气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。     

基于PIV/PTV的平板裂缝支撑剂输送试验研究

为了解水力压裂过程中水力裂缝内支撑剂的铺置规律，基于平板裂缝开展了支撑剂输送试验，分析了泵注排量、压裂液黏度、注入位置、支撑剂类型对支撑剂铺置过程的影响；运用PIV/PTV技术，测试了压裂液–支撑剂两相运动速度，从颗粒运动角度分析了不同因素对最终砂堤形态的影响。试验发现：平板单缝内支撑剂铺置存在“裂缝前端先堆积至平衡高度，再稳定向后端铺置”和“砂堤整体纵向增长，稳定向后端铺置”2种典型模式，2种模式可以在泵注的不同阶段出现并转换；砂堤不同位置形态主控因素存在差异，注入位置与排量主要控制前缘形态，黏度与排量主要控制中部形态，黏度主要控制后缘形态；在裂缝远端，支撑剂沉降存在“回流式”和“直接式”2种模式，前者受涡流控制，后者则仅依靠重力沉降；现场施工时可考虑“定向射孔+大排量中高黏70/140目石英砂（主体支撑剂）+40/70目陶粒架桥+大排量中高黏70/140目石英砂长距离输送+排量尾追40/70目陶粒”，兼顾缝长方向远距离铺置和近井地带裂缝与井筒的高连通性。平板裂缝内支撑剂运移与铺置规律试验结果可以为页岩储层压裂主裂缝内支撑剂高效铺置及储层改造工艺参数优化提供参考。     

致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究

以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象,基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验,通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态,分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明,单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布,组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的导流能力,同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（≥10 mPa·s）与低密度支撑剂作为组合,可满足支撑剂远距离铺置的目标,获得较长的有效支撑裂缝,后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态,确定合理的施工参数,提高该类气藏水力压裂的成功率。     

页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:(1)裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;(2)支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;(3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;(4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;(5)分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;(6)分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;(7)次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。     

薄煤层水力裂缝宽度变化对支撑剂运移的影响

水力压裂仍是低渗透性储层提高渗透性且获得经济产能的主要途径,尤其针对薄煤层,不同裂缝宽度裂缝内支撑剂运移规律受多个因素影响。文中采用数据建模、数值模拟和工程试验的方式,研究了压裂液参数、支撑剂参数对不同裂缝宽度支撑剂的铺砂面积和有效支撑裂缝长度的影响。结果表明：裂缝宽度影响和制约了支撑剂的运移,对于裂缝较发育且缝宽较宽储层,提高施工排量、压裂液黏度和优化支撑剂粒径与砂比,能有效地增大裂缝内支撑剂的铺置面积和有效裂缝长度。针对裂缝不发育且裂缝宽度较小储层,优化支撑剂的粒径和砂比,有利于增大裂缝的有效支撑裂缝长度。针对薄—中厚煤层,采用“高前置液占比、小粒径支撑剂、低砂比、短段塞式加砂方式”,能够有效提高其压裂波及范围和有效支撑效果,研究成果成功应用于贵州薄煤层煤层气开发。     

南海低渗透储层支撑剂导流能力试验研究

针对南海低渗透储层油气采出程度低、压裂难以形成高导流能力人工裂缝的问题,通过室内试验分析了储层黏土矿物含量、不同粒径支撑剂组合方式和破胶液黏度对人工裂缝导流能力的影响。在试验条件下,储层黏土矿物含量从15%增至50%,20/40目支撑剂导流能力的降低率从13.84%增至31.34%;20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例铺置时最优,该组合最终导流能力为116.7 D·cm;破胶液黏度为1 mPa·s时,支撑剂导流能力最高。试验结果表明:随着黏土矿物含量增大,支撑剂导流能力逐渐降低;支撑剂的破碎主要由于支撑剂颗粒相互挤压而非与储层的相互作用;不同粒径支撑剂组合铺置时,大粒径支撑剂占比越大,导流能力越高;随着闭合压力升高,小粒径支撑剂破碎所造成的渗透率下降是造成导流能力降低的主要原因;破胶液黏度越低,支撑剂导流能力越高。研究结果可为南海低渗透油气藏压裂选层和优化压裂方案提供依据。      

