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。     

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。     

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     

致密气藏压裂用支撑剂导流能力评价及优化

为降低致密气储层改造成本,探究了石英砂取代压裂用陶粒支撑剂的可行性。采用裂缝导流仪对石英砂和陶粒支撑剂的长期导流能力进行评价,并结合数值模拟开展导流能力与采收率相关性的研究,从而优化支撑剂类型。结果表明：在闭合压力作用下,石英砂和陶粒支撑剂的导流能力随着时间呈现初期递减快、随后递减变缓的趋势,20～40目石英砂与陶粒的导流能力呈现半对数关系递减,40～70目、70～140目的石英砂和陶粒支撑剂的导流能力呈现两段式线性关系递减;导流能力下降的主要原因是支撑剂的破碎,在裂缝闭合8 h以内破碎率增加幅度较快,随后趋于平缓,这与导流能力的变化规律一致;随着支撑裂缝导流能力提高,采收率和稳产期累积产气量逐渐增大,当导流能力大于5μm²·cm时增幅逐渐减缓;可以用石英砂支撑剂代替陶粒支撑剂,渗透率为(0.01～0.10)×10^-3μm²的气藏,选用20～40目石英砂支撑剂,渗透率为1.00×10^-3μm²的气藏,选用40～70目石英砂支撑剂。     

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。     

模糊神经网络在石油压裂支撑剂研制中的应用

石油压裂支撑剂的研制是一项复杂有难度的技术，受到很多因素的影响。针对研制过程中各项指标具有较大模糊性的特点，应用模糊神经网络系统(FNNS)来获取各影响因素与支撑剂质量的关系模型和预测模型，从而找到原料配比、成球工艺参数、烧结温度与产品质量之间的最佳关系。     

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。     

地层流体对压裂用疏水支撑剂润湿性的影响

通过Washburn法测试了两种疏水支撑剂的三氯甲烷接触角,考察了疏水支撑剂经模拟地层流体在不同条件作用后的润湿性变化情况。实验研究表明:经模拟地层水浸泡的疏水支撑剂,其表面润湿性向亲水性方向转变,且温度越高、地层矿化度越高和作用时间越长,支撑剂的表面润湿性愈向亲水性转变;而经模拟油浸泡的疏水支撑剂,具有相似的规律,但其表面润湿性是向亲油性(疏水性)方向转变。     

高速通道压裂过程中支撑剂运移规律研究

高速通道压裂是近年在非常规致密油气资源开采中出现的新技术.为了研究高速通道压裂过程中支撑剂运移规律,基于CFD-DEM方法,建立高速通道压裂三维模型,首先对纤维柱的有无、纤维柱的排列方式和纤维柱尺寸对高速通道形成的影响,并进一步研究压裂液黏度、支撑剂密度对支撑剂运移规律的影响.结果表明：随着纤维加入压裂液中,支撑剂颗粒流速出现差异性变化;由并行排列变为交错排列,支撑颗粒的流速由快变慢,流速较快的颗粒出现在裂缝底部的数目减少;采取纤维柱交错排列方式且纤维柱半径较小,有利于快速形成支撑柱,获得较高的裂缝导流能力;随着压裂液黏度的增大,纤维吸附颗粒数目在不断减少;当压裂液密度为1000 kg/m³时,支撑柱颗粒数目随支撑剂密度的增大而缩减少,而压裂液密度增大为2000 kg/m³时,支撑柱颗粒数目则呈现增大趋势.研究成果丰富了高速通道压裂技术的研究.     

通道压裂支撑剂缝内分布规律研究

通道压裂是低渗透致密油气藏高效、低成本开发的关键技术,通过采用非连续簇团铺砂的方式,使裂缝中形成具有高导流能力的通道,但目前关于通道压裂的理论研究仍然处于起步阶段.因此,基于计算流体力学建立欧拉-欧拉固液两相流模型,对通道压裂过程中支撑剂的分布状态进行模拟,通过与实验结果进行对比,证明了所建立模型的有效性,并系统研究了不同中顶压裂液(纯压裂液脉冲段)黏度、支撑剂密度、泵注排量对通道压裂通道率的影响.结果表明,中顶压裂液的黏度从1 mPa·s增加到20 mPa·s,通道内平均通道率增加5%;支撑剂密度从1400 kg/m³增加到2000 kg/m³时,缝内通道率减小了7%;排量由3 m³/min增加到7 m³/min时,通道率由28%增加到33.5%后减小到31%.现场应用过程中应使用较高黏度中顶压裂液、较低密度支撑剂和合理的泵注排量以保证裂缝中形成有效支撑通道.     

