高渗透油层端部脱砂压裂技术研究

端部脱砂是一种能够在一定程度上控制缝长的特殊压裂技术，广泛运用于高渗透地层压裂改造。从理论到应用系统地介绍了高渗透油层端部脱砂压裂的脱砂过程、脱砂机理、裂缝的防砂机理，并给出了端部脱砂压裂滤失和裂缝数学模型及其求解方法，最后用实例说明该工艺的增产效果，并对工艺的实施提出了要求和建议。     

周边脱砂压裂特点及影响因素探讨

为了更有效率地实现周边脱砂压裂,分析了周边脱砂压裂裂缝的扩展特点;总结了滤失系数、地应力梯度、盖底层与产层压力差等地层参数对裂缝扩展趋势的影响;探讨了粘度、排量、脱砂时刻选定等作业参数对压裂的影响;最后提出周边脱砂压裂的优化设计方向.     

压裂前的地层测试方法和应用

本文主要论述了压裂前应用于地层测试的两种方法：阶跃排量测试和排量递减测试。应用阶跃排量测试新的分析方法计算裂缝延伸压力、裂缝的注入指数、缝长和有效滤失系数等；应用排量递减测试诊断压裂作业中裂缝拐弯等问题。从而为压裂设计及施工提供重要参数依据且可以提高作业成功率。     

周边脱砂压裂模型优化设计

周边脱砂压裂技术是压裂技术从常规压裂到脱砂压裂,再到端部脱砂压裂技术之后发展起来的一种新的技术,只有该技术才可能在压裂中形成相对较短、较宽裂缝。目前对于脱砂压裂裂缝扩展模型的研究大都忽略了裂缝纵向流动。为此,在前人的研究基础上,针对周边脱砂压裂的特点将带缝高压降影响的拟三维模型引入到脱砂后裂缝扩展模型,在脱砂后模型中考虑缝宽方向压降对裂缝扩展的影响,推导了适合周边脱砂压裂的脱砂后新模型;并在此基础上开发了适合周边脱砂压裂扩展的模拟软件,模拟结果与现有商业软件(三维)模拟结果相吻合,证明建立的脱砂后模型考虑因素全面,对脱砂后缝宽预测更符合实际。     

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明：(1)所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;(2)缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;(3)以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具...     

火山岩地层压后分析--显示产生多裂缝系统

水力压裂工艺技术正面临着从传统的单一平面裂缝向产生弯曲裂缝网络和多条水力裂缝同时发育的概念性转变.这一新概念被用来分析火山岩地层中进行的两次加支撑剂的压裂处理.两次压裂虽然产能都增加了一倍,但是压裂是不成功的.压裂施工净压力很高,并且施工中出现了早期脱砂现象.传统的单一平面裂缝概念无法解释压裂压力动态或压后产能和压力动态,应用多裂缝几何形态可以很好地解释这一问题,并且能够成功地模拟压裂压力.这种裂缝几何形态与压裂施工中出现的早期脱砂现象以及压后生产动态完全一致.压裂压力和随后的生产动态综合分析证实在火山岩地层中产生了多条裂缝.     

基于施工压力曲线的综合滤失系数测试方法及压裂参数优化

在水力压裂施工中,压裂液的滤失性质直接影响压裂液的工作效率,从而影响形成的水力裂缝几何尺寸和导流能力,故准确地测试施工过程中压裂液滤失情况对评价改造效果很重要。以大牛地某气井压裂为例,在二维裂缝扩展模型(PKN)下,利用该模型的净压力公式建立施工压力计算模型,计算施工过程中的施工压力曲线,最后通过计算的施工压力曲线与实际施工压力曲线反演获取压裂液综合滤失系数。研究结果表明,该井施工中压裂液综合滤失系数为0.1 mm/min~(0.5),利用该反演结果,采用统一压裂设计(UFD)方法优化主要的压裂施工参数,优化后,前置液量为490 m~3,施工排量为9 m~3/min。该方法反演效果较好,利用该方法可为判断压裂施工效果和优化施工参数提供一定依据。     

排量对页岩裂缝扩展的影响实验研究

页岩气藏在增产改造过程中需要大规模的水力压裂,施工排量的选择对水力压裂效果非常关键。利用真三轴水力压裂实验设备,模拟了压裂过程中不同排量条件下水力裂缝的扩展以及与天然裂缝的沟通情况。通过分析压裂曲线可知:变排量压裂能够提升缝内净压力,诱导水力裂缝转向,开启更多的天然裂缝形成复杂裂缝网络;天然裂缝发育时,排量越大,泵压越大,泵压波动越大,越有利于沟通更多的节理缝。     

四川省宜宾地区龙马溪组页岩水力裂缝形态实验研究

水力压裂技术是页岩储层开发中的关键技术之一,如何实现储层改造体积的最大化,是制约当前页岩储层高效开发的技术难题。通过开展水力压裂物理模拟实验,直接观察水力压裂裂缝扩展形态,有助于准确认识裂缝扩展机理。通过对762mm×762mm×914mm四川盆地龙马溪组页岩露头和人工样品开展针对性实验研究,分别考察了天然裂缝,泵注参数(排量、黏度)对该龙马溪组页岩水力压裂裂缝形态的影响,同时采用声发射监测技术,对页岩储层声发射事件分布规律进行分析。结果表明,天然裂缝的存在是实现储层复杂裂缝形态的必要条件之一,其分布形态又决定了水力裂缝形态的复杂程度;对水力裂缝形态的评估需要将施工净压力、排量、黏度三者结合考虑,提高施工净压力有利于形成复杂裂缝,随着施工排量或黏度的增长,净压力呈现先增大后减小的规律,即当排量或黏度过高时,裂缝形态又趋于单一化;声发射监测结果能够客观反映裂缝在三维空间内的扩展趋势,声发射率和振幅与泵注压力曲线趋势一致,出现多个峰值,表明页岩水力裂缝扩展具有明显的非连续特征。本工作为页岩压裂机理研究探索了实验方法,为该区块现场体积压裂工艺设计、改造后评估提供实验依据。     

裂缝性油藏压后压降分析

对于裂缝性低渗透储层,由于其基质孔隙度小、渗透率低,天然微裂隙成为决定压裂液滤失的主要因素。在总结Nolte经典G函数压降曲线分析方法的基础上,根据裂缝性地层存在微裂隙的特征,建立了裂缝性油藏小型压裂压降曲线分析模型。应用无因次压力函数图和叠加导数图,做出了压降特征曲线,可以判断天然裂缝闭合压力。通过对已压裂井压降曲线的分析和解释,能够计算出与压力相关的滤失系数、基质的滤失量和经天然裂缝的滤失量,以及人工裂缝的几何尺寸,从而为裂缝性地层压裂施工参数的设计提供依据。