页岩拉张型微裂缝几何特征描述及渗透率计算_曲冠政
页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析
页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析第一章：绪论1.1 研究背景和意义1.2 国内外研究现状和进展1.3 研究内容和目标第二章：页岩裂缝网络二维表征方法2.1 裂缝网络特征参数2.2 图像处理方法与算法2.3 页岩裂缝网络二维表征模型第三章：页岩裂缝网络的几何特征分析3.1 裂缝长度分布规律分析3.2 裂缝面积分布规律分析3.3 裂缝角度分布规律分析3.4 裂缝密度与分形维数分析第四章：页岩裂缝网络连通性分析4.1 连通性参数的定义4.2 网络连通性的数学模型4.3 连通性分析实例及结果解释第五章：总结与展望5.1 涵盖的问题及创新点5.2 研究成果与展望5.3 存在的问题与改进方向附录：1. 图像处理算法介绍及源代码2. 统计分析软件介绍及用法第一章：绪论1.1 研究背景和意义近年来，页岩气作为一种新型的能源资源备受重视。
而在页岩气的开采中，掌握页岩储层的特征和裂缝网络是关键的技术之一。
页岩气储层的生产能力与裂缝网络的数量和规模密切相关，因此对页岩裂缝网络的研究成为了页岩气领域的研究热点。
页岩是一种含油气的泥岩，其孔隙度极低，储层不易形成，因此页岩储层的裂缝网络对气体流动和储集具有不可替代的作用。
裂缝网络的结构特征和空间分布决定了气体的流动路径和有效地渗透面积，在页岩储层的开采过程中，不仅会形成不同性质的裂缝网络，而且裂缝之间还有很强的复杂交互作用。
因此，合理地掌握裂缝网络的几何特征、规律和连通性对于评估页岩储层的开发潜力，并指导页岩气开采的灵活性和效率具有重要的意义。
1.2 国内外研究现状和进展页岩裂缝网络的研究主要集中在其几何特征和流体特性方面。
国内外学者尝试从不同角度深入研究页岩裂缝网络，形成了丰富的研究成果。
其中，基于三维数字化数据的几何表征方法和样品分析技术是研究页岩裂缝网络的重要手段。
例如，基于Ct扫描的3D数字模拟，能够真实、忠实地反映出页岩储层的内部结构和裂缝网络，为几何特征和流体特性方面的研究提供了途径。
基于微米力学实验的页岩I型断裂韧度表征
基于微米力学实验的页岩I型断裂韧度表征韩强;屈展;叶正寅;董广建【摘要】页岩断裂韧度(KIC)是页岩气储层水力压裂设计的基础参数之一,由于组成的非均质性,常规宏观力学测量方法存在制样困难、力学解释参数不连续、精度偏低等问题.如何及时获取页岩的断裂特性,确保安全高效的工程施工,是当前面临的一大问题.因此,提出了基于微米力学实验的页岩Ⅰ型断裂韧度分析方法,可用于页岩微裂纹起裂、发育直至形成宏观裂纹的机理研究,进行页岩宏观Ⅰ型断裂韧度预测.基于页岩多尺度组成分析,开展了维氏压头和玻氏压头的页岩微米力学实验,分析了页岩残余压痕与压头间的相似关系、有效测试载荷以及压头参数的优化与选择.分析了不同压入载荷下的页岩细观断裂韧度分布特征,开展了宏观巴西圆盘实验,验证页岩微米力学测试方法的适用性.研究结果表明,在有效载荷范围内的页岩细观Ⅰ型断裂韧度波动性较小,当压入载荷过大时,由于岩样压痕区域出现局部剥落导致断裂韧度测量值偏小.与宏观实验的比对分析显示,微米力学实验的KIC平均值为0.86 MPa· √m,直槽切缝巴西圆盘实验得到的K IC平均值为0.92 MPa· √m,两类方法的统计平均值较为接近,页岩局部组成的非均质性使得微米力学测量结果较宏观测试更为分散.研究结果可用于页岩宏观Ⅰ型断裂韧度预测,为有效解决页岩气储层水力压裂参数评价提供新的思路和方法.【期刊名称】《力学学报》【年(卷),期】2019(051)004【总页数】10页(P1245-1254)【关键词】页岩;微米力学测试;影响因素;Ⅰ型断裂韧度【作者】韩强;屈展;叶正寅;董广建【作者单位】西安石油大学石油工程学院/博士后创新基地,西安 710065;西安石油大学陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室,西安 710065;西北工业大学航空学院/博士后科研流动站,西安 710072;西安石油大学石油工程学院/博士后创新基地,西安 710065;西安石油大学陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室,西安 710065;西北工业大学航空学院/博士后科研流动站,西安 710072;西北工业大学航空学院/博士后科研流动站,西安 710072;西南石油大学石油与天然气工程学院,成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE135引言岩气储层岩石具有低渗透、天然裂缝发育等特征，页岩气井水平段由于水力压裂施工的岩石裂纹发育，裂纹扩展的模式主要为Ⅰ型、Ⅱ型断裂或复合型断裂[1−6].通过页岩断裂韧度、脆性指数等参数的综合分析，可以为页岩气储层水力压裂设计及支撑剂选型提供科学依据[7−8].作为准脆性材料，页岩内部会存在裂缝、空隙、夹杂等天然微缺陷，其破坏特征表现为断裂的突发性，在裂缝扩展前不存在明显的裂尖塑性区，通过微裂隙的扩展最终连通形成宏观裂缝.如何在钻井、开采发生早期，超前或及时获取页岩断裂行为并准确做出异常情况预警，确保工程施工的安全和高效，是当前岩石力学面临的一大难题.目前对岩石起裂的室内研究主要参照岩石物理与力学特性关系，通过宏观实验获取力学属性[9−10].陈勉等[11−12]围绕砂岩储层进行了大量宏观实验研究，分析了砂岩断裂韧度受单轴抗拉、抗压强度等的影响规律.陈建国等[13]通过巴西圆盘实验分析了页岩Ⅰ型和Ⅱ型断裂韧度，并结合测井资料拟合了断裂韧度预测模型.该类方法虽然可以得到页岩的基本力学特征，但可能会存在制样困难、力学解释参数不连续、精度偏低等问题[14].测井仪器因井下空间制约或测试范围受限，常会导致测井解释资料品质不高、测量误差较大[15].在基础理论方面，通过开展裂纹尖端应力与裂纹扩展规律分析，描述裂纹扩展的有效判据和裂纹对自身结构的影响因素，分析裂缝的形成、发育、扩展等特征，建立了宏观损伤演化本构关系[16].但是，传统的宏观唯象模型没有考虑页岩内部的非均质性对宏观破坏的响应特征.页岩是典型的非均匀材料，由纳米级的多孔黏土、微米级非黏土夹杂和裂纹、孔洞、位错等组成复杂的微结构，页岩的弹性、硬度和变形破坏等都与组成有关[17].唐春安等[18−19]根据Weibull分布假设提出了岩石显微尺度分析，认为细观非均匀性是造成材料宏观非线性的内在原因.王士民等[20]通过非均匀性对宏观破坏形式的研究，指出材料坡度参数越小，其破坏形式越具有随机性.页岩的断裂破损本质上是微裂纹的产生、发育、扩展、直到贯通为宏观裂纹，使其失稳破坏的过程.该过程可分为3个阶段：某些孤立点产生应力集中，开裂后可以达到平衡态的起裂过程；随着载荷的增大介质沿开裂面产生相对滑移，裂纹扩展稳定阶段；当微裂纹相互贯通形成控制强度的宏观裂纹时，进入不稳定扩展阶段，逐渐失去承载能力. 现代力学按研究内容、尺度大小，将研究范畴划分为微观力学、细观力学和宏观力学.其中细观力学分析作为连接微观和宏观的桥梁，不仅可以研究料力学属性的形成机理，还可以评价和预测宏观尺度的有效性能[21−23].张泰华等[24−25]通过纳米力学测试技术，分析了金属、薄膜等材料的显微力学特性.近些年来，该技术逐渐被用于生物材料、晶体硅、水泥石等材料的微观力学评价[26−28].根据Ulm对页岩组成的尺度划分方法，可以将页岩按尺寸属性划分为单晶黏土矿物，微观多孔黏土介质(尺度为10−8～10−6m)，细观多孔黏土夹杂复合介质 (尺度为10−5～10−4m)和尺寸大于10−3m 的宏观岩样 [29].基于页岩多尺度组成分布，本文通过微米力学实验讨论页岩细观断裂特性，研究一种适用于测量页岩细观Ⅰ型断裂韧度参数的新方法，开展测试参数影响因素评价，并与宏观巴西圆盘实验进行比对分析，为页岩显微断裂评价提供新的思路.1 分析方法微米力学测试仅需要满足测试表面的平整性，对样品形状和尺寸几乎无限制，实验压入深度在微米级，对材料属于微损测试.测试区域的应力场分布受压头几何形状的影响，在实际测量过程中会根据不同目的选用合适类型的压头，常用的棱锥压头有维氏压头和玻氏压头.1.1 维氏压头维氏压头为正四棱锥状，相对棱面夹角136◦、等效半锥角70.3◦，底面棱长与深度之比为4.95，投影面积为24.5h2，压痕形状产生的径向裂纹如图1所示.