页岩储层CO2泡沫压裂液摩阻特性研究

CO_2泡沫压裂液在管流等过程中的压力降计算关系到整个压裂施工过程的可靠性。模拟现场施工条件,通过室内管流实验研究了高温高压条件下CO_2泡沫压裂液的摩阻特性,分析了压力、温度、泡沫质量和流速对CO_2泡沫压裂液摩阻特性的影响规律。建立了CO_2泡沫压裂液未发泡和发泡状态下的摩阻系数数学计算模型,预测了CO_2泡沫压裂液在不同泵注排量下的管柱摩阻。结果表明,CO_2泡沫压裂液摩擦阻力系数随温度升高、剪切速率和压力的增加而减小,随泡沫质量的增加而增大,当泡沫质量分数大于75%时,摩阻系数降低。压力对摩擦阻力系数的影响较小。通过摩阻系数数学计算模型,计算得到CO_2泡沫压裂液在层流条件下具有较好的增黏效果,紊流条件下的降阻效果较好。相同排量下31/2″油管对应的摩阻小于27/8″油管的摩阻,CO_2泡沫压裂的管柱应选择31/2″油管。认识和评价CO_2泡沫压裂液摩阻特性对现场压裂施工设计具有重要意义。     

清洁压裂液摩阻特性研究

在流动回路中研究了清洁压裂液的摩阻特性,对比了不同流速下胍胶压裂液和CFF清洁压裂液的摩阻系数。在相同流速下,CFF清洁压裂液比胍胶压裂液有更低的达西-韦氏摩擦系数。经过十余口井的现场施工试验验证数据表明,CFF清洁压裂的确具有十分优良的降摩阻性能,其降阻率可达78%以上。这种独特的性能对于深井压裂、小管柱压裂施工中降低摩阻减轻设备负荷,提高压裂水马力具有重要意义。     

高温高压下CO2泡沫压裂液摩阻计算研究

进行了CO2泡沫压裂液的室内配制、流变性测定以及摩阻计算方法研究。通过室内试验,观测了CO2泡沫压裂液的形成、动态变化和泡沫结构,测定了CO2泡沫压裂液在高温高压（35-110℃、20-50 MPa）条件下的视粘度变化。结果表明,CO2泡沫压裂液属于屈服假塑性非牛顿流体,其流变参数（n、K）随温度、压力、泡沫质量、配方等变化,为多元复合函数。为了便于求解,假设配方、温度、压力等主要影响泡沫质量,而流变参数（n、K）仅是泡沫质量的一元函数。在井筒中,泡沫压裂液物性随温度和压力（均为井深的函数）而变化,反过来泡沫压裂液的物性又影响井筒内流体温度和压力分布,是一个耦合的非线性问题。提出了一种计算摩阻压降的简化方法,将整个井筒分为若干计算段,每一段内将复杂的耦合关系简化为3个计算过程：1）由温度、压力和排量计算泡沫质量;2）由泡沫质量计算流变参数;3）由流变参数计算摩阻。计算结果与井筒内CO2泡沫压裂液摩阻压降实测结果符合较好,误差在合理范围内,可以在工程中应用。     

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

侧钻井压裂工艺技术在低渗油田老井挖潜中的应用

老井侧钻可以实现老井挖潜,而压裂是低渗透油田的主要增产措施。由于小套管悬挂完井的侧钻井受固井质量差、套管内径小、套管悬挂承压低等因素影响,压裂作业中易出现常规套管压裂时易高压窜、油管压裂配套封隔器等工具承压低、压裂过程中近井筒孔眼摩阻、裂缝扭曲摩阻大,施工压力高,易出现砂堵或砂卡等风险。为增加压裂成功率和实施效果,分别从小直径套管封隔器及配套工具、压裂液优选及现场完井工艺技术优化等三方面开展研究,研制DK344-78封隔器及相关配套工具可以实现护套压裂,其具有承压高、易解封、施工简单等特点;同时优选超低浓度胍胶高效交联低伤害泡沫压裂液体系可以降低压裂液的滤失和降低弯曲摩阻,配套了井下工艺管柱,优化了压裂施工工艺确保井口压力正常,降低了储层伤害。现场实施12井次,施工成功率100%,截止到目前,累积增产原油量为2 537t,增气638×104m3;该工艺技术施工难度低,有较好的增油效果,适用于低渗透油藏老井挖潜,可以降低油田开发成本,具有一定推广前景。     

