不同相态二氧化碳前置酸压碳酸盐岩裂缝形成规律

选取延安气田下古生界马五1亚段碳酸盐岩露头,开展了清水、液态CO2、超临界CO2作用下的真三轴压裂实验,同时采用CT扫描技术,分析了碳酸盐岩中压裂裂缝的起裂和扩展规律.研究表明,超临界 CO2黏度低,扩散性强,压裂过程中滤失量大,有利于提高井筒周围岩石孔隙压力,明显降低碳酸盐岩的破裂压力,但压裂过程中井筒压力上升缓慢,...     

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。     

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。     

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。     

页岩储层射孔水平井分段压裂的起裂压力

目前,页岩储层水力压裂裂缝起裂和扩展机理研究已成为国内外水力压裂研究领域的重要课题,射孔水平井分段压裂技术是其高效开发的主要手段。针对目前部分裂缝起裂压力模型在计算射孔水平井横向裂缝起裂时破裂压力过低、严重偏离实际的问题,基于Hossain模型和Fallahzadeh模型,建立了新的水平井射孔孔道表面的应力分布模型;同时开展了水平井分段压裂的诱导应力分布研究和不同压裂工艺条件下复合地应力的分析;进而针对页岩储层的岩性特征,建立了考虑诱导应力条件下,页岩储层射孔水平井水力压裂在岩石本体起裂、沿天然裂缝剪切破裂和沿天然裂缝张性起裂3种方式下的起裂压力计算模型,提出了页岩储层水力裂缝起裂方式和起裂压力的判别方法。该成果对于页岩储层水力压裂裂缝起裂机理的研究和现场应用具有一定的指导意义。     

滨南油田水力压裂模拟试验研究

地应力场、岩石物性、孔隙压力、射孔和天然裂缝是控制水力压裂裂缝起裂和扩展的主要因素。根据滨南油田660区块和853区块的实际工况,通过数值模拟和真三轴水力压裂物理模拟,结合岩石的抗拉破坏准则,模拟了射孔方位角和地应力状态等因素对水力压裂过程中起裂压力和裂缝扩展过程的影响,结果表明射孔方位角和地应力场控制着起裂压力、裂缝扩展方位和形态,成果可对油田水力压裂设计、施工提供参考。     

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明：①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。     

定向射孔参数对压裂裂缝扩展规律的影响

为了探究直井水力压裂过程中定向射孔参数对压裂裂缝扩展规律的影响,采用扩展有限元方法对水压致裂岩石的流固耦合模型进行求解,从射孔方位、射孔长度和射孔相位角3个方面分析了裂缝自射孔孔眼起裂的扩展和转向规律。研究结果表明:射孔方位对裂缝周围地层压力分布几乎没有影响;射孔方位角较小的孔眼具有较低的起裂压力和较高的扩展压力,压裂后容易形成长而宽的裂缝;射孔方位角较大的孔眼则具有较高的起裂压力和较低的扩展压力,压裂后容易形成短而窄的裂缝;随着射孔长度的增加,重新定向距离逐渐增长,在转向处易形成相对较宽的裂缝;射孔相位角过小容易引发裂缝干扰,射孔方位角较小的裂缝优先扩展并对后扩展的裂缝产生较强的抑制作用。在施工时,为获得较好的改造效果,应尽量选择小方位射孔;为避免缝间干扰,射孔相位角应大于45°。     

暂堵转向压裂机理有限元分析

暂堵转向压裂技术是低渗透油气田开发后期增产挖潜的新手段、新方向。文中采用有限元分析方法研究暂堵转向压裂机理,确定转向裂缝起裂位置,分析起裂压力影响因素。研究结果表明:纤维暂堵转向压裂起裂点不唯一,当最小水平应力较大时,裂缝更倾向于从井筒起裂,反之,裂缝更倾向于从初始裂缝中部起裂;破裂压力存在一个区间,当岩石破裂压力在这个区间时,转向裂缝从初始裂缝中部起裂,当岩石破裂压力高于或者低于这个区间时,转向裂缝从井筒起裂;井筒起裂点的起裂压力随着最小水平应力的增大而减小,初始裂缝中部起裂点的起裂压力随着最小水平应力的增大而增大,2个位置的起裂压力均和地层弹性模量无关。该研究对认识暂堵转向压裂机理以及提高缝网改造效率具有重要的理论价值和现实意义。     

