高温高压碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝导流能力实验研究

结合塔河油田托普台区块高温高压纯灰岩储层特点,应用高温高压酸岩反应仪、FCES-100导流仪研究酸蚀裂缝导流能力变化规律。短期导流能力实验结果表明:相同酸-岩接触时间下,稠化酸导流能力高于交联酸;闭合压力低于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力低于酸蚀裂缝导流能力,闭合压力高于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力高于酸蚀裂缝导流能力。加砂酸蚀裂缝导流能力实验结果表明:40/70目陶粒和1.5~2.5 kg/m2铺砂浓度酸蚀裂缝复合导流能力高。长期导流能力实验表明:48 h内导流能力快速降低,然后逐渐下降,120 h后趋于稳定。     

高温高压碳酸盐岩地层酸蚀裂缝长期导流能力实验研究

酸蚀裂缝导流能力是评价酸化压裂效果的重要因素;而酸蚀裂缝在高闭合压力下闭合严重,导流能力很低,并且短期导流能力并不能代表生产时的导流能力,所以需要进行裂缝长期导流能力研究。结合托甫台奥陶系高温高压碳酸盐岩油藏的特征,运用高温高压酸化流动仪、FCES—100裂缝导流仪,进行了酸蚀裂缝、加砂水力裂缝、加砂酸蚀裂缝长期导流能力实验,考察了不同闭合压力下三种裂缝的长期导流能力的变化规律。实验所用酸液类型、酸岩接触时间、支撑剂尺寸和铺砂浓度都是通过前期实验优选得到,分别为稠化酸、60 min、40/70目陶粒及3.0 kg/m2。对实验数据进行分析对比,发现在高闭合压力下酸蚀加砂裂缝比酸蚀裂缝导流能力高,水力加砂裂缝比酸蚀加砂裂缝略高。     

碳酸盐岩气藏不同酸液体系对裂缝导流能力影响的实验研究

模拟酸压过程中大部分酸液沿裂缝流动、小部分滤失的流动方式,开展实验室酸蚀导流能力测试实验。岩样选用鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层白云岩,温度控制在100℃,测试不同闭合压力下酸液类型、接触时间及注入流速对导流能力的影响,得到以下结论:1稠化酸、交联酸、转向酸三种酸液体系所测试的导流能力有很大的区别,结果表明转向酸酸化后产生的裂缝导流能力最高;2对于一些酸液体系,所产生的裂缝导流能力并不总是随酸岩反应时间的延长而增强,在更长的酸岩反应时间下,裂缝导流能力反而下降,这表明在酸压过程存在最佳的酸化时间;3酸液流速为500 m L/min、800 m L/min、1 000m L/min时,随着酸液流速的增大,酸蚀裂缝导流能力增大;注酸速度1 000 m L/min时,酸蚀导流能力最大。通过开展酸导实验理论研究,为更加准确进行酸压设计提供重要指导。     

超深碳酸盐岩储层通道加砂酸压导流能力实验

随着碳酸盐岩储层逐步向超深层开发,储层闭合应力增加,需要提高酸蚀裂缝在高压下的导流能力。将高通道加砂的方式与酸压相结合,通过实验测试优选支撑剂的强度及铺置方式,并测试了酸岩反应后连续加砂与通道加砂下的导流能力。实验结果表明,采用高强度的陶粒支撑剂可以有效地提高酸蚀裂缝在高压下的导流能力。在相同的加砂强度条件下,增加支撑剂团块的数量可以降低单个支撑剂柱的有效应力,提高支撑剂柱在高应力下的稳定性。在50 MPa应力条件下,采用86 MPa陶粒、高通道铺砂的方式,裂缝复合导流能力较常规酸蚀可以提高51%以上;90 MPa应力条件下,导流能力增加幅度达到700%以上。通过改变铺砂方式,既可以节约支撑剂数量,降低施工风险,也可以形成稳定牢固的通道支撑,大幅度提高超深碳酸盐岩储层酸蚀裂缝的导流能力。     

煤层水力压裂裂缝导流能力实验评价

水力压裂技术是煤层气井增产的重要手段,而由于煤层气储层与常规石油天然气储层存在较大的差异,对煤层压裂裂缝导流能力的研究不能照搬常规石油天然气储层的研究结论,有必要开展煤层水力压裂裂缝导流能力的针对性研究。使用FCES—100裂缝导流仪,用从现场取出的煤块加工而成的煤板进行了裂缝导流能力实验研究。根据实验结果,研究了闭合压力、铺砂浓度、时间和天然裂缝对煤层裂缝导流能力的影响。研究认为:随着闭合压力的增加,煤层裂缝导流能力下降幅度达50%以上;高铺砂浓度下的导流能力明显高于单层铺砂浓度下的导流能力,提高铺砂浓度有利于形成高导流能力的裂缝;随着闭合压力作用时间的增加裂缝导流能力逐渐下降,降幅为20%—35%。煤层天然裂缝对导流能力有着直接的影响,这种影响在闭合压力较高的情况下表现的尤为明显。     

