岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响

为避免天然岩的复杂性对其润湿性研究造成影响,以石英砂支撑剂和选择性支撑剂为添加剂制作不同孔隙润湿性的人造岩心,研究了岩心孔隙润湿性对油水相对渗透率和驱油效率影响。结果表明,与石英砂支撑剂岩心相比,含选择性支撑剂岩心水相相对渗透较低,油相相对渗透较高;与含石英砂岩心相比,含选择性支撑剂岩心含油饱和度略高,水驱见水时间较短,水驱结束时注入压力梯度较大,最终采收率较低。与含石英砂可视化模型相比,在水驱结束后,加入选择性支撑剂的可视化模型波及程度明显高于石英砂模型,亲油部分在岩心内分布,对采收率有一定影响。     

润湿性改变对稠油流动影响的可视化实验研究

为了研究稠油油井施工过程中储层润湿性的改变对稠油流动及采收率的影响,利用室内可视化实验手段,对水湿、油湿、中性润湿条件下可视化微观模型中稠油流动状态进行分析研究.水驱油实验结果表明3种润湿情况下水几乎都沿着大孔道中间突进,即饱和稠油后,改变润湿性的模型表面又恢复成油湿,因此施工过程润湿性的改变对稠油流动没有造成影响.分析认为这与稠油油藏的高黏度和高流度比有关.     

致密油藏自渗吸提高采收率影响因素研究

针对致密油藏现有开发方式下产量递减快、可采储量低的问题,通过建立双孔双渗致密油自渗吸提高采收率数学模型,研究裂缝密度、基质渗透率、毛管力、原油黏度等因素对自渗吸提高采收率效果的影响。研究发现,注入表面活性剂使亲油致密储层产生润湿性反转,诱导产生自发渗吸,从而可有效提高基质原油的动用程度;渗吸采油效果与裂缝密度正相关,裂缝越密,基质比表接触面积越大,渗吸强度及采油速度也越快;渗吸采油效果与毛管力正相关,改变润湿性的同时应尽量保持界面张力水平;渗吸法采油适用于原油黏度较低、基质渗透率较高的亲油致密油藏。     

变黏滑溜水裂缝内携砂运移特征研究

滑溜水在裂缝中的携砂运移规律,对指导滑溜水压裂实践有重要意义。采用可视化平行板裂缝模拟装置,测试了不同注入参数组合的输砂剖面。结果表明,造缝滑溜水+70~140目支撑剂+8%砂比时,滑溜水携砂能力好,裂缝入口端未出现砂堤,支撑剂对裂缝的充填不充分;在低黏滑溜水+40~70目支撑剂+15%砂比和高黏滑溜水+20~40目支撑剂+20%砂比条件下,裂缝填砂量较大,深部裂缝砂堤较高,但裂缝入口处充填差;随着施工排量的增加,几种组合模式均表现出砂堤前缘距入口距离增大,前缘高度减小,平衡高度变化不大的情况。注入组合是影响砂堤形态的重要因素,不同注入参数组合模式对应的砂堤形态和表征参数相差较大,现场需对组合模式进行优化,提高入口处裂缝的导流能力。     

压裂水平井支撑剂运移及产量研究

根据压裂水平井实际情况,首先建立了支撑剂在三维裂缝的运移分布和水平井压后产能预测模型;结合裂缝三维延伸模型、温度场模型和压裂优化设计方法研制了压裂水平井设计软件.其中支撑剂运移模型通过引入支撑剂对流质量传递方程,考虑了支撑剂对流、温度分布、压裂液滤失等因素对支撑裂缝尺寸的影响;产能预测模型考虑了水平井压后形成的多裂缝间的相互干扰、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力、裂缝平面与水平井筒夹角等因素对水平井压后产能的影响.通过实例应用,模拟结果与实际情况吻合程度高,表明了模型的可靠性.     

自悬浮与普通支撑剂裂缝导流能力实验研究

开展了自悬浮支撑剂与“支撑剂+携带液”裂缝导流能力对比实验研究,并进行了机理分析。结果表明,无论是自悬浮支撑剂还是“支撑剂+携带液”,随闭合压力增加,裂缝导流能力均减小。随填砂浓度增加,裂缝导流能力均增加。与石英砂相比较,陶粒抗压和裂缝导流能力明显较高。聚合物类携带液一方面可以增强支撑剂抗压能力,降低破碎率,进而增加裂缝导流能力。另一方面,携带液在支撑剂颗粒间隙中会发生滞留,致使渗透率减小,这会降低裂缝导流能力。因此,最终裂缝导流能力是渗透率和破碎率共同作用的结果。与“支撑剂+携带液”相比较,自悬浮支撑剂破碎率略高,对裂缝导流能力未造成明显影响。由此可见,自悬浮支撑剂加工过程中并未对支撑剂抗压能力和裂缝导流能力造成影响。     

