天然裂缝地层水力压裂的热-液-固耦合模拟、天然裂缝性储层水力裂缝数值研究、裂缝干扰对水力裂缝扩展的影响- JNGSE

关键词：水力压裂、不对称断裂、扩展有限元法、顺序压裂、交替压裂

【JNGSE】Numerical simulation and analysis of thermo-hydro-mechanical behaviors of hydraulic fracturing in naturally fractured formation using a THM-XFEM coupling model

基于THM-XFEM耦合模型的天然裂缝地层水力压裂热-液-固行为数值模拟与分析

摘要内容

水力压裂过程中天然裂缝的激活和扩展对储层增产起着至关重要的作用。为了研究多场耦合中热-孔隙弹性变形对自然裂纹激活的影响，本文建立了热-水-机械耦合模型。考虑了裂隙介质中的热孔隙弹性变形和非等温流体流动，采用增广拉格朗日乘子法求解了天然裂纹表面的接触问题。然后采用扩展有限元法对耦合模型进行离散化。所建立的模型与断裂扩展、传热和剪切载荷下裂纹的分析模型进行了验证。使用数值模型进行敏感性分析。数值结果表明，影响水力裂缝与天然裂缝相互作用模式的关键因素是地质力学参数，而热效应仅对天然裂缝激活起作用。热应力会导致裂缝孔径增大，但会降低裂缝中的流体压力，储层温度和热膨胀系数较高会加剧这种情况。此外，非正交交叉角将导致激活天然裂缝中流体压力和孔径的不对称分布。

图1 天然裂缝介质中的水力裂缝传播示意图

图2 Tm = 140℃在不同交角下的应力分布

文献信息Z. Luo, L. Cheng, L. Zhao, et al. Numerical simulation and analysis of thermo-hydro-mechanical behaviors of hydraulic fracturing in naturally fractured formation using a THM-XFEM coupling model. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 103, 104657.  DOI:10.1016/j.jngse.2022.104657.                                                https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510022002451              

                                             

【JNGSE】Numerical investigation of complex hydraulic fracture network in naturally fractured reservoirs based on the XFEM

基于XFEM的天然裂缝性油藏复杂水力裂缝网络数值研究

强耦合热力问题的无重映射变分h-自适应
摘要内容

天然裂缝页岩储层中水力裂缝网络的传播仍然是一个复杂且具有挑战性的问题。为了揭示复杂裂缝网络的传播原理，本文在扩展有限元法（XFEM）的基础上提出了一个数值压裂模型。研究了包含五种相交模式的相交准则。进行了真三轴压裂实验，以验证从我们的模型中获得的裂缝几何形状。之后，研究了天然裂缝地层中的水力压裂，以研究天然裂缝方位角对裂缝网络几何结构的影响。数值结果表明，在均匀方位模型中，水力裂缝倾向于打开天然裂缝的钝角侧。在随机方位条件下，各种交叉模式的出现使得复杂裂缝网络更容易生成。由于挤压效应，如果水力裂缝更靠近中间区域，则水力裂缝更难传播。同时，在较大的地应力差下，裂缝网络可以穿透更深的页岩层。此外，随机方位条件下的增产效果（例如，增产储层体积）比均匀方位条件下强得多。本文的研究结果有助于我们更好地理解复杂水力裂缝网络，开发高效压裂技术。

图1 裂缝尖端富集函数的四阶段

图2 压裂前实验块说明

文献信息

Y. Dong, W. Tian, P. Li, et al. Numerical investigation of complex hydraulic fracture network in naturally fractured reservoirs based on the XFEM. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 96, 104272. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.104272.

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510021004704

【JNGSE】Analysis of the hydraulic fracturing mechanism and fracture propagation law with a new extended finite element model for the silty hydrate reservoir in the South China Sea

多裂缝干扰对致密油藏水力裂缝扩展影响的研究

摘要内容

由于海底水合物储层的低孔隙度和低渗透率，现有水合物开采技术的特点是单井产量低，开采范围小；因此，商业开发很难实现。迫切需要通过储层重建来提高开采效率。水力压裂技术可用于低渗透储层，如南海（SCS）的粉质水合物储层。在本研究中，我们使用基于扩展有限元法（XFEM）的粘性带法（CZM）建立了一个新的含天然气水合物沉积物（GHBS）水平单井水力压裂模型。为此，我们利用GMGS3-W19现场GHBS的现场测量数据，考虑了流固耦合的影响，并将裂缝扩展准则设置为最大主应力准则，以分析SCS水合物储层的水力裂缝扩展规律。首先，我们说明了基于XFEM的CZM在模拟GHBS水力压裂裂缝形态方面的有效性。参数研究表明，水合物饱和度、水平地应力系数、射孔角度和注入速率对GHBS水力裂缝的裂缝传播路径和特征参数起着关键作用。从理论上获得了南海地区粉质水合物储层的裂缝发育模式和扩展规律。本研究结果为南海水合物开采工程提供了部分理论支持。

图1 现场GMGS3-W19模型示意图

图2 不同穿孔角度下的裂缝生长模式（应力云图）

文献信息

Y. Yu, J. Liu, B. Li, et al. Analysis of the hydraulic fracturing mechanism and fracture propagation law with a new extended finite element model for the silty hydrate reservoir in the South China Sea. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 101, 104535. DOI: 10.1016/j.jngse.2022.104535.