图中a 为压痕半径，c是径向裂纹长度，l是压痕点尖端距裂纹尖端的长度.图1 维氏压头产生径向裂纹示意图Fig.1 Schematic diagram of radial crack with Vickers indenter维氏压头与材料通过接触作用产生的裂纹可分为两类，一种是贯穿样品内部呈轴对称的半饼状裂纹，另一类是在试样表面产生的径向裂纹(图2).基于实验结果分析和量纲函数的拟合，给出适用维氏压头的材料裂纹沿径向充分扩展经验模型[30]式中,KIC为断裂韧度，;HIT为压入硬度，MPa;EIT为弹性模量，MPa;c为样品表面压痕中心点到裂纹端部的距离，mm;a为压痕半对角线长度，mm;φ为约束因子，取值3.图2 韦氏压头产生裂纹面类型Fig.2 Crack type produced by Vickers indenter 式(1)虽然给出了材料断裂韧度与弹性模量、硬度等参数的定性关系，但是半饼状裂纹的形成机理并不明确.将加载过程中的弹性应力场分解为卸载阶段的弹性可恢复功和因塑性变形的不可逆功进行讨论，Lawn等[31]提出了弹/塑性压入断裂模型.根据该模型，维氏压头在材料表面的应力场被简化为弹性应力场和塑性残余应力场的叠加问题.对核心塑性区的应力场作如下假设：初始状态为无应力弹性半空间，材料由于压入作用产生的塑性变形量可以通过单位体积的变化来表征.将裂纹充分扩展条件下的塑性区对弹性区的作用，简化为垂直作用于裂纹面中并使其张开的一对集中力Fr式中，b为塑性区半径，mm；Ψ为压头的相对棱边半夹角，(◦)；Fm 为压入载荷，N.根据内嵌圆盘裂纹应力强度因子的解析解[32]，并考虑半空间自由表面的影响，压头卸载后半饼状裂纹前段的应力强度因子可表示为式中,f(φ)为应力强度因子修正系数，无因次.当φ取90◦时为1.半饼状裂纹径向扩展的平衡条件为将式(4)代入式(5)可得到断裂韧度的表达式为式中,δ为与压头几何形状有关的系数，通过实验确定.对于一些脆性材料，在维氏压头的作用下并不出现半饼状裂纹，而是在材料表面产生径向裂纹.根据不规则裂缝应力强度因子判据[33]，径向裂纹尖端与半饼状裂纹尖端的应力强度因子满足关系式中,KR为径向裂纹尖端的应力强度因子；KRP为半圆状裂纹尖端的应力强度因子.在此基础上通过满足边界条件的模型推导[34]，得到径向裂纹断裂韧度表达式为式中，δL为待定系数，取值范围在0.014 6～0.015 4.在裂纹扩展充分的条件下，两种裂纹形态下的断裂韧度的计算值接近，这说明裂纹充分扩展时，其具体形态变化对断裂韧度的影响不大.1.2 玻氏压头玻氏压头为三棱锥形状，侧面棱边与中心线夹角77.05◦、棱面与中心线夹角65.3◦、等效半锥角与维氏压头相同，为70.3◦，底面棱边与深度比值为7.531 5，投影面积24.56h2，产生的径向裂纹参数如图3所示.图3 玻氏压头产生径向裂纹示意图Fig.3 Schematic diagram of radial crack with Berkovich indenter星型裂纹应力强度因子分析表明，对于一次出现任意不多于9条裂纹的断裂问题，维氏压头与玻氏压头的断裂韧度满足一次函数的关系，且维氏压头大约是玻氏压头的1.073倍[35].给出玻氏压头的断裂韧度表达式为值得注意的是，当满足径向裂纹充分扩展条件时，式(6)同样可适用于玻氏压头，对应的玻氏压头δ值约为0.016.2 页岩细观断裂测试2.1 测试设备页岩细观断裂力学测试选用集成声发射检测技术、摩擦力检测微米位移测量技术及微机自控技术的MFT-4000型多功能表面性能测试仪.该仪器的主要技术参数：加载范围0.5～300 N、加载精度0.5 N、加载速率 5～100 N/min、位移测量范围0.5～200µm.通过控制最大载荷与加载速度，获取载荷–位移数据，具有载荷、位移和仪器的自校准功能.2.2 测试样品页岩样品选自四川盆地龙马溪组地层，质地坚硬，颜色以灰、黑色为主，部分层理发育；X衍射结果显示，页岩中石英含量 20%～65%，方解石含量15%～35%，少见正长石和斜长石，黏土矿物含量16%～60%，属于一种典型的硬脆性页岩[36].试样尺寸为50 mm×25 mm×15 mm，上下表面的平行度小于0.3◦、侧面与压入表面垂度小于0.3◦.为了消除试样表面粗糙度对压入深度的影响，对试样进行二次精心细抛光处理，然后进行烘干、密封待用.2.3 测试流程单次测试主要包括3个阶段：加载阶段、保持阶段和卸载阶段(见图4).首先将压头与岩样表面接触，按确定的最大载荷和加载速率压入岩样表面；当达到最大载荷达后保持一定时间，消除测量误差；然后按照一定的卸载速率在规定时间内卸载至0，最后将压头从岩样表面提升移至下一个待测试点.图4 典型压痕加载响应与压痕变化Fig.4 Typical load response and indentation根据Delesse准则，非均质材料各相介质表面分布百分数可等效为体积百分数，对目标岩样表面的显微力学实验分析可以近似表征块体样的力学属性.同时，由于页岩组成的非均质性，使得单次压入测试不足以表征表面的宏观断裂韧度特征.本文采用网格化压入测试并进行统计分析，减小因压入区域某一组分集中产生的局部效应.根据ISO 14577的标准[37]，确定页岩的相邻压入点间距不小于2 mm、压入点距岩样边界7 mm，排除相邻测试点的应力场干扰和页岩边界效应的影响.对于微/纳米范围的压入力学实验，压入测试数量应不小于15次，以便提高测量平均值的可靠性和重复性.3 测试影响因素分析3.1 压头选型针对龙马溪组页岩试样，分别选用维氏压头和玻氏压头开展显微断裂测试.图5给出了维氏压头在不同压入载荷(40 N，50 N，60 N，80 N)条件下的典型细观压痕.不难看出，维氏压头在页岩压痕表面会产生微小的凹点和局部剥落，且压头与压痕间的自相似性较差.此外，载荷–深度曲线表现出明显的不规则凸起.因此，由维氏压头较难得到径向裂纹和半对角压痕的长度参数.造成这种现象的主要原因是维氏压头尖端加工横刃结构和页岩非均质组成共同作用的结果.图5 维氏压头在页岩表面的残余压痕Fig.5 The residual indentation of shale surface produced by Vickers indenter图6 玻氏压头在页岩表面的残余压痕Fig.6 The residual indentation of shale surface produced by Berkovich indenter图6(a)和图6(b)给出了玻氏压头在不同最大载荷(60 N，80 N)条件下的典型细观压痕结果.不难看出，玻氏压头与压痕点的相似性较好，当压入载荷达到页岩细观破裂阈值60 N时，实验压入深度介于55～75µm，在岩样表面产生微裂纹.当压入载荷达到80 N，压入深度会达到78～90µm，裂纹发育较为明显.通过比对分析，常规的维氏压头不能满足页岩细观Ⅰ型断裂韧度的测量要求，建议采用玻氏压头开展页岩评价.实验中还发现，页岩与金属、陶瓷、薄膜等材料一样，存在有效裂纹产出率较低的问题，需要通过大量的压入实验获取.3.2 有效载荷与加载速率压入断裂韧度测试的有效载荷分析，目前仅见于陶瓷、金属等复合材料，对于组成的非均匀页岩尚无名明确的确定方法.通过对页岩弹性模量和硬度参数的细观力学测试分析，已知最大载荷在50 N时多数压入点与玻氏压头的自相似性较好，未出现破裂[38].当加载速率为10 N/min，压入载荷为60 N的压入点表面沿压头棱锥端部裂纹开始发育.载荷为90 N的部分压痕点沿棱面出现不规则剥落，当载荷达到100 N时，压痕点周边出现明显剥落(图6(c)和图6(d)).因此，岩样断裂韧度测试的有效载荷最好小于90 N.在加载速率为 100 N/min时，上述载荷的压痕点周边区域都会出现不同程度的剥落，这是由于过快加载会使压头向页岩表面产生一个冲击力，引起压痕点表面应力场的复杂变化.考虑到 MFT-4000型测试仪的加载精度，建议选取10 N/min开展测试.3.3 压头参数应用微米力学测试方法求解中间参量(弹性模量和硬度)过程中，假设了压头为理想尖端，即不存在曲率半径.然而，由于加工水平、使用磨损等影响，真实压头尖端曲率半径有可能会对弹性模量和硬度产生的影响.