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。     

滑溜水压裂支撑剂在水平井筒内沉降规律研究

为了研究支撑剂在水平井水平段内沉降规律,自主设计了实验装置及实验方法,分别研究了水平井直径、排量、砂比、压裂液黏度等参数对临界沉降速度和临界再悬浮速度的影响。实验结果表明:支撑剂的临界沉降速度和临界再悬浮速度随着砂比、水平井直径的增大而增大,随着压裂液黏度的增大而减小;临界速度受水平井筒直径、压裂液黏度影响较大,受砂比影响较小;在相同条件下,临界再悬浮速度比临界沉降速度大。基于实验数据,通过多元非线性拟合,建立了临界速度计算模型,该模型考虑了支撑剂、压裂液、水平井直径、砂比等影响因素,能较准确预测临界沉降速度和临界再悬浮速度。     

通道压裂支撑剂团块形成过程及影响因素

通道压裂中支撑剂与纤维团块的分布决定了裂缝的支撑与通道的形态,明确团块的形成过程和机理是研究通道压裂的关键,采用考虑了裂缝壁面粗糙和滤失的大型复杂裂缝颗粒运移铺置模拟装置进行实验,分析了团块的形成过程及特点,研究了施工排量、纤维比例、压裂液黏度和分支缝对于团块形成过程的影响.实验证明:第一个纤维脉冲形成的纤维团的位置和...     

水力压裂支撑剂回流控制措施探讨

从两个方面对支撑剂回流控制措施进行了研究,一是改善压裂支撑剂的性能;另一方面是近井筒地带支撑剂填充层的稳定性,采用有控制的裂缝闭合工序,让裂缝尽早闭合。在前人研究工作的基础上,对改善性能后的支撑剂和添加剂进行了总结,包括树脂包胶支撑剂、加纤维支撑剂、热塑性薄膜支撑剂、表面改良支撑剂、可变形支撑剂、树脂冲洗措施等,总结其性质和适用性。总结前人的成果,建立模型,分析了评估支撑剂回流的重要参数——压裂液临界返排流量的影响因素及变化规律,提出了对压裂液返排程序进行优化设计的准则和方法,指导返排,控制回流。     

自聚剂控制支撑剂回流技术研究

针对水力压裂后支撑剂回流的问题提出一种基于降低支撑剂颗粒表面Zeta电位的支撑剂自聚处理技术,实现控制支撑剂回流。从自聚剂改性支撑剂的自聚性、再聚性及自洁性对其聚砂性进行评价,从支撑剂聚集体的流速敏感性和人工岩心的抗压强度验证改性支撑剂的自聚强度。结果表明:当流速为80 m L/min时,流动压差降低63.95%;80℃条件下制备的人工岩心抗压强度可达2.36 MPa;30 MPa的闭合压力下裂缝最大无砂流速增大96.51%;聚集体自身的抗压强度和再聚性可阻止粉砂运移,裂缝导流能力得到明显改善,平均提高96.48%。     

页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力研究现状与展望

水平井分段压裂形成复杂体积缝网是页岩气有效开采的关键技术之一,复杂体积缝网依靠支撑剂支撑并成为页岩气渗流的重要通道。支撑裂缝长期导流能力是影响页岩气压后产能的重要因素,而关于页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力的研究尚未形成统一认识。通过分析国内外最新研究动态,阐述了支撑剂支撑裂缝长期导流能力研究的重要性;分析了目前国内外关于支撑剂长期导流能力的实验测试与理论预测方面的研究成果;剖析了非达西渗流效应、多相渗流效应、地层水性质等特殊因素对长期导流能力的影响程度;提出了页岩气体积压裂支撑裂缝长期导流能力研究方向的着重点。     

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。     

压裂水平井支撑剂运移及产量研究

根据压裂水平井实际情况,首先建立了支撑剂在三维裂缝的运移分布和水平井压后产能预测模型;结合裂缝三维延伸模型、温度场模型和压裂优化设计方法研制了压裂水平井设计软件。其中支撑剂运移模型通过引入支撑剂对流质量传递方程,考虑了支撑剂对流、温度分布、压裂液滤失等因素对支撑裂缝尺寸的影响;产能预测模型考虑了水平井压后形成的多裂缝间的相互干扰、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力、裂缝平面与水平井筒夹角等因素对水平井压后产能的影响。通过实例应用,模拟结果与实际情况吻合程度高,表明了模型的可靠性。     

高强石油压裂支撑剂的研制

利用攀枝花本地二滩轻烧铝矾土、铝矾土生料及高钛型高炉渣为主要原料,配以特殊的辅料,经超细粉磨、特殊的成球及热处理等工艺过程研制成高强石油压裂支撑剂,为中深油井压裂提供性能较好的压裂材料。