提高均质致密碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力效果研究

均质致密碳酸盐岩储层岩心经酸刻蚀后主要形成均匀刻蚀形态,裂缝主要通过少量凸起点支撑,岩性较软或在储层闭合应力时支撑点容易破碎或嵌入裂缝壁面使得裂缝大部分闭合,无法形成有效的自支撑渗流通道。通过向酸蚀裂缝内加入一定量的支撑剂能有效提高酸蚀裂缝导流能力。深入研究支撑剂粒径、铺砂浓度以及闭合应力等因素对酸蚀裂缝导流能力的改善情况。结果表明:自支撑裂缝随闭合压力增大下降迅速,在34.5 MPa时的导流能力已不足初始闭合压力下的2%,难以在储层闭合压力下有效保持,达不到长期增产的目的。增加额外支撑点的酸蚀裂缝,其导流能力在储层闭合压力下是自支撑裂缝导流能力的3~7倍。大粒径支撑剂能提供更高的裂缝导流能力,在酸压允许的情况下尽量选用大粒径支撑剂。现场对PG4井进行了加砂酸压改造技术,获得了6.314×104m3/d的产量,证实了均质致密碳酸盐岩储层酸压改造中提供额外裂缝支撑剂的必要性。     

酸蚀裂缝导流能力实验结果新应用

根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置开展了冻胶酸裂缝导流能力的测试,计算溶蚀速率来推导酸岩反应速率,并根据酸蚀前后导流能力计算残酸浓度,比传统的残酸浓度更精确,应用反应速率与残酸浓度值计算酸液有效作用距离。实验结果表明冻胶酸残酸浓度随着闭合应力的增大而增大,闭合应力越大越早失去效果,鲜酸浓度越高,残酸浓度越高。此法既能更精确预测酸液有效作用距离又能评价酸蚀导流能力,是一种经济适用的酸蚀效果评价方法。     

酸岩反应有效作用距离确定新方法探讨

根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置开展了冻胶酸裂缝导流能力的测试,计算溶蚀速率来推导酸岩反应速率,并根据酸蚀前后导流能力计算残酸浓度,比传统的残酸浓度更精确,应用反应速率与残酸浓度值计算酸液有效作用距离。实验结果表明冻胶酸残酸浓度随着闭合应力的增大而增大,闭合应力越大越早失去效果,鲜酸浓度越高,残酸浓度越高。此法既能更精确预测酸液有效作用距离又能评价酸蚀导流能力,是一种经济适用的酸蚀效果评价方法。     

单层铺砂条件下煤岩裂缝导流能力实验研究

为了深入研究煤岩压裂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪测试了低铺砂浓度尤其是单层铺砂条件下煤岩裂缝导流能力,并考虑了嵌入作用、天然裂缝等因素的影响.实验结果表明:在较低闭合压力下单层铺砂能够支持煤岩裂缝,获得理想的导流能力;不同煤岩由于力学性质的不同,单层铺砂导流能力存在较为明显的差异,在高闭合压力下支撑剂嵌入对质软的煤岩裂缝导流能力伤害严重;时间和实验煤岩板上存在的天然裂缝对单层铺砂煤岩裂缝导流能力存在影响.     

基于灰色关联法的裂缝导流能力影响因素分析

通过室内裂缝导流能力实验,评价压裂液残渣、纤维质量分数、支撑剂嵌入以及铺砂浓度对裂缝导流能力的影响,并采用正交试验和灰色关联分析法研究各参数对导流能力的影响程度。结果表明:铺砂浓度从6 kg/m2依次增加到8 kg/m2、10 kg/m2时裂缝导流能力增幅分别为50%、25%;压裂液残渣对裂缝导流能力的伤害率在30%以上,而且胍胶质量分数每增加0.1%导流能力下降20%;对于实验所用岩心,支撑剂嵌入使导流能力下降了8.8%;纤维的加入会降低导流能力,质量分数每增加0.1%导流能力大致降低3%;各参数对导流能力影响程度由大到小依次为铺砂浓度、胍胶质量分数、纤维质量分数、闭合压力。     

吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律

为研究吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,采用钢板、岩板和粒径相同的陶粒和钢砂,开展不同闭合压力裂缝导流能力实验。结果表明：随着闭合压力增加,裂缝导流能力逐渐降低,可分为三个阶段。第一阶段,闭合压力小于20MPa支撑剂被压实;第二阶段,20~60MPa支撑剂随着闭合压力增加嵌入岩板深度增加;第三阶段30~60MPa支撑剂随着闭合压力增加破碎率逐渐增大。裂缝导流能力降低的因素主要有三种,支撑剂被压实、嵌入岩板和破碎,影响程度：压实＞嵌入＞破碎,大小分别为72.03%、14.28%、8.64%。     

