致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

为研究致密砂岩储层水力压裂裂缝扩展形态及空间展布规律,利用真三轴水力压裂模拟实验系统,分析了水平应力差、压裂液黏度以及排量对复杂缝网形成规律的影响。研究结果表明:低水平应力差(3 MPa)下,水力裂缝更容易发生转向,趋向于沿着相对薄弱的天然裂缝和层理面延伸,使得裂缝趋于复杂,有利于致密砂岩储层形成复杂的裂缝网络;在水力裂缝扩展中,低黏度压裂液能充分保证滤失,在裂缝中流动摩阻小,有利于裂缝尖端的破裂,而且形成复杂缝网;压裂液泵注排量越大,破裂压力越大,裂缝越容易多处起裂,使得压裂裂缝形态趋于复杂。研究结果为致密砂岩储层现场压裂施工提供参考。     

TH油田酸压裂缝高度控制主要影响因素分析

为了防止在TH油田的压裂酸化过程中裂缝垂向上的过分延伸,更好地将裂缝控制在油气层内,文章建立了拟三维延伸模型,运用数值解着重分析了裂缝高度扩展的主要诸因素影响。研究结果表明:TH油田酸压裂缝高度普遍很大,地层应力差(一般小于2MPa)是主要因素,控缝高难度大,可采用人工隔层方式增大产层/遮挡层应力差;原采用的压裂液黏度偏高不适于控缝高,可以采取低粘度低滤失压裂液结合实际注液排量,成为控缝高有效手段。     

基于ABAQUS的水力压裂数值模拟

煤层气井的煤岩水力致裂过程是多孔介质下的流固耦合过程,通过abaqus中的soil模块,采用cohesive单元并结合现场实测数据建立了煤岩水力压裂三维裂缝扩展和起裂模型。使用最大正应力准则作为裂缝起裂准则,引入无量纲因子D作为裂缝的扩展准则,考虑了压裂液在cohesive单元中的切向以及上下表面的流动并给出了相应的流体方程。数值模拟结果表明:裂缝的最宽处在裂缝的中部,裂缝宽度沿着缝高上下减小,横截面为椭圆形,这一裂缝形态与经典压裂模型PKN模型基本一致;沿着缝长方向上,孔隙压力几乎不变,垂直裂缝方向上有着较大的孔隙压力梯度;裂缝在扩展初期裂缝宽度和高度迅速增大;在裂缝扩展初期,裂缝只会在目标层中扩展,在缝高保持不变缝长延伸到一定程度时,缝高开始变化,突破上下隔层,不利于缝高的控制以及压裂效果的改善。     

直井压裂裂缝闭合模型研究

目前,针对渗透率较低的储层如果不考虑裂缝在高度方向上的延伸一般采用强制闭合的方法。对于压裂后裂缝闭合的过程,根据体积平衡原理建立数学模型,主要研究裂缝闭合过程中井口压力的变化规律,并给出确定裂缝闭合的时间。为更好模拟压裂裂缝闭合模型,要对压裂液在裂缝闭合过程中的滤失量的计算情况,在考虑压裂液二维滤失的基础上,利用物质平衡方程建立裂缝强制闭合过程中的压裂液滤失模型;压裂液返排量的计算以及裂缝体积的变化量。     

浅层砂岩垂直井分段压裂起裂压力研究

浅层砂岩垂直井分段压裂,初次裂缝压裂的产生会对后续缝的起裂压力产生影响.在综合考虑了原始井筒周围地应力场的基础上,结合叠加原理和弹性力学理论,建立了浅层砂岩诱导应力场中井筒周围应力场应力分布模型和起裂压力的计算模型.研究结果表明:诱导应力场的分布受裂缝缝长、裂缝间距和原始地应力场的影响.在初次裂缝缝长一定的前提下,裂缝间距越小对诱导应力的影响越大.在裂缝间距一定的前提下,裂缝缝长越长对诱导应力场的影响越大.     

油套环空压裂液压降影响因素分析

油田增产压裂过程中压裂液到井底的压力受现场条件的制约无法精准测量,通过计算压裂液在油套环空中的压降确定井底压力。将油套环空管道的计算转化为具有当量直径的圆形管道计算,根据油套环空内液体压降数学模型,通过Visual Basic软件编写高压油套环空压降计算程序。计算在不同当量直径下压裂液压降随压裂液密度,粘度,排量的关系,结果表明压降随着排量、压裂液密度和粘度的增大不断增大,环空截面积减小导致压降增大。     

低速非达西流压裂液滤失系数计算方法研究

影响低渗透油藏压裂过程的关键因素有液体粘度、油藏压缩性、基质渗透率及压力。压裂过程中,随着缝内压力的变化,压裂液的滤失系数也会随之变化。本文建立了一种将地层中液体流动视为非达西流,裂缝中液体流动视为达西流的新型压裂液滤失模型,并用Matlab软件绘制相关模型曲线,通过对曲线的分析压裂液滤失系数的影响因素。     

