支撑剂嵌入对煤岩水力裂缝导流能力的影响

为了研究煤层气井压裂中支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响,应用FCES-100裂缝导流仪,针对不同类型支撑剂嵌入对煤岩裂缝导流能力的影响进行了测试.实验表明,与砂岩地层不同,煤层的硬度较小,在较小的闭合压力下压裂中支撑剂嵌入情况较严重,导致导流能力降低.10 kg/m2铺砂浓度下,闭合压力为35 MPa时石英砂嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降36.4%,闭合压力为25 MPa时核桃壳嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降34.8%.当煤层闭合压力低于20 MPa时,应该优先选择核桃壳作为支撑剂;当煤层闭合压力高于25 MPa时,应优先选择石英砂作为支撑剂.所得出的结论对今后煤层气的研究工作及现场施工具有一定的指导意义.     

致密碳酸盐岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力实验研究

水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力,对于致密碳酸盐岩储层,受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响,裂缝导流能力下降较快,影响采出程度,如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂,对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统,选用不同类型的支撑剂,进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明,对于中强、高强陶粒支撑剂,随着闭合压力的增大,大粒径(16/30目)中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径(20/40目)中强陶粒支撑剂导流能力;当闭合压力超过69 MPa时,两者相差不大;而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近,但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大,对地层的伤害也大;在高闭合压力下,对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定,优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂,其组成为16/30目(60%)+20/40目(20%)+30/50目(20%)。     

支撑剂铺砂方式对其导流能力影响研究

本文测定了在不同闭合压力下,不同支撑剂粒径、铺砂浓度、铺砂方式下的导流能力。实验结果表明:在闭合压力较低时,支撑剂粒径越大,导流能力越高,但随着闭合压力逐渐增大,粒径越大支撑剂导流能力降低较快;支撑剂铺砂浓度越高,导流能力越高;在相同的闭合压力、铺砂浓度下,不同支撑剂存在最佳铺砂方式。当闭合压力大于24.15 MPa,铺砂浓度为10 kg/m~2时,铺砂方式为2:1(20/40目:30/50目)的导流能力最大;当闭合压力大于20.7 MPa,铺砂浓度为5 kg/m~2时,铺砂方式为1:1(20/40目:30/50目)的导流能力最大。本文认为在进行压裂时,应针对不同的储层地质情况、储层物性选择最佳的支撑剂粒径、铺砂浓度及支撑剂组合方式,提高油气开采经济效益。     

双壳型覆膜支撑剂DSCP的研制及现场试验

压裂深层页岩气井时,要求所用支撑剂具有良好的抗压强度和导流能力。为了寻找一种抗压强度高、导流能力好且价格适中的适用于高闭合压力油气井压裂的支撑剂,以酚醛树脂、多元醇聚合物和固化剂等为原材料,采用物理表面涂覆和化学改性相结合的方法,按照一定质量比制备了双壳型覆膜支撑剂DSCP。DSCP内壳的主要成分为酚醛树脂,用于提高抗压强度;外壳的主要成分是惰性合成树脂,在进一步提高抗压强度的同时,提高支撑剂的导流能力。室内评价了DSCP的抗压强度、导流能力等性能,结果为,DSCP在压力69和86 MPa下的破碎率分别为1.21%和2.35%,在温度90 ℃、压力90 MPa下的导流能力为3.12 mD·cm,表明其具有良好的抗压强度和导流能力。现场试验表明,相较于使用陶粒压裂的水平井,在达到相同压裂规模和相当工艺参数的前提下,使用DSCP时支撑剂费用降低30%左右。研究结果表明,DSCP能够在高闭合压力井压裂中使用,具有较好的推广应用前景。      

防回流纤维对支撑剂导流能力影响实验研究

水力压裂裂缝内的导流能力是影响油气井压后产量的重要因素。为研究防回流纤维对裂缝内支撑剂导流能力的影响,运用FCES-100裂缝导流仪,对不同粒径支撑剂在纤维以及压裂液影响下的导流能力进行实验测试,掌握了其影响规律。实验结果表明,纤维对不同粒径支撑剂导流能力的影响具有相似规律,在闭合压力较低时几乎无影响,而随闭合压力的增高其影响逐渐增大,当闭合压力达到70MPa后由于纤维的影响可导致导流能力下降30%～40%。压裂液残渣可导致支撑剂导流能力下降50%以上,而在较高闭合压力下由于纤维和压裂液残渣的共同影响可导致支撑剂导流能力下降70%以上。因此对于闭合压力较高的地层应慎重使用纤维防止支撑剂回流。     

