第1章绪论
1.1研究背景及意义
随着常规油气资源的逐渐减少和枯竭，非常规油气的高效开发成为缓解我国能源供需矛盾、保障能源供给安全的重大战略措施。据2018年联合国贸易和发展会议报告显示，我国页岩气储量为31.6万亿m3，全球排名第一位。2021年我国页岩气产量230亿m3，作为一种典型的非常规天然气资源，我国页岩气开发潜力巨大。四川盆地页岩气资源量全国第一，年产页岩气占全国的90%以上，是我国页岩气开发的主战场(邹才能等，2021)。
“水平井+分段多簇射孔+大排量”的体积压裂技术是页岩气开发的主体技术，通过“打碎”储层，形成天然与“人造”裂缝交错的复杂裂缝，增加改造体积，以提高页岩气井的单井产量和最终采收率。近10年来，针对我国四川盆地页岩气的实际情况，在借鉴国外相关技术的基础上，结合我国页岩气开发的实际和技术难题，在页岩气水平井体积压裂理论与技术方面的研究和生产应用上均取得了一些创新成果，目前已经形成一套较为完善的方法体系，该体系主要采用“水平井+体积压裂”的开发工艺，配合“井工厂”的开发模式，一次性部署多口水平井，集中施工，集中投产(吴奇等，2012；邹才能等，2016；胥云等，2018)。在该开发模式下，合理控制井距、提高气井控制范围和储层动用程度显得尤为重要。早期美国页岩气水平井间距较大，主要集中在400m左右，后期进行优化和加密，目前基本在200m以内(焦方正，2019；Xiong et al.， 2018；Pichon et al.， 2018)。由于我国对页岩气井压裂改造认识不足，导致初期井距过大，井间储量难以动用(贾爱林等，2016)。目前我国蜀南地区页岩气藏水平井井距400～500m，涪陵地区初始井距约600m(赵群等，2020；位云生等，2017)。因此，需要在初期开发井网基础上，通过部署加密井等方式合理减小井距，缓解页岩气田产能衰减，提高资源动用率，其中我国涪陵页岩气田已自2014年开始进行加密井开发实验研究(位云生等，2018)。
涪陵、长宁、威远等位于四川盆地的主要页岩气田近几年的生产发现，页岩气井投产前三年产量下降50%以上，储层压力下降超40MPa。为了弥补单井产能递减、稳定推进区域产能建设，需要在同一或相邻平台已有生产井之间，钻加密井并进行体积压裂，来提高储层的动用程度。由于老井长期生产，页岩储层压力快速下降，受储层岩石力学性质、天然裂缝、老井压裂裂缝等因素的影响，生产井周围地应力不断变化，使加密井水力压裂裂缝扩展形态及开发效果与老井存在明显差异。当加密井与老井井距较近时，加密井“Frac-hit”效应影响，水力裂缝产生非对称扩展，使其更倾向于向老井孔隙压力下降区域扩展，这一现象已经在现场试井、示踪剂测试及压裂微地震监测结果中得到了验证(Dohmen et al.， 2017；Cipolla et al.， 2018；Kumar et al.， 2020)。如2018年以来，威远页岩气区块共有50余井次老井被加密井压窜，影响老井生产和相邻平台新井钻完井等，老井被压窜后产量恢复慢，目前压窜井产量仅恢复不到70%，严重制约了页岩气田的持续高效开发。加密井压裂“Frac-hit”效应受多方面因素影响，如：井距、老井生产程度、地层物性条件、地层应力状态、天然裂缝发育程度、老井压裂时间、水力裂缝复杂性、压裂液类型、施工参数等，该问题力学机理较为复杂。因此，开展页岩气储层四维地应力演化及加密井复杂裂缝扩展预测，对我国页岩气的长效开发具有重要现实意义。
与北美相比，我国四川盆地页岩气储层地质条件复杂世界罕见：埋藏更深(普遍达3000m，部分已达到5000m)、演化程度高、晚期构造活动强烈、断层/裂缝发育、水平地应力高且差异大(地应力高达120MPa、水平地应力差高达28MPa)、页岩各向异性强/破裂强度高，致使水平井分段多簇体积压裂复杂裂缝扩展机理异常复杂。随着页岩气老井初次压裂数万立方米水的注入和不断开采，老井周围产生依赖于老井压裂改造体积的压力动态扰动区，储层地应力动态非均匀变化，再加上天然裂缝、老井压裂裂缝、岩石力学性质的非均质性和各向异性，显著加剧了加密井体积压裂复杂裂缝的预测难度，该问题已成为制约我国页岩气开发后期增产提效的主要瓶颈问题，也是当前国际石油工程领域攻关的热点和难点。