燃爆诱导水力压裂多裂缝耦合起裂规律

为了明确多相位裂缝组合下的应力干扰作用及其对后续水力压裂裂缝起裂压力的影响,基于原有预存单条诱导裂缝的应力场计算模型建立预存多条诱导裂缝的耦合应力场计算模型,分析诱导应力影响下的井周周向应力场变化规律,再结合断裂力学判据计算后续水力压裂预存裂缝的起裂压力,并对预存裂缝长度、相位、水平主应力差异系数及预存裂缝条数等4个因素对预存裂缝起裂压力的影响进行了分析。研究结果表明:(1)预存裂缝后近裂缝区域周向应力差明显增大,甚至出现水平主应力反转;(2)随新增预存裂缝长度增加,原预存裂缝起裂压力先增后降,在新增预存裂缝长度增加到原预存裂缝长度时,原预存裂缝起裂压力迅速降低,而后下降趋势变平缓;(3)高相位裂缝的起裂压力大于低相位裂缝的起裂压力;(4)随着裂缝条数的增加,新增预存裂缝起裂压力逐渐降低,但起裂压力差减小的趋势不明显;(5)多相位裂缝的应力干扰作用影响裂缝的起裂压力,较长高相位裂缝和较短低相位裂缝均有利于多相位裂缝的同时起裂;(6)多裂缝同步延伸会产生更为复杂的应力干扰作用,激发水力压裂复杂缝网的演化,实现均衡的压裂改造。结论认为,该研究成果可为燃爆诱导压裂射孔相位、诱导裂缝规模及后续水力压裂施工泵压等压裂施工设计提供理论指导。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景，总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状，得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题，并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述，未来应重视理论分析与模拟实验相结合，给出定量评价方法；超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外，研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合，逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景,总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状,得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题,并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述,未来应重视理论分析与模拟实验相结合,给出定量评价方法;超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外,研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合,逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

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。     

不同脆性致密砂岩裂缝扩展规律实验

岩石的脆性与致密油气储集层压裂改造效果密切相关,但致密岩石的脆性对裂缝扩展规律的影响仍不明确。基于真三轴压裂模拟实验系统,对鄂尔多斯盆地东部3种不同脆性致密砂岩开展了压裂模拟实验,分析了脆性、压裂液类型和层理对裂缝扩展规律的影响。研究表明,山1段致密砂岩脆性最强,长7段致密砂岩次之,盒8段致密砂岩脆性最弱;在层理不发育的条件下,相比于中等脆性的盒8段致密砂岩,强脆性的山1段致密砂岩采用滑溜水压裂形成的单条裂缝扩展更充分,液态CO₂压裂形成的分支裂缝数量更多;在层理发育的条件下,长7段致密砂岩采用滑溜水压裂和液态CO₂压裂形成的裂缝的形态均较复杂;相比于滑溜水压裂,液态CO₂压裂形成的裂缝宽度更小;液态CO₂压裂更适用于脆性较强、层理发育的长7段致密砂岩储集层压裂改造。     

致密储层CO2压裂裂缝扩展规律数值模拟

CO₂压裂具有节约水资源、降低储层伤害等优点,并已在矿场实践中取得良好效果。为认清CO₂压裂裂缝扩展规律,基于流体流动、热传导和固体力学方程,建立CO₂压裂裂缝扩展热流固耦合模型。采用有限元法求解该模型,并与解析解对比验证模型可靠性。根据数值模型对CO₂压裂裂缝扩展进行参数敏感性分析,结果表明:CO₂在渗透率高于0.01 mD的地层中滤失量较大,地层破裂前增压速率较低,缝长和缝宽较小;CO₂黏度显著影响压力扩散和裂缝几何尺寸;注入排量对起裂压力影响较小,但会改变地层破裂前增压速率和延伸压力;热应力造缝是CO₂压裂造缝机理之一,地层与注入液的温度差越大,热应力越大,地层起裂压力越小,裂缝延伸越容易。研究结果可为CO₂干法压裂设计提供参考。     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

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。     

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。