通过对式(9)中自变量参数弹性模量和硬度测量的影响，压头参数进而影响到断裂韧度求解的精确度.在相同条件下，通过理想压头和存在曲率半径压头的弹性模量比值和硬度的分析发现，当压头尖端真实曲率半径为20µm时，弹性模量和压入硬度随压入位移的减小，测量误差开始逐渐增大；当曲率半径达到50µm，此时的压头已不适用于页岩细观力学测试(图7、图8).因此测试前，需要检测压头曲率半径是否在有效范围.图7 不同曲率半径下岩样弹性模量关系(ER为是压头曲率半径R下岩样的弹性模量，E0为理想压头下的岩样弹性模量,hc为压入深度)Fig.7 The relationship between the radius of indenter and the test results of elastic modulus(ERis the elastic modulus of sample when the radius of indenter is R,E0is the elastic modulus under ideal condition,hcis indentation depth)图8 不同曲率半径下岩样硬度关系(HR为是压头曲率半径R下岩样的弹性模量，H0为理想压头下的岩样弹性模量))Fig.8 The relationship between the radiusof indenter and the test results of hardness(HRis the hardness of sample when the radius of indenter is R,H0is the hardness under ideal condition)4 结果与讨论图9给出了采用玻氏压头的页岩典型载荷–位移曲线和残余压痕表面形貌特征，结果显示裂纹面沿压痕角点扩展.表1给出了由微米力学实验，得到的KIC随不同压入载荷的变化关系.在有效载荷范围内，KIC随载荷的增加波动较小.当载荷过大导致压入表面出现局部剥落，KIC会随之缓慢降低.对于玻氏压头，有效载荷范围内测量得到的页岩试样表面径向裂纹长度介于1～3 mm，该小尺寸裂纹的测量准确与否，直接会导致断裂韧度的测量精度.与维氏压头相比，玻氏压头的尖端更为锋利，对页岩微断裂开启具有关键作用.需要注意的是，在对中间参数——弹性模量和硬度，需要在试样表面未发生破裂的情况下另行开展实验和分析计算，保证参数获取的准确性，参数的求解采用Oliver-Pharr方法.图9 页岩微米力学测试曲线和压痕表面形貌Fig.9 Typical micro-indentation load-depth curve of shale and the surface topography of indentation表1 玻氏压头的页岩细观Ⅰ型断裂韧度与压入载荷关系Table 1 The relationship between fracture toughness typeⅠand load at meso-scale by Berkovich indenterFm/NKIC/(MPa·√m)60 0.91 65 0.89 70 0.88 80 0.76 90 0.72由于页岩细观Ⅰ型断裂韧度求解是基于微米力学测试理论，需要与常规宏观测试结果进行比对分析，才能确定该方法对页岩的适用性.这里，通过将巴西圆盘实验测定的页岩宏观Ⅰ型断裂韧度作为约定真值，对细观测试结果进行分析评价.巴西圆盘实验选用WDW-D200型微机控制电子万能实验机，岩样加工为半圆柱状并进行切片处理，采用水力刀切割成预制缝(图10).实验载荷与预制缝的夹角为0度，岩样出现明显的拉伸破坏.巴西圆盘试件测试I型断裂韧度的计算公式为[39]式中,F为径向加载载荷，N;Rc为圆盘半径，mm;B为圆盘厚度，mm;ac为预制裂缝长度，mm;N为无因次强度因子.当ac/R 60.3时，无因次强度因子近似满足图10 页岩巴西圆盘测试试件Fig.10 Test sample of Brazilian disc test图11 页岩Ⅰ型断裂韧度的实验对比结果Fig.11 Comparison of experimental results of fracture toughness图11给出了页岩微米力学实验和巴西圆盘实验的断裂韧度测试结果.玻氏压头实验方法的KIC 介于，平均值为，25%～75%的分布偏差小于0.27.巴西圆盘实验得到的KIC介于0.76～1.21 MPa·m，平均值为0.92 MPa·m，25%～75%的分布偏差小于0.18.不难看出，微米压入测量法和宏观常规实验的统计平均值较为接近，可以进行页岩宏观Ⅰ型断裂韧度的预测.同时，微米压入的KIC分布较常规测量更为分散，这主要是由页岩局部矿物组分的异所产生的.5 结论本文在页岩多尺度组成分析的基础上，开展了维氏压头和玻氏压头的细观断裂实验，进行了实验参数的影响因素评价，分析了页岩细观Ⅰ型断裂韧度的基本特征，并与宏观实验结果进行比对分析，验证了方法的合理性.得出以下结论：(1)维氏压头由于自身构型和页岩的非均匀组成，导致压痕与压头的自相似性不理想，多数压痕表面出现剥落；对于玻氏压头，当载荷达到破裂阈值60 N后，沿棱锥的径向裂纹逐渐发育.在实验开始前，需要明确有效压入载荷和加载速率参数，减小因载荷加载过大、过快导致岩样表面崩落，对弹性模量、硬度等测量参数的影响.(2)在有效测试条件下，页岩细观I型断裂韧度受压入载荷增加的影响较小.当载荷过大时，因岩样表面崩落或重复压入导致应力场复杂化，页岩细观I型断裂韧度随压入载荷的增加而逐渐减小.通过对比宏观巴西圆盘实验和微米力学测试结果，分析宏观、细观页岩性断裂韧度.不难看出，通过微米力学测试可以有效表征岩样的Ⅰ型断裂韧度，当获取宏观实验岩样困难时，该技术可作为快速获取页岩断裂属性的一种新方法.参考文献【相关文献】1 陈勉,葛洪魁,赵金洲等.页岩油气高效开发的关键基础理论与挑战.石油钻探技术,2015,43(5):7-14(Chen Mian,Ge Hongkui,Zhao Jinzhou,et al.The key fundamentals for the efficient exploitation of shale oil and gas and its related challenges.Petroleum Drilling 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properties of shale.International Journal of Rock Mechanics and MiningSciences,2015,74(1):58-6816 Liang L,Xiong J,Liu X.Experimental study on crack propagation in shale formations considering hydration and wettability.Journal of Natural Gas Science and Engineering,2015,23:492-49917 何金钢,康毅力,游利军等.矿物成分和微结构对泥质岩储层应力敏感性的影响.天然气地球科学,2012,23(1):129-134(He Jingang,Kang Yili,You Lijun,et al.Effects of mineral composition and microstructure on stress-sensitivity of mudrocks.Natural GasGeoscience,2012,23(1):129-134(in Chinese))18 夏英杰,李连崇,唐春安等.储层砂岩破坏特征与脆性指数相关性影响的试验及数值研究.岩石力学与工程学报,2017,36(1):10-28(Xia Yingjie,Li Lianchong,Tang Chunan,et al.Experiment and numerical research on failure characteristic and brittleness index for reservoir sandstone.Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering,2017,36(1):10-28(in Chinese))19 唐春安,刘红元,秦四清等.非均匀性对岩石介质中裂纹扩展模式的影响.地球物理学报,2000,43(1):116-121(Tang Chunan,Liu Hongyuan,Qin Siqing,et al.Influenc of heterogeneity on crack propagation modes in brittle rock.Chinese Journal of Geophysics,2000,43(1):116-121(in Chinese))20 王士民,朱合华,冯夏庭等.细观非均匀性对脆性岩石材料宏观破坏形式的影响.岩土力。
