吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律

为研究吉木萨尔页岩油藏人工裂缝导流能力动态变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,采用钢板、岩板和粒径相同的陶粒和钢砂,开展不同闭合压力裂缝导流能力实验。结果表明：随着闭合压力增加,裂缝导流能力逐渐降低,可分为三个阶段。第一阶段,闭合压力小于20MPa支撑剂被压实;第二阶段,20~60MPa支撑剂随着闭合压力增加嵌入岩板深度增加;第三阶段30~60MPa支撑剂随着闭合压力增加破碎率逐渐增大。裂缝导流能力降低的因素主要有三种,支撑剂被压实、嵌入岩板和破碎,影响程度：压实＞嵌入＞破碎,大小分别为72.03%、14.28%、8.64%。     

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.     

提高均质致密碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力效果研究

均质致密碳酸盐岩储层岩心经酸刻蚀后主要形成均匀刻蚀形态,裂缝主要通过少量凸起点支撑,岩性较软或在储层闭合应力时支撑点容易破碎或嵌入裂缝壁面使得裂缝大部分闭合,无法形成有效的自支撑渗流通道。通过向酸蚀裂缝内加入一定量的支撑剂能有效提高酸蚀裂缝导流能力。深入研究支撑剂粒径、铺砂浓度以及闭合应力等因素对酸蚀裂缝导流能力的改善情况。结果表明:自支撑裂缝随闭合压力增大下降迅速,在34.5 MPa时的导流能力已不足初始闭合压力下的2%,难以在储层闭合压力下有效保持,达不到长期增产的目的。增加额外支撑点的酸蚀裂缝,其导流能力在储层闭合压力下是自支撑裂缝导流能力的3~7倍。大粒径支撑剂能提供更高的裂缝导流能力,在酸压允许的情况下尽量选用大粒径支撑剂。现场对PG4井进行了加砂酸压改造技术,获得了6.314×104m3/d的产量,证实了均质致密碳酸盐岩储层酸压改造中提供额外裂缝支撑剂的必要性。     

单层铺砂条件下支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验研究

在支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验中,主要研究了裂缝闭合应力对支撑剂嵌入深度的影响和支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力的影响。研究发现,支撑剂嵌入深度随着闭合压力的增大而增大,但并不遵循线性关系,当闭合压力大于25 MPa时,嵌入深度与闭合压力呈直线关系。单层铺砂浓度下,裂缝导流能力随嵌入深度的变化非常明显,趋近于线性变化,对压力较为敏感。文中还建立了支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响的定量计算模型,可以用来预测支撑裂缝的导流能力,对现场压裂有一定的指导意义。     

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。     

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.     

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。     

砂泥岩交互储层支撑剂导流能力实验及应用

在砂泥岩互层的压裂施工中,由于压裂层数多且薄,所造缝的缝宽较窄,且由于支撑剂的大量嵌入,导致支撑裂缝导流能力进一步变差。为使裂缝参数与地层参数相匹配,在对不同粒径、铺砂浓度和支撑剂嵌入等复杂条件下的导流能力进行评价的基础上,进行了组合粒径实验研究,结果表明:尽管在闭合压力较小时,20/40目与16/30目组合粒径导流能力均与16/30目支撑剂有较大差距,但随着闭合压力的升高,使用组合粒径(20/40:16/30=3:1)获得的裂缝导流能力已经接近单一粒径(16/30目)的导流能力。现场对Y34-38井优化得到了组合粒径的最佳比例,压裂施工后取得了显著效果。研究成果对胜利油田滩坝砂岩储层的压裂改造有重要的指导意义。     

支撑剂非均匀分布对页岩气井产能的影响

通过建立考虑支撑剂非均匀铺置的页岩气产能预测模型,分析了支撑剂均匀铺置与非均匀铺置2种方式下储层与裂缝参数对气井产能的影响。模拟结果表明:支撑剂浓度低和裂缝导流能力小时,支撑剂非均匀分布大大降低了气井产能,当裂缝导流大于4μm~2·cm时,可忽略非均匀铺砂对产能影响;非均匀铺砂对产能影响最敏感的参数是基质渗透率,其次依次是裂缝半长、导流能力和簇间距;对涪陵X区页岩气藏,均匀铺砂方案比非均匀铺砂方案下的10 a累积产气量高35.6%。     

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。     

页岩自支撑裂缝导流能力预测方法研究

页岩气井的产能主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝提供的导流能力，目前对页岩自支撑裂缝导流能力变化规律和影响机理的认识仍不够充分，采用分形理论方法，引入裂缝开度分形维数和迂曲度分形维数对裂缝空间进行定量表征，建立了考虑闭合应力作用的自支撑裂缝导流能力数学模型。开展自支撑裂缝导流能力实验，结果显示初期裂缝导流能力可达30~50 D·cm，在40 MPa的闭合压力下仍可保持在1 D·cm以上；理论模型预测的结果与实验测试结果基本吻合；模型敏感性分析表明，裂缝开度分形维数与导流能力呈正相关关系；迂曲度分形维数与导流能力呈负相关关系。利用此方法可实现自支撑裂缝导流能力的快速、准确预测，为合理预测气井产能提供支撑。     

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。     

龙马溪组页岩应力敏感性实验评价

X射线衍射和全应力-应变结果表明龙马溪组页岩具有明显的硬脆性特征,破裂前曲线均呈现明显的线弹性变形。在5 MPa和10 MPa围压下,平行层理方向与垂直层理方向岩芯力学性质表现明显不同,平行层理方向的微裂缝由于受到张力作用而导致页岩突然破裂而完全失去承载能力;当围压达到20 MPa时,由于层理微裂缝的闭合,页岩的力学性质表现相似。氮气脉冲压力延迟测试结果表明:平行层理方向取芯页岩的应力敏感性更强,当有效应力增至10 MPa时,垂直层理方向岩芯渗透率下降1~2个数量级,而平行于页岩层理方向岩芯渗透率下降2~3个数量级;方解石充填的天然裂缝可提高岩芯整体渗透率2~3个数量级,且闭合型页岩天然裂缝应力敏感性强于张开型天然裂缝岩芯。     

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。     

泥岩裂缝性储层应力敏感性实验研究

为准确评价泥岩裂缝性储层在不同压力条件下的应力敏感性,在理论研究基础上,对基质渗透率非常低的天然泥岩进行人工造缝,模拟地下泥岩裂缝状态,采用氮气作为流动介质通过高温覆压孔渗测定仪实验测量不同外压条件下造缝后泥岩岩心渗透率变化规律。实验结果表明：泥岩裂缝的渗透率随外压和内压增大呈非线性函数关系变化。外压敏感指数远大于内压敏感指数。不论是外压还是内压作用,都呈现出加载过程中的敏感指数大于卸载过程中的敏感指数。     

页岩储层导流能力影响因素新研究

支撑剂粒径、铺置浓度、嵌入程度对裂缝导流能力的影响是目前实验的主要研究方向。由于压裂工艺新技术的不断发展,更多影响因素不断出现,因此有必要对支撑裂缝导流能力影响新因素进行研究。使用创新设计的压力试验机首次开展了循环应力加载模拟开、关井过程引起的地层应力波动对页岩储层支撑裂缝导流能力影响的实验。实验结果表明:地层应力波动对页岩储层导流能力的影响较大。随着循环加载次数的增加,页岩储层裂缝宽度降低,支撑剂的破碎率开始上升明显,后来趋于平缓。该因素的研究对压裂方案设计优化和现场施工具有一定的理论指导意义。     

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。