CO_2-水-岩作用对致密砂岩性质与裂缝扩展的影响

基于CO_2水溶液浸泡致密砂岩实验和室内压裂模拟实验,研究了CO_2-水-岩作用对致密砂岩性质和裂缝扩展的影响,并通过CO_2水溶液浸泡试样裸眼段考察CO_2在压裂过程中的化学作用。研究结果表明:CO_2水溶液浸泡后,方解石和白云石含量显著降低,钾长石和斜长石被溶蚀生成高岭石;石英和黏土矿物含量升高,但伊利石和绿泥石含量降低;溶蚀孔隙数量增多,孔径变大,孔隙度和渗透率增大;抗张强度降低,且平行层理降低幅度大于垂直层理;相比于滑溜水压裂,超临界CO_2压裂的破裂压力降低14.98%,形成的水力裂缝数量增多,裂缝形态更复杂;CO_2水溶液浸泡裸眼段后,超临界CO_2压裂的破裂压力相比于未浸泡情况降低21.61%,且水力裂缝多点起裂,裂缝复杂程度进一步提高。实验证明CO_2的物理和化学特性能有效提高CO_2压裂裂缝的复杂性。     

基于压力脉冲法的储层基质压裂液伤害评价

低渗透油气藏储层基质致密,发育微纳米孔喉,毛管压力作用明显,在压裂过程中由于压裂液返排不彻底而受到伤害,导致油气藏产能降低。目前大量的研究集中于压裂液对储层裂缝的伤害,忽略了对基质的伤害。基于压力脉冲法测定原理,建立基质渗透率测定模型,并根据模型研发了压力传导仪,系统地研究压裂液对塔里木油田克深地区致密砂岩、四川盆地鲁家坪组以及须家河组页岩储层基质的伤害规律。与常规岩心流动伤害评价方法相比,压力脉冲法不需计量岩心出口端流量,而是以记录流体通过岩心时下游压力随时间的变化来评价岩心渗透性和损害程度,从而解决了低渗透岩心渗透率过低而引起的实验误差大、流量监测时间长等常规评价问题。     

储层岩石孔隙结构的分形研究

储层岩石的孔隙空间具有良好的分形特征，孔隙结构的分形维数可以定量描述孔隙结构的复杂程度和非均质性。应用分形几何的原理，对低渗透储层岩石的孔隙结构进行了研究。建立了毛管压力和孔隙大小概率密度分布的分形几何模型。并根据毛管压力曲线资料计算了孔隙结构的分形维数和孔径大小概率密度分布。计算结果表明，用该方法研究孔隙结构不仅简单易行，而且精度很高。     

通过改变近井地应力场实现页岩储层缝网压裂

体积压裂是对非常规储层进行高效改造的最主要手段之一,目前国内外对于体积改造技术的关注多集中在对水平井分段多簇压裂的优化方面。在深入分析诱导应力的计算方法及其对处理区域动态应力场形成所起到的决定性作用基础上,提出了通过控制诱导应力实现垂直于井筒方向缝网形成的方法。在压裂中,依靠原始地应力资料有目的地设计第1次压裂,产生需要的诱导应力,从而在第2次压裂中形成网状裂缝,这种通过改变近井地应力来实现缝网的方法在实际应用中取得了较好的效果。依据不同类型页岩储层特点进行优化设计和配套工艺改进,对非常规储层的体积改造具有重要意义。     

一种多段压裂水平井改造体积的计算方法

致密油气藏勘探开发已在全球范围内迅猛增长,水平井分段压裂技术使得此类非常规资源具有了工业开采价值。压裂改造体积是评价压裂施工效果、预测压后单井产能及采收率的重要指标。目前压裂改造体积往往依靠微地震成像的粗略计算或者通过建立压裂模型拟合现场压裂施工数据的方法来获得。针对多段压裂水平井,提出了一种改造体积计算方法。该方法基于不稳定试井理论,在建立的压后生产模型中考虑了次生裂缝的影响因素,利用压后不稳定生产数据进行改造孔隙体积计算。通过对苏里格致密气田一口多段压裂水平井的实例分析,验证了该方法运算过程简便快速、计算结果有效。     

致密砂岩气层伤害特点分析

亲水致密砂岩气藏在一定的地质条件下，可能存在亚束缚水饱和度现象。这种具有自吸捕集水的能力将成为致密砂岩气藏的主要伤害因素。在完井、改造及作业过程中应加以防范。     

煤粉对裂缝导流能力的伤害机理

应用FCES-100裂缝导流仪和平流泵模拟了煤层气排采过程中煤粉颗粒侵入压裂裂缝支撑剂充填层的过程,研究了煤粉在支撑剂充填层内的运移规律及其对导流能力的伤害机理、影响程度。实验表明：煤粉易侵入支撑剂充填层,不易随水排出,对导流能力伤害严重,并且随着煤粉浓度增加伤害程度急剧增大。煤粉的聚集附着、桥堵孔喉是支撑剂充填层导流能力伤害的主要原因。粒径较小的煤粉更易运移聚集伤害裂缝导流能力,使用小粒径支撑剂可以有效地俘获煤粉颗粒,有利于提高主裂缝的导流能力;压裂后快速返排有助于煤粉迅速排出,减少其在裂缝内的滞留,并保持排采稳定有利于煤粉顺利排出,避免聚集堵塞。     

浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s-1下,压裂液冻胶剪切5 min后的黏度基本稳定,约为140 mPa.s,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4 h后的黏度为3.5 mPa.s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX-YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8     

碳酸盐岩油藏近井筒区域温度场的模拟

在碳酸盐岩油藏酸化中,近井筒附近的温度场对酸化效果影响很大。通过一种双重尺度模型对这一问题进行了研究,模型考虑了孔隙中的对流传质、传热和液固表面的酸岩反应。结果表明:与实验室常温条件相比,地层高温条件下的酸岩反应速率增快,形成主蚓孔的注酸速度增大(Damköhler数减小),且当注酸速度较大时,突破体积明显下降;当模拟区与外界不发生热交换时(绝热边界),由反应放出的热量使得模拟区的温度上升,造成突破体积比等温边界时的小;若酸液在井筒中不与地层发生热交换,则注酸速度较低时不同地层温度的突破体积几乎没有差别;反之,注酸速度较低时突破体积随着地层温度的上升而增加。     

试井及生产资料在储气库早期评价中的应用

针对陕２２４ 井区储量、储层连通性、边界封闭性不确定的问题, 运用压力恢复试井与生产动态分析相结合的方法, 通过压力恢复曲线拟合, 确定近井地带特性参数, 如井筒储集系数、表皮系数, 并获得４ 组储层及边界解释模型; 利用流量标准化拟压力曲线拟合校正了解释模型, 求取到气藏关键参数, 如地层系数、径向复合半径、流度系数比、储容系数比、边界位置, 计算井区共动用储量１０. ４３×１０８ｍ３。研究表明, 试井与生产动态分析相结合的方法, 弥补了资料周期短、精度低的缺陷, 克服了解释模型不全面、不唯一的弊端, 获得了完整准确的井区气藏模型。