页岩气藏压裂缝网模拟及沟通效果评价_郭小哲
% ； FＲV 为有 式中： FCＲ 为裂缝网络体积百分数， m3 。 m3 ； EＲV 为预压裂储层体积， 效压裂体积， （ 2 ） 裂缝体密度增长率， 即裂缝网络中裂缝体 密度增加值与压裂前裂缝体密度比值 ： FDＲ = S sf － S sf0 × 100% S sf0 （ 11 ）
S sf0 为储层 % ； S sf 、 式中： FDＲ 为裂缝体密度增长率， m2 。 所有裂缝压裂后与压裂前的单面面积 ， 3. 2 与天然裂缝沟通效果指标 人工裂缝在沟通储层的同时， 也在沟通更多的 天然裂缝， 与天然裂缝沟通得越多， 增加储层渗透 性的效果越好。
表1
模拟地层 长度 / m 2000 模拟地层宽度 /m 1500 顶深 /m 1604 底深 /m 1640
2
4
验证与算例
表 1 ～ 3 为某页岩气藏储层缝网模拟参数， 对
其进行缝网模拟及沟通效果评价分析 。
某页岩气储层缝网储层参数
岩石泊松比 0. 183 岩石弹性模量 / MPa 13360 最小水平主 应力 / MPa 30 最小水平主应 力方向 / （ ° ） 45
2 2
% ； SＲV 为增产 式中： SFＲ 为增产储层体积百分比， 储层体积， 即有效压裂体积中具有人工裂缝或者人 m3 ； 工裂缝沟通天然裂缝的网格块累计储层体积， FＲV 为有效压裂体积， m3 。 （ 2 ） 裂缝网络的导流能力， 即平均裂缝宽度乘 以平均裂缝渗透率， 用以描述裂缝的渗流能力： FDC = ωK f K f = 8. 33 × 10 ω f 。 其中， 10 式中： FDC 为裂缝网络的导流能力， 10 － 3 μm2 。 K f 为平均裂缝渗透率，
1
天然裂缝模拟模型
模型中需要把不同大小的裂缝按裂缝组的形
页岩水平井压裂裂缝延伸规律探究_以延长油田页岩气气藏为例
页岩水平井压裂裂缝延伸规律探究
——以延长油田页岩气气藏为例
关星
长江大学石油工程学院
摘要：水平井压裂能有效的提高页岩气藏水平井的产量，裂 缝延伸规律研究是水平井压裂技术的关键点之一。提出并研究 应力强度因子，裂缝端部的应力强度因子达到岩石的断裂韧性时 裂缝才开始延伸。以延长油田的现场数据为例，对常用的裂缝延 伸数学模型—二维模型、拟三维模型、三维模型进行对比分析，选 出最佳的延伸模拟模型。
表 3 计算结果比较
二维模型 （PKN）
拟三维模 型
三维模型
FracproPT 计算
裂缝半长/
m
324. 4
153
103
97
上缝高/m
21
58. 3
28. 92
39. 74
下缝高/m
20
52. 2
26. 64
35. 17
最大缝宽/ cm
1. 36
1. 13
0. 566
0. 932
平均缝宽/ cm
1. 208
表 1 油藏数据
层位
油藏参数
数值
有效厚度/m
41
产层
断裂韧性/(MPa·m0. 5)
杨氏模量/MPa 最小主应力/MPa
泊松比
1. 26
24653 29 0. 22
盖层
断裂韧性/(MPa·m0. 5)
杨氏模量/MPa 最小主应力/MPa
泊松比
1. 9
25622 34
0. 251
底层
断裂韧性/(MPa·m0. 5)
结论
1.当地层岩性不同时，裂缝延伸的规律会有很大的不同，塑 性较强的地层，比较容易出现早期脱砂的情况。
多薄层页岩压裂裂缝扩展规律
多薄层页岩压裂裂缝扩展规律
页岩压裂是一种常用的油气田开发技术，通过在页岩地层中注
入高压液体，使岩石产生裂缝，从而增加岩石的渗透性，促进油气
的产出。
裂缝扩展规律是指在页岩压裂过程中，裂缝的扩展情况及
其影响因素。
裂缝扩展规律受到多种因素的影响，包括地层性质、
压裂液性质、注入压力、注入速度等。
首先，地层性质对裂缝扩展规律有重要影响。
页岩的岩石力学
性质、孔隙结构、裂缝密度等都会影响裂缝的扩展情况。
不同类型
的页岩地层对压裂的响应也会有所不同。
其次，压裂液的性质对裂缝扩展规律也有影响。
压裂液的黏度、密度、流变特性等会影响裂缝的扩展速度和形态。
合理选择压裂液
的性质可以更好地控制裂缝的扩展。
注入压力和注入速度也是影响裂缝扩展规律的重要因素。
较高
的注入压力和速度可以促进裂缝的扩展，但过高的压力和速度也可
能导致裂缝失稳或者超出设计范围。
此外，裂缝扩展规律还受到地应力、岩石的断裂韧性、裂缝间
的相互作用等因素的影响。
这些因素的综合作用决定了裂缝扩展的规律。
总的来说，多薄层页岩压裂裂缝扩展规律是一个复杂的问题，需要综合考虑地层性质、压裂液性质、注入参数等多个因素。
只有充分理解裂缝扩展规律，合理设计压裂方案，才能取得良好的压裂效果，提高油气田的开发效率。
【CN109902918A】一种页岩压裂自支撑裂缝缝网渗透率计算方法【专利】
式中 ，φ为页岩自 支撑裂缝孔隙 度 ，无量纲 ；a为页岩自 支撑裂缝高 度 ，m ；b为页岩自 支 撑裂缝宽度，m；
页岩体积模量由a ；Δphydrostatic为储层静水压力 ，MPa ；ΔV为页岩体积改变 量，m3；V0为页岩初始体积，m3；
将式(2)表达为：
3/7 页
式中，Δas为吸附气体解吸附引起的页岩基质长度变化量，m； 由式(12)、式(13)可得：
页岩基 质长度变化与页岩自 支撑裂缝宽度变化 相等 ，但趋势 相反 ，所以 方程 (14) 表达 为：
式中，Δbs为吸附气解吸附引起的页岩自支撑裂缝宽度变化量，m； 步骤2 .3、页岩自支撑裂缝压缩性的影响： 储层净压力由下式表示： σ＝pob-pp (16) 式中，σ为净压力，MPa；pob为页岩上覆岩石压力，MPa； 当孔隙压力和上覆岩石压力变化时： Δσ＝(pob-pob0)-(pp-pp0) (17) 式中，Δσ为净压力改变量，MPa；pob0为页岩初始上覆岩石压力，MPa； 页岩自支撑裂缝压缩系数可表示为：
权利要求书7页 说明书16页 附图3页
CN 109902918 A
CN 109902918 A
权 利 要 求 书
1/7 页
1 .一种页岩压裂自支撑裂缝缝网渗透率计算方法，其特征在于，包括以下步骤： 步骤1、收集储层压力、页岩压裂自支撑裂缝初始尺寸、储层岩石力学参数、储层气体相 关参数的基础数据； 步骤2 、根 据页岩基 质压缩性 、吸附 气体解吸附 性 、页岩自 支撑裂缝压缩性对自 支撑裂 缝宽度的影响，建立页岩自支撑裂缝应力敏感下缝宽变化方程； 步骤3、建立考虑应力敏感下的页岩自支撑裂缝宽度动态变化的页岩储层微纳米尺寸 受限空间内气体有效粘度计算模型； 步骤4、针对不同的 传输机理 ，建立考虑页岩自 支撑裂缝宽度动态变化和储层气体粘度 变化下连续流动、克努森流动、表面扩散作用相对应的流量方程； 步骤5、引入分形理论，建立多种尺度下的页岩自支撑裂缝内考虑不同传输机理的总流 量计算方程； 步骤6、结合广义达西定律，建立计算考虑页岩缝宽动态变化和储层气体粘度变化下页 岩自支撑裂缝缝网渗透率计算模型。 2 .根据权利要求1所述的一种页岩压裂自支撑裂缝缝网渗透率计算方法，其特征在于， 所述步骤1中基础数据包括页岩压裂自支撑裂缝初始宽度、初始高度及纵横比、页岩压裂自 支撑裂缝初始压缩系数、页岩压裂自支撑裂缝压缩系数变化速率、储层岩石杨氏模量、泊松 比、朗格缪尔压力、朗格缪尔应变、初始储层压力、储层压力、储层温度、气体摩尔质量、气体 分子密度、理想气体黏度、气体分子碰撞直径、表面吸附气最大浓度、表面扩散系数、页岩压 裂自支撑裂缝孔隙度、页岩压裂自支撑裂缝迂曲度。 3 .根据权利要求2所述的一种页岩压裂自支撑裂缝缝网渗透率计算方法，其特征在于， 所述步骤2中的具体过程为： 步骤2 .1、页岩基质压缩性的影响： 将页岩储层进行网格化处理 ，得到若干个基 质裂缝立方网格 ；在网格中 ，基 质单元是长 度为a的 正方体 ，基 质之间是宽度为b的自 支撑裂缝 ，最终得到理想化的 页岩储层立方网格 模型 ；该模型中 ，页岩自 支撑裂缝宽度b、自 支撑裂缝高 度a 、自 支撑裂缝孔隙 度φ满足以 下 关系：