组合粒径+滑溜水携砂铺置规律及导流能力——以吉木萨尔页岩油储层为例

为了解决页岩油组合粒径+滑溜水的支撑剂加砂工艺中裂缝有效支撑差、导流能力弱的问题，建立支撑剂粒径分布的稠密离散相模型(DDPM)，研究压裂主缝中组合粒径支撑剂加砂运移及铺置规律，并基于运移规律模拟结果，开展劈裂页岩岩板组合粒径不同铺置模式下的室内导流能力评价。结果表明：滑溜水携砂液体系下，裂缝内支撑剂叠置铺置时，后注入的支撑剂叠置于先注入支撑剂的顶端，且先注入的支撑剂会被后续注入的支撑剂向远端推移一定距离；组合粒径中粒径配比差异对于支撑剂运移形成的砂堤形态影响较小；大粒径组合逐级注入的方式更利于支撑剂在近缝口和裂缝内垂向铺置；在低闭合压力(p≤40 MPa)、铺砂浓度5 kg/m²条件下，沉降铺置方式最利于提高裂缝导流能力，其次为混合铺置，分段铺置方式最差；高闭合压力下(p>40 MPa)，铺置方式对裂缝导流能力影响较弱。综合支撑剂运移模拟和导流能力评价结果，建议吉木萨尔页岩油组合粒径加砂工艺采用逐级注入的方式，并保证组合粒径中大粒径拥有较大配比。     

陆相页岩气储层裂缝支撑剂铺置规律研究

为了认识陆相页岩气储层裂缝中支撑剂的铺置规律,采用可视裂缝模拟系统开展支撑剂沉降铺置实验,模拟了不同压裂液黏度、排量、砂比、支撑剂粒径和支撑剂密度条件下支撑剂运移沉降的过程,同时采用PIV粒子测速技术绘制了砂堤入口处与前缘处的速度场,进一步分析了支撑剂铺置过程中颗粒的运动特征。研究结果表明,支撑剂在人工裂缝中的铺置分为四个阶段:早期阶段、中前期阶段、中后期阶段和平衡状态阶段。裂缝入口处:悬浮颗粒的速度方向近似水平向前,砂堤表面颗粒速度沿着坡面向上,支撑剂的推进主要依靠液体黏滞力的携带作用;排量增大,流场出现明显的扰动现象,排量越大,扰动程度越大。砂堤前缘处:坡顶处流场存在明显的涡流现象;液体黏度增加,涡流强度减弱,黏滞力增加,颗粒在液体冲击和携带作用下,铺置更远的距离;排量增加,整个前缘区域出现更大的旋涡,涡流作用更加强烈,此时液体的冲击作用使得支撑剂铺置效果更好;砂比增加,旋涡数量增加,强度增强,波及范围增大,支撑剂运移到裂缝更远端。滑溜水中支撑剂粒径越小、密度越大,砂堤越均匀,但要达到铺置效果,需要携砂液的作用。      

页岩体积压裂支撑剂铺置运移模拟及其应用

支撑剂在裂缝中的运移是页岩体积压裂中的难点及研究热点,目前一般将裂缝考虑为矩形平板状,但据现场实际、室内实验、微地震监测、理论分析,体积压裂裂缝一般具有不规则齿状特征,裂缝初始延伸方向很有可能与最终延伸方向存在一定夹角,并极有可能形成裂缝网络.针对页岩体积压裂中支撑剂在粗糙、迂曲的复杂裂缝中运移的问题,通过自底向顶的方式建立了三维粗糙迂曲裂缝模型,模拟了不同粗糙程度和迂曲程度中的固液两相流,研究了压裂液和支撑剂性能对铺砂的影响.结果表明:裂缝粗糙程度越大,裂缝迂曲、扭转程度越大,裂缝内平均砂浓度越高,铺砂越均匀;压裂液流速、黏度越大,支撑剂粒径、密度越小,平均砂浓度越高,铺砂越均匀.基于此结论对某井进行了支撑剂优选和组合,压裂施工过程顺利,压后效果较好.     

