致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究

室内采用API裂缝导流能力测试仪对鄂尔多斯盆地某致密砂岩储层进行支撑裂缝导流能力影响因素评价实验。结果表明,单一粒径陶粒支撑剂在高闭合压力下裂缝导流能力明显下降,而将3种粒径陶粒支撑剂按1∶1∶1进行混合后,在高闭合压力下仍能保持较高的导流能力。支撑剂强度越高、铺砂浓度越大,裂缝导流能力越高。现场压裂液对裂缝导流能力影响较大,当闭合压力为75 MPa时,使用现场压裂液作为实验流体的裂缝导流能力比使用3%KCl溶液时下降60%以上。在纤维A加量小于0.04%时,随着纤维A加量的增大,裂缝导流能力逐渐降低;当纤维A加量大于0.04%时,裂缝导流能力逐渐升高,当纤维A加量为0.06%时,裂缝导流能力最高,再继续增大纤维A加量,裂缝导流能力逐渐下降。因此,在致密砂岩储层水力加砂压裂施工中,选择合适的压裂液和纤维等添加剂,以确保裂缝具有较高的导流能力。     

支撑剂嵌入对致密砂岩储层裂缝导流能力的影响

致密砂岩储层经过水力压裂施工后,支撑剂通常会嵌入裂缝壁面导致有效缝宽减小,进而导致裂缝导流能力的降低,影响压裂施工的效果。以鄂尔多斯盆地某致密砂岩油藏储层段岩样为研究对象,评价了不同类型支撑剂、支撑剂粒径以及铺砂浓度条件下支撑剂嵌入对裂缝缝宽和导流能力的影响,结果表明：在相同的试验条件下,石英砂在致密砂岩板上的嵌入对缝宽和裂缝导流能力的影响要大于陶粒;支撑剂粒径和铺砂浓度越小,有效缝宽越小,支撑剂嵌入导致裂缝导流能力的下降幅度越大。在致密砂岩储层压裂施工过程中,应根据现场实际情况优化压裂施工设计,选择合适的压裂施工参数,尽可能地降低支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。     

有机聚合物覆膜种类对天然石英砂压裂支撑剂短期导流能力的影响

天然石英砂压裂支撑剂具有成本低、来源广的优点，但具有短期导流能力低的缺点。有机聚合物包覆在天然石英砂压裂支撑剂表面，是提高短期导流能力的重要方法。以酚醛树脂、环氧树脂、呋喃树脂、聚氨酯为包覆剂，研究了聚合物种类对石英砂支撑剂短期导流能力的影响。结果表明：当采用同种有机聚合物时，其用量为6%时，提高闭合压力，短期导流能力持续降低；当闭合压力相同时(压力范围10～60 MPa)，环氧树脂所得覆膜砂短期导流能力最高(56.13～7.05μm²·cm)，呋喃树脂所得覆膜砂短期导流能力最低(38.13～2.66μm²·cm)，酚醛树脂和聚氨酯所得覆膜砂短期导流能力居中，分别为51.02～5.96μm²·cm和45.56～4.13μm²·cm。该研究可为制备高短期导流能力的覆膜砂提供一定的思路。     

煤岩裂缝导流能力的实验研究及影响因素分析

煤岩裂缝导流能力是进行煤层气产能预测的重要参数。从试验角度分析了闭合压力、支撑剂和煤岩的力学参数、支撑剂粒径、铺砂层数对水平裂缝导流能力的影响。研究结果表明:支撑剂参数对裂缝导流能力影响较大,其中影响最大的是支撑剂的粒径,其次是支撑剂的铺砂层数,最后是支撑剂的弹性模量和泊松比。现场施工时可参考以上顺序进行筛选,以提高裂缝的导流能力。     

