自支撑相变压裂技术室内研究与现场应用

为了解决常规水力压裂普遍存在的砂堵、残渣伤害、设备磨损、裂缝远端难以得到有效支撑等问题，提出了一种自支撑相变压裂技术，即：向储层注入由相变流体和非相变流体组成的相变压裂液体系，在地层温度的刺激下，相变流体发生相变，由液体变为固体的相变支撑剂颗粒从而支撑水力裂缝，而非相变流体占据的空间在其返排后则成为油气高速流动的通道；在此基础上，进行了材料性能评价、工艺参数优化和现场应用。研究结果表明：①在30 ℃下，相变压裂液体系是一种无固相的液体，流动性好，随着温度的升高，逐渐生成相变支撑剂颗粒；②相变流体相变时间可调，能够适合不同温度的储层；③在不同配方、不同剪切速度条件下，相变压裂液体系能够形成粒径介于0.1～5.0 mm的相变支撑剂；④裂缝导流能力与粒径大小呈正比，导流能力优于石英砂和陶粒。现场应用效果表明，缝长及导流能力优化、注液排量设计、温度场模拟计算等配套手段进一步完善了自支撑相变压裂技术体系，能够有效地指导自支撑相变压裂现场实施。结论认为，现场应用的成功，验证了该项技术的可行性，可以为储层改造提供一种新的压裂技术。     

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。     

通道压裂中流动通道形态影响因素实验研究

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,其关键是在水力裂缝中形成供油气流动的畅通通道网络,但目前针对通道压裂支撑剂铺置形态、流动通道特征研究尚处于起步阶段。通过大型平板裂缝可视装置,开展通道压裂支撑剂动态输送实验研究,分析纤维、压裂液、支撑剂、泵注排量和脉冲时间对支撑剂输送和流动通道形态的影响。实验结果表明:纤维和压裂液决定能否在支撑裂缝中获得流动通道,而泵注排量和脉冲时间对流动通道形态有较大影响,而支撑剂密度和粒径对流动通道形态几乎无影响;胍胶分子链缠绕在纤维表面,使得纤维网状结构范围增大、强度增强,两者共同提高了携砂液脉冲段在输送过程中的稳定性;流动通道类型可以分为3类,且流动通道形态受到泵注排量和脉冲时间乘积的控制。当脉冲单元注入参数为2.5~5.0 L时,形成的高速通道形态最优,支撑裂缝导流能力最大。     

温度刺激响应型超分子相变压裂液的制备与性能评价

在石油开采水力压裂增产措施中,支撑剂的注入易导致脱砂、砂堵或注不进等问题,影响压裂效果。利用超分子材料自组装特性,以N,N-二甲基甲酰胺(DMF)为溶剂,加入异氰脲酸酯和四甲基氯化铵等制备得到超分子构筑单元,再加入功能单元以及十二烷基苯磺酸钠、聚乙烯呲咯烷酮、过氧化氢和氯化钙等对构筑单元进行修饰制得相变压裂液。将相变压裂液和非相变压裂液混合后加热至80℃制得相变固体。通过核磁共振和扫描电镜对合成产物进行表征,分析体系的微观结构,研究了相变压裂液的注入性和相变固体的抗压性、导流能力等。结果表明,在升温过程中,相变压裂液分子自组装排列发生相变形成固体。相变压裂液的注入性良好,在20～70℃的平均黏度仅为17.55 mPa·s。相变固体具有良好的耐压抗破碎性能,28、52 MPa闭合压力下的破碎率分别为1.83%、3.22%。不同铺砂浓度下相变固体的导流能力较好,高压导流能力接近陶粒且远高于石英砂。压裂施工过程中只注入液体,压裂液在地层温度下形成固相从而支撑裂缝建立油气通道,避免了固相支撑剂的砂堵和注入性问题。图15表1参26     

不同进口位置下支撑剂铺置规律及其数值模拟研究

滑溜水压裂技术以大排量、大液量的方式向地层泵注携砂液,最终可以在压裂储层中形成填充有支撑剂的有效人工裂缝。通过对支撑剂颗粒进行受力分析,建立其沉降的速度公式,并结合固液两相流的运动机理,建立了支撑剂输送的数学模型。基于现有装置,研究了不同进口位置组合对滑溜水压裂液携砂运移规律的影响,并利用Fluent软件的欧拉模型对铺砂形态进行数值模拟。结果表明:Ⅰ-Ⅱ型进口组合最有利于主缝进口端的铺砂,支撑剂铺置率高,且砂堤平衡高度前缘距离较小。实验与模拟结果的吻合度高,可为压裂施工提供理论帮助。     