提高深层页岩裂缝扩展复杂程度的工艺参数优化

埋深大于3 500 m的深层页岩储层具有高水平主应力差、发育层理裂缝、低脆性指数等特点,在压裂改造时难以形成复杂裂缝。为了充分认识其水力裂缝扩展规律,采用三维离散格子方法对四川盆地下志留统龙马溪组深层层理性页岩12 MPa水平主应力差下的真三轴压裂物理模拟实验结果开展了离散元数值模拟分析,其结果与发育单一层理的页岩露头室内压裂物理模拟的裂缝扩展规律相吻合;进而对发育多层理的深层页岩储层开展排量、压裂液黏度、层理强度和压裂液交替注入等影响下的裂缝扩展规律数值模拟。研究结果表明:①高排量注入和提高压裂液黏度能够增强深层页岩储层裂缝深穿透改造能力,当排量达到90 mL/min或压裂液黏度达到60 mPa·s时,水力裂缝可连续穿过4条层理并贯穿整个试样;②在高水平主应力差下,低黏度压裂液倾向于激活水平层理,而高黏度压裂液则倾向于直接穿过层理形成垂直主缝。结论认为:①采用前置高黏度/后置低黏度压裂液交替注入压裂工艺可以最大限度地提高深层页岩储层压裂裂缝复杂程度;②当井筒附近存在薄弱层理时,应及时调整压裂工艺和压裂参数,比如尽可能地增加施工排量、采用瓜胶压裂液等,以使水力裂缝突破近井薄弱层理抑制进而实现深穿透改造。     

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

体积压裂多分支裂缝支撑剂运移规律

为进一步明确体积压裂多分支裂缝内支撑剂的运移铺置规律，开展了不同裂缝形态、砂比、分支缝开启时机和不同粒径支撑剂注入顺序条件下的支撑剂运移模拟实验。研究表明，不同位置分支缝的逐级分流使分支后主缝砂堤高度增加，铺置长度减小。分支缝的流量是影响其充填的主要因素，分流作用使得远井分支缝流量小、充填情况较差。倾斜裂缝壁面对支撑剂施加减缓其沉降的摩擦力，提高支撑剂在裂缝纵向的分布。砂比增加可改善近井主缝和远井分支缝的充填并使主缝砂堤长度增加，由于缝高的限制，砂比提高到一定值后裂缝充填情况改善幅度减小。分支缝常开（持续扩展）时分支缝最终的支撑效果最好，但主缝铺置长度短，先关后开（后期扩展）的支撑效果优于先开后关（前期扩展）。不同粒径支撑剂顺序注入可增加主缝和分支缝的铺置长度，先小后大注入可改善近井裂缝充填，先大后小注入时近井裂缝充填情况不如先小后大注入时。     

复杂裂缝中低密度支撑剂铺置数值模拟

低密度支撑剂具有沉降速度慢、有效支撑缝隙长等特性,在缝网压裂中的应用越来越广泛.目前低密度支撑剂在复杂裂缝中运移铺置规律研究较少,且主要通过室内实验开展分析.基于计算流体力学(CFD),建立了压裂液和低密度支撑剂的液固两相流数学模型,运用有限体积法进行求解,通过与室内实验结果对比验证了模型的可靠性与准确性,分析了低密度支撑剂在复杂裂缝中的沉降运移规律及其与常规支撑剂的区别,研究了铺置过程中泵注排量、砂比、压裂液黏度以及裂缝夹角的影响因素.结果表明:低密度支撑剂体系运移能力更好,降低了在缝口处的沉降堆积,在复杂裂缝中铺置更均匀;采用大排量、高黏度压裂液可减缓低密度支撑剂在分支缝的阻力效应,更好地铺置裂缝深处,但缝口支撑剂更易被卷起,形成不均匀砂堤;在现场施工时,建议初期采用大排量、高黏压裂液携带低密度支撑剂铺置缝网远端,后期用大排量、低黏度尾追中—高密度支撑剂铺置裂缝近端;裂缝夹角对低密度支撑剂铺置运移影响较小,采用低密度支撑剂可以减缓沉降,有效避免裂缝相交处发生砂堵.     

