基于PIV/PTV的平板裂缝支撑剂输送试验研究

为了解水力压裂过程中水力裂缝内支撑剂的铺置规律，基于平板裂缝开展了支撑剂输送试验，分析了泵注排量、压裂液黏度、注入位置、支撑剂类型对支撑剂铺置过程的影响；运用PIV/PTV技术，测试了压裂液–支撑剂两相运动速度，从颗粒运动角度分析了不同因素对最终砂堤形态的影响。试验发现：平板单缝内支撑剂铺置存在“裂缝前端先堆积至平衡高度，再稳定向后端铺置”和“砂堤整体纵向增长，稳定向后端铺置”2种典型模式，2种模式可以在泵注的不同阶段出现并转换；砂堤不同位置形态主控因素存在差异，注入位置与排量主要控制前缘形态，黏度与排量主要控制中部形态，黏度主要控制后缘形态；在裂缝远端，支撑剂沉降存在“回流式”和“直接式”2种模式，前者受涡流控制，后者则仅依靠重力沉降；现场施工时可考虑“定向射孔+大排量中高黏70/140目石英砂（主体支撑剂）+40/70目陶粒架桥+大排量中高黏70/140目石英砂长距离输送+排量尾追40/70目陶粒”，兼顾缝长方向远距离铺置和近井地带裂缝与井筒的高连通性。平板裂缝内支撑剂运移与铺置规律试验结果可以为页岩储层压裂主裂缝内支撑剂高效铺置及储层改造工艺参数优化提供参考。     

针对大厚段砂砾岩储层的水力压裂新方法

针对砂砾岩大厚储层的开发,传统的笼统压裂经常导致支撑剂铺置效率低,产量递减快等问题。综合考虑支撑剂沉降平衡高度以及停泵后支撑剂运动对支撑剂输送的影响,建立支撑剂沉降运移模型,分析影响支撑剂铺置的主要因素,提出了一种新型的水力压裂技术。结果表明:①射孔位置和支撑剂密度是影响支撑裂缝形态以及支撑剂铺置形态的主要因素;②通过对大厚储层中的某一层段集中射孔可以调整支撑裂缝形态;③采用不同密度支撑剂,按照不同的加入顺序,可以调整支撑剂在大厚储层中的铺置剖面。结论认为:该技术可用于提高常规整体压裂方法中支撑剂的铺置效率。     

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。     

复杂裂缝中低密度支撑剂铺置数值模拟

低密度支撑剂具有沉降速度慢、有效支撑缝隙长等特性,在缝网压裂中的应用越来越广泛.目前低密度支撑剂在复杂裂缝中运移铺置规律研究较少,且主要通过室内实验开展分析.基于计算流体力学(CFD),建立了压裂液和低密度支撑剂的液固两相流数学模型,运用有限体积法进行求解,通过与室内实验结果对比验证了模型的可靠性与准确性,分析了低密度支撑剂在复杂裂缝中的沉降运移规律及其与常规支撑剂的区别,研究了铺置过程中泵注排量、砂比、压裂液黏度以及裂缝夹角的影响因素.结果表明:低密度支撑剂体系运移能力更好,降低了在缝口处的沉降堆积,在复杂裂缝中铺置更均匀;采用大排量、高黏度压裂液可减缓低密度支撑剂在分支缝的阻力效应,更好地铺置裂缝深处,但缝口支撑剂更易被卷起,形成不均匀砂堤;在现场施工时,建议初期采用大排量、高黏压裂液携带低密度支撑剂铺置缝网远端,后期用大排量、低黏度尾追中—高密度支撑剂铺置裂缝近端;裂缝夹角对低密度支撑剂铺置运移影响较小,采用低密度支撑剂可以减缓沉降,有效避免裂缝相交处发生砂堵.     

考虑压裂缝网动态滤失的停泵压降模型

通过在传统主裂缝物质平衡方程中引入主裂缝-基质、次裂缝-基质、主裂缝-次裂缝耦合流动表达式，建立了“主裂缝-次裂缝-基质”滤失耦合流动模型，同时将主、次裂缝缝宽的应力敏感方程和井筒注入量方程进行压力-流量连续性耦合求解，实现了滑溜水体积压裂改造停泵后井底压降和缝网闭合的模拟计算。研究表明：停泵井底压降导数双对数曲线呈现5个特征斜率段，反映了停泵后“缝间窜流控制”、“缝网滤失控制”、“缝网闭合控制”和“残余滤失控制”4个主控阶段。水平井体积压裂改造停泵初始时刻，主、次裂缝间的窜流现象明显，随后滤失占据主导，主、次裂缝的滤失呈现出非均匀的递减趋势：主裂缝滤失速度慢，次裂缝滤失速度快，缝网整体呈现先快、后慢，直至接近于零的滤失规律。缝网导流能力对停泵压降曲线形态的影响相对弱于缝网规模；缝网导流能力与滤失量、裂缝闭合程度正相关；次裂缝规模与滤失量、次裂缝闭合程度正相关，但与主裂缝闭合程度负相关。经现场施工数据检验，该模型能够有效地反映缝网的闭合特征，解释结果可靠且能够反映实际水平井各压裂段的非均匀改造效果。     

