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裂缝储层压裂与普通均质储层压裂存在明显的差异，最主要的差别就是流体的滤失。现有的压裂液滤失模型是针对均质储层而建立的，不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算。文章建立了裂缝性储层压裂液滤失计算的数学模型，采用正交变换法给出了模型的精确解，并讨论了其收敛性，对于裂缝性储层压裂设计和压裂压力分析具有重要的意义。实例计算表明，裂缝性储层压裂液滤失速度计算不能采用滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论。     

裂缝性低渗透储层压裂液滤失计算新模型

现有的压裂液滤失计算方法基本上是基于滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论,不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算。在考虑压裂过程中压裂液分别沿天然裂缝和基质向地层渗滤的基础上,建立了裂缝性低渗透储层压裂液滤失计算新模型,采用正交变换法给出了模型的精确解。该模型易于收敛,计算速度快。计算结果表明,裂缝性储层实施压裂作业时,压裂液主要经由天然裂缝滤失,裂缝性储层压裂液滤失计算不能采用经典的滤失理论。     

有限厚度地层中水平缝滤失计算模型研究

压裂液向地层的滤失速度是压裂设计和压后评估分析时确定裂缝几何尺寸最关键的因素之一.现有的水平缝滤失计算模型是针对均质储层而建立的,不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算.基于裂缝性储层的流体渗滤理论,建立了有限厚度裂缝性地层中通过水平缝的压裂液滤失模型,采用付氏正交变换原理对模型进行求解,获得了便于实际应用的解析解.应用表明,裂缝性油藏水平缝滤失速度随滤失时间而降低,但等效的综合滤失系数却随滤失时间的增加而增加.采用滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论计算水平缝中受净压力影响的压裂液滤失速度会带来较大误差.论文模型和计算结果对于水平缝的压裂设计具有一定指导意义.     

基于有限元裂缝网络的压裂液滤失模拟

压裂液滤失速度是水力压裂设计分析中的重要参数之一,对于裂缝性储层,它可以用裂缝型储集层压裂液滤失数学模型来计算,但是现有的压裂液滤失数学模型并没有考虑天然裂缝呈不规则网络分布且形态复杂这些因素对滤失的影响。因此,在考虑这些因素的前提下,以压裂液沿着天然裂缝向基质渗滤为基础,建立了裂缝网络的等效连续介质滤失模型,运用有限元方法求得了数值解。新方法能模拟复杂裂缝形态对滤失过程中压力分布的影响,克服了传统方法不能模拟裂缝弯曲、相交、方位变化等对滤失影响的局限。     

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碳酸盐岩气藏不仅容易产生裂缝，而且溶洞也发育得非常普遍。裂缝－溶洞型气藏的流体滤失与普通均质气藏的滤失存在明显的差异，均质气藏滤失主要由基质和流体性能参数确定，而缝洞型气藏滤失受裂缝和溶洞控制。现有的滤失计算模型是针对均质储层而建立的，不能用于缝洞型气藏压裂液的滤失计算。文章基于缝洞型储层的滤失特征，提出了由两类连通性差的孔隙介质和连通性好的裂缝介质组成的三重介质物理模型来描述缝洞型气藏压裂液滤失，建立了一套新的计算缝洞型气藏压裂液滤失的数学模型，给出了模型的解析解，并进行了示例计算。文章的建模思路与模型解法可推广应用于解决多重介质的滤失及渗流问题。     

天然裂缝压裂液滤失模型

在裂缝性储层水力压裂过程中,天然裂缝在水力裂缝的作用下产生剪切滑移或张开,使压裂液的滤失量显著增加,从而增大了施工风险.目前的压裂液滤失模型大多是针对均质储层的,不适用于裂缝性储层.为此,从天然裂缝内压裂液的动态滤失过程出发,描述了压裂液滤失的物理过程;根据压力连续及流体体积守恒原理,建立了天然裂缝压裂液滤失模型;结合模型求解思路和方法,编制了计算程序.研究结果表明,压裂液性质、天然裂缝性质和施工参数等对压裂液的滤失影响较大,重点模拟分析了充填带对滤失量的影响.天然裂缝压裂液滤失模型计算结果表明:当最大缝宽较窄时,存在最小滤失量的临界缝宽;当最大缝宽较大时,累积滤失量与临界缝宽成反比;增大充填物的体积浓度可减小压裂液滤失量;而增大充填带临界厚度会增大滤失量,但存在最佳临界厚度.     

