不同粒径组合支撑剂对致密砂岩储层导流能力的影响

针对致密砂岩储层,采用API裂缝导流能力测试仪,进行不同类型、粒径、组合的支撑剂裂缝导流能力测试实验,研究支撑剂不同粒径组合对导流能力的影响.实验结果发现:当石英砂与两种不同粒径陶粒组合比例为1:2:2和1:2:7时,在较高的闭合应力下,仍然保持较高的导流能力,而且随着闭合应力增加,导流能力下降幅度较小.因此在致密砂岩...     

致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究

室内采用API裂缝导流能力测试仪对鄂尔多斯盆地某致密砂岩储层进行支撑裂缝导流能力影响因素评价实验。结果表明,单一粒径陶粒支撑剂在高闭合压力下裂缝导流能力明显下降,而将3种粒径陶粒支撑剂按1∶1∶1进行混合后,在高闭合压力下仍能保持较高的导流能力。支撑剂强度越高、铺砂浓度越大,裂缝导流能力越高。现场压裂液对裂缝导流能力影响较大,当闭合压力为75 MPa时,使用现场压裂液作为实验流体的裂缝导流能力比使用3%KCl溶液时下降60%以上。在纤维A加量小于0.04%时,随着纤维A加量的增大,裂缝导流能力逐渐降低;当纤维A加量大于0.04%时,裂缝导流能力逐渐升高,当纤维A加量为0.06%时,裂缝导流能力最高,再继续增大纤维A加量,裂缝导流能力逐渐下降。因此,在致密砂岩储层水力加砂压裂施工中,选择合适的压裂液和纤维等添加剂,以确保裂缝具有较高的导流能力。     

影响支撑剂长期导流能力的因素分析与探讨

支撑剂性能的好坏是油田水力压裂能否获得增产效果的关键因素之一，因此，正确评价支撑剂的性能具有非常重要的意义。本文通过查阅大量的国内外文献，归纳总结了影响支撑剂长期导流能力的各种因素，对正确评价支撑剂性能以及合理选择支撑剂具有一定的参考价值。     

考虑支撑剂破碎的裂缝导流能力计算模型

基于Carman-Kozeny公式建立了考虑支撑剂破碎的裂缝导流能力计算模型,通过实例计算分析了支撑剂破碎率对裂缝导流能力的影响,研究结果表明:随着支撑剂破碎率的增加,裂缝导流能力逐渐降低;支撑剂的直径越大、裂缝闭合压力越高、支撑剂法向刚度越小,随支撑剂破碎率的增加,裂缝的导流能力下降幅度越大。     

泥岩裂缝油藏支撑剂短期导流的影响因素分析

依据压裂增产措施大庆油田泥岩储层在现场应用的过程中出现的实际问题,实验使用I=CS-842型裂缝导流仪,对不同粒径的同种支撑荆在不同泥质含量情况下的人造岩心复合板的导流能力进行了实验研究。以金属板数据为基础,对比出不同粒径的支撑剂在不同泥质含量的人造岩心复合板的嵌入导流能力。实验结果表明：对相同泥质含量的岩心板,支撑剂越大嵌入数量越小,对导流能力影响也越小。对相同粒径支撑剂,支撑剂在岩心板中的嵌入程度随泥质含量的增加而增加,对导流能力影响也越大,支撑剂破碎率随压力增大而减少。研究结果为压裂设计中支撑荆的优选原则提供依据。     

水力压裂裂缝导流能力的影响因素分析

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要的技术措施,其目的是提供一条连通地层与井筒的高导流能力通道,改变地层流体的渗流方式,提高生产指数。裂缝导流能力是指支撑裂缝所能提供液体流动的能力的大小,而影响裂缝导流能力大小的因素可归结为:储层条件、支撑剂物理性质、压裂工艺水平和压后生产管理这四个方面,并对这些因素进行了分析。     

致密砂岩中浅层低成本压裂支撑剂组合实验研究

由于致密砂岩储层渗透率低,一般未经储层改造,自然产能低,难于达到经济开采的要求。国内目前小于1500m的储层压裂一般都采用石英砂作为支撑剂,大于1500m则采用陶粒,为了进一步降低单井投资成本、提高开发效益,考虑对中浅层储层采用石英砂尾追陶粒的组合方式进行压裂。本文考虑不同闭合压力下的压裂液伤害、支撑剂嵌入等因素的影响,运用长期裂缝导流仪系统,模拟地层闭合压力、温度等环境,对油气田常用的石英砂及陶粒进行了长期导流能力评价,对石英砂尾追陶粒组合的比例进行优化,优化出了适合中浅层油气田的最佳支撑剂组合比例（石英砂：陶粒=70：30）,为国内中浅层储层压裂提高经济效益、降低单井成本提供了参考依据。     

