水力裂缝导流能力对深层页岩气产能的影响规律

深层页岩压裂难以形成复杂裂缝且裂缝导流能力失效快,导致产量迅速递减。为明确水力裂缝导流能力对深层页岩气产量的影响,基于深层页岩裂缝导流能力实验测试数据,考虑闭合应力、支撑剂铺砂浓度和粒径对导流能力的影响,建立了支撑裂缝导流能力计算模型和深层页岩气产能预测数学模型。采用川南深层页岩气生产数据对模型进行了历史拟合和预测,验证了模型的准确性。研究分析了铺砂浓度、闭合应力和支撑剂粒径对深层页岩气产能的影响。研究表明,提高铺砂浓度和选择小粒径支撑剂有利于提高深层页岩气井稳产时间和预测最终可采储量(EUR),最优铺砂浓度在1～2 kg/m²之间;当闭合应力从80 MPa增加到110 MPa时,稳产时间缩短了约40%;受支撑剂粒径和支撑裂缝半长综合影响,最佳支撑剂粒径为40/70目。研究成果为深层页岩气裂缝导流能力设计和产能预测提供理论依据。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

通道压裂支撑裂缝影响因素分析

为了检测通道压裂所能提供导流能力大小及裂缝的有效性,利用某地层构造的砂岩、页岩进行室内导流能力测试。实验结果表明:通道压裂纤维用量为0.6%比较合适;支撑剂粒径对裂缝的导流能力影响较弱,在相同铺砂浓度下,不同粒径间支撑剂的导流能力差别很小;铺砂浓度对通道压裂导流能力影响较大,大量的支撑剂嵌入对低铺砂浓度导流能力伤害较为明显,高闭合压力下易造成明显的导流能力损失;陶粒、石英砂、覆膜砂3种支撑剂,在相同铺砂浓度下,随着闭合压力的增加,导流能力逐渐下降,覆膜砂的导流能力优于陶粒、石英砂;在相同铺砂条件下,支撑剂在砂岩中的嵌入程度高于页岩,导致其导流能力低于页岩中的导流能力。同时全面分析总结了在通道压裂中,影响支撑剂嵌入的各种因素,从而对优化通道压裂具有一定指导意义。     

延长气藏压裂改造支撑裂缝导流能力系统评价

为了指导延长气藏的压裂改造开发,对延长气藏压裂改造中常用的支撑剂进行了支撑裂缝导流能力测试并确定测试介质和压裂液破胶的影响。采用灰色关联分析,确定不同支撑剂铺置方式中影响因素的敏感程度。研究表明:铺砂量一定,支撑剂导流能力随闭合压力增加而降低;闭合压力一定,支撑裂缝导流能力随铺砂量增加而增加;支撑剂组合的导流能力随低目数支撑剂占比增加而逐渐增大。裂缝前端铺置小粒径支撑剂,可以防砂和支撑微裂缝,裂缝中部铺置中等粒径起主要的支撑作用,大粒径的则处于缝口位置支撑缝口。受滑脱效应影响,采用气体测量得到支撑裂缝导流能力相比液体测量更高;支撑裂缝导流能力与压裂液破胶程度呈反相关关系;单一类型支撑剂,铺砂量影响最大,其次为气体流量和支撑剂等效目数、闭合压力;2种类型支撑剂组合,气体流量的影响最大,其次为支撑剂等效目数、闭合压力;3种类型支撑剂组合,支撑剂等效目数影响最大,其次为气体流量、闭合压力。     

多尺度体积压裂支撑剂导流能力实验研究及应用

裂缝有效导流能力是评价压裂施工效果的主要参数,也是影响压裂增产效果的最重要因素之一。设计了多尺度裂缝导流能力实验方法,采用单一粒径和组合粒径的铺置方式,研究了闭合压力、粒径组合方式、铺砂浓度及应力循化加载条等因素对多尺度主裂缝及分支缝内支撑剂的导流能力变化的影响。实验研究结果表明:随着闭合压力增加,大粒径支撑剂与小粒径支撑剂的导流能力差距逐渐变小,主裂缝及分支缝内支撑剂导流能力逐渐降低,而且这种降低趋势存在明显的转折点。组合粒径铺置条件下,主裂缝及分支缝内支撑剂组合均存在最优的组合方式。主裂缝及分支缝内支撑剂铺置砂浓度越高,导流能力也越高;随着闭合压力增大,高浓度铺砂与低浓度铺砂条件下的导流能力差距逐渐变小。应力加载破坏对支撑剂导流能力的影响是不可逆的。现场应用表明,在满足压裂工艺要求前提下,通过支撑剂组合方式及加砂方式的合理优化,可有效提高裂缝导流能力及压后产量。研究结果为体积压裂方案优化及现场施工提供基础数据依据。      