单层铺砂条件下支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验研究

在支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验中,主要研究了裂缝闭合应力对支撑剂嵌入深度的影响和支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力的影响。研究发现,支撑剂嵌入深度随着闭合压力的增大而增大,但并不遵循线性关系,当闭合压力大于25 MPa时,嵌入深度与闭合压力呈直线关系。单层铺砂浓度下,裂缝导流能力随嵌入深度的变化非常明显,趋近于线性变化,对压力较为敏感。文中还建立了支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响的定量计算模型,可以用来预测支撑裂缝的导流能力,对现场压裂有一定的指导意义。     

深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

利用常规酸液体系对深层碳酸盐岩储层进行酸压改造时面临着酸蚀缝长短、导流能力递减快等问题。为实现这类储层的高效改造,对有机酸、胶凝酸等不同的酸液体系获得的有效作用距离及长期导流能力进行实验研究。对比不同酸液体系的酸岩反应动力学方程,可知相较于胶凝酸,有机酸有效作用距离能提高10倍以上,但有机酸在低闭合应力(10 MPa)和高闭合应力(60 MPa)下长期导流能力均低于胶凝酸液体系。为在实现酸蚀裂缝长有效缝长及高导流能力,提出了"有机酸+胶凝酸"注入方式,先用有机酸进行远端刻蚀,再用胶凝酸提高近井导流能力。并对典型井优化,得到施工排量8～10 m~3/min,施工液量850～950 m~3,施工段塞在2～3段能取得较好的酸压施工效果。     

支撑裂缝导流能力新型实验研究

借鉴API标准导流实验原理及流程,设计了一套裂缝导流能力测试系统。导流室采用圆柱形腔室,可以最大限度的利用钻井岩心,提高了导流能力测试实验的经济性和实用性。在相同实验条件下,分别采用圆柱形导流室和API标准导流室进行了对比研究,两者所得裂缝导流能力变化趋势基本相同。用本测试系统研究了闭合压力、铺砂浓度、支撑剂嵌入等因素对导流能力的影响规律。结果表明,支撑裂缝导流能力随闭合压力的增大而减小,随铺砂浓度的增大而增大,且存在一个最佳值,随支撑剂嵌入程度增大而减小。     

盐间非砂岩地层支撑裂缝长期导流能力实验研究

盐间非砂岩地层是强度较低、塑性变形量大、流变性强的储层,如果支撑剂选择不当,支撑剂嵌入将很严重,支撑裂缝的长期导流能力将损失巨大.运用FCES-100裂缝导流仪,模拟盐间非砂岩地层的温度与闭合应力条件,采用3种支撑剂、2种铺砂浓度,进行了盐间非砂岩地层岩石的支撑裂缝长期导流能力实验.发现:盐间非砂岩地层的支撑剂嵌入问题较严重,有必要使用高铺砂浓度、优质以及大粒径的支撑剂,以获得更高的支撑裂缝长期导流能力.根据实验结果回归出了在70℃、20MPa闭合压力情况下,支撑裂缝导流能力随时间变化的关系式,可以用其来预测盐间非砂岩地层中支撑裂缝导流能力的衰减趋势,对现场压裂有一定指导意义.     

Seepage properties of a single rock fracture subjected to triaxial stresses

Coupled properties of seepage and stress fields of rock fractures greatly influence the safety of geotechnical engineering work. Based on the closing deformation principle of a single rock fracture, equations describing relationships of aperture and triaxial stresses are developed, and coupled models of seepage and triaxial stresses are proposed. Seepage tests are conducted under triaxial stress conditions by adopting hard granite specimens with an artificial fracture. The results show that the normal stress, lateral stress and seepage pressure significantly affect the flow behavior of rock fractures, and that hydraulic conductivity decreases with increasing normal stress, but increases with rising lateral stress or seepage pressure. In addition, an exponential function provides a good representation of the seepage characteristics of a single rock fracture subjected to triaxial stresses.     

Seepage properties of a single rock fracture subjected to triaxial stresses

Coupled properties of seepage and stress fields of rock fractures greatly influence the safety of geotechnical engineering work. Based on the closing deformation principle of a single rock fracture, equations describing relationships of aperture and triaxial stresses are developed, and coupled models of seepage and triaxial stresses are proposed. Seepage tests are conducted under triaxial stress conditions by adopting hard granite specimens with an artificial fracture. The results show that the normal stress, lateral stress and seepage pressure significantly affect the flow behavior of rock fractures, and that hydraulic conductivity decreases with increasing normal stress, but increases with rising lateral stress or seepage pressure. In addition, an exponential function provides a good representation of the seepage characteristics of a single rock fracture subjected to triaxial stresses.