煤层气缝网压裂技术研究

为解决煤层气活性水改造效果差的难题,基于煤层发育被方解石充填的天然裂缝网络、压裂液滤失量大的特性,提出了新的缝网压裂思路,研制与煤层相适应的复合压裂液体系。潜在酸压裂液酸蚀充填矿物,使裂缝恢复畅通,形成相连通的复杂裂缝网络;清洁压裂液携砂,支撑压开的裂缝。探讨了该思路的可行性和优势,以及与页岩气、砂岩气缝网压裂的区别。分析了沁水盆地南部3号煤和15号煤地质特征,研制了相应的潜在酸压裂液和清洁压裂液,形成"潜在酸酸蚀裂缝充填矿物,清洁压裂液携砂"的缝网压裂技术。与常规活性水压裂对比表明,3号和15号煤层缝网压裂产量高,见气普遍更早。3号煤压裂支撑剂用量更少,15号煤煤层气开发取得历史突破。实践表明煤层气缝网压裂具有可行性。     

田菁胶残渣及其对压裂井产能的影响

油层水力压裂施工中常用的水基冻胶压裂液在破胶后一般都有一定量的残渣.这种残渣一方面可堵塞地层和支撑裂缝孔隙,另一方面可形成滤饼,降低滤液侵入地层深度,减轻地层伤害.本文用田菁压裂液研究了其残渣含量对不同渗透率人造岩心伤害程度的影响,并在模拟压裂液滤失条件下测定不同残渣含量的压裂液对填砂裂缝的伤害程度.用数值模拟方法研究了地层及裂缝的伤害程度及压裂液侵入地层的深度对压裂井产能的综合影响.结果表明.当综合考虑压裂井地层和裂缝伤害程度预测出的产能.较接近实际产能.并提出了根据地层渗透率选择压裂液残渣含量的参考方法.     

煤层低伤害氮气泡沫压裂液研究

随着煤层气开发规模不断扩大,在煤层压裂增产过程中压裂液滤失量高、地层伤害严重、返排困难且压裂效果差等问题不断凸显。结合煤层气储层物性,研制低伤害氮气泡沫压裂液体系,即0.5%YSJ杀菌剂+1%FP-1复合起泡剂+2%KCl防膨剂+N2。对该氮气泡沫压裂液体系进行滤失试验和分散试验研究。结果表明:该泡沫压裂液体系起泡及稳泡性能良好,耐剪切能力强,携砂能力强;泡沫和气液两相滤饼的封堵作用可以明显降低压裂液的滤失量,并且氮气可以增强压裂液的返排能力;压裂液体系中的表面活性剂可以降低煤粉与水相的界面张力,提高压裂液对煤粉的分散能力;相对于常规压裂液体系,氮气泡沫压裂液体系对煤层气岩心的伤害较小。     

裂缝伤害对套管射孔压裂井产能影响分析

在套管射孔压裂井中,存在影响井生产动态的裂缝伤害:瓶颈裂缝和压裂液滤失形成的滤失带伤害。运用分析方法研究了上述伤害对井产能的影响。分析结果表明两种类型的裂缝伤害都会降低压裂井产能,与滤失带伤害相比,瓶颈裂缝大幅度地降低了井产能,最大降幅达7倍。虽然压裂液滤失对井产能的影响没有瓶颈裂缝那么大,但也降低多一半。在实际施工中,应采用各种措施消除瓶颈裂缝和减小压裂液滤失。     

裂缝伤害对套管射孔压裂井产能影响分析

在套管射孔压裂井中,存在影响井生产动态的裂缝伤害:瓶颈裂缝和压裂液滤失形成的滤失带伤害。运用分析方法研究了上述伤害对井产能的影响。分析结果表明两种类型的裂缝伤害都会降低压裂井产能,与滤失带伤害相比,瓶颈裂缝大幅度地降低了井产能,最大降幅达7倍。虽然压裂液滤失对井产能的影响没有瓶颈裂缝那么大,但也降低多一半。在实际施工中,应采用各种措施消除瓶颈裂缝和减小压裂液滤失。     

