压裂输砂与返排一体化物理模拟实验研究

为了研究压裂和返排过程中支撑剂在裂缝中的运移、沉降和回流规律,自主研制了“YF-1”型压裂输砂和返排一体化模拟实验装置,在模拟储层温度、闭合应力和滤失情况下,开展了不同裂缝宽度、压裂液黏度、支撑剂类型、排量和出砂临界流速等因素在输砂和返排过程中对砂堤剖面的影响实验。实验结果表明：输砂和返排过程中,液体黏度是影响砂堤剖面的最主要因素,其次是支撑剂粒径和排量,裂缝宽度对砂堤剖面的影响最小;在返排过程中,液体黏度越小,出砂临界流速越大;缝宽和支撑剂粒径越大,出砂临界流速越大,在压裂后放喷时,应保证压裂液完全破胶,避免出砂。研究结果为压裂液优选、压裂施工参数优化、支撑剂优选及压裂后返排制度的制订提供了依据。     

支撑剂回流及其在裂缝内分布影响因素研究

针对压裂施工后压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立数学模型,模拟裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算掌握了压裂液返排粘度、支撑剂密度、支撑剂粒径对支撑剂回流量及支撑剂在裂缝内分布的影响规律。结果表明对于所研究的影响因素伴随着支撑剂回流量的减少缝内支撑剂的分布状况逐渐变差,因此在具体设计时必须综合考虑各方面的影响,以便获得最优的结果。     

页岩气藏压裂返排参数优化设计

压裂返排是页岩气藏水力压裂中的重要环节。目前还没有成型的页岩气藏压裂返排模型,现场返排制度仍靠经验确定,缺少科学依据。通过改进现有的普通砂岩返排模型得到了适用于页岩气藏返排的裂缝自然闭合模型和自喷模型。同时,为了更清楚地了解部分参数对支撑剂临界流速和放喷油嘴直径的影响,对支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、压裂液密度、裂缝滤失高度、放喷油嘴长度进行敏感性分析。研究表明,支撑剂密度、压裂液黏度、裂缝滤撑失高度、压裂液密度对支撑剂临界流速影响较大;支剂粒径对支撑剂临界流速影响较小。压裂液黏度、放喷油嘴长度、裂缝滤失高度对放喷油嘴直径影响较大;支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液密度对放喷油嘴直径影响较小。     

不同粒径支撑剂组合比例对支撑剂回流及缝内分布影响研究

针对压裂施工后压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立数学模型,模拟不同粒径支撑剂组合时裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算掌握了不同粒径支撑剂组合比例对支撑剂回流量及支撑剂在裂缝内分布的影响规律。研究结果表明随中粒径支撑剂所占比例增加,支撑剂回流量逐渐增加,但裂缝内支撑剂分布状况逐渐变好,综合考虑支撑剂回流量及裂缝内分布状况,中粒径支撑剂在大、中、小三种粒径支撑剂组合中比例不应低于1：10：1。     

压裂液返排速度对支撑剂回流量及其在裂缝内分布的影响

根据压裂过程中压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立了数学模型,模拟了裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算发现压裂液的返排速度对支撑剂的回流量及支撑剂在裂缝内的分布影响很大.随着压裂液返排速度的增大,支撑剂的回流量逐渐增加,但增加的幅度逐渐变缓;支撑剂在裂缝内的分布状况则随着压裂液返排速度的增大而逐渐变好.计算结果表明,为了获得较好的支撑剂缝内分布,在施工条件许可的范围内应尽量提高压裂液的返排速度,既可改善支撑剂在裂缝内的分布,又减少了压裂液对地层的伤害.     