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510022001251

天然裂缝地层水力压裂的热-液-固耦合模拟、天然裂缝性储层水力裂缝数值研究、裂缝干扰对水力裂缝扩展的影响- JNGSE

关键词：水力压裂、不对称断裂、扩展有限元法、顺序压裂、交替压裂

【JNGSE】Numerical simulation and analysis of thermo-hydro-mechanical behaviors of hydraulic fracturing in naturally fractured formation using a THM-XFEM coupling model

基于THM-XFEM耦合模型的天然裂缝地层水力压裂热-液-固行为数值模拟与分析

摘要内容

水力压裂过程中天然裂缝的激活和扩展对储层增产起着至关重要的作用。为了研究多场耦合中热-孔隙弹性变形对自然裂纹激活的影响，本文建立了热-水-机械耦合模型。考虑了裂隙介质中的热孔隙弹性变形和非等温流体流动，采用增广拉格朗日乘子法求解了天然裂纹表面的接触问题。然后采用扩展有限元法对耦合模型进行离散化。所建立的模型与断裂扩展、传热和剪切载荷下裂纹的分析模型进行了验证。使用数值模型进行敏感性分析。数值结果表明，影响水力裂缝与天然裂缝相互作用模式的关键因素是地质力学参数，而热效应仅对天然裂缝激活起作用。热应力会导致裂缝孔径增大，但会降低裂缝中的流体压力，储层温度和热膨胀系数较高会加剧这种情况。此外，非正交交叉角将导致激活天然裂缝中流体压力和孔径的不对称分布。

图1 天然裂缝介质中的水力裂缝传播示意图

图2 Tm = 140℃在不同交角下的应力分布

文献信息Z. Luo, L. Cheng, L. Zhao, et al. Numerical simulation and analysis of thermo-hydro-mechanical behaviors of hydraulic fracturing in naturally fractured formation using a THM-XFEM coupling model. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 103, 104657.  DOI:10.1016/j.jngse.2022.104657.                                                https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510022002451              

                                             

【JNGSE】Numerical investigation of complex hydraulic fracture network in naturally fractured reservoirs based on the XFEM

基于XFEM的天然裂缝性油藏复杂水力裂缝网络数值研究

强耦合热力问题的无重映射变分h-自适应
摘要内容

天然裂缝页岩储层中水力裂缝网络的传播仍然是一个复杂且具有挑战性的问题。为了揭示复杂裂缝网络的传播原理，本文在扩展有限元法（XFEM）的基础上提出了一个数值压裂模型。研究了包含五种相交模式的相交准则。进行了真三轴压裂实验，以验证从我们的模型中获得的裂缝几何形状。之后，研究了天然裂缝地层中的水力压裂，以研究天然裂缝方位角对裂缝网络几何结构的影响。数值结果表明，在均匀方位模型中，水力裂缝倾向于打开天然裂缝的钝角侧。在随机方位条件下，各种交叉模式的出现使得复杂裂缝网络更容易生成。由于挤压效应，如果水力裂缝更靠近中间区域，则水力裂缝更难传播。同时，在较大的地应力差下，裂缝网络可以穿透更深的页岩层。此外，随机方位条件下的增产效果（例如，增产储层体积）比均匀方位条件下强得多。本文的研究结果有助于我们更好地理解复杂水力裂缝网络，开发高效压裂技术。

图1 裂缝尖端富集函数的四阶段

图2 压裂前实验块说明

文献信息

Y. Dong, W. Tian, P. Li, et al. Numerical investigation of complex hydraulic fracture network in naturally fractured reservoirs based on the XFEM. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2021, 96, 104272. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.104272.

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510021004704

【JNGSE】Analysis of the hydraulic fracturing mechanism and fracture propagation law with a new extended finite element model for the silty hydrate reservoir in the South China Sea

多裂缝干扰对致密油藏水力裂缝扩展影响的研究

摘要内容

由于海底水合物储层的低孔隙度和低渗透率，现有水合物开采技术的特点是单井产量低，开采范围小；因此，商业开发很难实现。迫切需要通过储层重建来提高开采效率。水力压裂技术可用于低渗透储层，如南海（SCS）的粉质水合物储层。在本研究中，我们使用基于扩展有限元法（XFEM）的粘性带法（CZM）建立了一个新的含天然气水合物沉积物（GHBS）水平单井水力压裂模型。为此，我们利用GMGS3-W19现场GHBS的现场测量数据，考虑了流固耦合的影响，并将裂缝扩展准则设置为最大主应力准则，以分析SCS水合物储层的水力裂缝扩展规律。首先，我们说明了基于XFEM的CZM在模拟GHBS水力压裂裂缝形态方面的有效性。参数研究表明，水合物饱和度、水平地应力系数、射孔角度和注入速率对GHBS水力裂缝的裂缝传播路径和特征参数起着关键作用。从理论上获得了南海地区粉质水合物储层的裂缝发育模式和扩展规律。本研究结果为南海水合物开采工程提供了部分理论支持。

图1 现场GMGS3-W19模型示意图

图2 不同穿孔角度下的裂缝生长模式（应力云图）

文献信息

Y. Yu, J. Liu, B. Li, et al. Analysis of the hydraulic fracturing mechanism and fracture propagation law with a new extended finite element model for the silty hydrate reservoir in the South China Sea. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2022, 101, 104535. DOI: 10.1016/j.jngse.2022.104535.

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510022001251