碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

低渗透砂岩油藏暂堵重复压裂技术研究

初次水力压裂后产生的支撑裂缝周围会形成诱导应力场,进而改变原始地应力场,从而导致重复压裂时启裂改向,其延伸方向依然取决于地应力状态。通过改变围压条件进行的水力压裂模拟实验,证实了重复压裂造新缝的可能性。鄂尔多斯盆地安塞油田采用了暂堵重复压裂工艺技术:在老裂缝重张过程中加入暂堵剂进行封堵形成高压环境,产生新裂缝并沟通部分天然微裂缝,随后加入支撑剂构建新的高导流裂缝体系,使泄油面积大大增加。现场试验的裂缝监测和效果分析资料证实产生了新裂缝。      

深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

受地质构造、成岩作用等多方面因素影响,深层页岩的层理发育程度、脆性指数、岩石力学特性、最小水平主应力梯度及水平应力差都与中深层页岩有明显差异,使人工裂缝起裂压力更高,裂缝复杂程度更低,从而极大地影响了深层页岩气地层的体积压裂设计和安全施工。为此,利用大尺寸岩样,模拟研究了深层页岩气地层的水平应力差、压裂流体黏度、施工排量等地层和工艺参数及缝内暂堵措施对人工裂缝的起裂与扩展特征的影响规律。研究发现,裂缝起裂与扩展特性受层理胶结强弱、水平应力差及前置液黏度等因素影响较大,压裂裂缝容易沿层理起裂导致早期憋压超压,从而使施工失败,高应力差条件下裂缝扩展形态相对简单,前置中黏压裂液、缝内暂堵等措施有利于裂缝多次破裂、产生次生裂缝使裂缝复杂化。在此基础上,提出了密切割分段、短簇距射孔、组合液体及变排量施工等压裂优化设计方案,现场应用后深层页岩气产量获得了重要突破。      

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

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。     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

安塞油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术研究

初次水力压裂后产生的支撑裂缝周围会形成诱导应力场,进而改变原始地应力场,从而导致重复压裂的启裂改向,其延伸方向依然取决于地应力状态。通过改变围压条件进行的水力压裂模拟实验证实了重复压裂造新缝的可能性。安塞油田采用了重复压裂工艺,在老裂缝重张过程中加入暂堵剂进行封堵,形成高压环境,产生新裂缝并沟通部分天然微裂缝,随后加入支撑剂构建新的高导流裂缝体系,使泄油面积大大增加。现场试验的裂缝监测和效果分析资料证实产生了新裂缝。     

暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵行为特征

采用可视化水力裂缝内暂堵实验装置，开展了不同携带液排量、黏度条件下，不同粒径、不同浓度的暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵实验，分析了暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵行为特征。研究结果表明：(1)携带黏度越大、排量越大，封堵层形成难度越大；暂堵颗粒粒径越大、浓度越大，封堵层形成难度越小。(2)当粒径缝宽比(暂堵颗粒粒径与裂缝宽度的比值)为0.45时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度、携带液黏度控制，暂堵颗粒质量浓度小于20 kg/m³或携带液黏度大于3 mPa·s时难以形成稳定的封堵层；当粒径缝宽比为0.60时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度控制，暂堵颗粒浓质量度小于10 kg/m³时难以形成稳定的封堵层；当粒径缝宽比为0.75时，封堵层形成与否基本不受其他参数的影响，实验条件范围内均能形成稳定的封堵层。(3)封堵层的形成过程包括2个阶段和4种模式，影响封堵层形成模式的主控因素为粒径缝宽比、携带液排量、携带液黏度。     

