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。     

疏松砂岩地层压裂充填支撑剂粒径优选

在疏松软地层中实施压裂充填工艺,出砂和支撑剂的嵌入是造成裂缝失效的主要因素,而两者都与支撑剂的粒径有密切的关系。针对金县油田高渗储层,设计模拟裂缝壁面的嵌入与砂侵和裂缝端部的砂侵试验。在不同压力下,对两种不同粒度组成的模拟地层砂进行测试,获得支撑剂在软地层中的嵌入程度、不同粒径支撑剂及其组合下的出砂量、出砂粒径以及砂侵后的导流能力。结果表明:在软地层中,支撑剂的嵌入程度随支撑剂粒径的增加而增大,随地层砂粒度中值的增大而减小;压裂充填防砂支撑剂粒径应优选为5～9倍的地层砂粒度中值;支撑剂粒径是地层砂粒度中值的6～9倍时,可形成内部砂桥;适合于压裂充填防砂的支撑剂粒径组合方案是粒径为地层砂粒度中值6～9倍的支撑剂与小于6倍的支撑剂体积比为3∶1。     

高温深井压裂裂缝中温度及支撑剂分布的数值计算方法研究

本文改进了井筒温度的现行计算方法,建立了新的数值计算方法和计算程序,使其计算更加实用方便。与现场实测结果的比较表明,计算值与实测值吻合较好。文中还提出了高温深井垂直裂缝压裂设计的数值方法并由此编制了计算程序。对综合考虑裂缝温度、压裂液流变特性、裂缝几何尺寸及支撑剂运移沉降的相互作用和影响进行了尝试,并模拟了地面分段变粘度注液压裂工艺。可以计算不同时刻的裂缝长度、宽度、缝中液体温度分布以及不同时刻缝中支撑剂的悬浮和沉积剖面,能追踪各混合液段中支撑剂浓度随时间的变化,对是否会出现缝中支撑剂堵塞等提供参考预测,有助于寻求较好的压裂设计方案。计算结果符合理论分析。     

页岩水化作用对支撑剂嵌入影响实验研究

页岩压裂改造过程中大量压裂液进入储层后滞留于孔隙或微裂隙中,滞留的流体与页岩发生复杂的物理-化学作用,会改变储层物性和力学性能,加剧压裂裂缝的支撑剂嵌入程度,从而影响压裂裂缝的导流能力。采用页岩自渗吸测试与支撑剂嵌入实验测试,明确了页岩自渗吸量变化特征以及吸水软化对支撑剂嵌入程度的影响。通过实验研究发现：页岩储层的自渗吸量与黏土矿物含量呈正相关,黏土矿物含量越高,单位体积页岩自渗吸量越大。滑溜水中的助排剂和防水锁剂能降低页岩与压裂液的表界面张力与毛细管力,导致页岩自渗吸量降低。页岩弹性模量越小,相同闭合应力条件支撑剂嵌入深度越大。页岩吸水导致弹性模量和强度降低,支撑剂嵌入深度大幅度提升。支撑剂嵌入深度与闭合压力线性相关,吸水后页岩的支撑剂嵌入深度与闭合应力关系的斜率大幅度提升。地应力对支撑剂嵌入的影响作用明显,围压增加,支撑剂嵌入深度大幅度降低,以期为页岩压裂效果评价和压后产能评估提供参考和理论支撑。     

考虑支撑剂变形的压后支撑缝宽预测新模型

支撑剂嵌入裂缝壁面会降低人工裂缝的导流能力,加快产能递减,使前期的压裂增产施工效率降低,甚至无效化。因此,在生产实践中,多采用多层铺置的模式增加裂缝导流能力,降低支撑剂嵌入及变形的负面影响。但是,现有支撑剂嵌入模型大多建立在支撑剂正方形排列单层铺置的基础上,模型太过理想化,对嵌入后导流能力的模拟并不准确。为使模型计算结果更接近实际,充分考虑支撑剂菱形排列多层铺置对压后支撑缝宽的影响,基于弹性力学和Hertz接触理论对支撑剂在原地应力作用下的应变进行分析,建立了压后支撑缝宽变化的数学模型,并结合实验数据与模型计算结果,对闭合压力、粒径、支撑剂铺置层数等参数进行了敏感性分析,认为适当增加支撑剂铺置层数和选用较大粒径支撑剂有利于降低压后缝宽变化幅度;最后分析了不同储层弹性模量下支撑剂变形量与嵌入量的相对大小,给出了根据云图图版优选不同弹性模量支撑剂的方法。该研究对加砂压裂施工中的砂比优化和支撑剂类型优选具有一定指导意义。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟

