致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。     

CO2破岩机理及压裂工艺技术研究

为了明确不同介质注入过程中有效应力的变化规律,揭示超临界CO₂压裂的起裂压力低、穿透距离远、裂缝密度广的力学机理,基于线弹性多孔介质模型,线性分解井筒平面各向应力,引入井筒增压速率,对孔隙压力与附加周向应力进行修正。结合长庆气田致密气特征,集CO₂破岩增压与滑溜水体积压裂双重优势,改进气藏地质储量容积差值法,优化CO₂注入量,根据井下压力计监测数据分析动态滤失平衡点,优化CO₂施工排量,研发防冻隔离液,开发单机组作业流程,攻关形成前置CO₂蓄能压裂技术。计算结果表明：液态CO₂压裂的起裂压力降低了69.2%,超临界CO₂压裂的起裂压力降低了75.5%。在鄂尔多斯盆地东部开展先导性试验6口井,一次喷通率100%,平均试气产量7.59万m³/d,为长庆气田探索出了新的技术增产途径。     

非常规储层超临界CO2压裂复杂裂缝扩展模型

超临界CO₂压裂是一种很有前景的非常规储层开采技术,由于其具有黏度低、流动能力强的特征,使得压裂时产生多分支的复杂裂缝。目前大多数水力裂缝扩展模型需要指定裂缝扩展路径和方向,无法得到实际的复杂裂缝扩展结果,因此文中在考虑超临界CO₂低黏度特性的基础上,建立了非常规储层超临界CO₂压裂流-固耦合复杂裂缝扩展模型。该模型通过建立弱形式有限元公式和有限差分公式,实现了岩石变形和流体运移的耦合计算;同时,在裂缝分支处引入Kirchhoff定律,实现了复杂裂缝分支处的流量守恒。数值模拟与实验结果吻合程度良好,验证了模型的准确性。通过研究发现,超临界CO₂压裂时,裂尖区域有更高的流体压力用来造缝,裂缝分叉处产生大量剪切破坏裂缝。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

东营凹陷陆相页岩油CO2增能压裂裂缝形态研究

CO₂增能压裂改造效果与生产效果评价受压裂裂缝分布的影响。为明确东营凹陷陆相页岩油CO₂压裂造缝机理，通过试验确定了CO₂浸泡下岩体破裂压力、天然裂缝剪切/张开应力和地应力随时间的变化；在此基础上，考虑CO₂浸泡下的岩石应力参数，采用Pen-Robinson方程刻画CO₂物性参数变化，结合试验和数模方法，形成了基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展模拟方法，并对东营凹陷某油井进行了实例分析。研究结果表明，CO₂比例对分支缝密度的影响较大，当CO₂比例由0.1增加至0.3时，分支缝密度增加117%；应力差主要影响缝长及分支缝密度，水平应力差由5 MPa增至30 MPa时，缝长度增加了52%，分支缝密度下降了13.85%。裂缝形态模拟结果与实际监测结果具有较好的一致性，研究结果可以为陆相页岩油压裂方案的制定提供理论参考。     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

空间变导流能力压裂井CO2驱试井分析

目前利用压裂井进行CO₂驱已成为低渗透油藏开发的主要技术之一，水力裂缝导流能力是决定开发效果的关键因素，而试井研究多采用与实际不符的恒定缝宽假设对水力裂缝进行描述。基于三区复合理论，建立考虑空间变导流能力压裂直井的CO₂驱试井模型，通过Laplace变换进行求解，进行数值反演，绘制典型试井曲线。典型曲线可分为井筒储集段、井筒储集后过渡段、双线性流段、地层线性流段、第一径向流段、第一过渡流段、第二径向流段、第二过渡流段、第三径向流段共9个阶段。对模型影响因素进行分析，裂缝导流能力越大，双线性流段阶段压差越小，CO₂越容易注入；考虑裂缝导流能力变化后，早期压差增大，压力及压力导数曲线都呈现一定的上升，表现出类似表皮系数增大的现象；CO₂及过渡区半径主要对径向流的持续时间及过渡流出现时间产生影响，半径越大，对应过渡流出现的时间越晚；一区与二区流度比越大，过渡区及最外区流动阶段所消耗的压差越大；二区与三区流度比，最外区流动阶段所消耗的压差越大。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

随机分形体积压裂水平井CO2吞吐模拟

目前,非常规储层开采以水平井分段压裂技术为主,而体积压裂会在地下产生诱导裂缝并沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络。为了更好地模拟页岩气在地下缝网中的流动情况,以组分模拟器为平台,基于双孔介质模型,结合随机分形几何系统,将复杂裂缝网络与页岩气数值模型耦合,来建立随机分形裂缝网络模型,并基于该模型进一步研究CO₂吞吐开采页岩气的5个方案。结果表明：CO₂吞吐能够显著提高页岩气的产量,注入压力和注入时间的增加均能提高最终采收率,后者在吞吐开采页岩气的过程中存在最优值,而注入时机过早或过晚都会使生产效果变差,在每个CO₂吞吐周期中存在一个最佳注入时机范围。分形裂缝网络模型为深入开展裂缝CO₂吞吐开采页岩气藏的模拟研究提供了一定的理论基础。     

CO2辅助增能压裂气体注入时机优选研究

CO₂增能压裂与常规水力压裂相比,具有压后增能、返排迅速、对储层伤害小以及单井产能高等优势,在非常规油气藏高效开发中发挥着重要作用。为优化CO₂辅助增能压裂过程中气体的注入时机,通过多孔介质气体扩散微观数值模拟、油藏数值模拟方法等分别从微观和宏观角度研究了不同注入时机下CO₂波及范围及地层压力分布规律,对比了不同储层物性及CO₂注入速度对CO₂增能效果的影响。研究结果表明：1)CO₂前置注入井筒附近含水饱和度低,CO₂伴注井筒附近含水饱和度高,CO₂前置注入扩散进入深部地层的CO₂量比CO₂伴注增加了约50%,深部地层压力上升更多;2)储层物性对CO₂增能效果有一定影响,CO₂注入过程中,随着孔隙度、渗透率由1%和0.003 mD变为10%和0.01 mD,地层压力进一步上升,最大地层压力可增加约8 MPa; 3)在近井筒地带...     