沁水盆地柿庄南区压裂后煤粉运移控制研究

压裂后返排是煤层气井压裂改造过程中非常重要的阶段,而确定合理返排油嘴直径是提高压裂液返排效率、减小储层伤害、提高煤层气产量的重要因素。通过建立煤粉和支撑剂在裂缝中的启动模型,优化压裂后返排的合理油嘴直径,从而通过控制裂缝中返排液流速,使脱落的自由煤粉被携带出裂缝,但不发生支撑剂回流。对影响返排阶段油嘴直径的因素进行敏感性分析,得到了返排时影响油嘴直径的主控因素。以柿庄南区块3号煤层参数为例给出了压裂后的排液制度,对于指导矿场压裂后排液有现实意义。     

强制闭合压裂工艺技术研究与应用

基于压裂液返排工艺技术要求,综合考虑压后返排涉及的裂缝闭合、流体滤失、支撑剂运移、地层流体流动和井筒流动等问题,现对压裂液返排模型进行了系统和深入的研究,重点研究了返排过程中支撑剂的运动模型、起动模型和压裂液返排率的计算模型,并首次模拟了考虑返排的压后气井产能。研究成果对于丰富压裂设计模型具有理论意义,对于指导压裂液返排具有重要的意义。     

压裂液返排过程中支撑剂回流规律研究

油井压裂结束后,均有压裂后返排过程。返排过程中支撑剂回流是评价压裂效果的重要因素,因此有必要对其进行研究。考虑压裂返排过程中缝宽的动态变化,根据质量守恒定律和伯努利方程,考虑返排过程压裂液的滤失,得到缝内任意垂直截面的流速计算模型;对回流过程中支撑剂进行力学分析,得到支撑剂发生回流的临界条件,进而提出控制支撑剂回流的合理返排方案。根据建立的支撑剂返排模型,对吉林油田嫩平1井进行压裂液返排设计,制定出合理的控制支撑剂回流的返排施工方案。     

压裂返排技术优化

压裂后排液过程中,压裂液的返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流量的影响很大.通过研究压裂液返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流的影响,确定了压裂液的最佳返排速度及时机,建立了不同井口压力下的放喷制度,形成了完善的压裂助排技术.该技术主要包括超低界面张力助排技术、ADC自生氮化合物助排技术以及预制、伴注气体助排技术.     

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。     

压裂多级裂缝内动态输砂物理模拟实验研究

为了研究压裂过程中裂缝内支撑剂的动态输砂规律及分布形态,采用自主研制的多尺度裂缝系统有效输砂大型物理模拟实验装置,进行了压裂液黏度、支撑剂类型、注入排量和砂比等对支撑剂在不同尺寸裂缝中的动态输送和砂堤剖面高度影响的模拟实验。实验结果表明,裂缝内动态输砂规律的影响因素,按影响程度从大到小依次为压裂液黏度、支撑剂粒径、砂比和排量;压裂液黏度越高,沉砂量越少,砂堤剖面高度越小而平缓,且在主裂缝中更为明显;支撑剂粒径越大,沉砂量越多,砂堤剖面高度越大,且在主裂缝中更加明显;砂比越高,沉砂量越大,砂堤剖面高度也越大,且在分支缝中增幅更大;随排量增大,主裂缝中的沉砂量略减小,分支缝中的沉砂量差别不大。研究结果为优选压裂液、支撑剂,制定压裂方案,以及优化压裂施工参数提供了理论依据。      

相变自生固相压裂液及施工工艺优化

常规水力压裂存在摩阻高、易砂堵、设备磨蚀、残渣伤害等难以避免的问题。针对上述问题,提出一种全新的相变自生固相压裂技术,即：向地层中注入由相变压裂液、非相变压裂液组成的自生固相压裂液体系。在地层温度条件下,相变压裂液通过相变由液态转变为固态,代替陶粒、石英砂等支撑剂,非相变压裂液占据的空间在其返排后形成具有高导流能力的流动通道。压裂液体系在水力裂缝内的流动形态、铺置长度、填充率受注入工艺影响较大,研究不同工艺下的自生固相压裂液体系流动形态、铺置长度、填充率,对提高该技术成功率具有重要意义。文章建立了一套自生固相压裂液体系流动分布数学模型,模拟不同工艺下的流动形态、铺置长度、填充率,模拟结果表明：相变压裂液形成的固体支撑剂能够有效支撑裂缝;随着注入液量的增加,相变压裂液前缘距离井眼越远;冻胶可以降低滤失量,形成更长的铺置长度和更高的填充率;顶替液不能过量,防止形成饺子状裂缝。     