页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评价

为了了解、掌握页岩气藏清水压裂缝网能够提供的导流能力大小及裂缝的有效性,利用四川盆地某构造的页岩进行了室内裂缝导流能力测试。实验结果表明：支撑剂浓度不足单层的情况时,闭合压力低于30 MPa,导流能力可与一定量的高浓度（多层）情况相当,但支撑剂嵌入和破碎显著增加,其导流能力不稳定,随时间增加可持续降低,闭合压力40 MPa时,20/40目陶粒嵌入程度可达71.8%,闭合压力进一步增大,裂缝将闭合失效;较低硬度的页岩支撑剂嵌入严重,导致低支撑剂浓度裂缝残余支撑缝宽不足,仅增加支撑剂粒径不足以克服嵌入影响,裂缝内需要有足够的支撑剂浓度,形成的缝网不能过于复杂;页岩黏土含量高,支撑剂充填层泥化严重,对支撑裂缝有效性的伤害不容忽视,可变形的树脂覆膜砂在一定程度上解决了支撑剂嵌入和充填层泥化问题。     

低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究

结合胜利油区低渗透油藏的特征,运用FCES-100裂缝导流仪,进行了支撑剂充填裂缝长期导流能力实验,考察了不同闭合压力、支撑剂嵌入与否、不同浓度和用量的压裂液对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度,分析了各种因素对导流能力的伤害机理。实验结果表明,闭合压力每增加1MPa,导流能力下降1.86μm2·cm,支撑剂的嵌入可使导流能力最多下降46.7%,压裂液残渣的伤害可使导流能力降低90%以上。提出了通过加大铺砂浓度减小各种因素对导流能力伤害程度的方法。实验结果对支撑剂的选择、压裂液的研制以及现场施工都有积极的指导意义。     

不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究

在油气田开发过程中,深井、超深井通常具有高温、高压、高闭合压力等复杂情况。在此类油井中进行水力压裂作业时,由于上述特点而面临诸多问题。高闭合压力下,大粒径支撑剂由于颗粒间接触面积小,承压能力差,破碎率高,支撑裂缝的导流能力下降快;小粒径支撑剂由于粒径小,形成的流动孔隙小,不能提供足够的裂缝导流能力。综合考虑以上因素,开展不同粒径组合支撑剂短期和长期导流能力的实验研究。实验结果表明：高闭合压力下,不同粒径支撑剂按照适当比例组合后,其抗破碎能力和导流能力较单一粒径支撑剂有显著的改善。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;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幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

通道压裂支撑裂缝影响因素分析

为了检测通道压裂所能提供导流能力大小及裂缝的有效性,利用某地层构造的砂岩、页岩进行室内导流能力测试。实验结果表明:通道压裂纤维用量为0.6%比较合适;支撑剂粒径对裂缝的导流能力影响较弱,在相同铺砂浓度下,不同粒径间支撑剂的导流能力差别很小;铺砂浓度对通道压裂导流能力影响较大,大量的支撑剂嵌入对低铺砂浓度导流能力伤害较为明显,高闭合压力下易造成明显的导流能力损失;陶粒、石英砂、覆膜砂3种支撑剂,在相同铺砂浓度下,随着闭合压力的增加,导流能力逐渐下降,覆膜砂的导流能力优于陶粒、石英砂;在相同铺砂条件下,支撑剂在砂岩中的嵌入程度高于页岩,导致其导流能力低于页岩中的导流能力。同时全面分析总结了在通道压裂中,影响支撑剂嵌入的各种因素,从而对优化通道压裂具有一定指导意义。     

砂砾岩人造裂缝导流能力物理模拟

由于砂砾岩储集层结构复杂、孔隙度低、非均质性和各向异性强,导致油藏开发具有一定的难度。为了实现砂砾岩油藏的高效开采,进行砂砾岩裂缝导流能力研究。通过分析影响砂砾岩裂缝导流能力的各个因素,从支撑剂含量和砾石含量两方面进行实验,在此基础上研究纤维和支撑剂粒径变化对导流能力的影响。支撑剂在裂缝中的分布方式有3种：与砾石接触、与基质和砾石接触、与基质接触。低闭合压力时,砂砾岩裂缝导流能力与砾石含量呈正相关,此时纤维对导流能力影响不大;随着闭合压力增大,导流能力随砾石含量增加出现下降趋势,纤维的存在也使导流能力下降。导流能力与支撑剂含量呈正相关,闭合压力越大,导流能力越弱,在一定砾石含量时,支撑剂粒径越大,导流能力越强。综上分析,在一定闭合压力下,砂砾岩裂缝导流能力与砾石含量和支撑剂含量呈正相关,增大闭合压力,导流能力出现下降趋势。     

石英砂陶粒组合支撑剂导流能力实验研究

为优选现场压裂设计25~35 MPa 闭合应力下支撑剂，使用FCES-100 裂缝导流仪根据SY/T 6302—2009 推荐方法测量了长庆现场用陶粒和石英砂破碎率和导流能力、石英砂与陶粒不同体积比混合导流能力，以及石英砂后尾追不同比例陶粒导流能力。结果显示:不同闭合应力下石英砂与陶粒组合体积比为1∶1，2∶1，3∶1 时，石英砂后尾追陶粒导流能力大于石英砂陶粒均匀混合导流能力，闭合应力越高，差距越明显，相同条件下优选尾追型；混合型和尾追型石英砂和陶粒体积比均为1∶1 时，混合型导流能力接近尾追型。闭合应力35 MPa 储层，选用1∶1 混合型或尾追型，考虑成本因素建议选择尾追型2∶1； 闭合应力25 MPa 储层考虑成本推荐3∶1 尾追型；闭合应力20 MPa 储层推荐4∶1 尾追型。25~35 MPa 闭合应力下支撑剂组合中陶粒占比达到50% 即可提供足够导流能力，其值可作为陶粒使用上限。实验数据为现场闭合应力在25~35 MPa 储层支撑剂的优选提供了重要依据。     

