摘要:随着我国油气对外依存度逐渐加剧，致密油气、页岩油气等非常规油气能源成为了我国能源发展的重点方向。井工厂压裂技术因其可以改造低渗透性地层、大幅降低施工成本、缩短施工周期、提高设备利用率、节约用地而被广泛应用于非常规油气开发之中。本文在论述井工厂压裂技术发展现状的基础上，介绍了丛式水平井的井筒走向、水平段长度、井筒间距等井网部署特点，统计分析了水平井分段分簇的裂缝长度、簇间距和射孔簇数等关键技术参数特点；介绍了丛式水平井井工厂压裂常用的压裂方式，包括双井同步压裂、双井拉链式压裂和多井组合压裂等，对比分析了各种压裂方式的利弊。建议有针对性的发展立体井网井间裂缝干扰预测、井丛压裂孔簇设计等理论，为我国非常规油气储层井工厂压裂技术发展指明了方向。

摘要:水力压裂技术是实现低渗油气及地热储层的高效开发利用的关键技术手段，为了研究干热岩型地热储层水力压裂过程中水力裂缝的扩展规律，本文使用粘结单元法（Cohesive Zone Method， CZM）研究了压裂液排量、压裂液粘度以及水平地应力差对水力裂缝形态的影响，并利用正交试验对上述压裂工艺参数的组合进行优化。结果表明：压裂液排量对水力裂缝的长度具有重要影响，而压裂液的粘度对水力裂缝的宽度具有显著影响；压裂液的排量和粘度的增加，促进了分支裂缝的萌生和扩展；水平地应力差为1 MPa时，本文所建立的模型在压裂液排量和粘度分别取0.004 m3/s和0.07 Pa·s条件下，可获得最佳的压裂改造效果；随着压裂液的排量和粘度的持续增加，当压裂液的排量和粘度分别超过0.004 m3/s和0.07 Pa·s后，继续增加压裂液的排量和粘度将导致水力裂缝的长度和宽度的减小，可见在实际压裂过程中不能盲目通过提高压裂液的排量和粘度的方式实现对压裂效果的持续改进。本文丰富了干热岩储层改造的数值模拟手段，相关研究成果有望为干热岩型地热资源开采过程中裂缝扩展行为预测和压裂工艺参数的优化提供技术支撑。

摘要:干热岩储层水力压裂形成复杂缝网对于建设增强型地热系统（EGS）至关重要。为了深入认识干热岩储层水力裂缝扩展机制，揭示工程参数和地质参数对水力裂缝扩展的影响规律，本文以青海共和盆地某干热岩储层为研究对象，基于扩展有限元（XFEM）数值模拟软件ABAQUS展开研究，建立现场尺度的干热岩储层模型，实现热流固耦合分析水力裂缝的扩展机制。结果显示：正断型应力状态下，裂缝发生了很明显的朝向Z轴的转向，走滑型应力状态下，裂缝扩展主要沿水平方向，有轻微倾向于Z轴转向的趋势，逆冲型应力状态下，裂缝沿水平方向扩展；随着弹性模量的增大，裂缝的起裂压力减小，裂缝延伸的注水压力也减小，弹性模量越大裂缝起裂的时间越早，泊松比越大水力裂缝的破裂压力越大，破裂压力整体呈现出正断型>走滑型>逆冲型；随着温度的升高，水力裂缝破裂压力减小，大约降低2~3 MPa左右，3个应力状态下都呈现出相同的趋势。本文丰富了干热岩水力裂缝扩展的数值模拟手段，相关研究成果可为干热岩储层中水力压裂扩展预测与不同参数对其的影响分析提供技术支撑。

摘要:天然气水合物作为一种高效清洁能源，广泛分布于我国南海海域的沉积地层中。我国先后于2017年和2020年成功开展了2次试开采，但由于海域天然气水合物特殊的赋存条件，单井水合物试采仍然面临着开采范围小、高产稳产时间短等问题。为了提高水合物的开采范围，基于cohesive单元进行了水合物储层二维水力压裂数值模型研究，比较了100 m×100 m和20 m×20 m两种模型的裂缝半长和宽度，得出了当注入压力为25 MPa时，压裂裂缝半长均为6 m，最大宽度分别为5.8、5.5 mm，构建尺寸较大的模型得出的实验结果更加准确。并且研究了裂缝宽度随注入时间的变化规律，随着注入压力和注入量的不断增加，初期裂缝宽度急速变大，后续在地应力和注入流体压力的共同作用下裂缝出现“阶梯式”的扩展规律。该研究在页岩气和煤层气等非常规能源储层水力压裂模型分析中得到了成功运用，为海域天然气水合物储层水力压裂提供一定的理论指导。

摘要:干热岩型地热作为一种大储量的清洁能源，在日趋严峻的环保形势下，正在逐渐影响着世界能源格局，并成为学术界、政府和企业关注的焦点。开发花岗岩型干热岩需要建立增强型地热系统（EGS），其核心是向储层钻井并压裂形成一定规模的裂缝网络，构建注入井和生产井的循环回路来提取热能发电。从瑞士Basel EGS工程、韩国Pohang EGS工程等花岗岩型干热岩EGS压裂工程案例可以发现，诱发地震已成为制约花岗岩型干热岩开发的关键因素，其原因在于未明确大尺寸高倾角结构面的具体位置，无法预测压裂液在压裂过程中的流动方向，导致压裂液进入此类结构面造成结构面滑移从而诱发地震。本文将针对此问题通过查明干热岩所在储层的信息对开发花岗岩型干热岩控震压裂人工热储建造方法进行介绍。