为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响,开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。裂缝扩展模型考虑应力阴影作用,利用位移不连续方法求解应力与位移不连续量。耦合井筒和裂缝中流体流动,并采用牛顿迭代法求解;考虑页岩气的黏性流、Knudsen扩散和吸附解吸,采用离散裂缝模型对压裂后页岩气的流动进行了求解。模拟结果表明:多簇裂缝同步扩展时裂缝间距越小,两侧裂缝偏离最大水平主地应力方向角度越大,中间裂缝宽度越小;随着水平井压裂段数增加,累积产气量增加,但增加幅度逐步降低;至于压裂段,三簇压裂比两簇压裂累积产气量高;裂缝间距越大时,累积产气量越高。     

水力压裂参数优化的解析方法

提出一种在支撑剂注入量受限的情况下(如海上油田的水力压裂),以无因次生产指数最大化为目标的水力压裂裂缝参数优化的解析方法。建立无因次生产指数、无因次裂缝导流能力和裂缝长度三者之间的解析关系式,用来确定最大无因次生产指数及其所对应的最佳裂缝长度。所提方法计算简单、方便、快捷。实例计算结果表明,在注入支撑剂质量和地层条件一定的情况下,水力压裂所形成的裂缝存在唯一的裂缝长度和宽度组合,使得无因次生产指数具有最大值。     

压裂液对油页岩裂缝扩展影响的数值模拟

压裂液在油页岩水力压裂裂缝扩展过程中扮演着重要的角色,因此获得压裂液对油页岩水力压裂裂缝扩展的影响规律对油页岩水力压裂技术的发展有着巨大的推动作用。文章选取羟丙基胍胶稠化剂配制成了不同含量的压裂液基液,并测量了其粘度。然后,基于XFEM裂缝扩展分析方法和压裂液对油页岩裂缝扩展的影响模型,采用Abaqus数值模拟软件,对吉林省汪清地区的油页岩进行了不同粘度和不同排量压裂液条件下的裂缝扩展仿真模拟。分析模拟结果发现,水力压裂裂缝在油页岩中扩展时,压裂液排量是影响裂缝扩展的主要因素,而压裂液粘度对油页岩裂缝扩展的影响很小;随着压裂液排量的增加,裂缝的长度和宽度迅速增大,其扩展速率亦随排量增加而增大;到水力压裂后期,裂缝长度和宽度逐渐趋于常值,即压裂液对裂缝扩展的影响逐渐变小。     

考虑支撑剂嵌入和地层砂运移的支撑剂指数法

南海东部主要为疏松砂岩储层,含蜡量大,出砂严重,常采用压裂充填技术作为增产防砂一体化措施。支撑剂嵌入以及地层砂运移会对裂缝导流能力产生较大的影响,但现有裂缝设计方法没有考虑这些影响。针对这一问题,本研究提出一种考虑支撑剂嵌入和地层砂运移的支撑剂指数法,通过数值迭代求解,对裂缝几何参数进行优化设计。通过南海东部某口井实例计算发现,设定支撑剂体积为20-30m3,传统支撑剂指数法优化的裂缝宽度为2.2-2.7cm,裂缝长度为18.0-22.0m;考虑微粒运移和支撑剂嵌入时,新方法优化的裂缝宽度为3. 5-4.2cm,优化的裂缝长度为11.6-14.2m。地层砂运移和支撑剂嵌入程度越深,优化的裂缝长度有所下降,优化的裂缝宽度有所增加。新方法考虑地层砂运移、支撑剂嵌入的影响,对储层的压裂充填工艺参数设计具有一定的指导意义。     

