不同类型储层支撑裂缝长期导流能力实验研究

在油气田压裂作业过程中,对于不同类型岩性储层,支撑剂的嵌入和破碎程度不同,不同程度的嵌入和破碎都会导致裂缝缝宽变窄、导流通道堵塞,使裂缝导流能力降低。为分析不同岩性储层长期导流能力变化趋势以及嵌入和破碎的影响机制,采用FCS-842裂缝导流能力测试系统在模拟地层条件下分别测试了钢板、页岩岩板、中、细砂岩岩板的长期导流能力;并对实验后的各类型岩板和支撑剂进行了微观观察。实验结果表明:各种岩性岩板的导流能力虽大小不同但变化趋势相似,前10 h下降较快,后期趋于稳定略有下降;支撑剂嵌入程度与各岩性岩板的力学性质相关,嵌入程度随闭合压力增加而增加,在低压下嵌入速度较慢;支撑剂和岩板破碎产生的碎屑运移堵塞导流通道会使实验后期导流能力缓慢下降。     

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.     

页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究

为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试。实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35%~40%,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近。     

压裂用陶粒支撑剂短期导流能力试验研究

压裂裂缝的导流能力试验研究对低渗油田的开发具有重要作用,在文中就压裂用陶粒支撑剂进行了两种铺砂浓度（５．０ｋｇ／ｍ＾２、１０．０ｋｍ／ｍ＾２）在１０－１００Ｍｐａ下的短期导流能力试验,并分析了影响导流能力的因素,提出了提高裂缝导流能力的方法,该试验研究结果将对低渗油田的压裂优化设计提供有益的帮助。     

通道压裂裂缝导流能力影响因素研究

为了研究高速通道压裂裂缝内的支撑规律及裂缝导流能力,利用FCES-100导流仪对砂岩岩板进行室内导流能力测试。对比通道压裂铺砂与连续铺砂裂缝导游能力的差异,分析了纤维浓度、铺砂方式和支撑剂类型对通道压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明:低闭合压力下,通道压裂裂缝比连续铺砂裂缝导流能力大,随着闭合压力增加,通道压裂裂缝导流能力下降速度更快;纤维缠绕支撑剂形成网状结构,增加支撑剂团的稳定性,压裂液中最佳纤维质量分数为0.5%;支撑剂团的面积变化系数越大,通道压裂裂缝导流能力越低;支撑剂团块总面积大有利于增大通道压裂裂缝承压能力,但总面积过大裂缝导流能力反而会降低;对比通道压裂中3种支撑剂,覆膜砂的效果最好,其次是陶粒,石英砂效果最差。     

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。     

压裂用陶粒支撑剂短期导流能力试验研究

压裂裂缝的导流能力试验研究对低渗油田的开发具有重要作用 .在文中就压裂用陶粒支撑剂进行了两种铺砂浓度 (5.0 kg/m2 、1 0 .0 kg/m2 )在 1 0～ 1 0 0 MPa下的短期导流能力试验 ,并分析了影响导流能力的因素 ,提出了提高裂缝导流能力的方法 .该试验研究结果将对低渗油田的压裂优化设计提供有益的帮助     

川南深层页岩气藏支撑与自支撑裂缝导流能力对比

为研究页岩储层压裂后所形成裂缝的导流能力变化规律,对两种类型(剪切自支撑型、单层支撑型)页岩压裂裂缝导流能力进行测试,并对比分析了二者差异,结果表明:①研究区储层裂缝滑移量在4 mm以内,随着滑移量的增大,自支撑裂缝的导流能力逐渐增大;②自支撑裂缝与单层支撑裂缝导流能力数值上在同一个数量级,高闭合应力下,自支撑裂缝仍可为产能做出一定贡献;③剪切自支撑、单层支撑型裂缝导流能力和压力的关系均与Walsh理论存在着一定的偏差,该偏差反映了自支撑点破碎、支撑剂嵌入和破碎等的影响,且剪切自支撑的变化相对较小。研究结果对于页岩气压裂工艺优选、参数优化以及页岩气产能的预测方面具有一定理论指导意义。     

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。     

页岩压裂剪切裂缝形成条件及其导流能力研究

页岩气藏清水压裂形成的缝网中存在大量非支撑剂充填裂缝,粗糙裂缝面的剪切错位是其主要的导流机理。理论分析了剪切裂缝形成条件及裂缝错位程度,并通过实验研究了缝面错位程度和粗糙度对导流能力的影响。理论分析表明,水力裂缝诱导天然裂缝发生剪切滑移的条件是裂缝内净压力超过地层水平主应力差。高应力差、低杨氏模量和低泊松比地层中的天然裂缝易形成较大的错位程度。在压剪闭合状态下形成最大错位的有利天然裂缝角度是arccotKf/2。实验结果表明,页岩裂缝发生滑移错位,导流能力可提高2个数量级以上;但错位程度的影响存在随机性。粗糙度较大的裂缝更易形成高导流能力,但没有绝对的相关性,粗糙度对剪切裂缝导流能力仅在低闭合应力条件下影响显著。软页岩缝面凸起易破碎,粗糙度相近情况下软页岩错位裂缝的导流能力可比硬页岩的低一个数量级以上。     