水力压裂的几个新进展

综述了水力压裂机理的最新研究成果和缝端脱砂压裂的原理及其应用．压裂机理是水力压裂的重要组成部分,包括裂缝起裂和裂缝延伸机制．不同注入排量和不同完井方式下直井、斜井和水平井的裂缝起裂机制不尽相同,取决于时间效应,规模效应和应力状态,而流体滞后,端部膨胀,过程区和连续伤害机理则从不同方面考虑了裂缝延伸的一些重要影响因素．八十年代提出的缝端脱砂压裂则拓宽了常规水力压裂的应用范围．在介绍缝端脱砂压裂原理和设计方法的基础上,说明了缝端脱砂压裂在解堵、增产和油藏管理上的应用,重点阐述了缝端脱砂压裂和砾石充填相结合,用于高渗透或疏松地层的防砂．     

水平井压裂楔形缝内支撑剂输运特征数值模拟

为使研究结果更符合真实储层中支撑剂运移铺置情况,考虑水平井压裂注入特征和压裂裂缝实际形态特征,突破矩形窄缝数值模型的限制,基于计算流体力学方法建立了工程尺度单孔眼楔形裂缝模型。利用支撑剂输运数值模拟分析了支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、施工排量和砂比对支撑剂在楔形裂缝中沉降运移的影响。根据数值模拟结果,以在楔形缝内形成具有充分高度和长度且不会带来砂堵风险的砂堤为目标,建议现场压裂施工排量在2.5 m³/min以上,携砂液黏度小于20 mPa·s,砂比控制在10%～20%,并采用粒径为70/140目的支撑剂进行支撑剂充填作业。与常规矩形长板裂缝模型的支撑剂输运模拟结果相比,楔形裂缝模拟中砂堤形态存在明显差异,为现场压裂施工参数提供新的参考。     

煤层气井真三轴压裂实验

 为进一步认识煤层气井压裂裂缝起裂和扩展机制,利用真三轴大尺寸水力压裂实验系统,采用取自矿区原煤煤块制作的试样,通过真三轴压裂实验,研究了不同围压组合条件下煤层压裂裂缝的起裂和扩展特征.研究表明:地应力状态和煤层中发育的天然裂隙对压裂裂缝的起裂和扩展有着直接影响.小规模天然裂隙的存在使得裂缝扩展压力出现频繁小幅波动,压裂裂缝在扩展过程中多见路径转向,压裂过程中煤层天然裂隙的大量开启造成压裂液大量滤失直接损耗压裂时的水力载荷,不利于压裂形成高导流能力的水力裂缝.当三向主应力差较小时,煤层压裂产生的裂缝宏观形态更为复杂,可能会同时产生垂直缝和水平缝.     

纳米复合纤维基表面活性剂压裂液性能评价

黏弹性表面活性剂(VES)压裂液因为具有低伤害的特性,在煤层压裂中得到广泛应用。针对煤层割理裂隙发育、对表面活性剂吸附量大的特点,在阴离子表面活性剂压裂液中引入功能性纳米复合纤维,形成纳米复合纤维基表面活性剂压裂液体系。通过实验确定纤维的最佳质量分数为0.4%～0.7%,最佳长度为6～12 mm。对压裂液体系开展了室内评价,结果显示此压裂液体系在预防支撑剂回流、缓解煤粉聚集、降低滤失、增强携砂性能、降低摩阻等方面效果显著,且对支撑剂层的导流能力伤害较小。此体系对于中国煤层气开发具有一定参考价值。     

考虑动态滤失系数的压裂井裂缝闭合及返排优化

依据渗流力学理论,借助岩心滤失试验,引入动态滤失系数,建立致密气井压裂后强制裂缝闭合理论模型和动态滤失系数模型,对加砂压裂及压后关井过程中的压裂液滤失量、滤液侵入机制、近缝地层压力剖面进行动态分析。结果表明:动态滤失系数模型可更好地描述压裂液滤失的动态过程,前期滤失速率大,后期滤失速率变小并趋于定值;压裂液滤失由缝口至缝端逐渐降低,侵入伤害带主要集中在缝口处,侵入深度与储层的物性参数、压裂液流体参数及施工规模有关;气井中压降主要集中在原状地层区,返排的主要能量来源于压裂及关井过程中地层气体压缩产生的附加能量。     