基于盐溶和蠕变作用的含盐储层裂缝导流能力变化规律研究与应用

含盐储层压裂后裂缝导流能力快速下降,导致产量快速下降,提升裂缝导流能力成为提高该类油藏开发效果的关键。以准噶尔盆地玛湖区域含盐储层为研究对象,基于储层的矿物组分数据,对储层含盐程度进行分类,并以此为基础,对储层的蠕变性能和盐岩溶解规律,以及支撑剂粒径、铺砂浓度和流体介质等因素对导流能力的影响进行研究,并定量分析了储层蠕变作用、盐溶作用和支撑剂嵌入对裂缝宽度的影响。研究表明：盐类矿物含量越高的盐岩,其蠕变力学行为特征越明显;温度越高、流体矿化度和黏度越小,盐溶解速率越大;裂缝缝宽主要受支撑剂的嵌入作用、含盐储层的蠕变作用和裂缝表面盐溶作用的共同影响,支撑剂的嵌入作用和含盐储层的蠕变作用导致缝宽减小,裂缝表面盐岩由于溶蚀作用使缝宽增加。在工艺上采用清水配置压裂液和高浓度、大粒径支撑剂可以显著提升裂缝的导流能力。该研究成果在现场试验取得了成功,为含盐储层的高效压裂指明了方向。     

通道压裂裂缝铺砂影响因素实验评价

通道压裂铺砂形态是显示通道压裂效果的重要指标。文中采用可视化变角度缝网支撑剂铺置装置,研究了通道压裂裂缝铺砂形态影响因素,分析了压裂液黏度、支撑剂质量浓度、纤维质量浓度、排量、射孔数、脉冲时间对铺砂通道率的影响,并采用混合水平正交试验及拟水平法研究了各因素对通道率的影响程度。结果表明:支撑剂质量浓度越低,脉冲时间越短,纤维质量浓度越大,则通道率越高;注入排量过高或过低均对支撑剂铺置形态不利,最优排量为4 m3/min;分簇射孔的通道率要明显大于连续射孔;较大的压裂液黏度能获得更大的通道率。通过混合水平正交试验,得出各因素的影响程度大小顺序依次为:支撑剂质量浓度、脉冲时间、纤维质量浓度、布孔方式、排量、压裂液黏度。     

夹层型致密储层密切割压裂多裂缝同步扩展机制

松辽盆地夹层型致密储层天然裂缝不发育且储层脆性较低，复杂缝网难以形成，同时储层纵向上砂层发育、泥岩夹层薄、隔层遮挡能力弱，裂缝纵向扩展受限，储层改造效果较差。针对以上问题，利用三维晶格方法建立夹层型致密砂岩储层多裂缝扩展模型，模拟不同地质因素和工程因素条件下的多裂缝同步扩展规律。结果表明：垂向应力差、夹层弹性模量以及界面强度与多裂缝纵向扩展能力正相关；15.0 m的簇间距既能保证多裂缝在纵向上穿透夹层沟通产层，又能保证多裂缝在横向上的充分扩展。相比8,12 m³/min的泵注排量所形成的多裂缝，虽然总长度略微减小，但能够保证3簇裂缝都有比较理想的纵向扩展能力，从而提高了裂缝沟通面积。压裂液黏度与裂缝纵向扩展能力正相关，与横向扩展能力负相关。因此，建议现场前期采用高黏度压裂液(21 mPa·s以上)，促使裂缝垂向扩展，后期采用低黏度压裂液(1 mPa·s左右)使多裂缝尽可能向远端扩展，提高压裂效果。     