压裂支撑剂在裂缝中的沉降规律

水力压裂是油气藏增产的一项重要技术,形成高导流能力的填砂裂缝是水力压裂成功的关键.通过研究支撑剂在垂直裂缝中的沉降规律,建立了受压裂液性能和裂缝几何尺寸等多种因素影响的支撑剂沉降数学模型,编制了相应的计算机软件.通过敏感性分析,研究了影响支撑剂沉降的主要因素以及支撑剂在携砂液中的沉降规律.以胜利油区大北11-29井为例,以获得最合理的支撑剂分布为目标,对施工排量、支撑剂和压裂液参数进行了优化,该井经压裂后日产油量增加了5.7倍,获得了较好的增产效果.     

水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展

研究水力压裂支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移和展布规律,可以为压裂工艺和压裂材料优选、压裂施工参数优化提供理论支撑,进而提升压裂改造效果。为此,通过调研分析大量的室内实验、数值模拟和理论分析研究成果,归纳了室内试验与数值模拟方法各自的优缺点,总结了支撑剂在井筒和压裂裂缝中的运移和展布特征。研究结果表明:①室内实验能直观地观测和分析支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移与展布特征,是研究支撑剂在井筒和压裂裂缝中运移与展布特征的重要手段,但现有的实验仪器还有改进和完善的空间;②基于计算流体动力学的数值模拟技术是研究压裂支撑剂运移与展布规律的有效补充,其中计算流体动力学—颗粒元(CFD-DEM)法能够更真实地模拟支撑剂运移情况,是未来研究支撑剂运移与展布特征的重要方法之一;③对于单簇射孔,支撑剂更容易进入水平井筒下方射孔孔眼沟通的压裂裂缝;④对于分簇射孔,支撑剂更容易进入射孔相位角和方位角最优的裂缝,并且在压裂液黏度较低时,支撑剂容易进入跟端射孔簇,而压裂液黏度和注入排量增大能够大幅度降低射孔簇间支撑剂分流差异性;⑤对于单一平面裂缝,压裂液黏度、支撑剂粒径与密度、施工排量及裂缝参数是影响支撑剂运移与展布特征的重要因素;⑥较之于单一平面裂缝,复杂压裂裂缝的形态和次级裂缝角度对支撑剂运移与展布的影响更加复杂,需要开展针对性研究。     

长宁区块页岩气井排液技术现状及攻关方向探讨

页岩气储层具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,须通过大规模水力压裂作业形成复杂裂缝网络来获得工业气流。排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,在页岩气开发中被高度重视。目前长宁大多数页岩气井采用经验方法或者借助邻井的返排数据指导控制排液,缺乏理论依据。文章针对长宁区块页岩气井返排关井时间、返排速率、返排率、返排液矿化度等,提出了从五个方面进行排液技术研究:压裂后关井时间对裂缝扩展、气井产量的影响;返排液矿化度和离子成分变化的特征及离子来源;页岩气井返排效果影响因素及压裂液去向问题;压裂液滞留于地层对页岩气储层伤害及返排率对气井产量的影响;返排控制参数对返排率及支撑剂回流的影响。     