多因素作用下单裂缝铺砂规律CFD数值模拟

为研究压裂过程单裂缝中入口速度(排量)、粒径等因素对支撑剂铺置运移影响规律,运用CFD数值模拟软件,建立简化二维模型,鉴于以往模型出口设置引起支撑剂回流铺置,设计模型出口为全开出口。模拟结果表明:随着排量的增大,支撑剂主要沉降区向裂缝深处移动,同时,入口处湍流效应增加,近井筒区域支撑剂空缺带变大,降低支撑剂铺置效果;增加砂比到一定值,其对砂堤形态的影响逐渐减小;高排量、高砂比时,在一段时间内,砂堤高度先逐渐增高再降低达到平衡高度,砂堤形态非均匀性先增大再减小。     

新型通道压裂支撑剂铺置试验

为了解决常规高速通道压裂技术存在的加砂及泵注程序复杂、纤维要求高等问题,提出支撑剂在裂缝中实现不连续充填的新方法,应用可视化裂缝模拟装置开展新型支撑剂铺置的室内试验,同时运用标准API裂缝导流能力测试仪分析新型铺置方式下的裂缝导流能力。结果表明:新型支撑剂铺置方式可实现不连续充填,且形成的充填层导流能力在低压(5 MPa)及高压(60 MPa)下均有优于常规支撑剂连续铺置时的表现;一定范围内增大溶解性支撑剂比例和粒径可以形成更高的通道率;影响新型不连续充填层导流能力的因素主要有通道收缩、支撑剂间的压实和支撑剂破碎,当闭合压力较低时,通道的收缩及支撑剂间的压实起主导作用,当闭合压力较高时,支撑剂破碎起主导作用。     

支撑剂铺置模式及其对水力裂缝导流能力的影响规律

为确定支撑剂铺置模式对水力裂缝导流能力的影响规律,通过对加砂和返排过程中支撑剂颗粒的定性受力分析,研究了支撑剂在水力裂缝内的铺置模式,在此基础上建立了支撑剂颗粒数目以及裂缝导流能力的理论计算模型,定量地把支撑剂铺置模式和裂缝导流能力关联起来.结果表明:支撑剂在裂缝内的铺置过程为通过受迫流动形成的两阶段非自然堆积过程,包括支撑剂颗粒被高黏度携砂液高速携带进裂缝内部的无序随机渐次堆积以及在工作液反向携带和裂缝有效闭合压力共同作用下的有序紧密压实堆积.根据最大填充率能量原理和颗粒堆积稳定性原理,经过两阶段的非自然堆积过程后,支撑剂颗粒的配位数会越来越大,颗粒体系的填充率会越来越大,颗粒之间的孔隙体积会越来越小,直至达到最稳定的六方密堆积或立方密堆积或二者的混合模式.六方密堆积模式和立方密堆积模式所对应的裂缝导流能力基本相当,但远低于正方体堆积模式.在实际压裂施工过程中,即便支撑剂颗粒体系可能达不到也会趋近这两种紧密堆积模式,最终的裂缝导流能力仍然会远小于立方体堆积模式.本文的理论模型以及研究结论可为水力压裂设计提供分析工具和理论依据.     

压后返排支撑剂回流模型研究(英文)

支撑剂回流是压后返排工艺中一个重要的评价标准.在分析了支撑剂运移回流的物理过程基础上,对于裂缝闭合前后支撑剂不同的受力情况,建立了支撑剂回流力学模型.计算结果表明:裂缝闭合前,沉降在裂缝底部的支撑剂不易发生回流,悬浮在裂缝上部的支撑剂较易发生回流.裂缝闭合后,闭合应力开始作用在支撑剂上,颗粒之间胶结更加紧密,发生回流需要的临界流速也变得更大.破胶压裂液粘度直接影响支撑剂回流效果,粘度越大,返排临界流速越小,支撑剂回流越容易发生.裂缝闭合前采用小流速返排,裂缝闭合后增大返排流速,同时尽可能降低破胶压裂液粘度,即可使压裂液得以尽快返排,同时保证了尽可能多的支撑剂停留在裂缝中,该模型丰富和完善了压裂返排支撑剂回流理论.     

