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。     

大川中沙溪庙致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素

目的增加裂缝导流能力,提高致密砂岩气的压裂增产稳产效果。 方法为了探究加砂压裂技术在大川中沙溪庙致密砂岩储层改造中的适应性,针对该储层的特点,采用API裂缝导流能力测试仪,考查了支撑剂类型及粒径、铺砂浓度、闭合压力及压裂液类型对支撑裂缝导流能力的影响。 结果相同粒径陶粒的支撑裂缝导流能力大于覆膜石英砂和石英砂,但覆膜石英砂的导流能力受闭合压力的影响最小;0.106~0.212 mm石英砂与0.212~0.425 mm覆膜石英砂的不同组合支撑剂粒径(质量比分别为1∶4、1∶1和4∶1)支撑剂导流能力下降幅度相比单一支撑剂更加平缓。支撑剂组合为4∶1的裂缝导流能力高于1∶4和1∶1组合,在高闭合压力条件下接近0.212~0.425 mm覆膜石英砂用作单一支撑剂时的裂缝导流能力。在低闭合压力条件下,增加铺砂浓度促使导流能力明显增大。而随着闭合压力的增加,这种影响程度逐渐减弱。支撑剂采用(0.106~0.212 mm石英砂)∶(0.212~0.425 mm覆膜石英砂)用量为4∶1的组合支撑剂,当闭合压力为41.4 MPa时,清水压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低25.43%,返排压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低58.34%。 结论实验结果指导了现场压裂支撑剂类型、粒径以及铺砂浓度等施工参数的选择,在四川盆地川中沙溪庙组致密气储层进行现场应用,获得了较好的压裂增产效果。      

石英砂陶粒组合支撑剂导流能力实验研究

为优选现场压裂设计25~35 MPa 闭合应力下支撑剂，使用FCES-100 裂缝导流仪根据SY/T 6302—2009 推荐方法测量了长庆现场用陶粒和石英砂破碎率和导流能力、石英砂与陶粒不同体积比混合导流能力，以及石英砂后尾追不同比例陶粒导流能力。结果显示:不同闭合应力下石英砂与陶粒组合体积比为1∶1，2∶1，3∶1 时，石英砂后尾追陶粒导流能力大于石英砂陶粒均匀混合导流能力，闭合应力越高，差距越明显，相同条件下优选尾追型；混合型和尾追型石英砂和陶粒体积比均为1∶1 时，混合型导流能力接近尾追型。闭合应力35 MPa 储层，选用1∶1 混合型或尾追型，考虑成本因素建议选择尾追型2∶1； 闭合应力25 MPa 储层考虑成本推荐3∶1 尾追型；闭合应力20 MPa 储层推荐4∶1 尾追型。25~35 MPa 闭合应力下支撑剂组合中陶粒占比达到50% 即可提供足够导流能力，其值可作为陶粒使用上限。实验数据为现场闭合应力在25~35 MPa 储层支撑剂的优选提供了重要依据。     

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。     

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。      

不同闭合压力下包衣支撑剂导流能力变化特征的试验研究

为了评价包衣石英砂和包衣陶粒用作压裂支撑剂的性能,对包衣支撑剂在不同闭合压力下的导流能力变化特征进行了试验研究,并通过电镜对试验后支撑剂的破碎情况进行了观察。结果表明,包衣支撑剂的导流能力随闭合压力的增加而降低,包衣支撑剂只有当闭合压力大于一定值时,其导流能力才高于原支撑剂,石英砂和高强度陶粒包衣效果最好;试验后电镜照片也反映了不同包衣支撑剂的破碎情况。研究结果对包衣支撑剂的现场用具有指导意义。     

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。     

石英砂支撑剂长期导流能力变化规律实验研究

利用石英砂代替陶粒支撑剂能有效降低施工成本,在致密油气藏压裂改造中广为应用。为探究石英砂支撑剂对裂缝长期导流能力的影响规律,选用20～40目、40～70目和70～140目石英砂,开展长期导流能力测试实验,探究闭合应力、铺砂浓度、粒径组合、铺置模式等因素对石英砂长期导流能力的影响并拟合参数化经验模型。研究认为：长期导流能力随铺砂浓度的增加,先升高再降低,反映了从“支撑”到“封堵”的演化;在低铺砂浓度条件下,大粒径石英砂易破碎堵塞流道,因此可在高闭合压力储层优选细砂,在低闭合压力储层优选中砂或粗砂;在考虑混合铺置时,应先采用低黏度压裂液泵送大粒径石英砂,后采用高黏度压裂液泵送小粒径石英砂。同时文章给出的混合铺置导流能力预测模型适用于混合铺置支撑剂粒径及比例的优化设计。     

