等裂缝监测数据表明，簇间距设置不当引起的应力干扰会引起裂缝扩展受限甚至闭合，是造成压裂效果低下的根本原因。