一种新型覆膜砂支撑剂导流能力室内评价研究

覆膜砂在国内主要用于油气井防砂和控制压裂吐砂领域,但对其作为压裂支撑剂的系统评价研究较少。本文应用一种改性环氧树脂和固化剂得到一种新型FM S覆膜砂支撑剂,并对该支撑剂导流能力进行了室内实验评价研究。研究表明:该覆膜砂支撑剂在高闭合压力(大于40M Pa)下的导流能力与空白支撑剂相比得到提高;在低闭合压力下覆膜支撑剂的导流能力一般低于空白支撑剂,导流能力主要受覆膜层厚度、固化剂的性能、固化时间和固化时的闭合压力等因素控制;该支撑剂在地层条件下结成块状,这可防止压裂液反排过程中普通支撑剂出现的吐砂现象,以及因支撑剂破碎后微粒运移造成的导流能力下降等问题。新型覆膜砂的破碎率、浊度、圆度、球度和酸溶度等指标与普通石英砂相比也得到改善。研究结果对覆膜砂的压裂应用具有一定的参考价值。     

高强度压裂支撑剂室内评价研究

阐述了石英砂、低密度陶粒与高强度陶粒的物理综合性能评价情况;对导流能力进行了全方面评价：使用裂缝导流评价系统（FCS-842型）对以上三种压裂支撑剂在不同闭合压力下的短期导流能力进行对比,针对高强度陶粒在50M Pa下基本性能对长期导流能力的影响程度及随时间变化的幅度进行实验分析。研究结果对今后深井压裂选择高强度支撑剂和现场应用具有指导意义。     

Wettability alteration and reducing water blockage in tight gas sandstone reservoirs using mixed cationic Gemini/nonionic fluorosurfactant mixtures

The unrecovered hydraulic fracturing fluid will invade the matrix and induce water blockage, creating formation damage and hindering the oil or gas production rate. First, the synergistic effect of cationic Gemini surfactant (MQAS) and nonionic fluorosurfactant (N-2821) mixtures on reducing the surface tension and wettability alteration was investigated in this paper. The critical micelle concentration (CMC) of the surfactant mixture is one or two orders of magnitude lower than that of N-2821 and MQAS, indicating that the MQAS/N-2821 mixtures exhibit an apparent synergistic effect in reducing surface tension. Moreover, the maximal contact angle of MQAS/N-2821 mixtures reached 83.55° at α_N-2821 = 0.5, and the total surfactant concentration of 1 × 10⁻⁴ mol/L due to the adsorption of surfactant. The adsorption mechanism of surfactants on the surface of quartz sand was then examined. The adsorption kinetics is consistent with the pseudo-second-order model at different surfactant concentrations, while the Freundlich model is suitable for describing the adsorption behavior of surfactants on the sandstone surface. This finding indicates that surfactant adsorption is multilayered. The MQAS/N-2821 surfactant mixtures have excellent surfactant activity due to the relationship of the capillary pressure to the surface tension, pore radius, and contact angle; thus, the addition of surfactant mixtures can reduce the liquid saturation effectively. Furthermore, the sequential imbibition experiments indicate that MQAS/N-2821 mixtures alter the wettability of the core plug, which results from the adsorption of surfactants. Compared with brine water, the MQAS/N-2821 mixtures decreased the liquid saturation and increased the permeability recovery ratios of the core plug.     

低渗透砂岩油藏压力敏感性研究

针对低渗透油藏渗透率压力敏感性较强的特点,选用不同渗透率的岩心进行了压力敏感性实验;不同有效压力加载方式渗透率敏感性实验;岩石力学体积应变实验。结果表明,低渗透岩心渗透率敏感性强于中、高渗透岩心;渗透率损失主要发生在有效压力增大的初始阶段;岩石弹塑性形变阶段的体积应变主要发生在围压较低阶段。     

温度、压力对致密砂岩渗透率影响的实验研究

渗透率作为储集层的主要参数之一,与温度、压力有着密切的关系。为了全面评价温度、压力对致密砂岩渗透率的影响,实验测定了在不同温度、压力条件下砂岩渗透率的变化规律。结果表明:地层压力的增加会导致砂岩渗透率下降,二者之间近似成指数关系变化,而且随着温度的升高,这种指数关系逐渐变好;温度的升高会促使砂岩渗透率的升高,能在一定程度上改善储层的物性,但这种增加会随着压力的增大而减小,也就是说地层压力的增加会抑制温度对渗透率的影响。     