石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。     

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%)。     

长宁地区石英砂替代陶粒先导性试验及效果评价

为应对国际低油价冲击,北美页岩气开发区块大幅提高了石英砂使用比例,而国内页岩气井压裂主体采用70/140目石英砂+40/70陶粒组合支撑剂,陶粒约占70%。开展了石英砂室内导流能力测定,结合长宁地区页岩储层渗透率参数,采用数值模拟论证了石英砂替代陶粒在长宁地区可行。基于单井累计产量最大化的目标函数,明确了压裂试验参数:单段1 800 m~3压裂液,160 t支撑剂,70/140目石英砂:40/70目石英砂=3∶7。先导性试验方案顺利实施后,降本增效显著,与地质参数相当的邻井相比,试验井折算1 500 m改造段长测试产量提高67%,单井折算1 500 m改造段长支撑剂成本降低145万元。进一步论证了试验方案的可行性,为后期石英砂替代陶粒推广应用积累了宝贵的现场经验。     

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。     

不同类型支撑剂组合导流能力实验研究

根据大庆长垣内部油田聚合物驱油井使用多种支撑剂组合的实际情况,运用FCES-100裂缝导流仪,对不同类型支撑剂组合导流能力进行了实验研究,以石英砂为主体,尾随不同比例的核桃壳或树脂砂,发挥出不同类型支撑剂的优势,以获得最大导流能力为目标,优化出了支撑剂组合的最佳比例,并从理论上做出解释,研究结果对矿场压裂设计合理尾随比的确定具有重要的指导意义。实验结果表明,不同类型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,当闭合压力达到40MPa时导流能力已降至很低;石英砂尾随核桃壳其体积比为85%∶15%时支撑剂组合的导流能力最大,石英砂尾随树脂砂时随着树脂砂所占比例的增加支撑剂组合的导流能力逐渐增大。     

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。     

支撑剂嵌入对煤岩水力裂缝导流能力的影响

为了研究煤层气井压裂中支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响,应用FCES-100裂缝导流仪,针对不同类型支撑剂嵌入对煤岩裂缝导流能力的影响进行了测试.实验表明,与砂岩地层不同,煤层的硬度较小,在较小的闭合压力下压裂中支撑剂嵌入情况较严重,导致导流能力降低.10 kg/m2铺砂浓度下,闭合压力为35 MPa时石英砂嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降36.4%,闭合压力为25 MPa时核桃壳嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降34.8%.当煤层闭合压力低于20 MPa时,应该优先选择核桃壳作为支撑剂;当煤层闭合压力高于25 MPa时,应优先选择石英砂作为支撑剂.所得出的结论对今后煤层气的研究工作及现场施工具有一定的指导意义.     

页岩气压裂用石英砂替代陶粒导流实验研究

四川盆地页岩气已进入规模开发阶段,然而单井开发成本高,压裂施工难度大严重制约着页岩气开发的进度及效果。目前主要采用陶粒作为压裂支撑剂,用量大、价格高,而对陶粒替代品的寻找及论证则较少探索。为此,从寻找压裂支撑剂入手,通过对国内不同地区可能成为陶粒替代品的石英砂支撑剂进行筛选,利用API支撑裂缝导流仪进行实验研究。结果表明,石英砂具有较好的性价比、满足生产需要的导流能力、且施工难度明显降低、有利于增加页岩储层的体积改造,满足页岩气降本增效、规模开发的客观需要。     

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...     

石英砂陶粒组合支撑剂导流能力影响因素

为探究石英砂陶粒组合支撑剂导流能力的影响因素,首先通过单因素实验分析了石英砂占比、压裂液类型、铺砂浓度、闭合压力的影响,然后根据均匀设计实验,利用灰色关联分析了各因素的影响程度.结果 显示:4个因素对导流能力的影响程度从大到小分别为闭合压力、铺砂浓度、支撑剂配比、压裂液类型;不同配比中,闭合压力为40.0 MPa时,陶...     

致密油储层支撑裂缝导流能力预测模型

压裂改造是提高致密油储层初始产量和最终采收率的有效手段,其中裂缝导流能力保持是压裂设计的目标之一。现有支撑裂缝导流能力预测模型由于考虑影响因素不全,理论计算值与实际值存在较大偏差,文章基于Kozeny公式,以弹性力学理论为基础,考虑支撑剂强度、粒径、铺砂浓度、闭合压力、支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形综合影响,推导出支撑裂缝导流能力预测数学模型,通过室内实验可以知道,不同类型支撑剂、不同闭合压力下的支撑剂裂缝导流能力相差较大,当闭合压力和铺砂浓度一定时,陶粒和树脂砂的裂缝导流能力远大于石英砂。在铺砂浓度相同条件下,支撑剂的粒径对裂缝导流能力的影响也很大,在闭合压力未达到支撑剂的最大抗压强度时,支撑剂的粒径越大,其裂缝导流能力就越高。利用文章新推出的模型预测实验支撑剂的裂缝导流能力,计算结果表明,预测值与实验值吻合度较高,说明新模型具有良好的实用性。从实验和计算结果可以看出,支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形对支撑裂缝导流能力影响较大。仅考虑单一影响并不能完全反映真实情况。文章研究成果为致密油储层在考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等情况下的支撑剂强度、粒径、铺砂浓度等优选提供了参考。     

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...