致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究

室内采用API裂缝导流能力测试仪对鄂尔多斯盆地某致密砂岩储层进行支撑裂缝导流能力影响因素评价实验。结果表明,单一粒径陶粒支撑剂在高闭合压力下裂缝导流能力明显下降,而将3种粒径陶粒支撑剂按1∶1∶1进行混合后,在高闭合压力下仍能保持较高的导流能力。支撑剂强度越高、铺砂浓度越大,裂缝导流能力越高。现场压裂液对裂缝导流能力影响较大,当闭合压力为75 MPa时,使用现场压裂液作为实验流体的裂缝导流能力比使用3%KCl溶液时下降60%以上。在纤维A加量小于0.04%时,随着纤维A加量的增大,裂缝导流能力逐渐降低;当纤维A加量大于0.04%时,裂缝导流能力逐渐升高,当纤维A加量为0.06%时,裂缝导流能力最高,再继续增大纤维A加量,裂缝导流能力逐渐下降。因此,在致密砂岩储层水力加砂压裂施工中,选择合适的压裂液和纤维等添加剂,以确保裂缝具有较高的导流能力。     

支撑剂在滑溜水中沉降规律探讨

支撑剂在压裂液中的沉降计算多采用单颗粒支撑剂在静止液体中的Stokes公式,没有考虑压裂液输送支撑剂是一个动态过程。同时,支撑剂在低粘滑溜水压裂液中的沉降运移规律不同于以往的高粘压裂液。对此,修正了单颗粒Stokes沉降公式,并且考虑支撑剂沉降所形成砂堤的稳定性,给出了动态沉降计算方法。对影响临界速度和沉降速度的主要因素计算分析后,认为裂缝高度或过流高度越大、支撑剂粒径越小和密度越大,临界流速越大,形成的砂堤也就越稳定。通过与相关室内实验结果对比后,表明所用理论方法比较可靠。计算结果表明,加砂设计时应逐渐降低排量,这与目前所采用的保持排量不变的加砂方式不同,提供了新的压裂设计思路。     

压裂砂堵机理研究及预防技术

水利加砂压裂是低渗透气田的重要增产措施,由于大斜度定向完井,射孔方位与地应力决定裂缝方向的不一致,压裂层位的薄、多互层结构,使压裂井周初始产生弯曲裂缝及多裂缝,形成压裂砂堵。研究结果证实:形成压裂砂堵的主要因素是井周弯曲多裂缝限制了压裂液在裂缝中的流动;交叠多裂缝竞争缝宽引起支撑剂桥堵;多裂缝或天然裂缝滤失降低了压裂液的效率,影响了主裂缝的发育。预防压裂砂堵在钻井上尽量直井完钻,改善射孔相位,应用停泵同粒径支撑剂段塞技术,促进主裂缝延伸,保证足够的缝宽,预防压裂砂堵。     

致密油藏体积压裂井裂缝优化设计

体积压裂技术是开发致密油等非常规石油资源的重要手段。对压裂井裂缝进行优化设计有助于提高产量且对现场施工有一定的指导意义。本文选取长庆油田某致密油区块一口体积压裂水平井,采用数值模拟的方法进行生产拟合,基于工程角度对裂缝横向缝网数、簇间距及施工注入排量进行优化。结果表明：累产油量随着横向缝网数的增加而增加,超过26条后,增长速度逐渐变缓;累产油量随簇间距增大先增后减;裂缝半长和储层改造体积随注入排量的增大而增大,排量大于13m3/min后,其增长幅度逐渐变缓。     

限流压裂工艺技术应用

限流法完井压裂技术是通过严格控制油层的射孔密度,并尽可能提高注入排量,使最先被压开层吸收大量压裂液而增大炮眼摩阻,造成井底压力大幅度上升,迫使注入的压裂液分流,相继压开破裂压力接近的邻近层,达到一次压裂几个层的目的。     

限流压裂工艺技术应用

限流法完井压裂技术是通过严格控制油层的射孔密度,并尽可能提高注入排量,使最先被压开层吸收大量压裂液而增大炮眼摩阻,造成井底压力大幅度上升,迫使注入的压裂液分流,相继压开破裂压力接近的邻近层,达到一次压裂几个层的目的。     

活性水压裂液对高煤阶煤岩力学性质的影响

煤层气低产井重复压裂增产效果差异大,裸眼压裂水平井井眼容易垮塌,需要研究压裂液对煤岩力学性质及其对重复压裂及水平井稳定性的影响。通过煤岩样品单轴压缩试验和三轴压缩试验,研究了压裂液对煤岩抗压强度、弹性模量及变形特征的影响,并探讨了其对重复压裂和水平井井眼稳定性的影响。结果表明:煤岩弹性模量和抗压强度随压裂液浸泡时间增加而持续降低,塑性特征更加明显,重复压裂容易形成短宽缝,压裂效果较差,因此需要快速返排压裂液;浸泡后煤岩的弹性模量随围压的增加先增加后降低,围压6 MPa左右时,煤岩弹性模量最大,因此埋深700～800 m时,重复压裂形成长裂缝的可能性较大;浸泡后煤岩的抗压强度随围压的降低而降低,且围压越小,降低幅度越大,因此,储层埋深越浅,浸泡后储层裂缝闭合程度越强,渗透率降低程度大,越需要尽快排出压裂液。     