考虑非达西和气水相渗的页岩气支撑裂缝缝内气相导流能力研究

水平井分段压裂是页岩气有效开采的关键技术之一,压后支撑裂缝成为页岩气渗流的重要通道。页岩气压后产量大,并伴有压裂返排液或地层水的产出,缝内呈现非达西气水两相渗流状态。本文通过修正支撑裂缝导流能力的测试行业标准,建立了气测非达西渗流支撑裂缝导流能力计算模型,通过实验数据证实了考虑非达西效应后导流能力下降幅度约为50%;同时本文基于支撑裂缝气水两相渗流相渗计算公式预测了不同含水饱和度和束缚水饱和度下气相导流能力均呈现不同程度的下降趋势;研究认为页岩气压裂施工设计时不宜采用传统行业标准进行优化,应确定支撑裂缝导流能力的真实值。     

涪陵页岩气储层含气性测井评价

针对涪陵页岩气泥质含量高、电阻率测井响应识别气层存在偏差的问题,开展了含气性测井定量表征方法及应用研究。涪陵地区页岩储层的黏土矿物主要为伊利石、伊蒙混层和绿泥石;随深度增加,黏土矿物含量减少,但伊蒙混层占的比重增大。利用有机碳-密度测井曲线交会法、有机碳-铀测井曲线交会法以及声波-电阻率曲线法等三种方法计算TOC含量;对比岩心实验结果,密度曲线拟合的相关系数最高。利用测井曲线计算得到的含气饱和度、流体压缩系数、岩石弹性模量、游离气量、吸附气量等参数可以实现对储层含气量的定量表征。涪陵地区页岩气纵向、横向含气量测井评价实践表明,龙马溪组下部——五峰组页岩气储层自下而上可划分为中、高两个含气段,且该区页岩气储层横向含气量稳定,具备应用水平井开采技术等增加单井产量的地质条件。     

页岩气新型“井工厂”开发技术研究现状及发展趋势

新型"井工厂"开发技术的运用使北美页岩气藏勘探开发获得巨大成功,拓宽了天然气勘探开发空间。它能降低工程成本、提高资源与设备利用率、缩短建井周期、大幅度提高作业效率。基于国内外文献调研及实地考察,介绍了"井工厂"技术的研究现状,详细阐述了该技术的概念及特点,总结了页岩气"井工厂"开发关键技术,分析了国内外"井工厂"技术应用中存在的问题,重点对国内"井工厂"实际应用情况做对比分析。并指出,我国目前处于探索试验阶段,钻井、完井及压裂技术等还不能完全满足"井工厂"作业要求,尚未形成一套成熟的"井工厂"模式。因此,建议树立全过程"降本增效"理念,借鉴吸收苏里格模式及海洋平台丛式钻井理念,制定页岩气"井工厂"作业的健康安全准则与环境污染评估体系,大力研究与发展"井工厂"配套智能化设备及技术,以期对页岩气及其他非常规油气资源的勘探开发具有借鉴意义和指导作用。     

疏水支撑剂两相导流能力实验研究

室内支撑剂导流能力测试能定性认识支撑剂导流能力,对现场压裂支撑剂优选具有重要的指导意义。目前,支撑剂导流能力评价多依据单相(水相或油相)导流能力测试结果,评价结果对现场指导性有着一定的局限。运用FCES-1裂缝导流仪对三种疏水支撑剂的水相、油相及两相导流能力进行了实验研究。首先通过对比疏水支撑剂与普通陶粒的单相导流实验结果,对各疏水支撑剂的疏水性能进行分析评价。随后,配置具有现场类比性的模拟乳化液对不同铺砂浓度条件(5 kg/m2、10kg/m2)的疏水支撑剂两相导流能力进行测试分析。实验结果表明,随着闭合压力的增加,各支撑剂导流能力均逐步降低;随铺砂浓度的增加而略有增加。同时,疏水支撑剂的油相导流能力大于水相导流能力,并且由于乳化液的堵塞作用,单相导流能力均大于两相导流能力。     

