低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究

结合胜利油区低渗透油藏的特征,运用FCES-100裂缝导流仪,进行了支撑剂充填裂缝长期导流能力实验,考察了不同闭合压力、支撑剂嵌入与否、不同浓度和用量的压裂液对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度,分析了各种因素对导流能力的伤害机理。实验结果表明,闭合压力每增加1MPa,导流能力下降1.86μm2·cm,支撑剂的嵌入可使导流能力最多下降46.7%,压裂液残渣的伤害可使导流能力降低90%以上。提出了通过加大铺砂浓度减小各种因素对导流能力伤害程度的方法。实验结果对支撑剂的选择、压裂液的研制以及现场施工都有积极的指导意义。     

通道压裂支撑裂缝影响因素分析

为了检测通道压裂所能提供导流能力大小及裂缝的有效性,利用某地层构造的砂岩、页岩进行室内导流能力测试。实验结果表明:通道压裂纤维用量为0.6%比较合适;支撑剂粒径对裂缝的导流能力影响较弱,在相同铺砂浓度下,不同粒径间支撑剂的导流能力差别很小;铺砂浓度对通道压裂导流能力影响较大,大量的支撑剂嵌入对低铺砂浓度导流能力伤害较为明显,高闭合压力下易造成明显的导流能力损失;陶粒、石英砂、覆膜砂3种支撑剂,在相同铺砂浓度下,随着闭合压力的增加,导流能力逐渐下降,覆膜砂的导流能力优于陶粒、石英砂;在相同铺砂条件下,支撑剂在砂岩中的嵌入程度高于页岩,导致其导流能力低于页岩中的导流能力。同时全面分析总结了在通道压裂中,影响支撑剂嵌入的各种因素,从而对优化通道压裂具有一定指导意义。     

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

复杂缝网导流能力实验研究

缝网导流能力是影响致密油气藏储层改造效果的重要因素之一。设计新型导流室,通过室内导流能力实验研究闭合压力、铺砂浓度、砂堤高度、支撑剂及缝网结构等因素对缝网导流能力的影响,并利用正交试验分析各参数对缝网导流能力的影响程度。结果表明:随着闭合压力的增大,缝网导流能力先缓慢降低后大幅降低,最终下降趋势平缓;随着铺砂浓度和砂堤高度的增大,缝网导流能力增大;缝网导流能力随着支撑剂粒径的增大而增大,大粒径支撑剂承压能力差,随着闭合压力的增加,缝网导流能力下降较快;随着次生裂缝数量的增多,与出口端距离减小,缝网导流能力增大。各参数对缝网导流能力的影响程度分别为:闭合压力影响最显著,次生裂缝位置和支撑剂粒径影响较大,铺砂浓度和次生裂缝数量有一定影响,砂堤高度与支撑剂类型影响最弱。     

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。      

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明：随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm²·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。     

高速通道压裂支撑裂缝导流能力实验评价

支撑裂缝导流能力是评价压裂施工效果的重要参数,通过室内导流能力实验,研究支撑剂粒径和段塞数、纤维浓度及其加入方式对高速通道压裂支撑裂缝导流能力的影响,并采用正交试验和灰色关联分析法分析各参数对支撑裂缝导流能力的影响程度。结果表明:支撑剂粒径越大,支撑裂缝的导流能力越强;支撑剂段塞数越多,通过增加支撑剂段塞数得到的支撑裂缝导流能力增幅越小;当闭合压力小于41 MPa时,支撑剂段塞数越多,支撑裂缝导流能力随着闭合压力的增大降幅越大;支撑裂缝导流能力随纤维浓度的增加而降低,以纤维包裹支撑剂这种纤维加入方式对支撑裂缝导流能力的影响最大;各参数对支撑裂缝导流能力影响程度由大到小依次为闭合压力、支撑剂段塞数、纤维浓度、纤维加入方式、支撑剂粒径。     