页岩二氧化碳压裂裂缝扩展机制及工艺研究

针对目前不同状态二氧化碳压裂裂缝扩展机制及二氧化碳压裂最优模式研究欠缺的问题,设计并开展了不同状态二氧化碳压裂物理模拟实验,同时进行了相关数值模拟,研究了不同状态二氧化碳对裂缝起裂及扩展的影响,对比分析了不同工艺下的压裂效果,并对二氧化碳压裂相关工艺的参数进行了优化。研究结果表明,二氧化碳作为压裂介质可降低破裂压力,提高裂缝复杂度;破裂压力由小到大排序为：超临界二氧化碳 ＜液态二氧化碳 ＜二氧化碳泡沫滑溜水 ＜滑溜水;二氧化碳复合压裂方式有利于增产、稳产,前置液 ＋后半程伴注液态二氧化碳／二氧化碳泡沫复合压裂工艺有助于提高改造效果;二氧化碳复合压裂工艺中起泡基液黏度应控制在3~6 mPa·s,泡沫质量应大于 75％,施工后半程泵入泡沫段塞更有利于提高改造体积。     

超临界CO2压裂裂缝特征研究现状与展望

为加强对超临界CO2压裂裂缝特征的认识,指导超临界CO2压裂技术的发展,总结了前人对超临界CO2起裂、扩展和导流能力特征的研究.结果表明:超临界CO2压裂裂缝起裂压力比液态和清水压裂低,其主导原因是超临界CO2的低黏度和高扩散性使孔隙压力增大起裂压力降低;超临界CO2压裂裂缝扩展影响因素复杂,主要受CO2相变、岩石弱面...     

超临界CO2喷射压裂孔内增压机理

利用计算 流体力学方法模拟了超临界CO₂喷射压裂过程中的孔内流场,对比和分析了超临界CO₂喷射压裂与水力喷射压裂的增压效果,并研究了各参数对超临界CO₂喷射压裂增压效果的影响。研究结果表明:超临界CO₂喷射压裂在相同条件下具有比水力喷射压裂更强的孔内增压效果,在喷嘴压降为30 MPa时,其增压值比水力喷射压裂高2.4 MPa;超临界CO₂喷射压裂的孔内增压值随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大,随着套管孔径的增大而减小,且不受环空压力和超临界CO₂流体温度的影响。     

非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践

非常规油气是我国重要的接替资源,由于油气储层物性普遍较差,大规模水力压裂是目前比较有效的储层改造技术,但存在耗水量大、储层伤害大、环境污染等问题。CO₂压裂技术充分利用CO₂自身扩散能力强、储层配伍性好、可增加地层能量等特点,具有节水、保护环境、埋存CO₂以及增产等优势。室内实验及现场实践证明,CO₂压裂技术可有效降低储层伤害、改善储层物性,降低岩石起裂压力,促进形成复杂缝网,同时可以高效置换吸附气、降低原油黏度,提高单井产量,CO₂压裂技术相对于水力压裂,压后返排率可提高25%以上,平均单井产量可提高1.9倍以上。通过进一步优化工艺技术,研发配套设备及制定相关标准,探索区块整体开发模式,CO₂压裂技术必将极大地促进我国非常规油气绿色和高效开发。     

超临界CO2压裂井筒传热规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO₂物性之间的相互影响与作用,基于CO₂物性模型,建立CO₂压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

超临界二氧化碳喷射压裂井筒流体相态控制

为了探索超临界CO2喷射压裂的井筒流体相态控制方法,建立了超临界CO2喷射压裂井筒流动模型,进行了实例计算和分析,并以异常低地温梯度的地层为例研究井筒流体的相态控制问题。结果表明:超临界CO2喷射压裂过程中,随着井深增加,井筒压力逐渐增高,井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低;井筒压力很容易达到CO2流体的临界压力,井筒温度的控制是超临界CO2喷射压裂相态控制的关键;如果地温梯度过低,压裂层位井筒中的CO2流体将达不到临界温度,影响超临界CO2喷射压裂作业的正常进行,此时提高注入CO2流体的温度,可有效促进压裂层位的CO2成为超临界态。该研究可为超临界CO2喷射压裂技术的流体相态控制提供一定的借鉴。     

CO_2干法加砂压裂技术研究与实践

CO2干法加砂压裂是以CO2代替常规水力压裂液的一种无水压裂技术,国外(美国和加拿大)的实践成果表明:该方法对低压、低渗透、强水锁/水敏储层的压裂改造效果十分明显。为此,就其增产机理、压裂液体系、密封混砂装置及压裂工艺开展了一系列的试验研究,获得了一系列成果:①CO2提黏技术使超临界CO2黏度提高了240~490倍,改善了CO2压裂液的携砂性和造缝性,是实现CO2干法加砂压裂的一项关键技术;②CO2密闭混砂装置的研制实现了对CO2干法加砂压裂关键装置的配套,能够满足CO2干法加砂压裂作业的施工需要;③CO2干法加砂压裂实现了完全自主返排;④CO2干法加砂压裂利用CO2代替水基压裂液,能够大量节约压裂作业的耗水量,实现循环经济;⑤CO2干法加砂压裂工艺是可行的,对低压、低渗透、强水锁伤害储层具有较好针对性,表现出了良好的增产效果。