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

组合粒径+滑溜水携砂铺置规律及导流能力——以吉木萨尔页岩油储层为例

为了解决页岩油组合粒径+滑溜水的支撑剂加砂工艺中裂缝有效支撑差、导流能力弱的问题，建立支撑剂粒径分布的稠密离散相模型(DDPM)，研究压裂主缝中组合粒径支撑剂加砂运移及铺置规律，并基于运移规律模拟结果，开展劈裂页岩岩板组合粒径不同铺置模式下的室内导流能力评价。结果表明：滑溜水携砂液体系下，裂缝内支撑剂叠置铺置时，后注入的支撑剂叠置于先注入支撑剂的顶端，且先注入的支撑剂会被后续注入的支撑剂向远端推移一定距离；组合粒径中粒径配比差异对于支撑剂运移形成的砂堤形态影响较小；大粒径组合逐级注入的方式更利于支撑剂在近缝口和裂缝内垂向铺置；在低闭合压力(p≤40 MPa)、铺砂浓度5 kg/m²条件下，沉降铺置方式最利于提高裂缝导流能力，其次为混合铺置，分段铺置方式最差；高闭合压力下(p>40 MPa)，铺置方式对裂缝导流能力影响较弱。综合支撑剂运移模拟和导流能力评价结果，建议吉木萨尔页岩油组合粒径加砂工艺采用逐级注入的方式，并保证组合粒径中大粒径拥有较大配比。     

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明：随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm²·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。     

页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

为深入了解页岩储层支撑裂缝导流能力的大小及裂缝有效性,开展了支撑剂粒径、类型、铺置方式对导流能力影响的实验研究,并进行了循环应力加载模拟开、关井过程引起的地层应力波动对页岩储层导流能力影响的实验研究。结果表明:低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降迅速;支撑剂均匀铺置与完全混合铺置相比,前者导流能力较好;开、关井过程引起的地层应力波动对页岩导流能力的影响较大。以上因素的研究对压裂方案设计优化和现场施工具有一定的理论指导意义。     

大川中沙溪庙致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素

目的增加裂缝导流能力,提高致密砂岩气的压裂增产稳产效果。 方法为了探究加砂压裂技术在大川中沙溪庙致密砂岩储层改造中的适应性,针对该储层的特点,采用API裂缝导流能力测试仪,考查了支撑剂类型及粒径、铺砂浓度、闭合压力及压裂液类型对支撑裂缝导流能力的影响。 结果相同粒径陶粒的支撑裂缝导流能力大于覆膜石英砂和石英砂,但覆膜石英砂的导流能力受闭合压力的影响最小;0.106~0.212 mm石英砂与0.212~0.425 mm覆膜石英砂的不同组合支撑剂粒径(质量比分别为1∶4、1∶1和4∶1)支撑剂导流能力下降幅度相比单一支撑剂更加平缓。支撑剂组合为4∶1的裂缝导流能力高于1∶4和1∶1组合,在高闭合压力条件下接近0.212~0.425 mm覆膜石英砂用作单一支撑剂时的裂缝导流能力。在低闭合压力条件下,增加铺砂浓度促使导流能力明显增大。而随着闭合压力的增加,这种影响程度逐渐减弱。支撑剂采用(0.106~0.212 mm石英砂)∶(0.212~0.425 mm覆膜石英砂)用量为4∶1的组合支撑剂,当闭合压力为41.4 MPa时,清水压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低25.43%,返排压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低58.34%。 结论实验结果指导了现场压裂支撑剂类型、粒径以及铺砂浓度等施工参数的选择,在四川盆地川中沙溪庙组致密气储层进行现场应用,获得了较好的压裂增产效果。      

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

多因素影响下的页岩支撑裂缝导流能力计算

针对页岩储层进行了大量导流试验,通过分析得到了支撑剂种类、粒径、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝导流能力的影响规律。同时,还研究了时间对于页岩支撑裂缝导流能力的影响。在综合考虑多种影响因素基础上,结合大量试验数据进行拟合得到计算页岩导流能力的多元回归函数式,对压裂方案设计优化和现场施工具有一定理论指导意义。     

致密油储层支撑裂缝导流能力预测模型

压裂改造是提高致密油储层初始产量和最终采收率的有效手段,其中裂缝导流能力保持是压裂设计的目标之一。现有支撑裂缝导流能力预测模型由于考虑影响因素不全,理论计算值与实际值存在较大偏差,文章基于Kozeny公式,以弹性力学理论为基础,考虑支撑剂强度、粒径、铺砂浓度、闭合压力、支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形综合影响,推导出支撑裂缝导流能力预测数学模型,通过室内实验可以知道,不同类型支撑剂、不同闭合压力下的支撑剂裂缝导流能力相差较大,当闭合压力和铺砂浓度一定时,陶粒和树脂砂的裂缝导流能力远大于石英砂。在铺砂浓度相同条件下,支撑剂的粒径对裂缝导流能力的影响也很大,在闭合压力未达到支撑剂的最大抗压强度时,支撑剂的粒径越大,其裂缝导流能力就越高。利用文章新推出的模型预测实验支撑剂的裂缝导流能力,计算结果表明,预测值与实验值吻合度较高,说明新模型具有良好的实用性。从实验和计算结果可以看出,支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形对支撑裂缝导流能力影响较大。仅考虑单一影响并不能完全反映真实情况。文章研究成果为致密油储层在考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等情况下的支撑剂强度、粒径、铺砂浓度等优选提供了参考。     

