压裂用支撑剂检验方法

石油压裂支撑剂是使地层深处岩石裂隙保持裂开状态的支撑物,对油田压裂工艺技术能否获得成功起着关键作用.2003--2010年中国石油天然气股份有限公司陶粒支撑剂抽检统计数据表明,陶粒支撑剂中的酸溶解度不合格项出现过多.考察其生产原料的应用并研究其检验方法,使用Temco Division of Core Lab研制的裂缝...     

压裂支撑剂浊度测试结果的不确定度评定

压裂支撑剂是实现压裂技术的关键材料,科学、准确和客观评价其质量,是压裂技术顺利实施的重要保障。压裂支撑剂浊度检验过程复杂、步骤繁琐和干扰因素较多,检测结果易被干扰。因此,有必要评价压裂支撑剂浊度测试结果的不确定度。压裂支撑剂浊度测试评定结果表明,吸量管移取待测液和人工操作是不确定度的主要影响因素,天平称重和上机测试对结果影响较小。经过计算,支撑剂浊度为45.2时扩展不确定度为3.8,包含因子k为2。应降低吸量管移取待测液和人工操作导致的不确定度,以提高测试结果的可靠性。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

水力压裂支撑剂现状及展望

综述了国内外油气井水力压裂用支撑剂的发展状况，对目前现场应用的支撑剂进行了性能对比分析，就适应不同闭合压力地层压裂用支撑剂提高导流能力的途径和选型进行了阐述，重点分析了国内陶粒支撑剂的技术现状，并提出了今后支撑剂技术的发展趋势。     

支撑剂短期导流能力测试及目数对其影响分析

本文通过大量压裂支撑剂充填层短期导流能力室内评价实验,考查了不同的支撑剂性能对短期导流能力的影响。结果表明：同一类型支撑剂的导流能力随着粒径尺寸的增大而增大;针对陶粒,不同粒径组合支撑剂导流能力低于该组合中大粒径支撑剂导流能力,高于该组合中小粒径支撑剂导流能力。     

支撑剂评价及应用分析

支撑剂的作用在于充填压裂产生的人工裂缝，在地层形成具有高导流能力的油气渗流通道，支撑剂的性能和在不同地层条件对支搏裂缝的渗透率的影响差异较大．了解支搏剂的类型、性能评价和各种因素对支撑裂缝导流能力的影响，是正确选择和使用支撑剂的基础．本文从支撑剂的性质和裂缝中的分布，分析支撑剂类型、铺置浓度和地层应力对裂缝渗透率，以及压裂效果的影响．     

压裂支撑剂导流能力影响因素新研究

水力压裂效果的好坏在一定程度上取决于裂缝的导流能力,影响支撑剂导流能力的因素很多,在压裂设计中必须加以考虑.开展了时间、压裂破胶液等因素对导流能力影响的实验研究,并首次开展了纤维的加入对支撑剂导流能力的影响研究和地层水浸泡条件下支撑剂导流能力的影响实验研究.实验结果表明,100h的导流能力曲线可以作为支撑剂长期导流能力实验的参考数据,纤维的加入对导流能力影响不大,但破胶液对支撑剂导流能力影响达到了50％～60％,地层水的浸泡对支撑剂导流能力影响达到了10％～40％.压裂设计中更应考虑这些因素的影响.     

高强度中密度压裂裂缝支撑剂

随着深井压裂技术的发展,压裂裂缝支撑剂性能能否适应深井要求已成为影响压裂效果的主要因素之一。中原油田采油工艺研究院从研究材料的物相理论入手,研制的高强度中密度HSMP-1型压裂裂缝支撑剂,经与现有各种支撑剂的测试比较,新支撑剂的抗压强度、便携性和导流能力等各项指标均优于其它各种支撑剂。推荐?0.3~0.5mm规格用于4000m以上深井压裂;?0.5~0.8mm规格用于3500~4000m深井压裂;?0.8~1.2mm规格用于3500m以内油水井的压裂。     

支撑剂长期导流能力实验研究

结合长庆油田低渗透油藏特征,通过支撑剂充填裂缝长期导流能力实验,研究了支撑剂类型、粒径和不同粒径的支撑剂组合对裂缝导流能力的影响。实验结果表明,每种类型的支撑剂和不同支撑剂组合的导流能力随时间都有明显的下降趋势,其中陶粒的导流能力明显高于石英砂和树脂砂;裂缝的导流能力随着支撑剂粒径的增加而降低;10/20目、20/40目和40/60目3种支撑剂组合时其比例为1:3:1时导流能力随时间变化的幅度较小,在实验结束时导流能力最大。     