非常规储层压裂砂比对支撑剂铺置质量影响的实验研究

低孔超低渗透率的非常规储层需通过大规模的水力压裂形成支撑剂填充的高导流裂缝,才能获得有经济效益的油气产量,缝内支撑剂铺置规律直接影响压裂效果,影响支撑剂铺置的因素包括施工排量、施工压力、砂比等。为了研究砂比对支撑剂在缝内铺置的影响,运用了大型可视平板垂直裂缝模拟系统,研究了不同砂比下陶粒支撑剂在裂缝中的沉降运移规律。实验结果表明,砂比对20 ~ 40目陶粒砂堤形状有影响,但砂堤形状变化较小;当陶粒砂比增加时,陶粒堆积形成的砂堤坡度减小;陶粒砂比增加,陶粒颗粒之间的碰撞作用增强,沉降量减小,砂堤高度减小;陶粒支撑剂水平运移速度受砂比影响较小,接近液体流速;陶粒砂比增加,陶粒支撑剂的沉降速度减小。研究结果可为支撑剂沉降运移动态研究及支撑剂优选提供参考。     

致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究

以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象,基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验,通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态,分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明,单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布,组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的导流能力,同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（≥10 mPa·s）与低密度支撑剂作为组合,可满足支撑剂远距离铺置的目标,获得较长的有效支撑裂缝,后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态,确定合理的施工参数,提高该类气藏水力压裂的成功率。     

基于CFD-DEM方法的迂曲裂缝中支撑剂运移关键影响因素分析

裂缝中支撑剂的运移和铺置是维持裂缝开放和增强裂缝导流能力的关键,但支撑剂在迂曲裂缝中的运移机理尚不明确。为此,基于计算流体力学原理,利用离散单元法建立支撑剂在迂曲裂缝中运移的数值模型,研究携砂液注入速度、压裂液砂比、支撑剂粒径等因素对迂曲裂缝中支撑剂运移铺置规律的影响。结果表明：裂缝迂曲度越大、支撑剂铺置距离越短,流速损失越大;在距裂缝入口20 mm处,与迂曲度为1.0的裂缝相比,迂曲度为1.2、1.5、2.0的裂缝中的流速损失率增大2.2、3.7、4.5倍;迂曲裂缝内支撑剂铺置距离随支撑剂注入速度的增大而增大,随压裂液砂比、支撑剂粒径的增大而缩短。该研究可为支撑剂在迂曲裂缝中运移的相关研究提供理论指导。     

裂缝扩展与输砂动态耦合的缝内支撑剂铺置特征

裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合是目前水力压裂数值模拟技术面临的挑战之一。为了探究页岩动态裂缝缝内支撑剂铺置特征，基于三维离散元方法，建立考虑层理的页岩储层裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合数值模型，分析了不同支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度和支撑剂注入方式下的裂缝扩展与支撑剂铺置规律。研究表明：粒径越小，支撑剂铺置范围越广，铺置越均匀，粒径为150μm的支撑剂的铺置面积与铺置效率是粒径为600μm的支撑剂的1.8倍；支撑剂密度不是影响裂缝扩展和支撑剂运移的主要因素；压裂液黏度越高，裂缝面积和铺置面积越小，铺置效率越高，黏度从1 mPa·s增至15 mPa·s,裂缝面积减少45%,铺置面积减少34%,铺置效率增大12%;支撑剂注入方式为阶梯注入时，压裂液造缝与携砂效果最好。该研究成果可为页岩储层有效改造提供理论指导。     

