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。      

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。     

超临界CO2压裂缝内支撑剂运移规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO₂压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO₂由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO₂黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO₂携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO₂携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

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。     

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。      

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。     

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。     

CO2压裂后近缝带烃类的相态特征

CO₂压裂与常规水力压裂相比，除具有滤失小、易返排、低伤害等常规优点外，还能降低烃类的露点压力，对易凝析的中间组分产生很强的抽提作用，有效解除了由于温度压力的变化所造成的近缝带凝析油污染。这为提高凝析气藏采收率、制定合理有效的开发手段提供了新的途径。以中原油田白庙凝析气田为例，建立了数值计算模型，研究了CO₂压裂停泵时刻其CO₂量不同时的凝析气藏近缝带烃类的相态变化及各点凝析油饱和度的变化情况。研究结果表明：CO₂气体对凝析气藏烃类的相态影响是CO₂压裂优于常规水力压裂的重要原因，且CO₂量不同时对烃类相态的影响程度存在显著差异。这为现场实际结果的解释及优化凝析气藏CO₂压裂的气体用量和压裂规模提供了理论依据。     

超临界CO2压裂迂曲裂缝内支撑剂运移特征

在“双碳”目标引领和水力压裂受水资源影响下,超临界 CO₂压裂是发展的主要趋势。为了明确支撑剂在超临界 CO₂致裂裂缝内的运移特征,利用激光形貌扫描技术对超临界 CO₂压裂后的岩石裂缝面进行重构,结合 CFD—DEM 方法建立了迂曲裂缝内超临界 CO₂携砂运移模型,对比平板裂缝分析了迂曲裂缝内支撑剂的运移和铺置特征,研究了支撑剂密度、携砂液注入速度和砂比等关键参数对支撑剂在裂缝内输送和分布的影响。研究结果表明 ：(1)相较于平板裂缝,迂曲裂缝中的超临界 CO₂携砂液流动路径具有曲折和多变的特点,支撑剂运移时在横向和纵向上具有更强的波动性和跳跃性 ;(2)支撑剂在迂曲裂缝内的铺置形态呈现出波浪状甚至簇团状的非均匀分布特征 ;(3)低密度支撑剂在迂曲裂缝内具有更好的通过性,高注入速度能够降低迂曲裂缝结构对支撑剂堵塞的影响 ;(4)迂曲裂缝中过低的注入砂比并不能够获得好的裂缝支撑效果,模拟条件下最优值在 3% 附近。结论认为,模拟实验研究结果对认识超临界 CO₂...     

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。     

不同相态管输CO_2的节流放空实验

为了探究管输CO_2节流放空过程中的压力、温度响应及相态变化,基于Joule-Thomson效应搭建了橇装实验装置,分别进行了超临界态、液态、气态及含杂质气态CO_2多级节流放空实验。通过实验发现:(1)超临界态及气态实验出口温度先上升后下降,而液态实验出口温度先下降后上升并最终与主管温度变化一致;(2)主管内CO_2的压力、温度随着实验的进行而不断下降,且各截面之间参数差异明显,表明压力扰动传播速度受密度影响;(3)含杂质N2的CO_2放空时出口温度低于纯气态CO_2放空,主管内压力随时间变化速率大于纯CO_2实验主管压力变化速率;(4)管外气云逐渐收缩为气锥,气锥随管内压力下降、温度上升逐渐减弱并最终消失。实验结果表明:(1)在单级节流相同压降下,液态实验产生的温降明显小于超临界态及气态节流温降,但液态CO_2全节流过程会因发生相变而使平均节流效应增强;(2)密度影响内能对外耗散的程度,进而影响节流系数,即密度增大,节流系数降低。进而建议,通过增大泄放速率、节流入口增温、节流出口整流等措施来实现对CO_2放空过程的安全控制。     

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。      

超临界二氧化碳管道杂质对节流温降的影响

超临界二氧化碳管道输送安全是碳捕集与封存技术(Carbon Capture and Storage,即CCS)的一个重要环节。当超临界管道压力过高时,一般采用节流方式泄放管内高压,节流过程产生的温降可以根据绝热假设进行预测。根据绝热假设及能量守恒关系,通过求解临界节流过程中出口速度与音速的关系式,建立临界节流比与绝热指数关系;烟气二氧化碳中含有杂质,会影响节流过程中产生的温降,根据伯努利方程及等温焓差迭代方法计算节流温降,并依据二元交互作用系数混合规则分析超临界二氧化碳管道中杂质对节流温降的影响。研究结果表明:当二氧化碳中含有的杂质为二氧化硫时,有助于提高节流后的温度,并降低发生干冰堵塞的可能,然而当杂质为氮气时则会进一步降低节流后的温度。通过实例分析给出烟气二氧化碳节流具体操作建议:当采用多级节流时,较高的初始温度可以防止放空管出口处形成干冰。     

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...