考虑支撑剂裂缝导流能力计算及缝内支撑剂运移模拟

裂缝导流能力是影响油气田产能的重要因素。根据支撑剂的最密排列以及Carman-Kozeny公式,结合弹性力学的相关知识,建立了考虑铺砂浓度、闭合压力、支撑剂粒径、支撑剂材料以及支撑剂嵌入的裂缝导流能力计算模型。结果表明:随着铺砂浓度的增加、支撑剂粒径的变大,裂缝的导流能力增大;低闭合压力的情况下支撑剂嵌入壁面对导流能力影响非常小,而在高压下支撑剂嵌入对导流能力影响稍大。该计算模型很好地结合了上述导流能力的影响因素,为油气田压裂生产提供了理论依据。     

高砂比与端部脱砂压裂技术

高砂比与端部脱砂压裂的目的，是要压高～极高导流能力的宽裂缝来提高压裂的增产效果。高砂比压裂是通过地面砂液比（支撑剂量／携砂液量）使裂缝内的支撑剂铺置浓度由常规的＜5kg／km2，提高到大于10kg／km2，以造成高导流能力的裂缝。端部脱砂压裂是当裂缝达到预定的缝长时，有意地在裂缝端部形成砂堵，阻止裂缝向前延仰，同时继续泵入支撑剂，迫使裂缝拓宽，以获得极高导流能力。一般支撑剂在缝中的铺置浓度可达40kg／km2。由于压开的裂缝在垂直与水平方向都可得到充分的全面支撑，可使产量的对％来自地层深处，而低导流裂缝时大部分产量…     

页岩支撑裂缝长期导流能力测试方法及测试装置改造

常规砂岩储层加砂压裂后油气渗流通道主要依赖于支撑裂缝,而页岩气储层由于其典型的脆性特征,通过大规模体积压裂后会形成复杂的裂缝网络,页岩气渗流能力主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝,因此,室内页岩储层导流能力的测试应包括支撑剂充填层和自支撑裂缝的导流能力两部分。目前国内对于页岩支撑导流能力的测试方法大多还是借鉴常规支撑剂充填层导流能力测试方法,无论测试方法还是测试装备都有一定的不适应性,大部分国产支撑导流仪的闭合压力加载系统、流量控制系统不能满足页岩储层长期导流能力测试要求。文章提出了页岩支撑裂缝导流能力测试方法及支撑导流仪改进目标、改进方法、改进措施,为页岩气储层室内导流能力的实施提供了技术支撑,为页岩储层体积压裂支撑剂优选及压裂效果评价提供了保障。     

石英砂支撑剂长期导流能力变化规律实验研究

利用石英砂代替陶粒支撑剂能有效降低施工成本,在致密油气藏压裂改造中广为应用。为探究石英砂支撑剂对裂缝长期导流能力的影响规律,选用20～40目、40～70目和70～140目石英砂,开展长期导流能力测试实验,探究闭合应力、铺砂浓度、粒径组合、铺置模式等因素对石英砂长期导流能力的影响并拟合参数化经验模型。研究认为：长期导流能力随铺砂浓度的增加,先升高再降低,反映了从“支撑”到“封堵”的演化;在低铺砂浓度条件下,大粒径石英砂易破碎堵塞流道,因此可在高闭合压力储层优选细砂,在低闭合压力储层优选中砂或粗砂;在考虑混合铺置时,应先采用低黏度压裂液泵送大粒径石英砂,后采用高黏度压裂液泵送小粒径石英砂。同时文章给出的混合铺置导流能力预测模型适用于混合铺置支撑剂粒径及比例的优化设计。     

考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟

目前支撑剂粒径、铺置浓度、嵌入程度对裂缝导流能力的影响主要为实验研究,缺乏相应的理论计算模型研究,而理论计算模型会促使压裂方案设计更加合理、可靠,增加施工的成功率,达到预期的改造效果。为此,根据Carman Kozeny公式,建立了一种考虑支撑剂在岩石表面嵌入的支撑裂缝导流能力数值计算模型,利用实验数据对理论模型进行拟合校正,并通过校正后的理论模型计算了20～40目、30～50目和40～70目支撑剂在不同铺置层数、不同嵌入程度条件下的裂缝导流能力,分析了铺置层数、嵌入程度对导流能力的影响。结果表明：支撑剂粒径越大、铺置层数越多,裂缝导流能力越大;在单层铺置情况下,嵌入程度对导流能力的影响较大,嵌入程度从0增加到33%,导流能力降低85%。所建立的模型为致密油、页岩气等不同类型储层的粒径优选、砂比优化提供了参考和依据,也为后续考虑支撑剂嵌入的相关软件研究提供了理论模型。     

支撑剂裂缝渗透率差异及其优质问题对压裂后经济净现值的影响

对不同铺置浓度的支撑刻裂缝导流能力及渗透率试验结果进行了分析研究,论述了支撑剂导流能力及渗透率与铺砂浓度的关系;并使用二维教学模型以渗透率为变量进行模拟计算,研究了渗透率差异对增产效果与经济净现值的影响,这对正确地进行优化压裂设计有着重要的意义。     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。