陆相页岩气储层裂缝支撑剂铺置规律研究

为了认识陆相页岩气储层裂缝中支撑剂的铺置规律,采用可视裂缝模拟系统开展支撑剂沉降铺置实验,模拟了不同压裂液黏度、排量、砂比、支撑剂粒径和支撑剂密度条件下支撑剂运移沉降的过程,同时采用PIV粒子测速技术绘制了砂堤入口处与前缘处的速度场,进一步分析了支撑剂铺置过程中颗粒的运动特征。研究结果表明,支撑剂在人工裂缝中的铺置分为四个阶段:早期阶段、中前期阶段、中后期阶段和平衡状态阶段。裂缝入口处:悬浮颗粒的速度方向近似水平向前,砂堤表面颗粒速度沿着坡面向上,支撑剂的推进主要依靠液体黏滞力的携带作用;排量增大,流场出现明显的扰动现象,排量越大,扰动程度越大。砂堤前缘处:坡顶处流场存在明显的涡流现象;液体黏度增加,涡流强度减弱,黏滞力增加,颗粒在液体冲击和携带作用下,铺置更远的距离;排量增加,整个前缘区域出现更大的旋涡,涡流作用更加强烈,此时液体的冲击作用使得支撑剂铺置效果更好;砂比增加,旋涡数量增加,强度增强,波及范围增大,支撑剂运移到裂缝更远端。滑溜水中支撑剂粒径越小、密度越大,砂堤越均匀,但要达到铺置效果,需要携砂液的作用。      

滑溜水压裂主裂缝内支撑剂输送规律实验及数值模拟

滑溜水压裂时通过泵送大排量压裂液在储层中形成主裂缝为主干的裂缝网络,主裂缝内支撑剂的铺置状况直接影响油气井的产能。采用自主设计的大型可视化平板裂缝装置来研究大排量泵送时主裂缝内支撑剂的输送规律,建立了相应的数值模型模拟了砂堤在不同时刻的铺置形态,并分析了湍流对支撑剂铺置的影响规律,为滑溜水压裂时主裂缝内支撑剂的有效铺置提供一定的理论指导。研究表明,滑溜水压裂时支撑剂在主裂缝内的铺置规律与小排量压裂时不同:支撑剂首先在主裂缝入口处形成一个较低的砂堤,而在距入口较远处形成一个较高的砂堤,之后才一层一层周期性的覆盖在两处砂堤之上,直到达到最终的平衡高度;大排量压裂时易引起湍流,将主裂缝进口端暂时沉降的支撑剂重新卷入裂缝深处,形成类似“卷云状”的沉降结构;数值模拟与物理实验模拟得到的支撑剂铺置结果相似,证明了研究的数值模型具有一定的实用性。     

薄煤层水力裂缝宽度变化对支撑剂运移的影响

水力压裂仍是低渗透性储层提高渗透性且获得经济产能的主要途径,尤其针对薄煤层,不同裂缝宽度裂缝内支撑剂运移规律受多个因素影响。文中采用数据建模、数值模拟和工程试验的方式,研究了压裂液参数、支撑剂参数对不同裂缝宽度支撑剂的铺砂面积和有效支撑裂缝长度的影响。结果表明：裂缝宽度影响和制约了支撑剂的运移,对于裂缝较发育且缝宽较宽储层,提高施工排量、压裂液黏度和优化支撑剂粒径与砂比,能有效地增大裂缝内支撑剂的铺置面积和有效裂缝长度。针对裂缝不发育且裂缝宽度较小储层,优化支撑剂的粒径和砂比,有利于增大裂缝的有效支撑裂缝长度。针对薄—中厚煤层,采用“高前置液占比、小粒径支撑剂、低砂比、短段塞式加砂方式”,能够有效提高其压裂波及范围和有效支撑效果,研究成果成功应用于贵州薄煤层煤层气开发。     

基于Fluent软件的携砂液流动规律模拟研究

掌握支撑剂在裂缝中运移影响因素和最终铺砂形态规律,对于压裂方案设计和压裂现场施工非常重要。基于数值模拟计算的理论方法,应用Fluent模拟软件建立了矩形裂缝中携砂液流动分析模型,对不同密度支撑剂在裂缝中的运动轨迹和铺砂规律进行了研究。结果表明,支撑剂沉降速率随其密度的增大而增加,高密度支撑剂在缝口易形成砂桥,使得最终在裂缝中的铺砂分布不均;相同条件下,低密度支撑剂不会在缝口附近形成砂桥,形成的铺砂剖面较为均匀。     

支撑剂在清洁压裂液中的沉降规律

清洁压裂液中支撑剂的运移和铺置对压裂效果有重要影响,目前对这方面基于理论研究和矿场试验的较多,而室内实验研究较少。利用透明平行板裂缝充填模拟装置,对4个影响支撑剂沉降规律的因素进行了研究。结果表明:黏度越大,沉降速度越小;压裂液携砂性能随排量的增加、支撑剂密度的减小呈线性规律增长;砂液比对沉降速度影响较小;其中3个主因素对压裂液携砂能力的影响程度从大到小依次为清洁压裂液黏度、支撑剂密度和砂液比。认清支撑剂沉降规律可进一步提高压裂井施工参数的合理性。     