页岩压裂裂缝气测导流能力实验研究

目前,页岩裂缝导流能力都是以液体为驱替介质进行测试的,但由于页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水,因此,液测导流能力并不能真实反映地层中裂缝的渗透能力。对此,通过对API标准的导流室改进后,以氮气为驱替介质测试页岩裂缝导流能力。在四种铺砂浓度下,分别测试40/70目覆膜砂和陶粒的导流能力。实验结果表明,两种支撑剂的导流能力随着闭合压力的增大都有明显下降,覆膜砂的下降程度要高于低密度陶粒;在低闭合压力下,较高铺砂浓度所对应的导流能力远大于低铺砂浓度时的导流能力;在铺砂浓度相同时,40/70目低密度陶粒的导流能力明显高于40/70目覆膜砂。通过理论分析后认为,支撑裂缝只要有一定的宽度,数量级保持在毫米级甚至微米级,其渗透率仍会远高于页岩气储层的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够比较真实地反映地层情况,因此,实验结果为铺砂浓度的优选和页岩气藏压裂设计施工等现场应用提供了可靠依据。     

压裂防砂支撑剂导流能力研究与分析

本研究使用FCES-100型裂缝导流仪,进行了支撑剂导流能力实验,观察了支撑剂性能、闭合压力、循环应力和铺置浓度对支撑剂导流能力的影响,分析了各因素对导流能力的作用机理,并提出了改善导流能力的方法。本文对压裂防砂中支撑剂的选择、设计优化以及现场施工都有积极的指导意义。     

不同粒径组合支撑剂对致密砂岩储层导流能力的影响

针对致密砂岩储层,采用API裂缝导流能力测试仪,进行不同类型、粒径、组合的支撑剂裂缝导流能力测试实验,研究支撑剂不同粒径组合对导流能力的影响.实验结果发现:当石英砂与两种不同粒径陶粒组合比例为1:2:2和1:2:7时,在较高的闭合应力下,仍然保持较高的导流能力,而且随着闭合应力增加,导流能力下降幅度较小.因此在致密砂岩...     

一种新型覆膜砂支撑剂导流能力室内评价研究

覆膜砂在国内主要用于油气井防砂和控制压裂吐砂领域,但对其作为压裂支撑剂的系统评价研究较少。本文应用一种改性环氧树脂和固化剂得到一种新型FM S覆膜砂支撑剂,并对该支撑剂导流能力进行了室内实验评价研究。研究表明:该覆膜砂支撑剂在高闭合压力(大于40M Pa)下的导流能力与空白支撑剂相比得到提高;在低闭合压力下覆膜支撑剂的导流能力一般低于空白支撑剂,导流能力主要受覆膜层厚度、固化剂的性能、固化时间和固化时的闭合压力等因素控制;该支撑剂在地层条件下结成块状,这可防止压裂液反排过程中普通支撑剂出现的吐砂现象,以及因支撑剂破碎后微粒运移造成的导流能力下降等问题。新型覆膜砂的破碎率、浊度、圆度、球度和酸溶度等指标与普通石英砂相比也得到改善。研究结果对覆膜砂的压裂应用具有一定的参考价值。     

小粒径支撑剂在薄差层压裂施工中的应用

中原油田薄差油层多,分布较广,泥质含量高,部分井上下泥岩隔层厚,应力比较集中,造成压裂目的层裂缝缝宽较窄,压裂施工加入425～850μm陶粒,在22%左右砂比段经常出现砂堵。在铺砂浓度相同的条件下,闭合压力高于40MPa时,选用的粒径为300～600μm的小粒径陶粒作为主压裂支撑剂,与425～850μm陶粒相比导流能力相差很小。小粒径陶粒容易被携砂液携带,进入缝口时与较窄的裂缝宽度相匹配,施工砂比大幅度的提升,施工成功率100%。压裂施工后产量喜人。     

高速通道压裂裂缝导流能力数值模拟研究

为了研究高速通道压裂过程中裂缝的导流能力及其变化规律,运用数值模拟方法建立模型就支撑剂柱直径、缝宽、支撑剂柱弹性模量、储层弹性模量、闭合压力等5因素对裂缝导流能力的影响进行了逐一模拟分析。结果显示,缝宽、支撑剂柱弹性模量和闭合压力对裂缝导流能力的影响程度最大,在压裂设计时应引起更多的关注;支撑剂柱直径和储层弹性模量对裂缝导流能力的影响作用相对较弱。研究成果丰富了当前对高速通道压裂技术的研究。     

