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。     

致密碳酸盐岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力实验研究

水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力,对于致密碳酸盐岩储层,受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响,裂缝导流能力下降较快,影响采出程度,如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂,对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统,选用不同类型的支撑剂,进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明,对于中强、高强陶粒支撑剂,随着闭合压力的增大,大粒径(16/30目)中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径(20/40目)中强陶粒支撑剂导流能力;当闭合压力超过69 MPa时,两者相差不大;而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近,但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大,对地层的伤害也大;在高闭合压力下,对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定,优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂,其组成为16/30目(60%)+20/40目(20%)+30/50目(20%)。     

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。     

基于支撑剂破碎率预测裂缝导流能力的新方法

支撑剂裂缝导流能力是储层水力压裂设计的重要参数。对于同一种支撑剂而言,闭合压力越大其形变和破碎现象就越明显,也影响裂缝导流能力。基于不同闭合压力条件下的破碎率与导流能力实验结果,建立了依据破碎率预测裂缝导流能力的方法;考虑5种影响因素,设计了破碎率与导流能力的正交试验,得到了其主控因素;针对实验结果,利用Matlab软件进行多元回归分析,得到不同粒径支撑剂导流能力预测方程。结果表明：闭合压力对支撑剂的破碎率、导流能力的影响最大,其次为支撑剂粒径、铺砂浓度、温度、闭合时间;新的支撑剂裂缝导流能力预测方法结果与实际测试结果平均误差仅为3.06%,预测结果较好;利用该方法进行导流能力预测可进一步降低实验成本。研究结果可为现场压裂设计支撑剂优选、导流能力预测以及降本增效提供技术参考。     

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。     

一种超低密度支撑剂的可用性评价

常规支撑剂的密度一般比较大,严重影响着有效水力裂缝的形成,并难以应用于长缝压裂,超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度,提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段,对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价,分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较,测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明,该支撑剂具有较好的物理、导流性能,在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢,完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计,能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。     

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。      

基于地层水浸泡条件下的支撑剂评价实验

压裂支撑剂是水力压裂施工必不可少的工程材料,压裂效果的好坏在一定程度上取决于支撑剂的优选结果,影响支撑剂导流能力的因素很多。在油气生产过程中,支撑剂长期处于地层水的浸泡过程中,因此有必要开展地层水浸泡下支撑剂性能综合评价。文章首次提出并在室内进行了支撑剂被地层水浸泡72h后的破碎率和导流能力实验,并与破碎率和导流能力的常规实验结果进行了对比分析。实验认为地层水浸泡后支撑剂的破碎率较未浸 泡的支撑剂破碎率增加幅度达到70％～100％,支撑剂粒径越小、抗压强度越高,地层水浸泡后的破碎率增幅越小;地层水的浸泡可以导致支撑剂的导流能力降低10％～40％左右。该实验为支撑荆的评价提供了新的方法和思路,实验结果对通过优选支撑剂来提高压裂增产效果具有一定的指导意义。     

玛18井区压裂支撑剂适应性研究

为了研究玛18井区压裂支撑剂的适应性,在不同铺置方式和不同闭合压力下,对不同压裂支撑剂的导流能力与压裂后效果进行分析评价,根据小型压裂测试、闭合后分析等解释结果,进行储层压裂后特性分析,并对石英砂部分代替陶粒效果进行论证。结果表明:当高闭合应力时,增大铺砂浓度可有效提高裂缝导流能力,但分段式铺砂不能提高裂缝导流能力;混合支撑剂和全陶粒支撑剂的改造井地层能量与裂缝类型均类似,但混合支撑剂井的地层系数、动态储量均不如全陶粒井,且日均压降高于全陶粒井。研究认为,石英砂替代陶粒效果较差,主要原因在于:在裂缝改造类型相同时,由于储层埋深较大,地应力较高,混合支撑剂无法满足所处深度的地应力。通过计算动态储量可知,长期开采时陶粒支撑剂比石英砂支撑剂更有利于节省成本,建议在玛18区块继续采用全陶粒支撑剂。     

液测和气测支撑裂缝导流能力室内实验研究

支撑剂导流能力测试实验通常采用液体介质进行,其结果对气藏压裂的针对性成为新的研究课题之一。运用API支撑剂导流能力测试系统,根据短期导流能力实验评价方法开展了气测导流能力评价实验,并与液测支撑裂缝导流能力实验进行了对比。结果显示,在相同实验条件下(陶粒类型、铺砂浓度、实验温度和压力),气测导流能力值比液测值高1.5~2.5倍,表明要获得相同的支撑裂缝导流能力,气井压裂中的铺砂浓度应比油藏低。用气测导流能力的实验结果来指导气井的压前潜力评估、压裂优化设计、压后效果预测和支撑剂的优选评价将更具合理性和针对性,气藏压裂的支撑裂缝导流能力实验最好采用气测方法。