基于水电相似原理的缝网导流能力计算模型

缝网导流能力是评价压裂施工效果的重要参数之一,建立缝网导流能力数值模型可以对导流能力进行快速有效的评价,并指导压裂施工参数优化设计。为此,基于Carman-Kozeny公式,建立了单一裂缝导流能力数值模型,考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等因素对模型进行修正;根据水电相似原理,借助串并联电路的求解思路,建立缝网导流能力数值模型;在验证模型精度达到工程应用要求后,分析了闭合压力、铺砂质量浓度、支撑剂粒径、支撑剂密度和次生裂缝数量等因素对缝网导流能力的影响。研究结果表明:缝网导流能力数值模型的计算结果与试验结果很接近,均方根误差小于14%;缝网导流能力随闭合压力增加快速下降,随铺砂质量浓度增加明显升高;支撑剂粒度和支撑剂密度对缝网导流能力的影响较弱;缝网导流能力随次生裂缝数量增加而增加,且次生裂缝距井筒越近,增幅越大。建议对非常规储层进行压裂施工时,选择强度高、中等粒径的轻质支撑剂,并尽可能提高缝内铺砂质量浓度和近井筒区域次生裂缝数量。     

页岩支撑裂缝长期导流能力测试方法及测试装置改造

常规砂岩储层加砂压裂后油气渗流通道主要依赖于支撑裂缝,而页岩气储层由于其典型的脆性特征,通过大规模体积压裂后会形成复杂的裂缝网络,页岩气渗流能力主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝,因此,室内页岩储层导流能力的测试应包括支撑剂充填层和自支撑裂缝的导流能力两部分。目前国内对于页岩支撑导流能力的测试方法大多还是借鉴常规支撑剂充填层导流能力测试方法,无论测试方法还是测试装备都有一定的不适应性,大部分国产支撑导流仪的闭合压力加载系统、流量控制系统不能满足页岩储层长期导流能力测试要求。文章提出了页岩支撑裂缝导流能力测试方法及支撑导流仪改进目标、改进方法、改进措施,为页岩气储层室内导流能力的实施提供了技术支撑,为页岩储层体积压裂支撑剂优选及压裂效果评价提供了保障。     

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运用FCES-100长期裂缝导流仪，在国内首次进行了地层岩心的支撑剂嵌入实验研究，考察了不同类型支撑剂、不同铺砂浓度对不同岩心的嵌入程度以及对导流能力的伤害程度。找到了影响支撑剂嵌入的主要因素和规律，并提出了克服支撑剂嵌入这一不良影响的有效方法。通过实验发现由于支撑剂的嵌入会使导流能力产生很大程度的下降；铺砂浓度越大，嵌入对导流能力的伤害程度越小；只有当闭合压力达到一定值时，嵌入的伤害才表现出来；铺砂浓度对导流能力的影响也很大，铺砂浓度增大一倍，导流能力将成数倍增加；在相同地层条件下，支撑剂在砾岩中的嵌入最为严重，泥岩其次，粉砂岩最小。文中还根据实验结果回归出了导流能力随闭合压力以及随时间变化的关系表达式，可以用来预测支撑裂缝导流能力的衰减趋势，对现场压裂有一定的指导意义。     

支撑剂嵌入不同坚固性煤岩导流能力实验研究

煤层气井压裂过程中,支撑剂嵌入会影响支撑裂缝的导流能力,从而严重影响煤层气的开发。为了研究支撑剂嵌入不同坚固性煤岩程度及支撑裂缝导流能力,测定了典型矿区煤岩的坚固性系数,运用LD-1A导流能力测试系统进行了支撑剂嵌入不同煤岩及导流能力模拟实验。实验表明,端氏、龙门塔和寨崖底煤岩的坚固性系数分别为1.4、0.4和0.5,35 MPa时,支撑剂嵌入柳林龙门塔煤岩的深度为0.5 mm,嵌入对导流能力损害率可达40%;不同矿区煤岩的坚固性系数差异很大,坚固性系数越小,支撑剂嵌入煤岩越严重,导流能力损害程度越大。该研究可为现场压裂施工提供依据。     

影响支撑剂嵌入的因素研究

运用FCES-100裂缝导流仪,进行了大量地层岩心的支撑剂嵌入实验研究.通过对比导流能力,全面考察了不同类型、不同铺砂浓度、不同粒径及不同常规性能的陶粒支撑剂在不同岩心和闭合压力条件下的嵌入程度.通过实验发现:支撑剂的嵌入使导流能力大幅度降低;不同类型的支撑剂在相同条件下嵌入程度不同,嵌入程度从大到小依次为石英砂、陶粒...     