页岩气藏暂堵转向压裂裂缝扩展规律模拟

暂堵转向压裂技术是提高非常规油气产能的重要方法之一,在非常规油气藏储层改造中已经得到了广泛应用。为进一步认识威远地区页岩气藏暂堵转向压裂裂缝扩展特征,文中通过真三轴大物模实验研究了暂堵转向压裂压力响应与岩样破裂形态,验证了暂堵产生复杂缝网结构的可行性,明确了在不同应力差条件下的暂堵后裂缝起裂规律;同时采用ABAQUS软件黏结单元模拟裂缝的起裂与扩展,研究了不同水平应力差、不同偏转角下暂堵转向压裂裂缝扩展规律。研究结果表明：水平应力差对初次裂缝与暂堵转向裂缝的开启与扩展均具有显著的影响,水平应力差越小时,一次和二次压裂时岩样的破裂压力就越大,岩样越不容易被压碎。裂缝扩展阻力的不断增加,提升了缝内净压力与裂缝宽度;相交缝二次扩展后开启的新裂缝与一次压裂夹角越小,新裂缝扩展效果越好。该研究对威远地区现场压裂和缝网形态预测具有一定的理论指导和借鉴意义。     

裂缝性页岩暂堵压裂复杂裂缝扩展模型与暂堵时机

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程，考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应，发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法，并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征，建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型，开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究，分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律，优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明，两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用，暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展；天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低，最优暂堵时机越靠后；威远页岩气天然裂缝分布特征下，不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。     

储层裂缝发育等级划分研究

为避免由非裂缝因素引起单个裂缝参数响应所导致的裂缝储层误判,综合考虑裂缝参数对裂缝发育等级划分进行研究.对裂缝分维、裂缝概率、裂缝孔隙度和次生孔隙度等4个参数进行了深入研究.给出这4个参数的计算公式,通过对比分析得出裂缝发育的分级标准,将4个参数相结合对裂缝发育程度进行等级划分.依据裂缝发育的划分标准对邛西A井致密砂岩储层裂缝参数进行评价,评价结果与成像测井识别的裂缝符合率为72％,取得了较好的效果.     

基于离散裂缝模型的裂缝井渗流压力场分析

人工压裂技术是低渗透油藏开采的重要技术手段,为深入了解垂直裂缝井生产过程中地层压力分布规律,基于离散裂缝模型,对人工裂缝进行降维处理,实现对裂缝的合理简化,在保证计算精度的同时有效提高计算效率.以此为基础建立裂缝井渗流压力计算模型,利用有限元方法进行离散求解,得到不同时间地层中压力的剖面图.通过对定压边界下单裂缝井和多裂缝井的计算可以看出,对于定产量生产的油井,在相同的生产时间内,裂缝内压力下降幅度明显高于地层,压力也比周围区域偏低.对于同一地层中的不同裂缝,裂缝导流能力越强,流体在裂缝内流动时消耗压力越少,井底压力等值线越稀疏.井底附近等压线为一组近似椭圆,其长轴长度与裂缝长度有关.     

裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究

采用大尺寸真三轴实验系统,探讨了天然裂缝与水力裂缝干扰后水力裂缝走向的宏观和微观影响因素,分析了压力曲线,提出了天然裂缝破坏准则,分析了不同地应力状态下裂缝的形态。试验结果表明,在常规应力状态下,水平主应力差和逼近角是水平裂缝走向的宏观影响因素;天然裂缝界面摩擦系数和缝内净压力无因次量是微观影响因素。给出了确定天然裂缝破坏边界线的回归公式,揭示了裂缝性油气藏水力裂缝与天然裂缝的干扰机理。局部构造应力状态对水力裂缝扩展的影响大于对天然裂缝的影响。     

浅析低效油田乌5井区压裂改造技术

新疆克拉玛依低效油田乌5井区属低孔、低渗、低饱和度的油藏,产量低,开采困难。针对乌5井区油藏地质特征,指出了该井区压裂改造的技术难点;给出了乌5井区的压裂改造方案,先进行优化压裂设计,选择高性能的压裂液,进行施工过程的控制和压后排液管理。现场压裂施工使油井增产明显。     