CO2泡沫压裂液在裂缝中的两相流动研究

CO2泡沫压裂液具有油层伤害低、滤失量小、返排能力强等特点，不仅能在高渗透地层压裂中应用，在低渗透油气田的开发中也起到了关键性的作用。通过矩形裂缝实验系统研究了不同流体特性、不同流速、不同泡沫干度条件下CO2泡沫压裂液的两相流阻力特性，提出了两相流阻力的泡沫干度修正系数。在低粘度下，CO2泡沫压裂液在矩形裂缝中的两相流动阻力随流速和泡沫干度的增大而增大；在高粘度和高泡沫干度下，两相流阻力特性曲线相当于低流速区阻力特性曲线沿流速坐标轴向高流速区的平移，表明在该条件下的CO2泡沫压裂液在裂缝中能更好地满足高摩阻悬砂、低摩阻返排的压裂工艺要求，为泡沫压裂液性能的评估以及合理选择钻呆压裂参数提供依据。     

二氧化碳泡沫压裂液性能研究

对低压、低渗、水敏地层采用CO2泡沫压裂技术,起到增产增注效果。泡沫压裂由于具有地层伤害小、返排迅速、滤失低、粘度高、摩阻低以及携砂能力强等优点,因而在以上储层的改造中得到了广泛应用。研究了影响CO2泡沫压裂液性能的主要因素,如泡沫质量、温度、压力、稠化剂、酸性交联剂,并对CO2泡沫压裂液性能进行了评价。     

含纤维的低摩阻压裂液试验研究

压裂施工时,支撑剂一般靠较高黏度的常规聚合物压裂液运输,管流摩阻高;低浓度降阻剂压裂液管流摩阻低,携砂能力也较低;含有纤维的低浓度降阻剂压裂液能显著提高支撑剂的输送能力,且能降低管流摩阻。在不改变压裂液性能的前提下,通过室内试验,优选出最佳降阻剂浓度下最佳纤维浓度的压裂液,不仅可以降低成本,而且其降阻效果比最佳降阻剂浓度压裂液更好、携砂能力更强。     

非交联压裂液的摩阻测试及现场应用

在实验室自制流动回路中测试了一种非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液的摩阻进行了对比。在相同流量下,非交联压裂液降的摩阻明显低于常规胍胶压裂液。在现场对一系列压裂液进行了油管中的摩阻测试,非交联压裂液的摩阻低于胍胶压裂液摩阻,并且加重后的非交联压裂液同样具有良好的低摩阻性能,这与室内测试结果的规律性一致。采用非交联压裂液在塔里木油田进行了数口井次的施工,同样显示了其良好的低摩阻特性,不仅验证了试验测试结果的正确性,更能进一步推进非交联压裂液的现场应用,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。     

压裂施工过程中的井底压力计算

影响井底压力计算的主要因素是压裂过程中压裂液的流动阻力,包括井筒摩阻和近井摩阻,其中近井摩阻包括射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻。文中基于工程流体力学、岩石力学等相关理论,利用物质平衡原理,建立井筒摩阻、射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻的数学模型．并对模型参数及物理意义进行分析和求解。计算结果表明：井筒摩阻可利用理论公式直接计算求取：若孔眼数、孔眼大小和相位等适当,射孔孔眼摩阻对井底压力的影响可忽略不计;近井弯曲摩阻主要通过降排量法和现场方法获得．但降排量法成本较高,采用现场方法可快速获得近井弯曲摩阻。该计算方法对于准确获取井底压力与施工时间的动态关系具有重要意义。     

泡沫压裂液在三维缝中流动数值模拟

在分析泡沫压裂液流动特性以及流体重力、地应力梯度、地应力差等因素对裂缝延伸综合影响的基础上,建立了泡沫压裂液在缝中流动的裂缝三维延伸数学模型和泡沫压裂液的温度、压力、流量及泡沫质量分布数学模型,并给出了计算方法．计算表明,所提出的求解方法能较好地模拟泡沫液在缝中的流动,可用于现场泡沫压裂施工设计。     