地层界面摩擦系数对水力裂缝扩展特征的影响研究

水平井分段压裂技术作为非常规油气藏开发的一种高效增产技术,压后缝网展布特征及复杂程度直接影响油气采收率。为研究地层界面摩擦系数对水力裂缝的相交行为的影响,本文构建了流固耦合水力裂缝扩展数值模型,研究在T型裂缝和I型裂缝扩展形式下地层界面摩擦系数对水力裂缝扩展特征的影响,并分析了地层界面的力学响应。结果表明：缝宽受摩擦系数的影响显著,当水力裂缝被地层界面遮挡形成T型裂缝时,最大缝宽约为I型裂缝缝宽的4倍,缝内流体压力与地层界面摩擦系数呈负相关关系,而地层界面上法向应力与摩擦系数呈正相关关系。     

施工条件下CO2泡沫压裂液的对流换热特性

引　言水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术 ,在开发低渗透率油气田中压裂起到了关键性的作用 ,本来没有工业价值的油气田经压裂后可变为有相当储量及相当开发规模的大油气田 .在影响压裂成败的诸因素中重要的是压裂液及其性能 ,对于大型压裂 ,这个因素就更为突出 .压裂液的类型及其性能对能否造出一条足够尺寸的、有足够导流能力的裂缝有着重要的影响泡沫作为压裂液在 2 0世纪 70年代初获得广泛应用 ,通常为气体 (CO2 或N2 )与压裂液 (如水基聚合物羟丙基胍胶等 )的两相混合物 .由于它具有油层伤害低、返排能力强、滤失量小、用液效率高、黏度适当、携砂能力强等特点 ,在压裂液体系中占据了相当重要的地位 .目前在国外 ,泡沫压裂液占整个压裂液体系的 30 %～ 5 0 %压裂液的流变特性如表观黏度、流变参数、热稳定性、剪切稳定性等对于携砂能力、造缝能力以及管流压降的预测具有决定性的作用 ,将直接影响到压裂参数的选择、压裂效果的评估 .对CO2 泡沫压裂液流变特性的研究参见作者的另一文献[1] ,在此不作说明 .在影响压裂液流变特性的诸多因素中温度的影响巨大 ,而在泵注过程或裂缝中泡沫流体不断和地层岩石间进行...     

浅谈限流法压裂技术及应用

限流法分层压裂技术是指当一口井中具有多个压裂目的层,且各层间破裂压力又有一定差别时,通过严格限制各油层的炮眼数量和直径,尽可能地提高施工中的注入排量,利用先压开层吸收压裂液时产生的炮眼摩阻,大幅度提高井底压力,进而迫使压裂液分流,使各目的层按破裂压力的低高顺序相继被压开,最后一次加砂同时支撑所有裂缝的工艺,以达到所有油水层全部开发的目的。     

压裂用稠化剂耐高温性能研究

压裂液在水力压裂施工作业中起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂深入人工裂缝以及压裂完成后,化学分解或破胶到低黏度,保证大部分压裂液返排到地面以净化裂缝的作用。其性能好坏是关系到压裂施工的成败和影响压后增产效果的一个重要因素,现有的高温压裂液体系已经无法满足大庆油田松辽盆地深度埋藏天然气储层增产改造需要。笔者通过热分析实验分析了羟丙基胍胶压裂液高温降解的原因,并确定了系列提高稠化剂耐高温性能的技术对策,重点论述了通过羟丙基瓜胶和聚丙烯酰胺复合来提高稠化剂体系耐高温性能的方法,成为200℃超高温压裂液的研究的主要技术路线之一,为满足大庆油田松辽盆地深部埋藏高温气藏增产改造的需要提供依据。     

TZ1H井小型压裂测试异常压降曲线分析

文章研究了TZ1H井测试压裂施工停泵后井筒及井底温度场的变化,分析了温度变化对停泵后油压的影响,确定温度不是TZ1H井停泵后油压异常的影响因素。通过对压裂过程中裂缝高度增长、净压力变化及TZ1H井测试压力的分析最终确定了造成该井停泵后油压异常的原因是缝高衰退,据此提出该井正式施工应控制排量,防止缝高过度延伸的建议。     

射孔孔道中携砂压裂液输送规律研究

携砂压裂液自射孔孔道进入水力裂缝,其为裂缝和井筒连接的唯一通道,然而实际压裂施工中常会出现支撑剂颗粒沉降在孔道内而将射孔孔眼堵住,或者流经孔道后能量损失过多而严重影响支撑剂在裂缝内的输送。针对此类问题,文章基于自主设计的实验装置研究了支撑剂在射孔孔道内的输送规律。结果表明:射孔孔道内沉降的砂堤厚度随施工排量的增加而降低,随孔径的增加而减小;射孔孔道两端的压差随施工排量的增加而增加,随孔径的增加而减小。携砂压裂液在射孔管道中流动时存在形成砂堤的最小临界排量和砂堤消失的最大临界排量。