裂缝扩展与输砂动态耦合的缝内支撑剂铺置特征

裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合是目前水力压裂数值模拟技术面临的挑战之一。为了探究页岩动态裂缝缝内支撑剂铺置特征，基于三维离散元方法，建立考虑层理的页岩储层裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合数值模型，分析了不同支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度和支撑剂注入方式下的裂缝扩展与支撑剂铺置规律。研究表明：粒径越小，支撑剂铺置范围越广，铺置越均匀，粒径为150μm的支撑剂的铺置面积与铺置效率是粒径为600μm的支撑剂的1.8倍；支撑剂密度不是影响裂缝扩展和支撑剂运移的主要因素；压裂液黏度越高，裂缝面积和铺置面积越小，铺置效率越高，黏度从1 mPa·s增至15 mPa·s,裂缝面积减少45%,铺置面积减少34%,铺置效率增大12%;支撑剂注入方式为阶梯注入时，压裂液造缝与携砂效果最好。该研究成果可为页岩储层有效改造提供理论指导。     

页岩气储层支撑剂输送大尺度主缝实验装置研制

为了深入开展页岩气储层压裂水力裂缝主缝中支撑剂输送、铺置规律研究,进行了支撑剂输送大尺度实验装置研制.在分析主缝中支撑剂输送铺置特征的基础上,确定了包括重力雷诺数、流动雷诺数、缝长缝高比等无量纲数为装置实验段设计相似准则,建立了两种平板裂缝实验段几何模型,根据雷诺数相似确定了模型的进出口边界条件,采用固液两相流计算流体...     

川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用

常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流现象严重、铺置效果不理想等问题。针对川西气田水平井压裂后压裂液返排效率低、支撑剂回流现象严重等问题,研制出可降解纤维及与之配套的纤维降解剂,形成了可降解纤维材料体系,以提高压裂液返排效率,改善裂缝导流能力,并防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置效果,进而提高压裂改造效果。通过在川西气田水平井采用可降解纤维材料体系实施纤维加砂压裂工艺,有效提高了压裂后压裂液返排效率,减少了支撑剂回流量,改善了压裂效果,为水平井防支撑剂回流提供了借鉴经验。     

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.     

湍流效应对支撑剂铺置规律的影响

进行水力压裂的目的就是将支撑剂铺置于已产生的裂缝中,支撑剂在裂缝内的分布规律决定了压裂后填砂裂缝的导流能力和增产效果。为了研究湍流对支撑剂铺置的影响,利用大型可视化裂缝模拟装置进行了支撑剂铺置模拟实验,同时运用Fluent模拟软件中的欧拉两相流模型对支撑剂的铺置进行数值模拟研究。实验结果表明,随着压裂施工排量的增大,裂缝入口处形成的湍流强度越强,致使靠近裂缝入口处铺置的支撑剂越来越少,直至无支撑剂铺置,大大降低了裂缝的导流能力。其研究结果可为水力压裂施工中设计合理的施工排量提供帮助。     

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。      

水力压力波动注入压裂增产工艺的力学原理

为了提高水力压裂的改造增产效果, 解决连续油管环空水力压裂作业中高泵压的难题, 提出了一种新的水力压力波动注入压裂增产工艺。基于水力压裂原理, 解释了水力压力波动注入条件下井筒压力系统变化规律; 根据流体力学、弹性力学及波动力学理论, 建立了水力压力波动注入压裂增产工艺的基础力学原理。分析结果表明, 水力压力波动注入条件下, 井筒内流动流体发生了能量转换, 在井底附近产生了不稳定的压力波动, 这种由于不稳定注入排量产生的不稳定的压力波动在储层裂缝内以压力波的形式传播; 水力压力振动波沿缝长方向传播时并不是以恒定压力振幅传播, 而是呈现压力振幅衰减的规律; 水力裂缝的长度和宽度随着压裂泵工作转速的增大而增加。研究结果表明, 水力压力波动注入压裂增产工艺可以提高水力压裂的改造效果和油气井的产量, 建议将该工艺方法应用到现场水力压裂作业中。     

Experimental and Numerical Investigation of Proppant Placement in Hydraulic Fractures

Abstract

In hydraulic fracturing treatments, a fracture is initiated by rupturing the formation at high pressure by means of a fracturing fluid. Slurry, composed of propping material carried by the fracturing fluid, is pumped into the induced fracture channel to prevent fracture closure when fluid pressure is released. Productivity improvement is mainly determined by the propped dimension of the fracture, which is controlled by proppant transport and proper proppant placement. Settling and convection (density driven flow) are the controlling mechanisms of proppant placement. In this study, proppant transport and placement efficiency of four non-Newtonian fluids with controlled density differences was experimentally investigated and numerically simulated. Small glass model was used to simulate hydraulic fracture and parameters such as slurry volumetric injection rate, proppant concentration, and polymer type (rheological properties) were investigated.