考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟

目前支撑剂粒径、铺置浓度、嵌入程度对裂缝导流能力的影响主要为实验研究,缺乏相应的理论计算模型研究,而理论计算模型会促使压裂方案设计更加合理、可靠,增加施工的成功率,达到预期的改造效果。为此,根据Carman Kozeny公式,建立了一种考虑支撑剂在岩石表面嵌入的支撑裂缝导流能力数值计算模型,利用实验数据对理论模型进行拟合校正,并通过校正后的理论模型计算了20～40目、30～50目和40～70目支撑剂在不同铺置层数、不同嵌入程度条件下的裂缝导流能力,分析了铺置层数、嵌入程度对导流能力的影响。结果表明：支撑剂粒径越大、铺置层数越多,裂缝导流能力越大;在单层铺置情况下,嵌入程度对导流能力的影响较大,嵌入程度从0增加到33%,导流能力降低85%。所建立的模型为致密油、页岩气等不同类型储层的粒径优选、砂比优化提供了参考和依据,也为后续考虑支撑剂嵌入的相关软件研究提供了理论模型。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

考虑支撑剂裂缝导流能力计算及缝内支撑剂运移模拟

裂缝导流能力是影响油气田产能的重要因素。根据支撑剂的最密排列以及Carman-Kozeny公式,结合弹性力学的相关知识,建立了考虑铺砂浓度、闭合压力、支撑剂粒径、支撑剂材料以及支撑剂嵌入的裂缝导流能力计算模型。结果表明:随着铺砂浓度的增加、支撑剂粒径的变大,裂缝的导流能力增大;低闭合压力的情况下支撑剂嵌入壁面对导流能力影响非常小,而在高压下支撑剂嵌入对导流能力影响稍大。该计算模型很好地结合了上述导流能力的影响因素,为油气田压裂生产提供了理论依据。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验

对于岩石较软的地层,在压裂过程中的支撑剂嵌入会降低压裂充填后的裂缝宽度,同时嵌入区地层碎屑也会损害支撑剂充填层的导流能力,因而有必要对支撑剂的嵌入进行研究,并为压裂施工中的支撑剂优选提供依据。为此,运用API标准导流室和基于API标准导流室自行研制的测试仪器,对地层岩心的支撑剂嵌入情况进行了实验研究,并在支撑剂嵌入的基础上,考虑了地层碎屑对裂缝导流能力损害的影响。在国内首次对支撑剂嵌入后的岩心进行了微观分析,更加直观地反映了嵌入程度和嵌入状态。实验考察了不同铺砂浓度、不同压力下对不同岩心的支撑剂嵌入情况。实验表明：由于支撑剂的嵌入,会使支撑裂缝宽度有较大程度的减小;铺砂浓度越低,地层岩石越软,嵌入越严重。还模拟了支撑剂嵌入后不同碎屑浓度对同一种岩心的导流能力伤害程度,并发现在嵌入后的碎屑达到一定浓度后会直接堵塞孔道。     

支撑剂沉降规律对页岩气压裂水平井产能的影响

压裂工艺后支撑剂的分布及裂缝形态对页岩气井的产能有很大影响。为了研究支撑剂沉降规律,建立了综合考虑页岩气吸附解吸附及应力敏感的气藏数值模型,并在模型中提出了表征支撑剂沉降的方法。通过对比分析不同射孔位置、不同沉降程度、裂缝导流能力、储层基质渗透率等参数变量,考虑了支撑剂沉降的页岩气藏压力分布和产能特征,得出影响支撑剂沉降后气井产能的主控因素。结果表明,支撑剂沉降大幅度降低了气井产能;考虑压裂过程中支撑剂运移沉降,应在油气藏中下部进行射孔;页岩气藏裂缝导流能力达到4 μm2·cm即可满足气井的有效开采,选用40/70目支撑剂进行压裂施工,建议优先造主缝;基质渗透率越高,支撑剂沉降对气井产能影响越大,高渗带要采取防止支撑剂沉降的措施。此模型考虑了支撑剂沉降的特性,对页岩气井产能的预测和现场压裂施工具有重要指导意义。