页岩压裂裂缝渗透率的测试与分析
（Ｄｏｗｎｈｏｌｅ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＣＮＰＣ Ｃｈｕａｎｑｉｎｇ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｌｉｍｉｔｅｄ Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ ６１ ００５２， Ｃｈｉｎａ） ＮＡＴｕＲ．ＧＡＳ ＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ ３８，ＩＳＳＵＥ ３，ｐｐ．６０—６８，３／２５／２０１８．（ＩＳＳＮ ｌ０００—０９７６；Ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ）
天 然 气 工 业
２０１８年 ３月
页 岩 压 裂 裂 缝 渗 透 率 的 公司川Ｉ庆钻探 工程 公司井 下作业 公司
摘 要 为 了提 高页 岩 气体 积压 裂 的有 效性 ，有 必要 对不 同类 型 页岩压 裂 裂 缝渗 透 率及 其 影响 因素开 展进 一步 的评 价研 究 。为 此 ， 在 研 究 页岩 矿 物 组构 特征 、储 层 孔 隙与裂 缝 特征 的基 础 上 ，对 ３种 不 同 类型 （原位 闭合 型、 剪切 自支撑 型 、 单层 支 撑 型 ）的 页岩 压 裂 裂缝 渗 透 率进 行 测试 ，并 系统研 究 了 页岩 储 层压 裂 裂 缝 类型 、 裂缝 面粗 糙 度 、碳 酸 盐 矿 物含 量 、 页岩层 理 、 围压 等 因 素对 页 岩压 裂 裂 缝渗透率的影响。结果表 明：④原位 闭合型裂缝渗透率与压力的关系符合 Ｗａｌｓｈ理论，随围压增大而减小，其渗透率介于 ０．１３～ １６．７５ ｍＤ，该 类型 裂缝 不 论 有 没 有支 撑 剂 充填 和 错位 ，对 于 提 高 页岩 气储 层产 能都 同样 的重 要 、有 效 ；②相 对 于 原位 闭合 型 裂缝 ，剪 切 自 支撑型裂缝渗透 率可提高 １～ ２个数量级 （渗透率介于 ７．５３～ ８８．４８ ｍＤ）、单层支撑型裂缝渗透 率可提高 ２～ ３个数量级 （渗透率介 于 ９．９８～ ７７１．８２ ｍＤ）；③裂 缝 面 粗糙 度 越 大 ，裂 缝 渗透 率 越 高 ，裂 缝 面 分维 数 与 渗透 率 具 有 较好 的正相 关关 系 ；④ 剪 切 自支撑 、单 层支 撑 型裂 缝 渗透 率 和压 力 的 关 系与 Ｗａｌｓｈ理论 存 在 着 一定 的偏 差 ，该 偏 差 反 映 了自支撑 点破 碎 、支撑 剂 嵌 入和 破 碎 等 的影 响 。结 论 认 为 ，该 实 验研 究成果 对 于 页岩 气压 裂 工 艺优 选 、参 数优 化 具 有指 导 意义 。
页岩宏观破裂模式与微观破裂机理
页岩宏观破裂模式与微观破裂机理页岩气作为一种新兴的清洁能源，在国内外均备受关注。
然而其开采仍然面临着重重难题，其中最大的挑战就是如何准确地预测页岩气藏的勘探开发效果。
而页岩气藏勘探开发效果的预测需要对页岩气的破裂模式和破裂机理有深刻地认识。
本文将从页岩宏观破裂模式和微观破裂机理两方面介绍页岩气的破裂性质。
一、页岩宏观破裂模式页岩气藏的宏观破裂模式通常可以分为以下几种：剪切破裂、张裂破裂、开裂及连接破裂。
1.剪切破裂在水平井中，由于地应力的变化，井壁可能会发生剪切破裂，导致岩层失稳并塌陷。
通常情况下，剪切破裂是由于岩层未能承受地应力所致。
未能承受地应力的原因可能是页岩的厚度过薄或地应力过于强烈。
2.张裂破裂张裂破裂常常发生在页岩气藏的天然裂缝中。
天然裂缝通常是由于地残余应力的改变而形成的。
当地残余应力通过石油的压力释放时，天然裂缝中的岩层可能会出现张裂破裂。
3.开裂及连接破裂开裂及连接破裂是指在井壁上通过水力压裂、起裂等技术，产生的破裂模式。
这种破裂模式通常是由于人力手段所致，必须经过人工作用才能产生。
二、页岩微观破裂机理页岩气开采的成功首先要依赖于对岩石微观破裂机理的准确掌握。
在这方面，固体力学和岩石力学学科的知识都是必须要掌握的。
在通过水力压裂等技术在页岩中强制产生破裂时，最终的破裂形态可以被粗略地分成几种类型：1.开裂破裂在这种类型的破裂中，岩层发生了裂开。
这种破裂的形成往往需要应力值达到等加强度的水平。
2.伸展破裂在这种类型的破裂中，岩层不仅发生了裂开，同时发生了向外伸展的变形。
这种破裂的形成往往需要应力值达到等加强度的水平。
3.剪切破裂在这种类型的破裂中，岩层发生了剪断。
这种破裂的形成往往需要应力值达到等加强度的水平。
同时，应力方向必须与破裂面平行。
根据目前已有的研究成果，可以确定页岩气的微观破裂模式和宏观破裂模式之间存在着密切的关系。
通过针对页岩中的不同矿物质，分析矿物学性质、地球化学性质，进行实验室人工破裂实验，可以探究岩层破裂机理。
泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响_龙鹏宇
非常规天然气收稿日期:2010-12-25;修回日期:2011-02-271基金项目:国家自然科学基金项目/页岩气聚集机理与成藏条件0(编号:40672087);国家专项/全国油气资源战略选区调查与评价0(编号:2009GYXQ -15)联合资助.作者简介:龙鹏宇(1985-),男,海南万宁人,硕士研究生,主要从事油气成藏机理和非常规天然气地质的学习和研究工作.E -mail:long -pengyu@.泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响龙鹏宇,张金川,唐 玄,聂海宽,刘珠江,韩双彪,朱亮亮(中国地质大学教育部海相储层演化与油气富集机理重点实验室,北京100083)摘要:裂缝既可为页岩气提供聚集空间,也可为页岩气的生产提供运移通道。
泥页岩作为一种低孔低渗储层,页岩气生产机制非常复杂,涉及吸附气含量与游离气含量、天然微裂缝与压裂诱导缝系统之间的相互关系。
对泥页岩裂缝的成因类型、识别特征、基本参数(宽度/张开度、长度、间距、密度、产状、充填情况、溶蚀改造情况等)、孔渗性、地质控制因素及其对页岩气聚集和产出的影响进行了研究。
泥页岩中主要存在5种裂缝,即构造缝(张性缝和剪性缝)、层间页理缝、层面滑移缝、成岩收缩微裂缝和有机质演化异常压力缝;控制裂缝形成的地质因素复杂,主要有区域构造应力、构造部位、沉积成岩作用、岩性、岩相、物性及地层压力等;裂缝识别特征及成因机制各不相同,其对页岩气的吸附和解析以及渗流性响应所起的作用也不相同。
页岩气有利勘探目标区应首选那些拥有较高渗透能力或具备可改造条件的泥页岩裂缝发育带。
关键词:泥页岩;裂缝;发育特征;地质因素;孔渗性;页岩气;勘探开发中图分类号:T E132.2 文献标识码:A 文章编号:1672-1926(2011)03-0525-08引用格式:龙鹏宇,张金川,唐玄,等.泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响[J].天然气地球科学,2011,22(3):525-532.0 引言相对于常规油气藏,页岩气的成因类型、富集机理及生产机制等都具有一定的特殊性,页岩气产量高低直接与泥页岩内部天然微裂缝发育程度有关,这说明微裂缝的存在某种程度上提高了水力压裂效应的有效性,从而极大改善了泥页岩的渗流能力,为页岩气从基岩孔隙进入井孔提供了必要的运移通道[1-4]。
一种页岩体积压裂复杂裂缝的量化表征
一
种 页 岩 体 积 压 裂 复 杂 裂 缝 的 量 化 表 征
尚 校 森 ， 丁 云宏 ， 卢拥军 ， 王 永 辉 ， 杨立 峰 。
［ １ ． 中国石油大学 （ 华东 ） ， 山东 青岛 ２ ６ ６ ５ ８ ０； ２ ， 中国石油 勘探开 发研 究院廊坊分 院 ， 河北 廊坊 ０ ６ ５ ０ ０ ７ ］ 摘要： 基 于典 型页岩压裂复杂裂缝分布形 态， 在考虑裂缝 复杂程度 、 裂缝分布 和裂 缝对产 量贡 献 的基础上 ， 建 立 了复 杂裂缝表 征方 法， 提 出 了裂缝潜 能指数的概念 ， 作 为定量对 比复杂裂缝优 劣 的参 数之 一。使用 上述裂 缝表 征方 法计算 裂缝在 距离 改造 点不 同位
