国外水力压裂工艺技术近期发展水平综述

最近几年水力压裂技术发展很快，在某些方面甚至取得了突破性的进展（如ＴＳＯ技术）。本文对８０年代末９０年代初国外在压裂材料、工艺技术和设计方法等方面的新进展进行了详细的综述。     

高温清洁压裂液在塔河油田的应用

塔河油田碎屑岩储层埋藏深、温度高、物性差,常规胍胶压裂液残渣含量较高,对储层伤害较大,难以满足油田需要。优选阴离子表面活性剂及其他添加剂,研制了新的高温清洁压裂液配方。新高温清洁压裂液耐温130℃,具有抗剪切能力强、悬砂性能好、破胶彻底和对地层伤害率低等特点,能够满足塔河油田碎屑岩储层改造的需求。在塔河油田应用效果明显,动态缝长125.2 m,人工裂缝导流能力0.10μm~2·cm,达到了增加近井地带导流能力的目的,应用前景广阔。     

海上低渗透油藏试验井组整体压裂可行性研究

针对低渗透油藏压裂井生产模拟的不完善性,建立了考虑人工裂缝失效性的低渗透油藏非达西渗流数值模型.对渤海湾某油田“一注两采”试验井组进行了整体压裂优化设计,最优结果如下;注采井距为240～270m,油井裂缝半长为120m,导流能力为30μm2·cm.研究表明,对该区块实施整体压裂在技术和经济上是可行的.按在平台上施工考虑...     

水力压裂支撑剂嵌入深度计算方法

针对水力压裂支撑剂嵌入问题,基于支撑剂嵌入岩体的力学过程,建立支撑剂嵌入岩体的本构方程,并结合岩体-支撑剂体系的接触应力分析,提出考虑弹塑性变形的支撑剂嵌入深度计算方法,基于该方法分析了嵌入深度的影响因素。相对于弹性模型,新方法计算结果更接近于实验测量结果,预测更加可靠,且更便于进行理论计算和分析。研究表明:支撑剂嵌入岩体的过程主要发生弹塑性嵌入;支撑剂单层铺置条件下铺置浓度越高嵌入深度越小,多层铺置条件下增大支撑剂铺置浓度不会改变嵌入深度;支撑剂嵌入比例越大,承压支撑剂越多,支撑剂嵌入深度越小;高闭合应力情况下支撑剂嵌入更加显著,流体压力下降会显著增大支撑剂嵌入深度;增大支撑剂粒径或岩石与支撑剂弹性模量比值,会减小支撑剂嵌入深度。     

水/超临界二氧化碳作用下的页岩微观力学特性

选取渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组三段下亚段富灰质纹层状页岩岩样，开展高温高压岩心浸泡实验与点阵纳米压痕实验，分析不同浸泡时间、压力和温度条件下水/超临界CO₂作用对页岩微观力学特性的影响。研究结果表明：水/超临界CO₂浸泡后，页岩损伤主要为黏土富集的纹层内部产生诱导裂缝，且超临界CO₂浸泡引起的诱导裂缝宽度更小。受诱导裂缝影响的区域弹性模量和硬度的统计平均值降低，且纹层附近易发生压实闭合、产生应力诱导拉张裂缝。浸泡时间越长、浸泡压力越大、浸泡温度越高，页岩表面弹性模量和硬度下降越明显。与水相比，超临界CO₂-页岩作用下的页岩表面力学损伤程度更低，可作为压裂液防止页岩储集层压裂裂缝面软化。     

考虑支撑剂运移的压裂停泵压降模型

针对现有压裂停泵压降模型不考虑支撑剂运移、无法解释支撑剂铺置效果的难题，提出适用于主加砂压裂的停泵压降模型，模型考虑了裂缝系统中携砂液-支撑剂靠黏度和速度耦合的水平运移与沉降运动，以及基质系统中压裂液靠黏性力和重力作用的三维流动，通过将裂缝系统与基质系统耦合求解，实现了主加砂压裂停泵过程的支撑剂运移模拟计算，获得的井底压降导数双对数曲线呈现出“厂”字型的形态特征，并按照停泵时间顺序划分为支撑剂沉降、支撑剂水平运移、支撑剂减速运移、支撑剂压实和支撑剂停止运移5个主控阶段。研究结果表明：支撑剂铺置越均匀(主次裂缝内砂量越接近),压降导数曲线越平缓，支撑剂沉降控制期越长，支撑剂减速运移期越短，支撑剂压实控制阶段会呈现出1/4斜率段；支撑剂充填比例越大(缝网总体积越小),压降导数曲线越陡，支撑剂水平运移控制期越短，支撑剂运移控制阶段的压降及导数会呈现重合趋势。选取涪陵页岩气田一口典型压裂水平井逐段开展停泵压降曲线拟合，反演获得各加砂压裂段的支撑裂缝体积与铺砂均匀程度，为定量评价水力压裂加砂效果、认识压后支撑剂运移规律提供了理论依据。     