温度响应地下自生成支撑剂研究

为了在超深储层中构建全缝长、全缝网的有效支撑,研制了一种由相变液体和非相变液体组成的温度响应地下自生成支撑剂（液体支撑剂）。该支撑剂在地面低温条件下呈液态,在储层高温条件下发生相变,经过一定时间可转变为固体颗粒,从而支撑裂缝,并在高温和高闭合压力下始终保持较高的裂缝导流能力。室内性能试验表明,该支撑剂在不同搅拌速度下可以形成不同粒径的固体颗粒;相变前的液体支撑剂是一种黏性流体,滤失量低、配伍性良好;相变后形成的地下自生成支撑剂具有较好的承压能力,且粒径大小可控、相变时间可调,60 MPa闭合压力下不同粒径组合的有效导流能力可达9.21 D·cm。温度响应地下自生成支撑剂的研制,为超深储层的油气高效开发提供了一种新的改造方式。      

石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。     

压裂液残渣及支撑剂嵌入对裂缝伤害的影响

运用ZCJ-200型导流能力试验装置测试了3种不同压裂液在相同支撑剂类型、铺置浓度、不同闭合压力下对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度；用蒸馏水作为介质测试了2种支撑剂在不同闭合压力及不同温度下对导流能力影响的差别。通过研究不同压裂液对支撑缝的伤害程度，发现残渣对支撑缝的伤害程度影响显著，应选择低残渣压裂液；对同一种体系，闭合压力升高会导致导流能力、渗透率的降低，通过对两者与闭合压力的关系表达式，总结出其衰减规律；支撑剂颗粒大小、温度变化对导流能力都有很大影响。     

软硬煤岩导流能力影响因素及正交试验

煤岩导流能力分析对煤层气经济有效开发十分重要.针对软硬程度不同的2种煤岩,运用导流仪研究不同因素对导流能力的影响,利用正交试验分析各参数对导流能力的影响程度并优化实验组合.结果表明:各参数对导流能力的影响程度排序为闭合压力、铺砂浓度、测试介质、支撑剂类型;不同支撑剂类型中,陶粒和树脂砂相对于兰州砂适用性更好;硬煤相比软煤导流效果更好;兰州砂以16/20目和20/40目体积比为1的铺砂方式具有更高导流能力;低闭合压力下,支撑剂嵌入是影响导流能力的主要因素,而高闭合压力下,支撑剂破碎是影响导流能力的主要因素;高铺砂浓度下,导流效果更好.研究成果为煤岩现场施工和优化压裂设计提供了理论依据,对煤层气安全开发也具有重要意义.     

纤维对支撑剂导流能力影响实验研究

纤维技术是近年国外发展的一项新技术,在防止压裂后支撑剂回流、降低裂缝伤害等方面具有明显的优势,为了评价纤维的性能,对加入纤维后对支撑剂导流能力的影响进行了实验研究.实验结果表明:不同的纤维与不同的支撑剂组合时,纤维都存在一个最优的加量浓度;在低闭合压力下,纤维的加入可以提高原支撑剂的导流能力,而在闭合压力超过某临界压力后纤维的加入则会降低支撑剂的导流能力;加入纤维后支撑剂在不同铺置浓度下的导流能力较为接近.实验结果总体表明,最优的纤维加入浓度对支撑剂导流能力影响不大,但在实际应用时应结合纤维性能和支撑剂性能通过实验确定在储层闭合压力下纤维的最优加量浓度.纤维对支撑剂导流能力影响实验结果对纤维技术在油气井增产措施中的推广应用具有指导意义.     

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

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。     

高速通道压裂支撑裂缝导流能力实验评价

支撑裂缝导流能力是评价压裂施工效果的重要参数,通过室内导流能力实验,研究支撑剂粒径和段塞数、纤维浓度及其加入方式对高速通道压裂支撑裂缝导流能力的影响,并采用正交试验和灰色关联分析法分析各参数对支撑裂缝导流能力的影响程度。结果表明:支撑剂粒径越大,支撑裂缝的导流能力越强;支撑剂段塞数越多,通过增加支撑剂段塞数得到的支撑裂缝导流能力增幅越小;当闭合压力小于41 MPa时,支撑剂段塞数越多,支撑裂缝导流能力随着闭合压力的增大降幅越大;支撑裂缝导流能力随纤维浓度的增加而降低,以纤维包裹支撑剂这种纤维加入方式对支撑裂缝导流能力的影响最大;各参数对支撑裂缝导流能力影响程度由大到小依次为闭合压力、支撑剂段塞数、纤维浓度、纤维加入方式、支撑剂粒径。