It has been observed that small glass models easily and inexpensively simulated flow patterns in hydraulic fractures and the flow patterns observed are strikingly similar to those obtained by very large flow models used by previous investigators. Convection was observed to be significant flow mechanism even with small density contrast. As viscous to gravity ratio increases, due to increasing slurry injection rate or decreasing proppant concentration, convection settling decreases and proppant placement efficiency increases. Increasing non-Newtonian flow behavior index (n) by using different types of polymers shows more gravity underrunning and less proppant placement efficiency. Therefore, larger slurry volumes are needed to be injected to prop the entire fracture height. Experiments conducted were simulated and some of the simulated experiments were presented. The simulator quantitatively replicates the experimentally observed.     

胶结型天然裂缝对水力压裂裂缝延伸规律的影响

为确定致密砂岩储集层中天然裂缝在水力压裂裂缝网络形成中的作用,采用渗流-应力-损伤耦合方法建立数值模型,并运用Monte-Carlo模拟方法,在数值模型中生成裂隙网络模型,研究天然裂缝方向、天然裂缝强度、水平主应力差、压裂液注入速率以及压裂液黏度对水力压裂裂缝延伸规律的影响。结果表明,天然裂缝与最大水平主应力夹角为30°~60°时,形成的水力压裂裂缝最为复杂。天然裂缝强度增大不利于分支裂缝和转向裂缝的产生,低水平主应力差条件下,天然裂缝展布方向主导水力压裂裂缝的延伸;在高水平主应力差条件下,应力主导裂缝网络的延伸;当水平主应力差为3.0~4.5 MPa时,水力压裂裂缝复杂程度最高,延伸范围最大。增大压裂液注入速率,会促进复杂水力压裂裂缝网络的形成;适当提高压裂液黏度,可以促进裂缝的扩展,但是当黏度过高时,裂缝仅在射孔周围有限范围内形成复杂裂缝网络。     

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洛带气田为低渗透砂岩气藏，水力压裂改造是气田投入工业化开采的关键技术，而气田不利的地质特征给水力压裂改造提出了严峻的挑战。章从地应力场特征、压裂液性能优化、压裂工艺技术特点和增产效果分析入手，对洛带气田压裂工艺技术取得的新进展作了详细论述和归纳总结，提出以减小入地液量、低排量控制缝高、强化压裂液综合性能和提高返排效果为主要手段的，以“低前置液、小排量、中等砂比、强化返排”为对策的压裂施工工艺，在压裂改造中大幅度提高了单井产量和工业气井建成率，取得了比较好的技术经济效益，也为气田压裂改造技术的深入发展提供了参考。     

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。      

少水压裂技术及展望

针对常规水力压裂用水量大、无水压裂难以达到高砂液比和泡沫压裂难以形成复杂裂缝等问题,提出了少水压裂技术的概念,即充分利用水力压裂、无水压裂和泡沫压裂的技术优势,在满足压裂造缝体积要求的基础上,最大限度地减少用水量。重点介绍了超临界二氧化碳与低黏度滑溜水复合破岩技术、基于多因素的多簇裂缝均衡延伸控制技术、造缝及携砂全程加砂技术和压裂后返排及生产全生命周期管理等少水压裂关键技术,给出了大幅度提高压裂液的造缝效率、最大限度提高多尺度水力裂缝的砂液比和应用微泡沫压裂液等少水压裂关键工艺。少水压裂技术的提出,对国内压裂思路转变和开发效果提升具有较强的理论价值和现实指导意义。      

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

火山岩气藏体积压裂多裂缝协同效应及控制机理

松辽盆地火山岩油气储藏进行水力压裂施工时出现的一些工程问题,如近井砂堵,支撑剂不能进入地层的现象等,主因是该储层存在天然裂缝。天然裂缝分布的复杂性及发育程度极大影响了地应力场的分布格局,同时改变了人工裂缝起裂及延伸机理,使该类油气藏的开采增加了很大的难度。文中探索和研究了火山岩气藏岩体天然裂缝对体积压裂人工裂缝协同效应规律及控制机理,建立了火山岩本体起裂应力状态方程及张性破裂与剪切起裂判断的模型,分析了水力裂缝延伸扩展和转向扩展形态。室内实验测试和现场实践应用取得了理想的效果,可为火山岩气藏水力压裂参数优化设计提供参考。