CO2泡沫压裂液的研究与应用

泡沫压裂液适用于低压、水敏性储集层。通过室内试验及研究，优选出CO2泡沫压裂液配方，得出对其性能测试的结果：起泡，稳泡能力强，流变性能，携砂能力好，低滤失，破胶快等，岩心实验证实具有低膨胀及低伤害特性，可以满足压裂工艺设计的要求，CO2泡沫压裂施工中，如要提高施工规模，增大砂量及砂液比，使用酸性交联压裂液体系可确保施工的顺利进行。在长庆油田等现场实施的CO2泡沫压裂液增产效果良好。     

中原油田压裂配套技术及发展方向

针对中原油田油层埋藏深、高温低渗、构造复杂等特点,在压裂液方面进行了系列水基压裂液、清洁压裂液、油基压裂液的研究,并在压前保护及压后处理机理研究的基础上,研制了压裂预前置液及支撑裂缝处理剂。在压裂工艺技术中,阐述了重复压裂、大斜度井压裂、分层压裂、CO2泡沫压裂、区块整体压裂技术以及配套工艺,这些工艺技术作为中原油田主要开发手段得到了较大程度的应用,并取得了较好的效果。     

CO2泡沫压裂液的研究及现场应用

在水力压裂过程中，由于向地层中注入大量的压裂液，对地层造成了一定程度的伤害，特别是低渗透油藏压裂液对地层的伤害更加严重，从而影响了增油效果。由于CO2泡沫压裂液具有滤失量低、返排能力强、与地层流体配伍性良好等优点，采用CO2泡沫压裂技术，可减小压裂液对地层的伤害。经过对CO2泡沫压裂液的各种添加剂进行优选与评价，确定了适合低渗油藏使用的CO2泡沫压裂液体系，并对其综合性能进行了评价。结果表明，CO2泡沫压裂液体系具有泡沫质量高、稳定性好、半衰期长、粘弹性大的特点，并有良好的耐温耐剪切性能和流变性能，破胶彻底，界面张力低，对储层伤害小，可以满足低渗、低压油气藏压裂施工的需要。CO2泡沫压裂液在吉林油田和大庆油田的低渗透油碱中进行应用．取得了良好的效果。     

CO2泡沫压裂工艺技术在中原油田的实践

针对中原油田开发后期的低压、水敏油气层的特点，对CO2、CO2泡沫压裂液的主要特性以及CO2泡沫压裂工艺技术的主要特点进行了探索。CO2泡沫压裂设计应充分考虑温度和压力对CO2相态变化的影响，应优化施工管柱，最大限度地降低施工压力，应开发多种抗高温、酸性环境交联的压裂液体系，以更加适应中原油田CO2泡沫压裂施工需要。因泡沫压裂液滤失量小，所以施工排量不宜太高，一般以不低于3．2m^3／min为宜。在CO2泡沫压裂液、CO2泡沫压裂优化设计、现场施工质量控制等方面取得了较大的进展，在现场取得了较好的应用效果。     

考虑温度影响的压后压力降落分析

给出了一种模拟温度和压力动态的数学模型和它们之间的相互干扰以及小型压裂测试中压裂液压缩性的影响。模拟结果表明,小型压裂测试阶段的裂缝温度有显著的变化,比起不可压缩压裂液,可压缩流体的压力更高,下降速度更慢。如果流体是可压缩的,则通过Nolte压力降落分析方法计算的滤失系数偏小。此外研究还表明,采用关井阶段后期压力数据计算的滤失系数误差较小。     

抗高温清洁CO2 泡沫压裂液在页岩气储层的应用

为了实现裂缝型、低压、低渗、强水敏、易水锁等特殊油气藏的高效开发,采用研发的多元共聚物、黏度增效剂、调节剂等和CO2 混配,得到一种抗高温清洁CO2 泡沫压裂液（BCF 压裂液）。对压裂液体系进行了综合性能测试,结果表明:BCF 泡沫压裂液抗温能力可达140 ℃,在90 ℃下泡沫液具有优良的携砂性能,其半衰期超过5 h,泡沫液滤失系数与胍胶冻胶相当, 并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量低至1 mg/L、表面张力在24 mN/m 以下。BCF 压裂液体系在延长油田YY2 页岩气井得到了成功应用,加砂成功率100 %,求产后单井无阻气量达到1.0×105 m3/d,是邻井产量的3 倍。试验表明,该压裂液具有常规CO2 泡沫压裂液不可比拟的优点,对此类特殊油气藏的高效开发和储层保护具有重大意义。