海上油田砂岩油藏解堵体系研究

针对海上砂岩油藏伤害的特点,研究了适应该油田酸化解堵作业的酸液体系.经过酸液类型及浓度的确定、酸液体系综合性能的评价以及物理模拟实验,确定了酸液解堵体系配方:前置酸和后置酸为3％HCl+1％ 缓蚀剂+1％ 铁离子稳定剂+1％ 粘土稳定剂+0.5％ 破乳剂+2％ 助排剂,主体酸为6％ 多氢酸+3％HCl+0.5％HF+1...     

大宁-吉县地区二叠系致密砂岩含气性评价

目前随着研究区二叠系致密砂岩勘探开发程度的深入,动用程度日益增加,动用难度加大,对于致密砂岩储层含气性评价日益迫切。在明确储层含气性与其自然伽马、声波时差、岩性密度、电阻率曲线对应关系的基础上,通过分析气层测井敏感参数建立气层识别图版,确定储层含气性测井定量评价标准。从定性和定量的角度评价了吉县地区二叠系石盒子组致密砂岩含气性。     

长庆油田致密砂岩储层特征及敏感性评价

为实现长庆油田致密砂岩油气藏的合理勘探开发,分析了目标区块的储层特征,并进行了储层敏感性评价试验,提出了相应的储层保护措施建议。储层特征分析结果表明:目标区块储层以细砂岩和粉砂岩为主,黏土矿物总量达到14.5%,以伊蒙混层和高岭石为主,Ⅰ油组和Ⅱ油组平均孔隙度分别为12.24%和10.11%,平均渗透率分别为0.465 m D和0.135 mD,地层水水型为NaHCO_3型。储层敏感性评价结果表明:目标区块储层速敏损害程度为中等偏强速敏至强速敏;水敏损害程度为中等偏强,临界矿化度为5 609.7 mg/L;储层具有弱碱敏;盐酸和土酸敏感性评价结果为无酸敏,为可酸化处理地层;应力敏感性程度为中等偏强。针对致密砂岩储层后期的勘探开发,应结合储层特征及敏感性评价结果,选择合理的储层保护措施,包括储层保护型工作液的研究、配套处理剂的研究以及酸化压裂施工工艺的选择等,为确保长庆油田致密砂岩油气藏的高效开发提供技术保障。     

致密砂岩气井结盐抑制剂的研究进展

分析了气井结盐的原因,即主要是温度和压力降低导致了排出液中盐的过饱和现象。介绍了4种气井除盐防盐方法,包括掺水除盐、热洗除盐、化学防盐和毛细管掺水加抑制剂结盐。就化学除盐防盐中有应用前景的抑制剂进行了重点介绍,亚铁氰化物、表面活性剂、酒石酸盐、氮川三乙酰胺(NTA)抑制剂、复合抑盐剂及降滤缓释抑盐剂均对氯化钠结晶有着很好的抑制效果,抑制机理主要基于改变外界条件提高溶液的过饱和度,或是通过盐晶畸变抑制晶核生成和晶体生长。     

致密砂岩气井结盐抑制剂的研究进展

分析了气井结盐的原因,即主要是温度和压力降低导致了排出液中盐的过饱和现象。介绍了4种气井除盐防盐方法,包括掺水除盐、热洗除盐、化学防盐和毛细管掺水加抑制剂结盐。就化学除盐防盐中有应用前景的抑制剂进行了重点介绍,亚铁氰化物、表面活性剂、酒石酸盐、氮川三乙酰胺(NTA)抑制剂、复合抑盐剂及降滤缓释抑盐剂均对氯化钠结晶有着很好的抑制效果,抑制机理主要基于改变外界条件提高溶液的过饱和度,或是通过盐晶畸变抑制晶核生成和晶体生长。     

浅谈低渗致密气藏开发过程中的水锁损害

水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩气藏,是低渗透致密砂岩气藏的主要损害类型之一,这严重地影响着气藏的勘探开发效果。针对此情况,对水锁损害进行系统研究。总结了水锁损害的影响因素、水锁损害评价及预测方法以及开发各阶段解除水锁的关键技术。只有避免大量流体侵入滞留储层才能有效预防水锁损害,在对地层水充分认识的前提下,选用合理的开采方式和开采工艺,降低水锁损害,提高气藏采收率。