压裂支撑剂长期导流能力试验

压裂支撑剂长期导流能力的大小决定了压裂效果的好坏,准确获得支撑剂长期导流能力试验数据对于预测压裂效果具有重要作用。对油田常用压裂支撑剂进行了长期导流能力试验,获得了压裂支撑剂在长期状态下的导流能力变化规律,并提出采用降低油层闭合压力、使用破碎率较低的支撑剂、尽量减少支撑剂的细微颗粒、提高支撑剂粒度的均匀程度、加大铺砂浓度等措施来提高支撑剂的长期导流能力,可为提高压裂优化设计水平和预测及改善压裂效果提供帮助。     

压裂支撑剂发展综述与展望

支撑剂作为非常规油气开采过程中的一种重要材料,在提高非常规油气采出率中起着至关重要的作用。随着支撑剂技术的发展,人们设计制备了一些多功能支撑剂来满足各种需求,而了解支撑剂在非常规油气开采过程中的作用机理及运移铺置规律也可以更有针对性的指导支撑剂的发展方向。本文介绍了支撑剂的分类、作用及现有技术,将支撑剂分为常见普通支撑剂和新型支撑剂后,综述了支撑剂运移铺置规律实验及模拟研究。目前,国内外支撑剂主要向着低密度高强度、高导流能力和多功能化方向发展,而结合支撑剂运移铺置实验数据来完善欧拉—欧拉、欧拉—拉格朗日以及拉格朗日—拉格朗日模型的模拟研究也是未来支撑剂运移规律探索的重要发展方向。     

压裂支撑剂新进展与发展方向

压裂支撑剂是油气储层改造中用来支撑压裂人工裂缝的一种关键材料,是提高压裂成功率和大幅提高改造效果的关键。国外近年来研发了一系列新型支撑剂,值得我们学习借鉴。笔者分析了压裂支撑剂的应用现状,总结了压裂支撑剂的最新进展及现场实验情况,包括高强度低密度支撑剂、高导流支撑剂、多功能支撑剂和智能支撑剂。结合我国油气勘探开发趋势,提出了压裂支撑剂的科技攻关和技术发展方向。围绕这些方向进行研究,尽快形成适应于我国油气储层的压裂支撑剂技术,对于提高油气产量,保障国家能源安全具有重要意义。      

苏里格气田细分粒径支撑剂导流能力评价及试验

苏里格气田主力气层必须要进行压裂才能获得有效的井口产能,而获得较高的压裂裂缝导流能力则是其关键所在,然而国内外现用的支撑剂导流能力评价标准中支撑剂的粒径划分范围较大,只有针对不同类型气层采用合理粒径支撑剂进行压裂改造,才能有助于提高改造效果,进一步提高单井产量。为此,以苏里格气田现用的多家陶粒支撑剂性能评价为基础,通过新的支撑剂粒径划分和筛选,对符合苏里格气田压裂用支撑剂进行室内实验,开展了不同组合方式下的裂缝导流能力评价,优化适合该区域不同储层条件的支撑剂及粒径,并开展现场试验,取得了较好效果,为提高储层改造针对性、改善压裂改造效果提供了新的方法。     

支撑剂嵌入对水力压裂裂缝导流能力的影响

根据室内实验,对蒙纳尔钢片、砂岩岩心板和泥岩岩心板在相同的铺置浓度和相同的裂缝闭合应力下的缝宽、渗透率以及导流能力进行了比较,就支撑剂嵌入对于裂缝宽度、渗透率以及导流能力的伤害等影响做了详细的研究。研究发现,支撑剂在裂缝闭合后将不可避免的嵌入到岩层中,砂岩纯度越高,其嵌入越小,从而对于支撑裂缝缝宽和导流能力影响越小,泥质含量越高,则其嵌入越严重,支撑裂缝的导流能力损失就越大;而对于蒙纳尔钢片几乎没有嵌入,其导流能力跟嵌入几乎没有关系。     

水力压裂支撑剂性能对导流能力的影响

为了研究支撑剂的基本性能与导流能力之间的关系,对大量不同种类和规格的支撑剂室内评价测试数据进行了支撑剂性能和短期导流能力分析.结果 表明:1)影响支撑剂充填层导流能力的主要因素为平均直径、闭合应力以及破碎率.2)平均直径与导流能力呈正相关关系,支撑剂粒径越大,其导流能力越大;可采用二次多项式拟合方法拟合不同闭合应力条件...     