支撑剂回流及其在裂缝内分布影响因素研究

针对压裂施工后压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立数学模型,模拟裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算掌握了压裂液返排粘度、支撑剂密度、支撑剂粒径对支撑剂回流量及支撑剂在裂缝内分布的影响规律。结果表明对于所研究的影响因素伴随着支撑剂回流量的减少缝内支撑剂的分布状况逐渐变差,因此在具体设计时必须综合考虑各方面的影响,以便获得最优的结果。     

油藏润湿性对采收率影响的实验研究

为了研究润湿性对油藏水驱采收率的影响,实验选用了低、中、高三种不同渗透率的露头砂岩心,利用甲基硅油、模拟油等化学剂将其润湿性由亲水状态改为中性和亲油状态,通过岩心驱替实验,研究了不同润湿性对水驱油采收率的影响。实验表明,岩心的润湿性由亲水和亲油状态转向中性润湿后,最大限度降低了多孔介质中毛管渗流阻力,从而提高了水驱效果。本实验条件下,建议将水驱后期油藏的润湿性由亲水或亲油状态转为中性润湿,则有利于水驱效率的大幅度提高。     

压裂压后裂缝闭合模型及其应用

综合运用流体力学和岩石力学的相关理论以及物质平衡原理,建立压裂压后裂缝闭合模型.通过模型求解分析裂缝闭合过程中井口压力的变化规律,给出裂缝闭合时间和支撑剂沉降距离的计算方法.实例分析和应用表明,低渗透储层人工裂缝自然闭合时间过长,支撑剂沉降距离较大,导致压裂液对地层和裂缝的污染严重,最终影响压裂效果,因此,压裂压后合理选择液体返排时机非常重要.     

沁端区块煤层气井压裂支撑剂优选实验研究

根据沁端区块煤储层特点,进行支撑剂优选研究和煤层气井压裂裂缝导流能力实验研究,对比分析了在不同闭合压力下铺砂质量浓度、支撑剂粒径、支撑剂粒径组合、支撑剂嵌入等因素对煤岩层导流能力的影响,优选出了煤层压裂改造用支撑剂体系。研究结果表明,支撑剂充填层导流能力随闭合压力的增加而降低,支撑剂粒径越大其导流能力越高,在压裂施工条件允许情况下应尽量多使用大粒径的支撑剂;沁端区块宜采用20/40目和16/20目兰州石英砂作为压裂用支撑剂,并确定了体积比为4∶1的支撑剂粒径组合方式;加大铺砂质量浓度能够在一定程度上提高裂缝的导流能力,降低支撑剂嵌入对导流能力的影响。     

控缝高水力压裂中支撑剂和隔离剂输送规律

研究了水力压裂缝高控制中人工隔层产生的机理，支撑剂和隔离剂输送规律，由全三维裂缝扩展模型得了裂缝几何尺寸，压裂液压力，温度，粘度，流速等参数，在此基础上建立了支撑剂和隔离剂输送模型，对支撑剂浓度控制方程在特征流线上的进行分析，给出了求解方案，由于施工过程实际上是在不同时间区段注入不同性质，不同浓度的液体和支撑剂或隔离剂，计算中把裂缝面划分为网络，记录在不同时刻，不同网格节点的液体和支撑剂或隔离剂的     

支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响

采用自行研制的国家发明专利测试仪器,对地层煤板进行了支撑剂嵌入实验研究。考察了在不同支撑剂类型、不同支撑剂粒径、不同铺砂浓度、不同闭合压力下支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。实验结果表明:随着闭合压力增大,石英砂的导流能力快速降低;铺砂浓度越大,支撑剂充填层抗压能力与抗破碎能力越强,裂缝导流能力越高。     

页岩气支撑剂缝内铺砂形态分析

支撑剂在页岩裂缝中的铺砂形态对裂缝的导流能力和增产效果具有重大影响,裂缝的导流能力越大,水力压裂的效果越好,有效期越长,压裂获得的收益就越大。通过对支撑剂在裂缝内运移沉降进行数值模拟,对影响支撑剂运移沉降的因素进行分析,形象模拟在页岩储层中不同加砂模式下缝内铺砂形态,对后期在页岩气储层中加砂提供技术支撑。     

页岩气支撑剂缝內铺砂形态分析

支撑剂在页岩裂缝中的铺砂形态对裂缝的导流能力和增产效果具有重大影响,裂缝的导流能力越大,水力压裂的效果越好,有效期越长,压裂获得的收益就越大.通过对支撑剂在裂缝内运移沉降进行数值模拟,对影响支撑剂运移沉降的因素进行分析,形象模拟在页岩储层中不同加砂模式下缝内铺砂形态,对后期在页岩气储层中加砂提供技术支撑.     