基于OTS-SAM技术的疏水石英砂支撑剂的制备及性能评价

采用十八烷基三氯硅烷(OTS)在石英砂表面形成单分子自组装膜(SAM)的技术制备了支撑剂疏水石英砂DH-1,该支撑剂具有良好的疏水能力,优于常规抑水砂PX-1和空白石英砂。同时,开展了不同支撑剂在去离子水、煤油、某油田采出原油及返排水等介质中的渗透率实验,结果表明,疏水石英砂DH-1对返排水的渗透率显著低于常规抑水砂和空白石英砂,疏水石英砂DH-1对原油的渗透率略低于空白砂。疏水石英砂DH-1在20℃/2 MPa、60℃/8 MPa条件下的NRFF值分别为2. 33和2. 16,抑水性能优良,受储层环境的影响小。支撑剂短期导流能力实验结果表明,在相同闭合压力的条件下,疏水石英砂DH-1在煤油介质中的导流能力最大,疏水石英砂DH-1在煤油中的导流能力优于去离子水介质的导流能力。疏水石英砂DH-1在69 MPa的破碎率仅为24. 2%,单颗粒抗压强度为352 MPa。     

可降解纤维压裂暂堵剂表面改性与性能研究

可降解纤维应用浸润法进行表面改性,对其暂堵能力、悬砂性能、裂缝导流能力和防支撑剂回流性能进行评价。结果表明,9‰浓度的可降解纤维混砂后对导流能力的影响最小,在长10 cm的标准岩心中形成的暂堵突破压力可达0.3 MPa;而且加入纤维后使支撑剂临界出砂流速提高了30~60倍以上,可以有效地防止支撑剂回流。压裂施工结束后,纤维在地层中降解,形成新裂缝的同时恢复老裂缝的导流能力。     

致密油水平井甜点体积压裂技术探索及实践

某油田致密砂岩油气富集,开发潜力大,但储层致密、压力系数低、天然裂缝不发育、砂体跨度大,储层改造面临裂缝启裂难、裂缝复杂程度低、加砂难度大、施工成本高及稳产难度大等问题。针对油藏地质特征及储层改造难点,试验应用水平井甜点体积压裂技术,通过水平段甜点识别、段内小缝间距分簇射孔速钻桥塞分段压裂、连续油管环空加砂压裂及高排量多液性段塞式注入相结合,保证裂缝高效起裂延展;组合应用大砂量加砂工艺与大液量缔合压裂液体系,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;配合工厂化压裂作业施工,提高压裂效率、降低储层改造费用;同时择机注水补能,确保水平井投产长期有效。目前该项技术已在我厂致密油区块全面推广应用,累计在3个区块实施20口水平井,改造后水平井增产稳产效果显著提升,有效推动了我厂致密油区块整体高效开发和规模效益动用。     

致密砂岩中浅层低成本压裂支撑剂组合实验研究

由于致密砂岩储层渗透率低,一般未经储层改造,自然产能低,难于达到经济开采的要求。国内目前小于1500m的储层压裂一般都采用石英砂作为支撑剂,大于1500m则采用陶粒,为了进一步降低单井投资成本、提高开发效益,考虑对中浅层储层采用石英砂尾追陶粒的组合方式进行压裂。本文考虑不同闭合压力下的压裂液伤害、支撑剂嵌入等因素的影响,运用长期裂缝导流仪系统,模拟地层闭合压力、温度等环境,对油气田常用的石英砂及陶粒进行了长期导流能力评价,对石英砂尾追陶粒组合的比例进行优化,优化出了适合中浅层油气田的最佳支撑剂组合比例（石英砂：陶粒=70：30）,为国内中浅层储层压裂提高经济效益、降低单井成本提供了参考依据。     