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章建立了一种多参数计算压裂液在双重介质中滤失速度的模型。该模型不仅考虑了影响滤失量的多种实验参数(如滤饼实验压差、实验中压裂液的粘度、滤饼稳定前的滤失系数、稳定后的滤失系数等)，而且考虑了压裂液在实际地层中滤失的三个区域：即演饼区、侵入区和油藏区对滤失速度的影响，并推导了压裂液在油藏区为双重介质渗流机理控制下滤失速度方程。通过联立求解三个区域组成的滤失速度方程组，清楚的得到了压裂液在三个滤失区域的压力、滤失速度随时间的变化关系。对比分析了双重介质和均质油藏下各个滤失区域的压力变化、滤失速度的变化，为天然裂缝地层滤失速度的计算提供了理论依据。     

安塞油田长6层低渗透油藏端部脱砂压裂机理与实例分析

给出了描述聚合物溶液通过滤饼和油藏的不稳定流动的模型，并用它来说明端部脱砂压裂过程中压裂液的滤失规律。滤失速率取决于压裂过程中的压力分布，而压力分布又是压裂液性能和油藏地层特性的函数。展示了在压裂过程中停止裂缝延伸的时机。研究了安塞油田长6油藏构造应力场和裂缝导流能力，设计了端部脱砂压裂并评价了压裂液性能及端部脱砂压裂的效果。     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

高温天然裂缝性凝析气藏压裂

在埋藏深度为３３００－３８００ｍ，地层温度达１８０－１９５℃，天然裂缝发育的凝析气藏中进行了１１井次的压裂施工。本文着重介绍了在完井和压裂设计、施工及效果评价等方面的一般方法及压裂液在高温下的粘度稳定及在此类裂缝发育地层内的防漏技术。压裂效果分析表明：（１）采用颗粒防滤失剂可以控制压裂液的漏失；（２）延迟交联是进行压裂的唯一途径；（３）压裂可大大改善裂缝性气藏的生产能力。     

酸压井压后压力递减分析模型

油气酸压井压后的压力递减分析和评估技术,发展相对比较缓慢。酸压井施工停泵后,裂缝壁面的酸岩反应还在继续进行,酸岩反应产生的CO2对酸液和残酸的压缩性,以及停泵后的压力动态都会有很明显的影响;裂缝壁面的酸液滤失机理与压裂液的滤失机理有很大的不同。提出了一种酸压井施工压力递减分析的方法,在考虑流体压缩性和地层温度的影响下,推导了停泵后流体的连续性方程,建立了利用酸压压力递减资料计算裂缝参数的数学模型,给出了压降数据拟合求解数学模型的方法,编制了酸压井停泵后压力递减分析解释软件。实例分析表明,酸压井的压降解释中必须考虑温度和流体压缩性的影响;采用计算机自动拟合压降曲线的方法可有效提高解释工作质量。由于该方法模拟了停泵后缝内的物理、化学变化过程,解释的酸压井的滤失系数和裂缝几何参数更接近地层真实情况,可以为酸压施工评价和优化酸压设计提供直接可靠的技术手段。     

大情字井区裂缝性油藏的压裂优化设计

大情字井区是一个具有亿吨级储量规模的大型油田，地质情况比较复杂，裂缝比较发育，压裂施工成功率较低，加砂量小，起不到有效认识储层产能的作用。根据大情字井区裂缝性油藏的特点，阐述了裂缝性油藏的压裂设计思路、压裂优化设计和压裂施工的难度，提出裂缝性油藏和非裂缝性油藏压裂设计的不同之处。根据大情字井区体育场层的地质条件，采用降滤失措施和压裂优化设计，提高了裂缝性油藏的施工规模，有效地认识了储层的产能。给出了大情字井区裂缝性油藏压裂的实例。     

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发，但大量室内实验和现场实践表明，压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害，特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中，压降常常与毛细管力在数量级上大小相当，故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动，改变原始含气饱和度，毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难，如果气层压力不能克服升高的毛细管力，就会使压裂液无法排出，出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理，建立了压裂气藏水锁伤害模型，并选取岩样进行了研究，结果认为蒸发速度越大，温度越高，渗透率越大，压降越大水锁伤害解除得就越快，压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。     