Ｓ ｈ ａ ｎ ｇ Ｘ ｉ ａ ｏ ｓ ｅ ｎ ， Ｄ ｉ ｎ ｇ Ｙ ｕ ｎ ｈ ｏ ｎ ｇ ， Ｌ ｕ Ｙ ｏ ｎ ｇ ｊ ｕ ｎ ， Ｗａ ｎ ｇ Ｙ ｏ ｎ ｇ ｈ ｕ ｉ ， Ｙ ａ ｎ ｇ Ｌ ｉ ｆ ｅ ｎ ｇ
（ １ ．Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｕ ｎ ｗ ｅ ｍ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆＰ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ（ Ｅ ａ ｓ ｔ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ） ， Ｑ ｉ ｎ ｇ ｄ ａ ｏ ， Ｓ ｈ ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｇ ２ ６ ６ ５ ８ ０ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ；
２ ．Ｌ ａ ｎ ｇ ｆ ａ ｎ ｇ Ｂ ｒ ａ ｎ ｃ ｈ ｆＲ ｏ ｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｆＰ ｏ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ＆Ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍ ｅ ｉ ｒ ｔ ， Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ， Ｌ ａ ｎ Ｊａ ｎ ｇ， Ｈ ｅ ｂ ｅ ｉ ０ ６ ５ ０ ０ ７ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
海陆过渡相煤系页岩的渗流特征
海陆过渡相煤系页岩的渗流特征张宏学;刘卫群【摘要】利用脉冲衰减渗透率仪,测试了海陆过渡相煤系页岩在储层条件、不同应力状态下的渗透率,得到了渗透率随有效应力的演化规律,对比分析煤系页岩和美国Wilcox页岩的渗透率.结果表明:当围压为常数(17 MPa),有效应力从12.5 MPa降至2.0 MPa时,煤系页岩的渗透率范围为2.9×10-19～5.7×10-18 m2,比Wilcox 页岩的渗透率高2～3个数量级.根据外部围压p c和内部孔隙压力p p定义有效应力σe=p c-χp p,有效应力系数χ 约为1.渗透率试验数据的拟合结果显示,煤系页岩和Wilcox页岩的渗透率随有效应力、围压(常孔隙压力)和孔隙压力(常围压)按指数函数变化.【期刊名称】《高压物理学报》【年(卷),期】2018(032)005【总页数】8页(P157-164)【关键词】海陆过渡相;煤系页岩;Wilcox页岩;渗透率;有效应力【作者】张宏学;刘卫群【作者单位】安徽理工大学力学与光电物理学院,安徽淮南 232001;中国矿业大学(徐州)力学与土木工程学院,江苏徐州 221116;中国矿业大学(徐州)深部岩土力学与地下工程国家重点实验室,江苏徐州 221116【正文语种】中文【中图分类】P618.12;TE312页岩气是一种重要的非常规天然气，正在改变全球能源和政治格局[1]。
页岩气的规模开发有助于优化调整我国的能源结构，解决我国天然气供需矛盾[2-3]。
根据2015年国土资源部资源评价最新结果，我国页岩气技术可采资源量为2.18×1013 m3，其中海相1.3×1013 m3，海陆过渡相5.1×1012 m3，陆相3.7×1012 m3。
南方下古生界海相页岩气是近期我国页岩气开发的主体，已实现规模开发，同时陆相页岩气勘探和开发也取得了重大进展[4-7]。
海陆过渡相页岩气以煤系页岩气为主要类型，具备良好的聚集成藏潜力[8]，近年来越来越受到重视。
页岩支撑裂缝中渗透率变化规律实验研究
页岩支撑裂缝中渗透率变化规律实验研究侯磊;Derek Elsworth;孙宝江;王金堂【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(000)003【摘要】在页岩气藏的压裂开发中，支撑裂缝的渗透率是影响裂缝导流能力和压裂增产效果的重要因素。
通过实验手段，研究了吸附气体的溶胀作用和支撑剂的嵌入作用对Greenriver页岩支撑裂缝渗透率的影响。
采用Pulse test实验方法，测量并对比了非吸附气体和吸附气体的渗透率。
以He为代表性的非吸附性气体，实验测得其在花岗岩和页岩中的渗透率曲线为线性，渗透率随着有效应力的减小而增加，且支撑剂的嵌入作用使页岩中的渗透率明显降低；以CO2为代表性的吸附性气体，实验测得其在页岩中的渗透率曲线呈典型的“U”型，这是由于CO2溶胀作用和有效应力共同作用的结果，从而说明在页岩支撑裂缝中，溶胀作用同样对渗透率有显著影响；与He在页岩中的渗透率相比，相同压力下的CO2渗透率更低，且在Langmuir压力值附近达到最小值。
【总页数】7页(P31-37)【作者】侯磊;Derek Elsworth;孙宝江;王金堂【作者单位】中国石油大学华东石油工程学院，山东青岛 266580;EMS Energy Institute and G3 Center，Pennsylvania State University，University Park，16802，USA;中国石油大学华东石油工程学院，山东青岛 266580;中国石油大学华东石油工程学院，山东青岛 266580【正文语种】中文【中图分类】TD315【相关文献】1.页岩岩心活性水浸泡前后渗透率变化规律实验研究 [J], 刘雪梅;冯思佳2.充填天然裂缝对页岩受载过程中渗透率变化规律影响机理分析 [J], 尚春江;康永尚;邓泽;赵群;王红岩;刘洪林3.深层页岩剪切滑移裂缝渗透率变化规律 [J], 陆朝晖;贾云中;汤积仁;程玉刚;贺培;欧阳黎明4.深层页岩剪切滑移裂缝渗透率变化规律 [J], 陆朝晖;贾云中;汤积仁;程玉刚;贺培;欧阳黎明5.吉木萨尔页岩油藏人工裂缝渗透率变化规律 [J], 费繁旭;高阳;李映艳;覃建华;何吉祥;张玉龙;刘向君因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析
页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析李玮;赵欢;李思琪;李立;孙文峰【摘要】节理、裂缝等弱结构面非常发育是页岩地层的基本结构特征,裂缝网络的有效沟通可以增大压裂改造体积,正确认识和描述裂缝网络形态及连通性对合理有效开发页岩油气藏具有十分重要的意义.为准确描述页岩天然裂缝网络几何特征二维表征及其连通性,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.研究发现:天然裂缝分布的数量与发育程度受分形维数、组数和初始数量控制,随分形维数增大而增大;在其他参数不变的条件下,裂缝平均连通性和分支平均连通性对分形维数、裂缝组数、裂缝组交角等参数敏感,随分形维数的增大呈现降低趋势,随裂缝组数增加而升高,随裂缝组交角增大而升高.该研究结果可为合理制定页岩储层开发方案提供理论支撑.