煤层气井水力压裂裂缝导流能力实验评价

本文主要围绕煤层气井压裂裂缝导流能力实验评价展开介绍。煤层气井水压裂裂缝导流能力实验表明，与砂岩地层不同，煤层的硬度较小，压裂中支撑剂嵌入情况较严重，导致导流能力降低，加大铺砂浓度能在很大程度上提高煤层裂缝的导流能力。实验中，煤层闭合压力是一个重要的参数，实验对比了在不同闭合压力下，支撑剂颗粒的破碎与嵌入、铺砂浓度、石英砂支撑剂粒径的选择等因素对煤层导流能力的影响。本文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。     

致密砂岩储层支撑剂优选研究——以临兴神府区块为例

为了降低水力压裂对致密砂岩储层进行改造的成本,更好地释放临兴神府区块储层产能,首先采用HXDL-2C支撑剂长期导流能力评价系统装置开展了支撑剂导流能力评价实验,主要研究了闭合压力、铺砂浓度、石英砂粒径和不同粒径组合、石英砂和陶粒组合比例对支撑裂缝导流能力的影响,然后结合文中提出的支撑剂优选原则和数值模拟研究来指导临兴神府区块太2段储层在压裂施工时进行的支撑剂优选工作。结果表明,闭合压力的增加会导致支撑剂导流能力减小;闭合压力一定时,导流能力随铺砂浓度增加而增大;不同粒径支撑剂组合,导流能力随小粒径支撑剂比例的增加而减小;石英砂和陶粒支撑剂组合,随陶粒所占比例的增加导流能力增大。在以上研究基础上,优选出石英砂(20/40目)∶陶粒(20/40目)=1∶1的组合比例在铺砂浓度为4 kg/m²的条件下进行太2段储层压裂施工时,增产效果较好。     

支撑剂在人工裂缝储层中的应用研究

针对人工裂缝储层中填充支撑剂的运用探索,分别设立了2种不同的填充方式和4种填充程度,采用应力敏感性实验和导流能力测试实验,观察各岩心间的应力敏感性和导流能力差异,探究支撑剂在人工裂缝储层中的应用研究。结果表明:2种铺砂方式均存在当充填层中支撑剂含量较少时,随有效应力或闭合压力的增大,支撑剂难以支撑储层表面,渗透率和导流能力迅速下降;80%铺砂浓度充填层岩心的临界压力为16.08 MPa,80%铺砂空间充填层岩心的临界压力为17.13 MPa,2块岩心均是前半段体现储层裂缝渗透率的应力敏感性,后半段体现基质渗透率的应力敏感性;导流能力测试实验结果表明,当闭合压力在10~70 MPa时,80%铺砂空间充填层的导流能力明显高于80%铺砂浓度充填层的导流能力,证明支撑剂的排列方式对储层导流能力有着积极影响,并在油气田开发应用中提出了新的见解思路。     

支撑剂充填层短期导流能力影响因素试验研究

运用KDDL-Ⅱ型酸蚀裂缝导流仪,对闭合压力、粒径、铺砂密度、流量等影响导流能力的几个主控因素进行试验研究。结果表明:闭合压力低于15 MPa时,随闭合压力增大石英砂导流能力迅速下降;闭合压力高于15 MPa时,下降趋势变缓;粒径大的石英砂导流能力要远大于粒径小的石英砂导流能力;铺砂密度大的石英砂导流能力明显大于铺砂密度小的石英砂导流能力;低流量石英砂导流能力要大于高流量石英砂导流能力。     

水力压裂过程中陶粒支撑剂运移规律及粒级配比优化北大核心

对比了传统石英砂与陶粒支撑剂在压裂过程中的运移情况,认为石英砂压裂产生的砂堤和悬砂区范围明显小于陶粒支撑剂,且造缝能力弱于陶粒;之后,采用物理实验与数值模拟相结合的方法研究了沁水盆地高河地区煤层气井QS01井在压裂过程中陶粒的运移规律及粒径配比。结果表明:在闭合压力相同时,大粒径陶粒的导流能力强于小粒径陶粒;大粒径陶粒随闭合压力增加导流能力下降速度变慢,说明大粒径陶粒在高闭合压力下仍得到了有效的支撑;250~380μm,380~1 000μm和830~1 400μm的陶粒配比为1∶6∶2时,平均支撑剂浓度最大,裂缝导流能力最高;粒径配比为3∶1∶2时,压裂裂缝长度与支撑缝长最大,导流能力最低;粒径配比为1∶1∶1时的压裂效果基本介于其它2种配比效果之间。因此,压裂过程中陶粒粒径配比建议选择1∶6∶2(250~380μm∶380~1 000μm∶830~1 400μm)。     