摘要:极地地质钻探是获取地层样品、研究极地地质和气候演变等的重要手段。钻遇脆冰层、暖冰层和冰岩夹层等复杂冰层时，易出现孔壁失稳问题，尤其是冰孔液压致裂，造成钻井液流失和钻孔事故。针对冰孔裂缝萌生和扩展问题，基于近场动力学方法（PD），建立了冰孔裂缝模型，实现了对冰孔周边连续和非连续空间的统一描述，避免了经典连续介质力学微分方程在裂缝尖端的奇异性，分析了裂缝动态扩展过程，探究了液压和断裂韧度的影响机制。实例研究表明，孔内液柱压力促进裂缝萌生和扩展，液压从4.0 MPa增加到6.0 MPa和8.0 MPa，冰孔裂缝萌生和分支数量显著增加，裂缝体积占比从4.88%增加到9.61%和12.54%。断裂韧度阻碍冰孔裂缝扩展，从 加到 和，裂缝体积占比从13.72%降低到12.13%和9.61%。基于近场动力学的冰孔液压致裂分析表明，钻遇韧脆转换冰层时，应及时调整钻井液密度和液柱高度，控制孔内液压，保证安全高效钻进。

摘要:岩石力学性质及地应力等地质力学参数是进行储层压裂改造的基础数据，影响着整个压裂设计的准确性。由于页岩层理发育及矿物组成的复杂性、页岩力学性质的横观各向同性，所以基于传统力学模型获取的压裂参数设计将丧失意义。以横向各向同性模型体现层理发育页岩储层的力学性质，通过简化的横纵弹性模量和泊松比可以较好地表达出页岩的横观各向同性，并总结了横观各向同性地应力解释方法。基于上述理论，应用商业化水力压裂数模软件对四川盆地某层理页岩储层进行了压裂设计，比较横观各向同性模型与传统模型解释力学参数差异，非常规储层动静态力学参数转换，同时通过改变射孔位置研究了起裂点对裂缝形态的影响。研究发现，横观各向同性解释的杨氏模量、地应力要略高于传统方法，同时横观各向同性解释的地层地应力差较小，所以受不同射孔位置的变化对裂缝几何的形态影响要远远高于各向同性模型模拟的结果，特别是缝高变化更为明显。同时数据表明，在高应力区射孔将形成更为狭窄缝宽的水力裂缝，这会严重影响后续支撑剂的进入，以上结论将为提高页岩储层的压裂设计精确性给予重要帮助。

摘要:基岩水井压裂增水技术自研发以来取得较为良好的增产效果，但该技术目前仍存在适用性差、增产效果不确定等问题。基于压裂增水过程中流体流态和裂缝宽度影响因素分析的结果，确定了提高压裂液粘度是较为经济、有效的增产技术措施。开展了水井和中低温地热井清洁型凝胶压裂液配方的设计工作，进行了稠化剂、pH值调节剂、交联剂和破胶剂选配与性能实验，研发了适用于水井和中低温地热井（30~80 ℃）清洁型凝胶压裂液体系并开展现场试验。对凝胶压裂液配液应用难点与使用成本进行了分析，进一步补充完善了水井压裂增水技术在压裂液方向的研究。

摘要:水力压裂是开采地下页岩气资源的有效技术手段，探究页岩水力压裂裂缝的扩展规律，可为页岩气的高效开采提供科学的指导依据。通过运用大型有限元软件ABAQUS中的扩展有限元模块，针对不同地应力差工况条件下均质页岩中初始裂缝的位置、方位角、数量和含层理页岩中层理的构造方向、内部倾角、岩性对水力裂缝扩展的影响进行探究。结果表明：对于垂向扩展的水力裂缝，水平主应力增大使裂缝更不易扩展，裂缝扩展长度减小、起裂压力增大；在注液体积流量相同时，向初始裂缝两端同时起裂所形成的水力裂缝长度大于仅向一侧起裂；当初始裂缝处于页岩中部且呈45°方向时，裂缝会向最大水平主应力方向偏转，且偏转程度随最大水平主应力的增大而增大；分时多簇压裂时，裂缝间的扩展会相互干扰，且会较大地影响裂缝扩展的形态和起裂压力，但对裂缝注液点裂缝宽度的影响较小；对于含水平和竖直构造层理的页岩，改变层理内部倾角，水力裂缝会出现不同程度偏转，且其偏转程度随着层理内部倾角的增大而减小；对于含45°方向构造层理的页岩，水力裂缝在层理分别为砂岩、煤岩和泥岩中的偏转程度依次增大，且裂缝偏移比随着最大水平主应力的增大而增大。

摘要:过去十年，非常规油气勘探开发在全球范围内大幅扩张。水平钻井和多级水力压裂技术也在不断地发展和创新，使得超长水平井成为可能。同时，因为压裂强度不断增加，作业者可以最大限度地提高储层接触面积和对储层的改造体积 （SRV）。然而，完井优化方面的挑战仍然存在，作业者持续不断地尝试和试验各种完井与增产参数组合，以确保非常规油气藏开发的经济可行性。优选最佳的完井与增产参数组合是一项非常关键的任务，应结合油气田的具体储层特征进行优化。本文总结了2014—2020年间北美9个主要非常规油气藏的压裂增产趋势，包括Marcellus， Haynesville， Barnett， Utica， Bone Spring， Bakken， Wolfcamp Midland， Eagle Ford， Scoop/Stack。分析了各油气田几个关键的完井和增产参数的整体趋势，同时还评估了单个参数（如水平段压裂长度、支撑剂强度、段间距等）对井产能的影响。然后对比分析相应的初始井产量（90 天平均初始产量），评估各个参数对产能的影响，从而确定每个完井参数的最佳范围，以实现产能最优化。