%Joints,fractures and other weak structural planes can be identified as the fundamental structural features of shale formations.Since effective communication among fractural networks can effectively enhance fractured reservoir volume,the understanding and description of configurations and connectivity of fracture network are of great importance for high-efficiency development of shale oil/gas reservoirs.To obtain accurate representations of the the geometric features,2D characterization and connectivity of natural fracture networks in shale,the fractural geometry and topologic geometry are used as a theoretical foundation to construct a fractural description model for fractural sizesand quantity in shale.In this way,calculation models for fracture node type,number of branches,average connectivity of fractures can be established.In addition,2D simulations have been performed for fracture network connectivity to highlight impacts of fracture dimension,fracture groups and angles to connectivity of fracture network.Research results showed that the quantity and development of natural fractures are subject to fractural dimensions,groups and initial quantity.Generally speaking,natural fractures increase with an increase in fractal dimensions.With other parameters remain unchanged,the average connectivity of fractures and branches is sensitive to fractal dimensions,fracture groups,fracture angles and other parameters.The connectivity may decrease with the increase in fractal dimensions and may increase with the increase in groups and angles.Relevant research results may provide theoretical foundation programs making in shale reservoirs development.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)006【总页数】7页(P70-76)【关键词】页岩地层;天然裂缝;裂缝网络;网络连通性;分形几何【作者】李玮;赵欢;李思琪;李立;孙文峰【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;濮阳佰斯泰油气技术服务有限公司,河南濮阳457001;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】TE348页岩地层中层理、裂缝等弱结构面十分发育，形成的复杂裂缝网络会直接影响地层的渗流能力，因此准确描述页岩地层中的裂缝网络对页岩油气开发至关重要[1-2]。
页岩裂缝面粗糙性的描述方法
比。
应用经典统计学方法可以认识裂缝的分布情况，对裂缝连续性进行预测，但在实际工程应用中统计学参数所能表达的信息量有限，计算结果缺乏直观性，难以全面系统的体现裂缝粗糙表面的具体特征，不便应用于实际工程，因而限制了统计学方法在裂缝面粗糙性的研究过程中的使用。
随着当今世界科技的高速发展和计算机计算能力的提升以及图形处理与数值模拟的发展，对岩石裂缝粗糙表面的几何形态研究又有了其他全新而准确的表征与描述方法。
3 凸起高度表征法凸起高度法是指通过测量裂缝粗糙面上各个凸起数据点的的高度，并利用凸高度概率密度分布函数或凸高度分布函数描 述裂缝表面的总体分布特征。
许多研究人员分析了粗糙裂缝表面凸面的高度分布，发现粗糙裂缝表面可以用正态分布和对数正态分布来描述。
3.1 正态分布裂缝表面粗糙度的正态分布规律是裂缝表面粗糙度的凸高h(x, y) 的统计数据，统计结果符合正态分布规律。
分布函数如下：在页岩储层中，体积化裂缝网络结构因此必须考虑裂缝粗糙度和张开度对裂缝 （1）是页岩油气从储层基质渗流到井筒中的核渗流造成的影响，才能准确反映裂缝渗流式中：P(H)为概率函数； 为概率密度心和关键。
裂缝网络结构由微裂缝、次生规律。
实际裂缝壁面有许多的小凸体，使函数。
裂缝和压裂裂缝等不同尺度和规模的裂缝得流体在裂缝中渗流时的迹线不再是直[1]概率密度函数的计算式如下：线，这就导致在用立方定律计算流量时会结构交错沟通而成。
对页岩储层中不同与实际流量产生偏差。
为准确研究流体在的裂缝结构进行合理有效的描述是正确评 （2）粗糙裂缝面上的渗流规律，必须考虑裂缝价页岩油气在储层中运移能力的前提。
这[2]其中裂缝面粗糙性是裂缝结构描述中的核粗糙程度对裂缝渗流的影响。
式中：σ为裂缝面粗糙度，mm；h(x,y)为裂缝各处凸高，mm。
心问题，对页岩裂缝面粗糙性进行准确的 2 统计学方法[3]3.2 对数正态分布统计学方法能广泛的应用于裂缝表面表征是准确描述裂缝结构的基础。
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1 裂缝特征参数计算
1.1 拉张型页岩 裂缝 面的获取 目前，裂缝面获取方法大体可分为巴西劈裂实验
图1
页岩拉张型裂缝面形貌
用三维轮廓仪获取裂缝面数据时，取横、纵向分 辨率均为 0.1 mm，具体过程如下： ① 纵向（ y 方向） 固定，沿横向（ x 方向）读取横向坐标及相对应点的高 度值，直至样品长度处，获取裂缝面的 1 条横向剖面 分布线； ② 以分辨率为纵向间隔，重复步骤 ① ，直至 将样品数据完全采集完。由三维轮廓仪工作原理可知， 三维轮廓仪将裂缝面形貌转换成以分辨率为间隔的剖 面线点集，并不能获得裂缝面轮廓所有数据，对于小
artificial tensile fractures based on Brazilian test. The morphology of the artificial fractures was obtained by a 3-D laser sensor profilometer. Then, 3-D information was transformed into 2-D information and the quantitative parameters, such as tortuosity, surface angularity and roughness, were calculated based on the scanning principle. Cluster analysis was introduced to make sure the distance among the parameters, the fluid flow in shale micro-fractures with the opening of 0.050.40 mm was simulated by Lattice Boltzmann Method (LBM), and an equation was derived for calculating the shale tensile micro-fracture permeability. The results show that, the tortuosity of the samples is close to 1.10, the angularity is among 0.99°8.86°, and the roughness is among 0.0620.162 mm; the parameters cannot be substituted by another and their effects should be considered at the same time; the micro-fracture permeability is less 19%29% than the parallel plate model permeability, so the roughness should be included. It is verified that the deviation of the equation is less than 4%, and it can be used to calculate shale tensile micro-fracture permeability. Key words: shale; tensile micro-fracture; fracture morphology; tortuosity; angularity; roughness; Lattice Boltzmann Method; permeability calculation