大佛寺井田煤层气井压裂参数优化方案

为有效优化彬长矿区大佛寺井田煤层气井压裂施工工艺,对井田内24口煤层气直井产气情况和压裂施工参数进行统计分析,研究了煤层气直井压裂施工对其产能的影响,并将产能效果较好的气井压裂施工参数进行了分析对比。研究发现,在煤储层地质因素一致的情况下,影响压裂效果的主要工程参数有施工排量、压裂液用量、加砂强度以及砂比等。大佛寺井田煤层气直井采用活性水压裂液,支撑剂为石英砂,压裂施工排量为5. 4～8. 5 m~3/min,压裂液用量616. 00～1 193. 25 m3,加砂强度为3. 26～13. 00 m~3/m,砂比为6. 9%～17. 1%.结合气井历史排采资料和相关地质资料,以日均产气量和稳定日产量1 000 m~3为压裂效果产能下限,得到适合大佛寺井田煤层气直井的压裂参数优化配置,建议压裂工艺优化方案设计如下:施工排量建议为8～10 m~3/min;细砂段塞1～2个;压裂液用量建议为950～1 100 m~3(前置液占25%～40%);加砂强度建议为5～7 m~3/m(煤厚 12 m)或8～9 m~3/m(煤厚12 m);砂比建议为10%～11%;支撑剂中中砂/粗砂比值建议为2～3.该方案可为井田后期煤层气井的压裂施工提供一定的工程依据。     

基于Cross本构方程的裂缝内清洁压裂液支撑剂铺置行为数值模拟

支撑剂在裂缝中的铺置行为直接决定着压裂增产效果。以提高支撑剂在裂缝中的携砂能力为目的,采用流变仪研究了黏弹性表面活性剂清洁压裂液的流变特性,运用Cross非牛顿流体本构方程拟合得到了清洁压裂液的流变参数,基于Eular-granular颗粒动力学方法研究了支撑剂在清洁压裂液中的运移特性。模拟结果表明,Eular-granular颗粒动力学方法模拟结果与室内实验吻合较好,能够描述裂缝内砂堤铺置行为。对清洁压裂液而言,零剪切黏度越高,剪切稀化性越低,结构松弛时间越小,其携砂性能越好;采用低密度、小粒径的支撑剂可以有效降低缝内砂堤平衡高度,延长支撑剂的铺置距离,减少裂缝内近井段支撑剂的堆积,防止返排时产生回流。     

浅析煤储层压裂缝滤失系数的计算

以煤储层压裂改造基本理论为基础,对石油系统相关压裂参数的计算模型进行修正,建立起适合本地区储层的水力压裂计算模型。通过分析沁水盆地南部煤层气井压裂工艺、压裂工艺参数及煤储层力学特征,建立了压裂液滤失系数计算的数学模型,并编制了相关计算程序。应用建立的数学模型,带入沁水盆地樊庄、郑庄区块压裂井的压裂施工参数,进行了压裂缝滤失系数等计算,结合压裂施工工艺与气、水产能进行施工适用性评价,优化压裂工艺参数。     

水力压裂近井区裂缝转向扩展机理

针对水力压裂条件下煤层气井初始压裂缝转向问题,首先基于断裂力学原理与最大周向应力准则,分析了储层原始地应力场和压裂液渗透场时空演化规律,建立了裂缝转向起始模型,并考虑转向裂缝面复杂的应力边界条件,利用位移不连续法建立了裂缝转向扩展模型;其次着重考虑了射孔角度、地应力差及施工排量对压裂缝转向扩展的影响,结合焦作恩村矿区现场施工参数,分别计算了裂缝起偏角度和偏转距离。计算结果表明：水力压裂条件下,射孔角度与地应力差对近井区压裂缝转向影响较大,而压裂液排量则影响较小;当射孔角度或地应力差较小,压裂缝偏转距 离较大,形成的压裂缝曲率也较小;反之亦然。最后运用XFEM软件模拟裂缝转向扩展机制,经与计算结果对比,发现二者较为吻合,从而验证了理论模型的正确性,研究成果可为定向射孔水力压裂现场控制提供理论指导。     

导流能力不均匀的部分压开垂直裂缝试井分析方法

考虑水力压裂不能完全压开厚层,压裂后支撑剂无法到达裂缝尖端,缝内导流能力分布不均匀,采用两段导流系数定量表征裂缝内不均匀的导流能力,建立了导流能力不均匀的部分压开垂直裂缝试井模型。运用Laplace变换求解渗流方程,获得考虑井筒储集效应与表皮效应的井底压力解,绘制典型曲线图版,模型参数敏感性分析表明:裂缝内不均匀分布的导流系数会影响井底压力响应特征,差异程度取决于裂缝两端导流系数比。压力与压力导数在双对数曲线上会出现斜率介于0.25～0.5的特征直线段。用本文提出的模型对新疆油田某油井试井解释表明实际储层厚度大于压裂厚度,为进一步改善压裂效果和提高解释精度提供了依据。     