水平井限流压裂对射孔孔眼冲蚀的影响

水平井限流压裂中存在携砂液冲蚀射孔孔眼现象，导致段内多簇改造不均衡，不利于地质储量的充分动用，亟需认识清楚孔眼冲蚀过程。基于孔眼摩阻公式，推导了段内多簇多孔的孔眼冲蚀模型，考虑初始孔径差异和簇间应力差，采用孔径、流量分配和孔眼摩阻的变化来量化分析孔眼冲蚀规律。研究结果表明，平均初始孔径较大、应力较小的射孔簇易产生过度冲蚀；随着孔径的增大，孔眼摩阻迅速减小，限流作用减弱，不利于缝控储量均衡动用；单纯地提升排量并不能明显减小簇间的孔眼冲蚀差异；在相对较低的携砂液浓度下，簇间孔眼冲蚀和流量分配更均匀。这说明初始孔径差异和簇间应力差是导致孔眼冲蚀不均匀的主要因素，在限流压裂设计中可通过采用等孔径射孔工艺、适当增加前置液量、优化布孔位置和数量等方法，改善施工段携砂液分配。本研究为优化水平井限流压裂设计提供了支撑。     

页岩气环保变黏压裂液的研究与应用

为解决深层页岩气开发中常规压裂液储层伤害大、携砂能力差、变黏工序复杂等技术难题，结合威远区块深层页岩储层特点及施工需求，研发了一种环保变黏压裂液体系，并进行了室内性能评价与现场应用。研究表明：该环保压裂液体系可以在30 s内完全溶解，压裂液可在黏度为2～150 mPa·s范围内实时调整；使用返排水配制的低黏压裂液与高黏压裂液减阻率均大于70%,线性胶压裂液减阻率大于65%;低黏压裂液与高黏压裂液储层损害率均小于15.00%,线性胶压裂液岩心损害率为15.47%;环保变黏压裂液生物毒性均为无毒；环保变黏压裂液携砂性能良好，较清水携砂性能最大提高65倍。在威远H21-5井的应用表明，环保变黏压裂液溶解速度快、减阻性能优异、携砂性能优良，可实时改变黏度以满足不同压裂工况，满足减阻携砂一体化压裂施工的技术需求，具有较好应用前景。     

考虑压裂缝网动态滤失的停泵压降模型

通过在传统主裂缝物质平衡方程中引入主裂缝-基质、次裂缝-基质、主裂缝-次裂缝耦合流动表达式，建立了“主裂缝-次裂缝-基质”滤失耦合流动模型，同时将主、次裂缝缝宽的应力敏感方程和井筒注入量方程进行压力-流量连续性耦合求解，实现了滑溜水体积压裂改造停泵后井底压降和缝网闭合的模拟计算。研究表明：停泵井底压降导数双对数曲线呈现5个特征斜率段，反映了停泵后“缝间窜流控制”、“缝网滤失控制”、“缝网闭合控制”和“残余滤失控制”4个主控阶段。水平井体积压裂改造停泵初始时刻，主、次裂缝间的窜流现象明显，随后滤失占据主导，主、次裂缝的滤失呈现出非均匀的递减趋势：主裂缝滤失速度慢，次裂缝滤失速度快，缝网整体呈现先快、后慢，直至接近于零的滤失规律。缝网导流能力对停泵压降曲线形态的影响相对弱于缝网规模；缝网导流能力与滤失量、裂缝闭合程度正相关；次裂缝规模与滤失量、次裂缝闭合程度正相关，但与主裂缝闭合程度负相关。经现场施工数据检验，该模型能够有效地反映缝网的闭合特征，解释结果可靠且能够反映实际水平井各压裂段的非均匀改造效果。