泥岩裂缝油藏支撑剂短期导流的影响因素分析

依据压裂增产措施大庆油田泥岩储层在现场应用的过程中出现的实际问题,实验使用I=CS-842型裂缝导流仪,对不同粒径的同种支撑荆在不同泥质含量情况下的人造岩心复合板的导流能力进行了实验研究。以金属板数据为基础,对比出不同粒径的支撑剂在不同泥质含量的人造岩心复合板的嵌入导流能力。实验结果表明：对相同泥质含量的岩心板,支撑剂越大嵌入数量越小,对导流能力影响也越小。对相同粒径支撑剂,支撑剂在岩心板中的嵌入程度随泥质含量的增加而增加,对导流能力影响也越大,支撑剂破碎率随压力增大而减少。研究结果为压裂设计中支撑荆的优选原则提供依据。     

支撑剂导流能力测试研究

为了解支撑剂导流能力随闭合压力变化的规律,本文以DL-2000型酸蚀裂缝导流能力实验仪为实验设备,开展不同闭合压力、不同气体流量条件下的支撑剂导流能力测试。实验结果表明40/70目陶粒液测导流能力大于70/140目陶粒液测导流能力,40/70目自悬浮支撑剂气测导流能力大于70/140目自悬浮支撑剂气测导流能力;烘干后的气测自悬浮支撑剂导流能力比未烘干时的高,但岩板导流能力比钢板导流能力低;气测40/70目自悬浮支撑剂在烘干、未烘干和岩板情况下导流能力值差异大,而气测70/140目自悬浮支撑剂在烘干、未烘干和岩板情况下导流能力值差异小。     

页岩压裂裂缝气测导流能力实验研究

页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水,液测导流能力并不能真实反映页岩气在地层裂缝中的渗透能力。压裂用支撑剂多是以钢板夹持支撑剂、蒸馏水为驱替流体完成测试,由于钢板表面平滑、刚性不可嵌入,无法反映页岩储层裂缝壁面不规整、支撑剂在页岩壁面特性,蒸馏水属于液相介质,无法反映天然气气相流动,因此需要改进实验方法。通过对API标准的导流室改进后,采用露头页岩岩心加工成的岩板模拟储层人工裂缝,氮气模拟天然气在页岩岩板夹持下的气相流动,测试其导流能力,优化铺砂浓度。理论分析认为,支撑裂缝只要有一定的宽度,其渗透率仍远高于页岩基质的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够真实反映地层情况,为铺砂浓度优选和页岩气藏压裂设计施工等提供可靠依据。     

考虑支撑剂破碎的裂缝导流能力计算模型

基于Carman-Kozeny公式建立了考虑支撑剂破碎的裂缝导流能力计算模型,通过实例计算分析了支撑剂破碎率对裂缝导流能力的影响,研究结果表明:随着支撑剂破碎率的增加,裂缝导流能力逐渐降低;支撑剂的直径越大、裂缝闭合压力越高、支撑剂法向刚度越小,随支撑剂破碎率的增加,裂缝的导流能力下降幅度越大。     

聚合物微球溶液对裂缝导流能力影响实验研究

利用HXDL-2C型支撑剂裂缝评价系统,研究了不同聚合物微球浓度、驱替速度和闭合压力对支撑裂缝短期导流能力的影响。结果表明,随着聚合物微球溶液浓度的增加,支撑裂缝导流能力缓慢下降,当微球质量分数为0. 2%时,导流能力最低,封堵性最强;随着驱替速度的增加,导流能力明显上升;随着闭合压力的增加,导流能力呈现下降趋势。     

压裂裂缝在气井排采中导流能力的研究

API线性导流仪是研究压裂裂缝在气井排采中导流能力的"利器"。通过研究知道影响压裂裂缝的导流能力的因素不仅仅是支撑剂的种类、强度、闭合压力、铺置浓度等,对其存在影响的因素还有微粒和滞留液。对压裂裂缝导流能力的损害进行评定,通过分析找出一条预防和降低压裂裂缝导流损害的措施,以提高排采能力。