湍流效应对支撑剂铺置规律的影响

进行水力压裂的目的就是将支撑剂铺置于已产生的裂缝中,支撑剂在裂缝内的分布规律决定了压裂后填砂裂缝的导流能力和增产效果。为了研究湍流对支撑剂铺置的影响,利用大型可视化裂缝模拟装置进行了支撑剂铺置模拟实验,同时运用Fluent模拟软件中的欧拉两相流模型对支撑剂的铺置进行数值模拟研究。实验结果表明,随着压裂施工排量的增大,裂缝入口处形成的湍流强度越强,致使靠近裂缝入口处铺置的支撑剂越来越少,直至无支撑剂铺置,大大降低了裂缝的导流能力。其研究结果可为水力压裂施工中设计合理的施工排量提供帮助。     

不同进口位置下支撑剂铺置规律及其数值模拟研究

滑溜水压裂技术以大排量、大液量的方式向地层泵注携砂液,最终可以在压裂储层中形成填充有支撑剂的有效人工裂缝。通过对支撑剂颗粒进行受力分析,建立其沉降的速度公式,并结合固液两相流的运动机理,建立了支撑剂输送的数学模型。基于现有装置,研究了不同进口位置组合对滑溜水压裂液携砂运移规律的影响,并利用Fluent软件的欧拉模型对铺砂形态进行数值模拟。结果表明:Ⅰ-Ⅱ型进口组合最有利于主缝进口端的铺砂,支撑剂铺置率高,且砂堤平衡高度前缘距离较小。实验与模拟结果的吻合度高,可为压裂施工提供理论帮助。     

二次加砂压裂理论模型及应用

二次加砂压裂作为一项针对特殊储集层发展起来的应用工艺技术,在形成短宽缝、避免裂缝穿层方面优势明显,在现场得到了成功应用。但由于未针对二次压裂开展相关理论研究,导致现场设计存在极大的盲目性。在考虑砂堤高度随时间不断变化对流体压降影响的基础上,建立了适用于二次加砂压裂的裂缝延伸模型;考虑支撑剂的对流影响建立了支撑剂沉降运移模型,采用界面追踪求解支撑剂运移分布。编制程序对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝参数。计算结果表明,二次压裂和常规压裂相比,支撑裂缝长度和高度减小,宽度明显增加,裂缝导流能力显著提高。根据油田实际物性特征,优化了二次加砂压裂工艺,实施后增产效果理想,具有推广应用价值。     

从闷井压力反演页岩油水平井压裂裂缝参数和地层压力

页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。     

页岩体积压裂支撑剂铺置运移模拟及其应用

支撑剂在裂缝中的运移是页岩体积压裂中的难点及研究热点,目前一般将裂缝考虑为矩形平板状,但据现场实际、室内实验、微地震监测、理论分析,体积压裂裂缝一般具有不规则齿状特征,裂缝初始延伸方向很有可能与最终延伸方向存在一定夹角,并极有可能形成裂缝网络.针对页岩体积压裂中支撑剂在粗糙、迂曲的复杂裂缝中运移的问题,通过自底向顶的方式建立了三维粗糙迂曲裂缝模型,模拟了不同粗糙程度和迂曲程度中的固液两相流,研究了压裂液和支撑剂性能对铺砂的影响.结果表明:裂缝粗糙程度越大,裂缝迂曲、扭转程度越大,裂缝内平均砂浓度越高,铺砂越均匀;压裂液流速、黏度越大,支撑剂粒径、密度越小,平均砂浓度越高,铺砂越均匀.基于此结论对某井进行了支撑剂优选和组合,压裂施工过程顺利,压后效果较好.     

体积压裂多分支裂缝支撑剂运移规律

为进一步明确体积压裂多分支裂缝内支撑剂的运移铺置规律，开展了不同裂缝形态、砂比、分支缝开启时机和不同粒径支撑剂注入顺序条件下的支撑剂运移模拟实验。研究表明，不同位置分支缝的逐级分流使分支后主缝砂堤高度增加，铺置长度减小。分支缝的流量是影响其充填的主要因素，分流作用使得远井分支缝流量小、充填情况较差。倾斜裂缝壁面对支撑剂施加减缓其沉降的摩擦力，提高支撑剂在裂缝纵向的分布。砂比增加可改善近井主缝和远井分支缝的充填并使主缝砂堤长度增加，由于缝高的限制，砂比提高到一定值后裂缝充填情况改善幅度减小。分支缝常开（持续扩展）时分支缝最终的支撑效果最好，但主缝铺置长度短，先关后开（后期扩展）的支撑效果优于先开后关（前期扩展）。不同粒径支撑剂顺序注入可增加主缝和分支缝的铺置长度，先小后大注入可改善近井裂缝充填，先大后小注入时近井裂缝充填情况不如先小后大注入时。