玛湖风城组高含盐储层水力压裂裂缝扩展规律

玛湖风城组地层含盐量高,导致压裂施工压力高、水力裂缝穿透盐层扩展难度大、加砂难度大等问题。基于相似准则制备等效含盐岩样开展真三轴压裂实验,并基于有限元法和内聚力单元法开展含盐储层裂缝扩展数值模拟研究,探索了含盐量、黏度、排量等因素对裂缝扩展行为的影响。研究结果表明,与常规砂岩相比,含盐储层破裂压力更高,塑性更强,纯盐隔层的存在会阻碍裂缝纵向扩展;压裂液黏度越小,对含盐储层的溶蚀越强,施工压力就越低;排量越高,压裂摩阻越高,施工压力越高。现场应采用清水配置高黏（120 mPa·s）压裂液和大排量（单簇排量5 m3/min）施工,实现水力裂缝有效穿透纯盐隔层并形成较大缝宽。研究成果对玛湖地区含盐储层的改造具有重要指导意义。     

页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

为深入了解页岩储层支撑裂缝导流能力的大小及裂缝有效性,开展了支撑剂粒径、类型、铺置方式对导流能力影响的实验研究,并进行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导流能力影响的实验研究。结果表明:低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降迅速;支撑剂均匀铺置与完全混合铺置相比,前者导流能力较好;开、关井过程引起的地层应力波动对页岩导流能力的影响较大。以上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。     

压裂多级裂缝内流量分布规律

当前,以页岩油气为主的非常规油气藏开发力度日益加大,水力压裂是开发该类储层的核心技术。在该类储层的开发过程中,往往采用多级复杂裂缝压裂技术,但目前针对压裂过程中各级裂缝内流量分布规律研究甚少,而该规律对认识裂缝、指导压裂方案至关重要。为了研究压裂过程中多级裂缝内的流量分布规律,自主研制了多级裂缝系统有效输砂模拟实验装置,在模拟多级裂缝情况下,开展了不同压裂液黏度、支撑剂粒径、注入排量、砂比等因素对各级裂缝内流量的影响规律实验研究。研究结果表明,各级裂缝中流量占比逐级减小,主裂缝占比平均为64.63%,一级分支缝平均为22.14%,二级分支缝平均为13.23%;各级裂缝中流量分布比例主要受总流量大小影响,流量越大,主裂缝中流量占比越高,分支缝中流量占比越低,其次依次为支撑剂粒径、压裂液黏度和砂比。通过研究形成了一套多级裂缝内流量分布规律评价方法,揭示了各级裂缝内流量分布规律,为认识裂缝、优化压裂设计方案提供了依据。      

压裂多级裂缝内动态输砂物理模拟实验研究

为了研究压裂过程中裂缝内支撑剂的动态输砂规律及分布形态,采用自主研制的多尺度裂缝系统有效输砂大型物理模拟实验装置,进行了压裂液黏度、支撑剂类型、注入排量和砂比等对支撑剂在不同尺寸裂缝中的动态输送和砂堤剖面高度影响的模拟实验。实验结果表明,裂缝内动态输砂规律的影响因素,按影响程度从大到小依次为压裂液黏度、支撑剂粒径、砂比和排量;压裂液黏度越高,沉砂量越少,砂堤剖面高度越小而平缓,且在主裂缝中更为明显;支撑剂粒径越大,沉砂量越多,砂堤剖面高度越大,且在主裂缝中更加明显;砂比越高,沉砂量越大,砂堤剖面高度也越大,且在分支缝中增幅更大;随排量增大,主裂缝中的沉砂量略减小,分支缝中的沉砂量差别不大。研究结果为优选压裂液、支撑剂,制定压裂方案,以及优化压裂施工参数提供了理论依据。