清洁压裂液携带作用下支撑剂运移铺置规律研究北大核心

为探究在清洁压裂液携带下支撑剂运移铺置的规律,基于计算流体力学(CFD),通过FLUENT数值模拟软件建立了欧拉多相流模型,模型考虑了压裂液流变性以及支撑剂颗粒的摩擦、碰撞;以平衡高度、平衡时间作为表征参数,研究了支撑剂粒径、密度和砂比对砂堤形态的影响。结果表明:清洁压裂液相比于常规压裂液,更易将支撑剂携带至裂缝深处,使支撑剂均匀铺置在裂缝中;在清洁压裂液的携带下,大粒径、高密度的支撑剂容易在裂缝口沉降,而小粒径、低密度支撑剂有助于提高压裂液的携砂能力将支撑剂向裂缝深处运输,在一定范围内增加砂比能提高砂堤高度和铺置区域,但过量的砂比对支撑剂砂堤形态影响甚微并且容易造成砂堵。     

中、高煤阶煤岩压裂裂缝导流能力实验研究

运用FCES-100长期裂缝导流仪,测试了中、高煤阶煤岩水力裂缝的长期导流能力,并考虑了煤粉对导流能力的伤害,提出了简易测试煤层复杂裂缝导流能力的方法。通过室内实验测试分析认为,不同煤阶煤岩由于力学性质等的不同,在相同条件下其导流能力有明显的差异,煤层水力压裂施工设计中应考虑煤阶对裂缝导流能力的影响;支撑剂嵌入对煤岩裂缝导流能力伤害严重,适当增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、压裂液中加入分散剂可以降低支撑剂嵌入和煤粉的伤害;裂缝形态对煤岩的导流能力也存在影响,多条裂缝与单一裂缝的导流能力不同。     

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。     

HPG破胶液影响下支撑剂导流能力变化特征研究

为了查明不同HPG破胶液、压力和煤岩弹性模量等条件变化下石英砂支撑剂的导流能力变化特征,在实验室优选HPG破胶剂基础上,分别进行了活性水和HPG破胶液通过不同石英砂粒径及其组合下的导流能力试验。考虑HPG破胶液残渣、支撑剂嵌入对导流能力的影响,构建了支撑剂导流能力的数理模型。试验结果验证了模型的准确性,探讨了支撑剂导流能力随关键参数的变化特征。结果表明:其他条件相同时,HPG破胶液影响下支撑剂导流能力小于活性水下的;随着HPG破胶液残渣含量增加,导流能力呈指数型减小;随着支撑剂破碎率的增加,导流能力线性减小;随着闭合压力升高,导流能力呈指数型减少。随着煤岩弹性模量的增大,支撑剂导流能力呈对数型增加。减少HPG残渣是增加HPG压裂液推广应用的关键之一。     

煤粉对支撑裂缝导流能力的影响特征及其防控

针对煤层气井的煤粉伤害问题,运用LD-1A导流能力测试系统模拟了煤层气井变排量、恒排量及间抽过程中煤粉在支撑裂缝中的运移沉积情况,分析了不同流速下煤粉对支撑裂缝导流能力的影响特征及伤害机理。实验表明:煤粉易滞留沉积在支撑裂缝底部严重影响导流能力,导流能力伤害率可达90%以上;在没有煤粉持续进入支撑裂缝的情况下,有效排出煤粉导流能力有增大的趋势;排采制度、煤粉质量含量、煤粉粒径对导流能力的影响特征存在明显差异;煤粉随水运移时对支撑剂窄口的疏通作用和聚集堵塞作用共同影响支撑裂缝导流能力。压裂前期使用小粒径支撑剂,尾追大粒径支撑剂,合理控制排采速度,使排采速度略小于煤粉运移的临界流速,并使用煤粉分散剂,有利于适量排出煤粉减小导流能力伤害。     

煤粉在支撑裂缝中的运移与沉积规律

针对煤储层压裂过程中易产生大量煤粉问题,应用LD-1A导流能力测试系统进行了支撑裂缝中不同流速、不同煤粉含量的流体流动物模实验,分析了流体在变流速、恒流速和间断流动下,煤粉在支撑剂充填层中的运移、沉积及产出规律。实验表明:煤粉运移具有一定的临界流速,不同条件下,临界流速差别较大,在20~40目石英砂支撑裂缝中,过60目煤粉临界流速可达5.20 cm/min,而过140目煤粉临界流速为2.01 cm/min;流体流速、支撑剂粒径、煤粉粒径、煤粉含量、排采制度等多重因素共同控制煤粉产出量;煤粉容易沉积在支撑裂缝中堵塞支撑剂构建的孔隙,对支撑裂缝导流能力的伤害严重。压裂后有效排出煤粉,可减小堵塞伤害;排采过程中控制流体流速,有利于减少煤粉运移及产出。     