压裂多级裂缝内流量分布规律

当前,以页岩油气为主的非常规油气藏开发力度日益加大,水力压裂是开发该类储层的核心技术。在该类储层的开发过程中,往往采用多级复杂裂缝压裂技术,但目前针对压裂过程中各级裂缝内流量分布规律研究甚少,而该规律对认识裂缝、指导压裂方案至关重要。为了研究压裂过程中多级裂缝内的流量分布规律,自主研制了多级裂缝系统有效输砂模拟实验装置,在模拟多级裂缝情况下,开展了不同压裂液黏度、支撑剂粒径、注入排量、砂比等因素对各级裂缝内流量的影响规律实验研究。研究结果表明,各级裂缝中流量占比逐级减小,主裂缝占比平均为64.63%,一级分支缝平均为22.14%,二级分支缝平均为13.23%;各级裂缝中流量分布比例主要受总流量大小影响,流量越大,主裂缝中流量占比越高,分支缝中流量占比越低,其次依次为支撑剂粒径、压裂液黏度和砂比。通过研究形成了一套多级裂缝内流量分布规律评价方法,揭示了各级裂缝内流量分布规律,为认识裂缝、优化压裂设计方案提供了依据。      

水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展

研究水力压裂支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移和展布规律，可以为压裂工艺和压裂材料优选、压裂施工参数优化提供理论支撑，进而提升压裂改造效果。为此，通过调研分析大量的室内实验、数值模拟和理论分析研究成果，归纳了室内试验与数值模拟方法各自的优缺点，总结了支撑剂在井筒和压裂裂缝中的运移和展布特征。研究结果表明：①室内实验能直观地观测和分析支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移与展布特征，是研究支撑剂在井筒和压裂裂缝中运移与展布特征的重要手段，但现有的实验仪器还有改进和完善的空间；②基于计算流体动力学的数值模拟技术是研究压裂支撑剂运移与展布规律的有效补充，其中计算流体动力学—颗粒元（CFD-DEM）法能够更真实地模拟支撑剂运移情况，是未来研究支撑剂运移与展布特征的重要方法之一；③对于单簇射孔，支撑剂更容易进入水平井筒下方射孔孔眼沟通的压裂裂缝；④对于分簇射孔，支撑剂更容易进入射孔相位角和方位角最优的裂缝，并且在压裂液黏度较低时，支撑剂容易进入跟端射孔簇，而压裂液黏度和注入排量增大能够大幅度降低射孔簇间支撑剂分流差异性；⑤对于单一平面裂缝，压裂液黏度、支撑剂粒径与密度、施工排量及裂缝参数是影响支撑剂运移与展布特征的重要因素；⑥较之于单一平面裂缝，复杂压裂裂缝的形态和次级裂缝角度对支撑剂运移与展布的影响更加复杂，需要开展针对性研究。     

页岩气藏压裂液返排理论与技术研究进展

页岩气藏的压裂实践表明,压后返排设计对页岩气藏压裂效果具有重要影响。近年来,压裂液返排理论与技术研究已成为页岩压裂领域的热点问题。基于国内外学者在页岩压裂液返排机理、模型、影响因素及工程工艺等方面的研究成果,系统总结和分析了页岩压裂液返排控制机制与设计方法。页岩压后压裂液在返排过程中的力学影响因素主要有毛管力、重力、化学渗透力、黏性力、气体解吸附效应等;针对压裂液是否渗吸进入基质以及压裂液的返排流动区域的研究存在争议,大多数学者认为压裂液并不渗吸进入基质中,返排流动区域主要是压后形成的水力裂缝;根据页岩气田现场生产数据分析得出早期返排过程主要为气水两相流动,目前针对页岩压后返排两相流动过程的数值模拟模型,考虑影响因素单一,应建立综合考虑影响返排过程中各类因素的模型;工程应用现状表明目前现场对返排制度的尝试还不能实现合理的返排控制,返排制度制定缺少正确的理论指导。研究成果对开展页岩压裂返排理论与工程设计研究具有一定导向作用,对提升页岩压裂改造效果具有重要指导意义。     

页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:(1)压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;(2)气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;(3)基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

页岩气井压裂返排液对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明：①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。