本书针对四川盆地页岩气加密井压窜老井的瓶颈难题，系统考虑页岩气开采过程中储层压力、物性参数、地应力等的变化及其在三维空间内的非均质性和各向异性，通过页岩气老井初次压裂复杂裂缝扩展模拟、老井生产气藏与地质力学耦合的四维地应力演化模拟、储层地应力变化条件下的加密井复杂裂缝扩展模拟等的地质-工程一体化研究思路，建立了页岩气储层四维动态地应力预测的气藏渗流-应力耦合数值模拟方法、复杂裂缝相交与分岔扩展的FEM-DFN数值模型、页岩气加密井复杂裂缝扩展的多物理场耦合模型等，揭示了储层天然裂缝、老井开采制度、压裂施工参数、井间距等对储层四维地应力演化和加密井复杂裂缝扩展的影响机理，找出了实现加密井复杂裂缝充分扩展、避免井间压窜的井间距、射孔位置、压裂施工参数和储层地质条件，为我国页岩气资源的持续高效开发提供了重要的理论与技术支撑。
1.2渗流-应力耦合动态演化研究现状
1.2.1渗流-应力耦合动态演化
储层压力、地应力等地质力学参数随着页岩气开采不断演化，致使储层条件非均匀分布，是老井重复压裂或加密井钻井和压裂与老井初次压裂的最大不同。如果不能准确认识老井生产导致的地质力学参数演化过程及当前状态，就可能出现老井重复压裂施工无法达到预期效果、加密井钻井井周失稳以及加密井压裂过程中发生压窜等问题。因此，为了使老井重复压裂/加密井压裂达到预期效果、保证钻加密井井筒安全，首先需要弄清页岩气长期开采条件下储层地质力学参数的动态演化，这就涉及气藏与地质力学的耦合模拟，该问题一直是近年来国内外研究的热点。
Maurice(1941)最早在Terzaghi的一维流动-应力耦合理论基础上率先提出了三维地应力模型，而后Geertsma(1956)提出孔隙和岩石体积变化理论，并讨论了地应力变化对岩石弹性和孔隙体积的影响。1976年，委内瑞拉Bachaquero油田在开采过程中出现了明显的地层沉降和压实现象(Merle et al.， 1976)，使人们意识到不能仅仅只考虑开采过程中的渗流过程。1983年，Espinoza(1983)最早提出在评价储层状态时需要考虑地应力的影响，并通过建立压力和温度对孔隙压缩率的关系式来研究注蒸汽地层模型的压实情况。从20世纪90年代开始，由于水力压裂的推广应用、油气藏长效开采过程中需要考虑压实沉降等，在油藏模拟过程中考虑地应力变化的相关研究得出了大量的研究成果，先后出现了大量渗流-应力耦合模型(Tortike et al.， 1993；Gutierrez et al.， 1994；Lewis et al.， 1994；Fung et al.， 1994；Mourits， 1994；Heffer et al.， 1994)。
渗流-应力耦合或称为渗流-地质力学耦合(flow-geomechanics coupling)的数值方法最主要的划分方式是从耦合进行划分：最主要的耦合求解形式包括Cuisiat等(1998)提出全耦合，Settari等(1999)、Chin等(2002)为解决全耦合收敛性差和求解效率低而提出的交叉迭代耦合模型，以及以Fung等(1994)、Tortike等(1993)、Koutsabeloulis等(1998)提出的单向耦合三种，此外，还存在一种拟耦合形式。针对不同的耦合求解方法，Dean等(2006)对比了显式求解、隐式迭代和全耦合三类渗流-应力耦合方法，研究发现，虽然三类方法的计算结果相同，但隐式迭代求解能够最大限度上平衡计算精度和计算时间。基于此，Tran等(2005)通过对比不同的耦合方法，提出了应该根据模型尺度等特征、计算效率需求、计算精度需求等综合考量应该使用哪种算法。