压裂液强制返排中支撑剂回流理论及应用研究

对于低渗致密储层,压裂施工结束后常采用压裂液强制返排技术,支撑剂是否回流是该技术成功与否关键性的评价标准.针对目前支撑剂回流机理研究的局限性,详细分析了支撑剂运移回流的物理过程,通过对注入的最后一段支撑剂中的单颗粒支撑剂的受力分析,建立了支撑剂回流的运动模型和起动模型.计算结果表明:注入的最后一段支撑剂在停泵后瞬间就在裂缝口停下来,支撑剂是否发生回流主要取决于返排的压裂液是否有足够的速度将支撑剂起动;在强制返排的过程中,先用小油嘴放喷返排,然后换用较大油嘴,既能及时把压裂液排出地层,又能较好地防止支撑剂回流.为定量选择放喷油嘴直径提供理论依据,优化返排工艺.     

憎水憎油型支撑剂研究

憎水憎油型支撑剂是一种新型的压裂用支撑剂,可通过在含氟聚合物溶液中以适当的工序处理陶粒、石英砂等压裂用支撑剂获得.从分子结构与附着功的角度分析了含氟聚合物溶液处理常规支撑剂使其表面改性的作用原理,介绍了该支撑剂的处理工艺,同时对憎水憎油型支撑剂的化学稳定性、憎水憎油性、导流能力及其对压裂液携砂性能的影响等方面进行了室内实验研究.结果表明,该支撑剂处理工艺简单、稳定性好,将其应用于压裂施工,明显降低了地层流体对水力裂缝堵塞的可能性,从而使裂缝长时间保持高导流能力,达到延长压裂有效期的目的.     

致密储层体积改造润湿反转提高采收率的研究

以致密油气体积改造注入的压裂液为切入口,将表面活性剂复配至压裂液中,探索在压裂过程中改变储层基质润湿性,提高采收率的方法.基于接触角和界面张力测量,在压裂液中分别添加阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂,在不同润湿状态下对致密岩心进行渗吸物模实验.通过改变润湿反转前后的相渗曲线和毛管压力曲线,对该过程进行模拟研究.结果显示:仅依靠压裂液不能引起润湿反转,渗吸采收率仅为4.95%.添加表面活性剂后润湿性发生变化,渗吸采收率有大幅提高,其中阳离子表面活性剂改变润湿性的能力要好于非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂;考虑润湿反转的模型可对表面活性剂润湿反转过程进行较好描述,模拟结果与实验数据拟合较好;现场一平台井压裂液中加入润湿反转剂DL-15后,体积压裂形成复杂裂缝,产量比邻井提高2~4 t/d.建议体积改造形成复杂缝网的前提下,在压裂液中添加表面活性剂,延长焖井时间,依靠停泵后的压差驱替和渗吸置换作用,提高开井后产量.     

微生物提高原油采收率机理

针对北海油田轻质油砂岩油藏,对微生物提高采收率方法和机理进行了评价,以确定利用微生物提高采收率最好的方法。目前微生物提高原油采收率的机理主要有改变界面张力、油藏润湿性的变化、微生物封堵高渗区、微生物气驱等,由于油藏中的毛管数不同,在现场利用生物表面活性剂提高原油采收率无法达到理想效果;由于油藏微生物的生长得不到控制,无法稳定获得表面活性剂;油藏岩石对生物表面活性剂的吸附及其在现场的生物降解进一步限制了微生物提高采收率的效果。因此,微生物提高原油采收率方案需要利用系统的油藏工程原理进行评估,对于北海油田轻质油砂岩油藏微生物封堵是比较好的方法,1 kg营养物质可增产1.3～2.6 L原油。     

可视化微观渗流模型的试验研究

为了研究流体在孔隙介质中的渗流情况,设计制作了可视化微观渗流模型。利用多种流体介质(水,油,泡沫等)、多孔隙介质(玻璃珠,石英砂,真实岩心等)及可视化微观渗流模型,对流体围观渗流特征进行研究。结果表明:可视化微观渗流模型符合设计要求,能观察模拟地下流体渗流的情况,有利于油气的勘探、开发及油气采收率的提高。     

小粒径支撑剂在涪陵页岩压裂中的应用及分析

涪陵页岩储层改造主要采用混合压裂+组合加砂模式。其中,小/中/大粒径支撑剂的综合作用不仅是形成复杂裂缝网络的关键因素,也是不同尺度裂缝系统形成有效支撑的重要保障。在页岩复杂缝网中,一方面可利用小粒径支撑剂好携带、粒径小的优势进入远端尺寸较小的分支缝中进行支撑,以提高整个裂缝系统的导流能力;另一方面利用小粒径支撑剂打磨射孔孔眼和梳理裂缝弯曲程度,减小摩阻,降低压力消耗,提高缝内净压力,利于形成复杂缝网系统。结合地质特征、压裂工艺需求及现场实践情况,对涪陵压裂用小粒径支撑剂适应性进行了分析,认为该类支撑剂具有降低摩阻、封堵微裂缝和支撑分支缝等作用,对于促进页岩储层复杂缝的形成具有重要作用。