第1章 绪论
1.1 研究背景及意义
1.1.1 非常规油气储层压裂的复杂裂缝形态
随着常规油气资源的逐渐减少和枯竭，非常规油气资源(致密砂岩油气、页岩油气等)的高效开发是缓解我国能源供需矛盾、保障能源安全的重大战略需求。国内外非常规油气压裂普遍追求大规模大排量的压裂模式，以期获得导流能力更高的复杂裂缝。在大规模压裂施工过程中，射孔簇的射孔孔眼破裂，多条裂缝同时竞争扩展，形成一条或多条与井筒直接相连且裂缝宽度较大的优势主裂缝，以及在主裂缝的侧向扩张形成分支裂缝，并在分支裂缝上继续分叉形成二级次生裂缝，以此类推。主裂缝和扩张分支裂缝均为张性裂缝，具有一定的缝宽，通过支撑剂支撑形成高导流通道；次生裂缝一般为剪切缝，剪切滑移使裂缝表面形貌凹凸不平，实现次生裂缝的自支撑，裂缝并未张开，常称为自支撑裂缝(图1-1)。因此，支撑剂有效支撑裂缝壁面，是主裂缝和分支裂缝保持高导流能力的关键。
图1-1压裂复杂裂缝形态及支撑剂铺置形式(郭建春等，2021)
在该复杂裂缝网络中，主裂缝提供近井带渗流通道，而分支裂缝、自支撑裂缝网络则沟通更远处储层。在裂缝网络延伸过程中，支撑剂随压裂液进入储层，在主裂缝内大量运移并沉降形成多层支撑剂铺置形式，而在主裂缝附近缝宽较小的分支裂缝内倾向于形成单层或少数层铺置形式。压裂施工结束后，油气先后经过自支撑裂缝、分支裂缝，进入多层支撑剂支撑的主裂缝，再由主裂缝进入井筒，被开采出来。自支撑裂缝就类似于“乡村公路”，主裂缝就好比“高速公路”，分支裂缝就是连接“乡村公路”和“高速公路”的路口。可见，如何准确预测这些复杂裂缝的导流能力，实现水力压裂复杂裂缝的多尺度长效支撑，是非常规油气长期高效开发的关键。
1.1.2 簇式支撑裂缝导流能力的预测
高导流通道压裂技术采用添加黏性纤维的压裂液，结合脉冲式加砂工艺，实现支撑剂簇团(简称支撑柱)在裂缝内呈一定间距分布，裂缝由“面”支撑变为“点”支撑，实现开放的网络通道(图1-2右侧)(Gillard et al.， 2010)。常规均匀铺砂的水力压裂技术是*大限度地在裂缝内充满支撑剂(图1-2左侧)；而脉冲加砂的通道压裂技术，要求支撑剂充填层内的支撑剂簇团之间留有通道以便油气流通。这种打破常规思维的技术极大地提高了裂缝导流能力，使其比常规压裂裂缝导流能力高出几个数量级(Gillard et al.， 2010)。
图1-2 常规均匀铺砂的水力压裂(左侧)和脉冲加砂的通道压裂(右侧)技术(Gillard et al.， 2010)
传统水力压裂施工要求尽可能地形成长且宽的高导流填砂裂缝，使得油气渗流面积*大化，以此提高油气渗流能力。因此，支撑剂的数量和质量是*关键的因素，近年来，科学家一直致力于提高支撑剂和压裂液的质量，取得了较好的效果，目前基本实现了支撑剂充填层导流能力的*大化。通道压裂技术打破了常规压裂支撑剂充填层连续铺置的思维，采用添加纤维压裂液或自聚性支撑剂，脉冲式加砂实现支撑剂充填层呈现“簇团”状，在裂缝内不连续分布，裂缝闭合时由不连续分布的支撑剂簇团来支撑裂缝，而流体主要在各支撑剂簇团间的开放通道中高速流动，弱化了支撑剂充填层对裂缝导流能力的制约，极大地提高了裂缝的导流能力。由于通道压裂裂缝中支撑剂为不连续铺置，支撑剂用量少，因此成本较小；且其主要流动通道为无阻碍通道流，导流能力比传统支撑剂充填层裂缝高出几个数量级。
近年来，通道压裂技术已在世界多个油气田应用了上千井次，获得了令人满意的增产改造效果。Valenzuela等(2012)介绍了通道压裂在Burgos盆地的砂岩地层中的应用，气井初始产量提高了32%，6个月累计产气量提高了19%。Kayumov等(2012)介绍了通道压裂在Talinskoe油田的低渗成熟油气井砂岩地层中的应用情况，6口井平均产量提高了51%。Gawad等(2013)介绍了通道压裂在埃及西部沙漠的应用，证明了通道压裂可提高初期产量89%。Valiullin等(2015)将通道压裂技术用于重复压裂，使西伯利亚Taylakovskoe油田油井产量提高了29%。上千口井的通道压裂现场应用统计结果显示(Ahmed et al.， 2011；Medvedev et al.， 2013)：由于纤维形成的支撑剂簇网状结构，降低了出砂和砂堵风险；开放通道减少了支撑剂和压裂液用量，提高了水力压裂裂缝的有效缝长，超过99.9%的施工完成100%的支撑剂铺置，比邻井常规均匀铺砂的压裂技术平均节约43%以上的支撑剂量。目前该技术已在我国胜利油田、四川盆地致密气藏、鄂尔多斯盆地致密油气藏等大量应用，取得了良好的效果。例如，中国鄂尔多斯盆地致密油气藏的通道压裂作业，油井产量高达常规压裂的2.4倍，气井产量高达常规压裂的4～5倍(Li et al.， 2015)。可见，通道压裂技术在非常规油气开发领域具有广阔的应用前景。