覆膜支撑剂长期导流能力评价

压裂支撑剂的长期导流能力对油气井的压裂效果和压裂有效期具有重要影响。为了正确评价覆膜支撑剂作为压裂支撑剂的有效性，用裂缝导流仪首次在国内对覆膜支撑剂的长期导流能力进行了评价，并对实验后的样品进行了电镜观察。从实验结果分析中发现，覆膜陶粒支撑剂的长期导流能力早期随时间变化急剧降低，7 ｄ后变化趋缓，其值明显低于短期导流能力，而且长期导流能力比短期导流能力实验后的覆膜陶粒支撑剂涂层破坏明显；单涂层砂比双涂层砂长期导流能力效果好。     

复合压裂不同粒径支撑剂组合长期导流能力实验研究

为了优选复合压裂时不同粒径支撑剂的比例，文章运用FCES－100长期裂缝导流仪，对不同粒径支撑剂及其组合的导流能力进行测试，掌握了支撑剂的导流能力随闭合压力的变化规律并找到了不同支撑剂组合的最佳比例，研究结果对现场复合压裂施工设计具有重要的指导意义。实验结果表明，每种支撑剂及不同支撑剂组合的导流能力随闭合压力的增加都有很大程度的下降，在低闭合压力时每种支撑剂及其组合的导流能力差别较大，当闭合压力增高后其差距变小；10/20目、20/40目和30/60目3种支撑剂组合时其比例为1∶3∶1时导流能力最大，20/40目、30/60目和100目3种支撑剂组合的导流能力要明显的小于10/20目、20/40目和30/60目3种支撑剂组合时的导流能力。     

段塞导致的混合支撑剂导流能力评价

采用API支撑剂实验装置,评价段塞颗粒对主压裂裂缝支撑剂短期导流能力的影响。实验结果表明：颗粒越小,混合支撑剂的导流能力越小;三级混合支撑剂的导流能力更低;混合方式与混合量决定了混合导流能力;混合支撑剂的导流能力必然降低。因此,应尽可能增大段塞颗粒直径,减小段塞用量,尽量避免三级支撑剂,以提高裂缝的整体导流能力。     

硅烷偶联剂对石英砂压裂支撑剂短期导流能力的影响研究

水力压裂是油气增产的重要开采方式,石英砂压裂支撑剂是水力压裂法施工时使用的关键材料。由于石英砂压裂支撑剂短期导流能力低,因而不能使油气的产量增加。通过硅烷偶联剂改性提高了石英砂压裂支撑剂短期导流能力。采用四种硅烷偶联剂,包括γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷(KH570)、乙烯基三甲氧基硅烷(A171)、乙烯基三乙氧基硅烷(A151)、乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷(A172),对70-140目石英砂压裂支撑剂进行改性,研究了闭合压力为10～60 MPa时不同种类硅烷偶联剂对样品短期导流能力的影响。结果表明,当硅烷偶联剂相同时提高闭合压力,造成短期导流能力持续降低。当闭合压力相同时,KH570和A172所得样品短期导流能力分别为最高(54.18～6.19μm²·cm)和最低(36.41～2.21μm²·cm),A171和A151所得样品短期导流能力在前两者之间,分别为49.23～5.21μm²·cm和42.38～4.91μm²·cm。该研究结果能有效提高石英砂压裂支撑剂短期导流能力,可为制造高短期...     

高压低渗油气藏GSB-1型压裂支撑剂研究与应用

在深井高压低渗透油气藏的开发中,压裂的成败、有效期的长短取决于支撑剂的技术性能.根据深井高压低渗透油气藏压裂改造的要求,研究了支撑剂体相形成的基本原理,开发研制了以富含铝的铝矾土为主要原料的GSB-1型低密度、高强度压裂支撑剂.介绍了压裂支撑剂的生产工艺.由于铝矾土的成分含量不同,经过高温烧结形成物相不同,采取了加入部分添加剂和相转化剂等技术措施,以促使支撑剂能形成更多的刚玉相和莫来石相,以提高支撑剂强度.性能评价结果表明:GSB-1型高强度支撑剂具有粒径分布集中,密度适中,高闭合压力下破碎率低等特点,适用于深井压裂;在60 MPa闭合压力下有较高的导流能力,同美国CARBOPROP产品相比提高了30.1%,体积密度低12.9%,视密度一致.该支撑剂在现场试验6井次,平均砂比33%,压后平均单井增加产油量1649 t,累计增加产油量9895 t.