压裂直井压后返排油嘴直径优选方法

随着非常规能源的开发,压裂技术得到了更广泛的应用。压后强制返排技术是保证裂缝高导流能力的有效措施;然而,选取合理的油嘴直径进行返排一直是现场施工的难题。油嘴直径过大,会造成支撑剂大量回流;油嘴直径过小,压裂液向储层大量滤失,对储层造成伤害,不利于油气增产。利用物质平衡原理,在支撑剂回流启动模型的基础上,结合裂缝的闭合特性,导出了压裂液返排过程中井口压力与最优返排油嘴直径的关系式,为现场施工提供指导。分析表明,裂缝闭合时机是油嘴选取的临界状态,裂缝闭合前,支撑剂在裂缝中启动流速低,不宜用大油嘴返排;裂缝闭合后,最优返排油嘴随压降变化敏感,可以及时更换大油嘴进行返排。     

基于最优支撑剂指数法优化低渗气藏裂缝参数

现行裂缝参数设计方法没有考虑以压后有效渗透率为设计参数,也没有考虑经济允许的最佳压裂规模,因此不能确保压裂效果的长效性与经济性。基于支撑剂指数法,以经济最大化为目标,考虑非达西流动效应与压裂液伤害对裂缝渗透率的影响,结合经济因素、油藏规模、压裂规模间相互关系得到最优支撑剂指数函数,压裂已知规模气藏时,通过该关系函数可确定唯一的最优支撑剂指数及最优缝长,通过迭代求解可得到非达西流动条件下最优裂缝参数。计算结果表明,非达西流动效应越严重,最优支撑剂指数越小,最优缝长越小,最优缝宽越大,降低裂缝内非达西流动效应的影响需要设计低穿透比和高导流能力的裂缝。     

高强度耐酸支撑剂的研制与开发

目前国内常用支撑剂普遍抗酸蚀性能差、密度高、抗压强度低,难以满足塔河油田压裂与酸化复合改造工艺的要求.为此,研制开发了新型高强度支撑剂H-1.其性能测试表明,酸溶解度为1.6%,在86 MPa下的破碎率为2.1%,在高温、高闭合应力及强酸性环境中可保持较高的导流能力,可满足塔河油田压裂与酸化复合改造的要求.     

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.     

致密气藏多尺度支撑机理研究与应用

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源,需经过压裂改造才能实现有效开发。选取四川盆地致密砂岩露头岩芯,雕刻制作粗糙裂缝面岩板开展多尺度裂缝导流能力和支撑剂回流实验,分析导流能力及支撑剂回流的影响规律。研究表明,为了获得较高且稳定的导流能力,近井主裂缝需要有足够的支撑剂以提供更大的剩余缝宽,远井剪切裂缝只加入少量小粒径支撑剂也能有效改善高闭合应力条件下的导流能力;对于支撑剂充填的主裂缝,裂缝导流能力随着闭合应力和支撑剂浓度的变化存在临界闭合应力及临界支撑剂浓度。在支撑剂充填层中加入纤维,临界出砂流速呈数量级增长,可以有效预防压后裂缝的支撑剂回流。致密气藏多尺度支撑理念在四川盆地川西拗陷致密气储层开展的压裂工程实践取得了显著的增产效果,为中国致密气藏经济高效开发提供了有效支撑和借鉴。     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

纤维压裂液携砂性能实验评价

 为了研究纤维对纤维加砂压裂的影响,设计了大型可视裂缝模拟系统及相应的实验方案,通过室内实验,研究了纤维加入方式、纤维浓度、温度等对纤维携砂能力的影响。实验结果表明:先加入纤维,再加入交联剂,最后加入支撑剂配置的压裂液携砂能力最好;在一定温度范围内,纤维质量浓度越高,纤维与支撑剂颗粒间摩擦系数越大,形成的网状结构越稳定,纤维的悬砂性越好,但温度大于80℃时,纤维携砂能力变差;增大纤维质量浓度,砂堤形态变平缓,堤峰向裂缝深部推移,支撑剂在裂缝深部的沉降量增加,有利于增加裂缝的有效长度。