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。     

裂缝型储层酸压暂堵材料实验研究

在裂缝型碳酸盐岩储层酸压中酸液滤失严重,导致酸蚀缝长较短,不能沟通远端储集体,以致达不到压后配产要求。控制酸液滤失是裂缝型储层酸压成功的一个关键因素,于是提出了在前置液、酸液中加入暂堵剂来实现暂堵降滤的方法。分别对100目粒径粉陶、粉砂、可降解纤维3种常用暂堵剂进行了室内实验评价,降滤失效果都较好。实验结果如下:加入粉陶后,岩心两端的压差能保持3~4 MPa压差约40 min,降滤失效果随着粉陶用量的增加而增加;覆膜粉砂能够维持在10 MPa差压以上约60 min,但是粉砂在高压下会封堵天然裂缝,对生产不利;10 mm纤维能保持2~4 MPa压差约40 min,驱替压差与粉陶较近,2 mm纤维能保持15 MPa压差约40 min,效果仅次于粉砂,纤维现场操作性较差。还对实验条件下的粉陶用量、纤维用量进行了优化,研究结果为裂缝型碳酸盐岩酸压中暂堵剂的选取提供理论依据,具有重要的现实意义。     

大斜度井多簇水力压裂裂缝扩展数值模拟

大斜度井多簇水力压裂技术是开发低渗透油气田的有效手段，但压裂过程中出现的裂缝转向、应力干扰问题使得裂缝扩展形态十分复杂。本文基于全局粘聚区模型建立大斜度井3条裂缝同时扩展的有限元数值模拟，对不同井斜角、原位应力差条件下的裂缝注入点压力、裂缝形态进行研究。研究表明：当井斜角由20°增大至80°时，裂缝起裂逐渐变难，起裂压力增幅达47.38%，且中缝受边缝的干扰程度降低；裂缝形态由初始沿射孔方向延伸逐渐转向至沿垂向应力方向，且当井斜角等于60°时3条裂缝合并成一条主裂缝。当地应力差由0 MPa增大至5 MPa时，3簇裂缝的起裂压力逐渐降低，且中缝受边缝应力干扰程度增加；裂缝形态由沿着3条初始射孔方向延伸不发生明显裂缝转向，到起裂于初始损伤区之后迅速发生裂缝转向。该有限元计算模型可对现场大斜度井多簇水力压裂施工提供一定参考。