碳酸盐岩油藏酸压模型研究及应用

现有的酸压设计存在以下问题:压裂液滤失多采用针对均质储层的经典滤失理论,酸液的滤失没有考虑酸蚀蚓孔的影响,酸岩反应模拟中未考虑裂缝高度方向酸液的传质。针对这一问题,在有关酸压模型最新研究成果的基础上,对碳酸盐岩油藏多级酸压设计计算的核心模型作了较为深入的研究,建立了碳酸盐岩油藏多级酸压时压裂液滤失计算模型,给出了模型的解析解;基于碳酸盐岩油藏酸压中酸液的流动反应特性,建立了酸蚀蚓孔的增长模型、酸液在蚓孔内流动反应模型和滤失的酸液在地层中流动模型,提出了便于现场应用的碳酸盐岩油藏酸液滤失计算方法;推导了考虑酸液沿缝长、缝高方向的运移以及酸液在裂缝宽度方向对流扩散的三维流动反应数值计算模型,为碳酸盐岩油藏的酸压设计提供基础理论依据。     

页岩气藏水相圈闭损害实验研究及控制对策 ——以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为例

水平井分段水力压裂是开发页岩气藏的主要技术,但多数页岩气井压裂后压裂液返排率仅为10%~50%,潜在水相圈闭损害严重,需加大对页岩气藏水相圈闭损害的认识。以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为研究对象,模拟压裂作业过程,利用裂缝和基质岩样开展了压裂液滤失与自吸实验,观察了页岩水相返排现象,评价了水相圈闭损害程度。实验结果表明:压裂液滤失与自吸作用将使基质含水饱和度显著增加,且在气藏压力下返排困难,从而引起基质渗透率、扩散系数以及气体压力传递能力大幅下降。分析认为,纳米孔隙发育、亲水性粘土矿物含量高以及超低含水饱和度现象普遍存在是页岩气藏水相圈闭损害严重的主因;加强返排机理研究,选择合适的表面活性剂,并采用非水基压裂液和高温热处理技术是解除或缓解水相圈闭损害的根本途径,也是页岩气井增产改造的重要发展方向。     

红台低压气藏压裂工艺技术研究与应用

红台气田储层岩性致密,物性差,原始地层压力系数偏低,为典型的低孔、低渗、低压"三低"储层,气井必须经过压裂改造才能获得工业油气流。针对低压气藏压裂存在的普遍问题,从红台气藏地质特征出发,优化压裂工艺参数,改进施工工艺,在保证压裂施工成功的基础上增大压裂规模,研究应用泡沫压裂液体系,有效缓解低压储层压裂存在的问题。对具备条件的气井开展压裂投产一体化管柱和分层压裂等新工艺、新技术试验,提高了压裂增产效果,增加了气田产能。     

大庆探区低孔低渗油气层压裂改造增产工艺技术

随着勘探工作的深入,大庆探区进入低渗透薄互层岩性油气藏和致密气层勘探,压裂增产技术已成为增产上储的常规技术,压裂工作量逐年增多。压裂井占试油井数的60％-80％,压后工业油气流井占年工业油气流井的60％-80％。勘探部门以勘探目标需求为攻关目标,以储层增产机理、压裂产能预测、压裂液、支撑剂及施工工艺技术作为系统工程进行攻关,逐步配套完善并发展了低孔低渗油气层压裂改造工艺技术。大庆探区在勘探区块进行推广应用,见到显著效果。     

中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望

中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42     

The Significance of Fracture Face Matrix Damage to the Productivity of Fractured Wells in Shale Gas Reservoirs

The significance of fracture face matrix damage in fractured shale gas wells is not clear. A new mathematical model was developed to predict the effect of fracture face matrix damage on productivity of fractured gas wells in shale gas reservoirs. Results of the model analyses were sensitized to reservoir properties and facture face matrix skin properties determined by the fracturing fluid properties and treatment conditions. The authors conclude that fracture face matrix damage is strongly affected by the properties of fracturing fluids. Using the lowest possible leak-off coefficient and spurt-loss coefficient can significantly reduce fracture face matrix damage and retain gas well productivity.     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。