纤维暂堵人工裂缝附加压差影响因素分析

 地层温度条件下自动可降解纤维能有效暂堵已形成的人工裂缝或天然裂缝,大幅提高缝内净压力,从而迫使人工裂缝发生转向,从其他方向启裂与扩展,增加油气藏改造体积。此时纤维在裂缝内形成滤饼填充带,形成一附加压差。理解纤维暂堵人工裂缝附加压差的影响因素,是优化纤维暂堵转向压裂设计关键参数的基础。由于缝内纤维滤饼引起附加压差影响因素众多,纤维转向压裂关键参数优化难度较大,本研究以纤维暂堵人工裂缝的物理模型为基础,利用经典水力压裂理论,推导并求解纤维滤饼附加压差的数学模型,模拟计算其影响因素的变化规律。模拟结果表明,较低排量、较小裂缝宽度和较高黏度有利于增大附加压差,加强纤维封堵裂缝的效果。结合裂缝延伸准则,得出井底压力增量与附加纤维滤饼长度两者成线性增加关系。     

致密砂岩油藏压裂液伤害实验研究

致密砂岩油藏孔喉半径细小、连通性差,水力压裂过程中由于压裂液滤失、返排不彻底等因素极易造成储层伤害,有必要针对常用压裂液体系对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害进行评价。利用压裂液注入实验和导能能力测试仪测试了滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液的储层基质伤害、滤饼伤害和支撑裂缝导流能力伤害,结合核磁共振技术分析了压裂液滤失的孔径范围,揭示了三种压裂液对储层和支撑裂缝的伤害机理。三种压裂液对储层基质伤害和滤饼伤害与滤失系数有关,滤失系数越大,基质伤害越大,滤饼伤害越小。储层的滤饼伤害要大于基质伤害。针对致密砂岩储层,压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。三种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关,残渣含量越高,对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。闭合压力越高,支撑裂缝导流能力伤害率也越高。对于致密砂岩油藏,减小滤饼形成和残渣的滞留是降低压裂液伤害的主要途径。     

通道压裂支撑剂运移规律试验

基于通道压裂的特点,设计具有粗糙裂缝壁面、不同角度分支缝组合并考虑地层滤失、缝宽可变的大型支撑剂运移模拟装置。利用大型支撑剂运移模拟装置分别对直缝和直缝与分支缝组合两种情况下施工排量、支撑剂粒径、压裂液黏度、纤维比例等因素对支撑剂铺置的影响进行试验研究。结果表明:压裂液黏度显著影响支撑剂团块在裂缝长度方向上的分布;纤维比例的增加能够增加团块的数量,团块中支撑剂的含量和纤维与支撑剂的比例有关;适当增大排量有利于通道之间的相互连通;支撑剂质量浓度对支撑剂团块在裂缝高度方向上的分布影响较大;随着支撑剂粒径的增加其与纤维结合形成团块的能力越差;分支缝通道率明显低于主缝,结合分支缝的分流作用影响,其对试验变量的敏感性要低于主缝;随着分支缝角度的增加,纤维越容易在裂缝入口处滞留堵塞,堵塞分支缝入口。     

裂缝性储层压裂技术的研究与应用

裂缝性储层无需人工裂缝,能否沟通更多的储层区域和天然裂缝是保证油井压后产量和效率的关键。同时,还应有效控制压裂液向天然裂缝的滤失,以保障裂缝性储层水力压裂处在最适宜的水平。该文主要介绍了支撑剂优选,压裂液优化,施工工艺优化等这几方面的问题,通过对此三项问题的研究,并以辽河油田为例,结合现场施工实践,优化了施工参数,实现了较理想的效果,对裂缝性储层压裂工艺技术进行了详细分析。     

彭页HF–1井页岩气藏大型压裂工艺技术

页岩气储层具有孔隙度小、渗透率低、微裂缝发育的特点,需要进行压裂才能获得理想产能。彭页HF–1井是中国石化部署在重庆境内的一口重要的预探井,根据对该井的储层特征进行分析,确定了该井储层改造的压裂模式。在此基础上,确定了该井的压裂工艺。然后通过实验,优选了压裂液和支撑剂。彭页HF–1井根据压裂设计进行施工,整个施工共分12段进行,共加入压裂液16211.6m3,石英砂1332.7t。压后通过测试,取得了20000m3/d的高产。该井压裂施工获得成功,产能测试获得突破,证实了页岩储层的含气性能,该套页岩气压裂工艺适合该区块储层,同时也对其他区块的页岩气压裂施工也具有较好的借鉴意义。