通道压裂技术在常规压裂液中加入纤维以改变支撑剂的流变特性，溶解在压裂液中的低浓度短纤维受地层温度作用，表现出一定黏稠性并相互黏结，将支撑剂簇固结成连续的网状结构(图1-3)，使之在有效支撑裂缝的同时，改善了支撑剂回流现象，减少出砂和砂堵风险(Ramones et al.， 2014)。通道压裂的主要工艺及技术包括脉冲泵送工艺、射孔工艺、纤维技术等。
图1-3 纤维和支撑剂团网状结构(Ramones et al.， 2014)
通道压裂时，网状结构的支撑剂团和压裂液段塞被交替注入地层，支撑剂簇团被压裂液段塞隔开，在水力裂缝内形成多个支撑剂团(支撑柱)。如图1-4所示，通道压裂结束后，水力裂缝在水平*小主应力(闭合应力)作用下逐渐闭合，支撑柱在裂缝面的作用下产生压缩变形，裂缝宽度因支撑柱的“压实和嵌入”而降低，支撑柱间的开放通道因两侧支撑柱的鼓胀变形而减小；同时，裂缝壁面以支撑柱为中心产生漏斗状的变形，使支撑柱之间的开放通道发生不均匀变化，形成宽度分布不均匀的支撑裂缝；若支撑柱的强度较弱或间距较远，则支撑柱之间的开放通道发生闭合，显著降低通道压裂裂缝的导流能力。
由此可知，支撑柱有效支撑裂缝壁面，以保持支撑柱之间的开放通道，是通道压裂形成高裂缝导流能力的关键。这就要求：①支撑柱自身具备足够的强度和合理的大小及间距以支撑裂缝，且开放通道不因支撑柱之间的非线性鼓胀变形而闭合；②纤维具有一定的强度以有效黏结支撑剂颗粒，防止压裂液返排和油气生产过程中支撑剂颗粒随裂缝内流体流动而破坏支撑柱的稳定性，确保支撑柱长效支撑裂缝面；③储层弹性模量和裂缝闭合压力的比值位于合理的范围之内，使裂缝面在开放通道处的变形尽可能小，以维持开放通道。斯伦贝谢公司采用储层弹性模量和裂缝闭合压力的比值作为评价通道压裂适应性的标准，认为比值大于275时通道压裂可行，并推荐脉冲时间为15～30s，以此限制支撑柱的几何参数。然而，我国胜利油田储层弹性模量和裂缝闭合压力的比值普遍大于500，脉冲时间采用60～120s时，仅稠油油藏通道压裂压后产量就提高20%～60%(杨峰，2017)。因此迫切需要开展簇式支撑高导流通道的形成机制研究，在此基础上，综合考虑支撑柱的非线性变形破坏特征、支撑柱几何参数及分布等，建立通道压裂裂缝导流能力的预测模型，揭示支撑柱几何参数及分布形态、岩石力学参数、闭合压力变化、压裂施工参数等对通道压裂裂缝导流能力的影响机理；另外，考虑压裂液返排和油气生产过程中支撑柱的实际工况，建立储层岩石-支撑柱-岩石的非线性接触DEM-CFD流固耦合模型，揭示纤维和支撑柱宏微观变形破坏与通道压裂裂缝长效支撑机理，为通道压裂和生产制度设计提供理论基础。
图1-4 支撑柱有效支撑裂缝形成高导流通道(Kayumov et al.， 2012；Zhu et al.， 2021)
1.2 复杂裂缝导流能力的研究现状
1.2.1 支撑剂簇运移-沉降行为研究现状
Wen等(2016)采用大型实验装置研究复杂水力裂缝和常规裂缝的支撑剂沉降分布差异，发现支撑剂进入二次裂缝后会使砂堤高度产生快速变化，且使得导流能力减小，这种现象在近井处比较明显。Tong和Mohanty(2016)采用实验装置研究了裂缝交叉处的支撑剂运移行为，并用多相稠密离散相模型模拟了该条件下的支撑剂运移行为。结果表明，较早注入的支撑剂将形成交叉处砂堤的底层，之后注入的支撑剂将随携砂液进入裂缝后部。Zhang等(2017a)采用DEM-CFD耦合模型，系统地研
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