页岩气地质特征研究综述

本文总结了影响页岩气勘探和开发的"质"和"量"的2T3S2M1P模式;主要包括地质年代(Time)、构造背景(Tectonic setting)、盆地沉降(Subsidence)和沉积(Sedimentation)、应力条件(Stress condition)、有机质(Material)、热成熟度(Maturity)及保存条件(Preserve condition)8个方面。可根据不同的勘探程度,对页岩的物质基础、地球化学及储层特征进行不同程度的相关研究及评价。     

高含硫碳酸盐岩气藏酸压液体体系研究

针对酸压液体一系列技术难点进行了胶凝剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂和助排剂等的优选,通过室内实验对液体体系复配和性能评价研究,开发出一套适用于普光气田深层、高温、孔隙-裂缝性储层酸压改造的耐温抗硫、低伤害、低摩阻的酸压体系,满足普光气田储层特点及酸压配液、大排量施工的工艺要求,具有良好的储层改造效果。该体系成功应用于普光气田303-3等22口井,增产纯天然气3.5×108m3,取得了显著的经济效益。     

美国Appalachian盆地Marcellus页岩气藏开发模式综述

随水平井钻井和分段压裂技术的进步,北美页岩气成功迈入商业化开发阶段,且大型页岩气藏不断涌现,其中以Appalachian盆地的Marcellus页岩气藏最为引人注目。在深入广泛调研国外相关文献的基础上,从地质特征、储层特征、钻井工程、水力压裂、气井生产动态等方面综述了Marcellus页岩气藏的开发模式;并对该气藏的技术进步和开发前景进行了总结。研究结果表明:Marcellus页岩气藏资源量及可采储量巨大,储层物性较好,核心区地层轻微超压、地层主要发育东北和西北走向两组天然裂缝;水平井组是目前主要布井方式,主要采用三段井身结构,水平井段长600~1 800 m;气藏开发初期井距为0.77~1.54口/km2,后期井网加密后井距可达3.09~6.18口/km2;水平井分段压裂段数为4~8段,压裂措施用水量超过18 000 m3,支撑剂用量113~340 t,泵入速度4.77~15.90 m3/min;水平井初期产气量在(4.0~25.0)×104m3/d,单井最终可采储量(0.17~1.13)×108m3。除水平井钻井和分段压裂技术外,其它多项技术也得以发展和进步。Marcellus页岩气藏开发模式综述可为国内页岩气藏的开发提供参考。     

考虑微裂缝的页岩气藏三重介质不稳定产量递减研究

据观测,用传统模型得到的页岩气生产数据要远低于现场数据。而为了达到拟合的目的,要人为修改缺乏物理依据支撑的储层参数。为了达到提高裂缝性页岩气藏产能模拟能力的目的,需要对页岩气的流动规律及产能进行研究。通过结合页岩气藏特征扩展双重介质模型的非稳态方程,在双重介质模型的基础上加入微裂缝作为沟通基质与人工裂缝网络的通道,并利用Langmuir等温吸附方程描述页岩气的吸附现象,建立了一个新的三重介质模型。分析了窜流系数、Langmuir体积和Langmuir压力对页岩气井不稳定产量的影响,对比了新模型与传统双重介质模型所预测的产量。     

应力敏感页岩气藏水力压裂直井试井分析

应力敏感效应普遍存在于天然裂缝发育的页岩气藏中。本文根据页岩气渗流理论及吸附气解吸特征,引入Langmuir等温吸附公式和渗透率模数,建立了应力敏感双孔单渗页岩气藏水力压裂直井的不稳定渗流数学模型。并用变换式和摄动技术线性化处理非线性偏微分方程,同时应用Lord Kelvin点源基本解、Poisson求和公式、修正Bessel函数积分等方法求解出应力敏感页岩气藏水力压裂直井在Laplace空间中的无因次井底压力响应函数。通过Duhamel叠加定理和Stehfest数值反演算法得到实空间的数值解,并绘制无因次压力和压力导数双对数变化曲线,进一步分析渗流特征及Langmuir体积、Langmuir压力、无因次渗透率模数、储容比、窜流系数等对无因次压力和压力导数动态特征的影响。     

页岩气深度富集带理论研究及应用

页岩气是一种自生自储的非常规天然气资源。研究表明：页岩含气量分布特征主要受页岩储层埋深、储层构造形态、有机碳含量以及储层物性等因素的影响。页岩气是吸附气、游离气和溶解气三种赋存状态的动态平衡。通过页岩气的勘探与开发实践,我们获得重要的理论认识：页岩含气量与地层埋深是一种抛物线关系模型,即页岩深度富集带L-W模型。页岩气勘探开发实践表明,向斜为页岩气富集的主要构造控制因素。因此,在我国总体构造运动比较强烈的地质背景条件下,寻找构造运动比较弱的部位,比如地层产状比较平缓的向斜地区,确定有利勘探方向的页岩气目标区域。