上述四种耦合求解形式的特征及差别如表1-1所示。
随着SAGD、CO2埋存、地热能开采、水合物开采等技术的出现与应用，需要在渗流-地质力学耦合的基础上，考虑温度对流体性质、热应力、注入流体与地层岩石和流体发生化学反应。国际上以国际多期合作项目DECOVALEX为代表，围绕渗流-地质力学-热力学三场耦合和渗流-地质力学-热力学-化学反应四场耦合开展了大量研究(Tran et al.， 2005；Safari and Ghassemi， 2011；Pan et al.， 2016；Birkholzer et al.， 2018)；而国内赵阳升等(2008)、杨天鸿等(2010)、张东晓等(2016)、陈卫忠等(2018)也对储层地质力学多场耦合分析进行了一定程度的探索。但是由于目前页岩气开采过程中渗流-地质力学耦合过程对热应力和化学反应的敏感性较低，因此对相关研究不做展开讨论。此外，不论是渗流-地质力学-热力学三场耦合还是渗流-地质力学-热力学-化学反应四场耦合，其耦合的核心还是在于渗流场和应力场之间的耦合。
页岩气储层的一般特征有：天然裂缝发育、页岩岩石力学参数呈现各向异性，并具有一定程度的非均质性等特征。
在含有天然裂缝或断层等不连续面的储层，Koutsabeloulis等(1998)、?Nakaten等(2014)开展了渗流-地质力学耦合数值建模，但是均为六面体网格，其对天然裂缝进行了渗透率等效处理，虽然能够很好地模拟天然裂缝作为主要渗流介质对流体流动的作为，但却忽略了天然裂缝在地应力变化过程中可能存在的形变；而Gutierrez等(1997)、Zhang等(2019)则将储层岩石处理为非连续性介质，利用离散元或边界元的方法，准确地描述了裂缝作为离散介质对地应力的影响，但不连续介质无法准确模拟基质渗流情况。
在岩石各向异性方面，Lewis等(1997)、Taron等(2009)分别针对裂缝性油藏、地热等储层开展了相关研究，但缺乏对页岩的各向异性在页岩气开采渗流-地质力学耦合中的影响相关讨论；Ostadhassan等(2012)针对页岩的研究仅限于井筒尺度；Teufel等(1991)针对储层的非均质性，进行了渗流-地质力学耦合分析，但都局限于不同井几个深度上，未能形成三维的连续性模型；Samier等(2006)、Vidal-Gilbert等(2009)基于储层的实际特性建立了非均质性数值模型，但是仅考虑了层间或岩性间非均质性；Herwanger等(2011)、Onaisi等(2015)建立基于四维地震的地质力学模型，虽然准确地描述了储层的非均质性状态，却未能考虑储层实际渗流情况。
另一方面，根据模型在耦合参数上的交互特征，可以按照网格独立性进行分类，大致可分为：按照渗流模型和地质力学模型是否共享网格划分为单网格耦合系统和双网格耦合系统，两者特征及差别如表1-2所示。
对于单网格耦合，由于渗流模型和地质力学模型共用一套网格系统，因此，无论是全耦合、交叉迭代耦合还是单向耦合，所有求解均在同一网格下进行，只要保证网格质量合理，那么网格本身不会对计算结果产生影响。但是如果渗流模拟器和地质力学模型无法共享同一套网格系统，那么就涉及两套网格系统之间的参数传递问题。除了全耦合和拟耦合只能在同一套网格系统下进行外，对于交叉迭代耦合和单向耦合，一般情况下都需要通过接口程序实现渗流模型网格下的参数和地质力学模型网格下的参数之间的传递，而两套网格系统参数传递算法就成了决定交叉迭代耦合计算精度和计算效率的重要参数。因此，如果是双网格耦合系统，就必须针对两类网格之间的差异，包括网格性质、几何形态以及密度等进行综合考察，选取适合的搜索及插值算法，既要保证参数传递精度，又要保证参数传递过程中的计算效率。