不同类型裂缝对气井产能影响

在低渗、特低渗气藏开发过程中,裂缝对气井的产能和稳产能力起着主导作用。选取了某低渗气田在不同沉积微相下的含有裂缝的岩心进行了专门的实验研究。详细分析了半充填缝、未充填缝的应力敏感,评价了裂缝宽度随有效应力的变化以及其对产能的贡献差异。实验研究表明:未充填缝的应力敏感性较强,对气井初期产能贡献较大;半充填缝的应力敏感性较弱,对气井中后期产能起主导作用;特低渗气藏产量在很大程度上取决于未充填缝与充填缝的比例。     

徐深气田火山岩储层的裂缝特征研究

徐深气田的发现带来了大庆油田以气补油的契机,但该气田89%的天然气储量储存在火山岩中.受喷发期次、剥蚀改造等影响,火山岩储层具有孔、缝相结合的复杂储集空间特征,裂缝的发育对火山岩储层的连通性、渗流性起着重要的作用.通过应用野外观测、岩心描述、测井综合解释和地震预测方法对火山岩储层裂缝的密度、开启程度、延伸方向等特征进行综合研究,总结了徐深气田裂缝发育特征.     

管线钢疲劳行为研究进展

介绍了近年来国内外在管线钢疲劳行为方面的研究进展,重点阐述了管线钢疲劳性能的试验研究情况和缺陷对管线钢疲劳性能的影响,通过分析提出了今后管线钢疲劳性能研究的发展趋势。     

基于天然裂缝网络的二维裂缝度预测技术及应用研究

简要介绍了基于天然裂缝网络的二维裂缝度预测技术的方法原理,讨论了裂缝频度、裂缝密度和裂缝度的物理意义。裂缝度与裂缝长度的分布有关,它反映了裂缝总面积所占测量总面积百分率的大小,是裂缝性油气田的优势裂缝发育带预测及储量估算的重要参数。采用二维裂缝度预测技术以及地震一地质相结合进行裂缝预测的研究思路及方法,以野外露头与钻井岩心裂缝调查所获取的深部信息为基础,通过室内数值模拟和推导,并结合实际三维地震资料,对川西HXC气田须家河组二段储层裂缝网络系统进行了预测。研究成果得到了钻井验证,指出了裂缝发育的区域。     

关于GB/T 23257—2009断裂伸长率的探讨

断裂伸长率是评价材料拉伸性能的主要指标,为了能真实地测量钢质埋地管道聚乙烯防腐层的拉伸性能,对国内外不同标准中关于断裂伸长率的验收要求进行了对比,分析了GB/T 23257—2009《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》中断裂伸长率验收要求指标的合理性。分析结果表明,国内标准对断裂伸长率的验收要求≥600%,该指标相对于国内外同类标准过于严苛,且测量方法也不够完善。最后给出了应适当降低验收要求,并增加断裂伸长率补充测量方法的建议。     

砂砾岩水力裂缝延伸路径模拟研究

通过研究砾石尺度下水力裂缝的不规则延伸和压力波动的原因,优化砂砾岩储层的压裂设计及施工参数.将砂砾岩简化为由砾石、基质和界面3部分组成的复合介质,各部分具有不同的断裂韧性,并由断裂韧性得到判断裂缝延伸与停止延伸的指标——临界能量释放率.通过断裂力学理论与坐标变换,得到裂缝前沿处沿不同角度延伸的虚拟裂缝的应力强度因子和与之对应的能量释放率,裂缝延伸的优先方向即为最大能量释放率对应的方向,沿不同方向延伸的临界破裂压力可由能量释放率得到.通过编程模拟研究了包含不同粒径、含量和断裂韧性砾石的砂砾岩裂缝延伸规律与压力波动特点.模拟结果显示,砾石粒径、含量以及不同部分间断裂韧性的差异是导致砂砾岩裂缝不规则延伸或分叉及诱发施工压力波动的重要因素.