水力压裂裂缝内支撑剂颗粒空隙率分布的形成机制

为了解水力压裂裂缝内支撑剂颗粒空隙率的演变,采用数值模拟方法模拟了裂缝内支撑剂颗粒在不同应力下的压缩过程,通过研究裂缝内支撑剂的接触力及配位数分布揭示了其空隙率分布的形成机制。结果表明:裂缝内支撑剂颗粒空隙率自下而上呈缓减小-急减小-缓减小-急增大-缓增大的分布趋势;将其分为底层、中层和顶层3个层位,相同应力状态下,底层支撑剂间接触力最弱为应力衰减区,平均配位数最小,空隙率最大;中层支撑剂间接触力最强为应力承受区,颗粒向下传递力的能力最弱,平均配位数最大,空隙率最小;顶层颗粒向下传递能力最强为应力传递区,支撑剂间接触力较弱,平均配位数和空隙率介于应力承受区和应力衰减区之间。     

Computation model of proppant embedment depth based on dimensional analysis

Hydraulic fracturing is designed to form a high-conductivity fracture. The proppant will embed into the formation rock, especially in soft rock, owing to the interaction between proppant and fracture surface after fracture closure. Proppant embedment would reduce the fracture width and then lower the fracture conductivity. According to dimensional analysis, the rock is assumed to be an elastic material. Using the theory of elasticity to describe the stage of elastic deformation and analysis of the corresponding simplified embedding process, the study establish the static computation model of the two-dimensional infinite half plane and three-dimensional infinite half space model of the proppant embedment. According to laboratory results, the calculation model was modified, got an effective correction factor and analyzed the causes of errors, then discussed the factors which have impact on proppant embedment. The result calculated by the model in this paper can be reference of proppant optimization in on-site fracturing for a certainty degree.     

煤层气水力压裂缝内变密度支撑剂运移规律

针对煤层气水力压裂有效支撑缝长过短且缝内铺砂浓度分布不均匀的问题,研究变密度支撑剂颗粒在裂缝内的运移规律。采用Pseudo Fluid模型考虑了裂缝内支撑剂颗粒之间的相互影响,借助Visual Studio 2012设计平台编制相应计算软件,并通过与现场监测值进行对比,校核了软件计算的准确性。讨论了压裂液黏度、裂缝壁面、排量和支撑剂密度等参数对缝内铺砂浓度和有效支撑缝长影响规律,分析了超低密度支撑剂在不同围压和温度工况下的破碎率。结果表明:坚果壳支撑剂在围压为69 MPa、环境温度为90℃工况下破碎率2%,满足现场需求;随着压裂液黏度、施工排量增加,裂缝支撑长度增加,缝内铺砂更加均匀;支撑剂颗粒直径增加使得裂缝支撑长度降低;采用变密度支撑剂较单一陶粒砂有效支撑半缝长增加了19.5 m,且铺砂效果更均匀。     

地应力作用下水力裂缝中支撑剂导流能力的数值模拟研究

目前,对水力裂缝内支撑剂的运移及其导流能力的研究主要通过实验进行,而完全基于数值模拟的研究不多。基于颗粒离散元对水力裂缝中支撑剂数值模拟的结果,通过数字重构方法,得到了水力裂缝内支撑剂堆积结构的数字模型;在重构的数字模型基础上,采用格子玻尔兹曼方法(LBM),模拟了单相流体在支撑剂孔隙结构内的流动过程,进而得到了不同地应力水平下不同支撑剂的绝对渗透率,且数值计算结果与Kozeny-Carman经验公式吻合。研究结果发现,地应力作用下,裂缝张开度减少,支撑剂颗粒更加密实,可能出现支撑剂嵌入到岩石中的现象;随着地应力的增加,裂缝内支撑剂堆积体的孔隙度减少,比表面积增大,渗透率减少;相同地应力作用下,支撑剂粒径越大,其孔隙度越低,比表面积越小,越易出现支撑剂嵌入现象,渗透率减少越大,但其值一般总大于小粒径支撑剂的渗透率。