Lomize 和 Louis 等 [3,7-8]根据各自的研究情况针对相对 粗糙度对渗透率提出了不同的修正系数，并被多次引 用 [9-12]，但以 Lomize 等提出的公式应用更为普遍。关 于裂缝面粗糙度的影响，另外一些研究人员引入迂曲 度来修正 [13-15]。迂曲度的概念首先由 Rose 和 Bruce 提 出 [13] ，随后被迅速普及应用，但在迂曲度概念理解上 存在争议 [14-19]：假设 τ 为流体渗流实际路径与视路径 之比， Rose 和 Bruce[13]认为 τ2 为迂曲度，而 Kambiz 采用（ τ1）作为迂曲度 [14]；而现今多数学者更认可采 用 τ 作为迂曲度 （本文亦用 τ 作为迂曲度） 。 在迂曲度对
2016 年 2 月
曲冠政 等：页岩拉张型微裂缝几何特征描述及渗透率计算
3
到新的裂缝面高度分布点集。本研究集中于裂缝中流 动，只与裂缝形态有关，与系统绝对高度无关，因此 以上数据处理对研究结果无影响。
氏距离为 0.032 0，可聚为一类。迂曲度聚类后，其与 粗糙度的欧氏距离为 2.178 1，三次聚类后与倾角的欧 氏距离为 3.701 9。综合考虑参数间欧氏距离，采用裂 缝面迂曲度、倾角、粗糙度 3 个参数表征裂缝面特征。 前人关于裂缝渗透率的研究中，认为迂曲度能够反映 粗糙度，或者粗糙度能够代表迂曲度 [2-15]，还有学者认 为迂曲度可以用倾角来修正 [28-29] ，在对裂缝渗透率进 行修正时往往只单方面考虑某一因素的影响，且在选 取粗糙度描述参数时无理论依据。本文根据系统聚类 分析结果，认为三者并不是简单的替代关系，倾角、 迂曲度、粗糙度的影响均需要考虑。
文章编号： 1000-0747(2016)01-0000-07
DOI: 10.11698/PED.2016.01.00
页岩拉张型微裂缝几何特征描述及渗透率计算
曲冠政 1, 2，曲占庆 1，HAZLETT Randy Dolye2，FREED David3， MUSTAFAYEV Rahman2
（ 1. 中国石油大学（华东） ； 2. The University of Tulsa; 3. Exa Corporation） 基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05051）；国家自然科学基金（51404288） 摘要：为了研究页岩拉张型微裂缝中的渗流规律，采用巴西实验在 5 块 Barnett 页岩岩心中形成拉张型裂缝，采用三 维面形貌仪获取裂缝面形态，基于扫描原理将三维信息转换为二维信息计算迂曲度、倾角、粗糙度等特征参数，引 入聚类分析方法明确各参数间距离，采用格子玻尔兹曼方法模拟开度在 0.05～ 0.40 mm 范围内页岩微裂缝渗流，并 结合理论分析推导微裂缝渗透率计算公式。结果表明：所选取样本迂曲度在 1.10 左右，倾角为 0.99°～ 8.86°，粗糙 度为 0.062～ 0.162 mm；迂曲度、粗糙度、倾角对渗透率影响不存在替代关系，必须同时考虑三者的影响；计算微裂 缝渗透率比平板模型渗透率要小 19%～ 29%，说明必须考虑裂缝粗糙度影响；经验证，推导的渗透率计算公式误差 控制在 4%以内，可用于拉张型微裂缝渗透率计算。图 3 表 3 参 34 关键词： 页岩；拉张型微裂缝；裂缝面形貌；迂曲度；倾角；粗糙度；格子波尔兹曼模拟；渗透率计算 中图分类号： TE348 文献标识码： A
0 引言
页岩储集层的破裂模式可分为拉张型、剪切型和 滑移型 [1]。经压裂增产改造后，人工裂缝与储集层天然 裂缝、层理结构等相互沟通，形成复杂的裂缝网络结 构，才能实现页岩储集层的有效开发。因此，裂缝渗 流是研究页岩储集层渗流的关键。在等温层流条件下， 通常将裂缝等效为平板模型，但由于裂缝面形貌的粗 糙性，采用平板模型计算裂缝渗透率会产生较大误 差 [2-6] 。基于裂缝面粗糙度与裂缝开度之比， Brown 、
网络出版时间：2015-11-30 11:01:33 网络出版地址：/kcms/detail/11.2360.TE.20151130.1101.010.html
石 2016 年 2 月 油 勘 探 与 开 发 Vol.43 No.1 1
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
1.2面线位
置而异，因此计算裂缝面迂曲度需要综合考虑三维裂 缝面的形貌特征，传统意义二维迂曲度计算方法已不 适用。裂缝面沿渗流方向和垂直于渗流方向迂曲度如 下式：
，对于页岩储集
层裂缝特征描述及渗透率计算方面的研究鲜有报道。
本文集中研究页岩拉张型微裂缝渗透率， 裂缝完全
张开，裂缝开度为 0.05～ 0.40 mm。为全面理解页岩拉 张型裂缝中的渗流规律，笔者采用巴西劈裂实验，结 合三维轮廓仪获取页岩拉张型裂缝面形貌，并系统描 述裂缝面形态；引入聚类分析方法确定各考察因素间 的 独立 性 。 随 后， 采 用 格 子波 尔 兹 曼 （ LBM ） 软件 PowerFLOW 模拟毫米尺度拉张型裂缝中流体渗流； 最 后，将理论分析与模拟数据结合，建立页岩拉张型裂 缝渗透率计算模型并验证其有效性。
Geometrical description and permeability calculation about shale tensile micro-fractures
QU Guanzheng1,2, QU Zhanqing1, HAZLETT Randy Doyle2, FREED David3, MUSTAFAYEV Rahman2
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石油勘探与开发・油气田开发
Vol. 43
No.1
渗透率影响研究方面，Walsh 等[19]从裂缝渗流本质出发， 建立了被广泛认可的经典模型 Kozeny-Carman 方程。 目前，关于页岩储集层裂缝的研究主要集中于页 岩力学特性、裂缝形成机理方面
[20-22]
法和函数生成法。巴西劈裂实验所获取的裂缝面数据 能真实反映岩石受破坏后裂缝面及其毗邻区域高度分 布的连续性，但缺点是无法控制裂缝面参数；函数生 成法是采用 W-M 函数生成满足研究需要的裂缝特征， 但其本质上是二维剖面线结构。张程宾和鞠杨等 [23-24] 先后采用 W-M 函数生成粗糙裂缝结构， 但其只是根据 W-M 函数生成一条剖面线并将该剖面线沿纵向复制， 并非真正的三维粗糙裂缝模型。因此，笔者采用巴西 劈裂实验获取裂缝面。实验岩心为美国 Barnett 页岩的 5 块样品。采用美国 NANOVEA 公司生产的三维轮廓 仪扫描裂缝面获取裂缝面形貌，并在所获裂缝面上随 机提取 3.0 mm×1.5 mm 区域用于 LBM 模拟（见图 1） 。 图 1 为 5 块随机区域的重构图。其中，样品 1— 3 用于 推导页岩拉张型裂缝渗透率计算公式，样品 4 和 5 用 于验证公式的准确性。由于所研究的为拉张型裂缝结 构，因此以图 1 裂缝面结构作为下裂缝面，将上裂缝 面结构沿高度方向平移研究所需要的裂缝开度即得到 拉张型微裂缝结构。