高内压下固井水泥环损坏机理研究

为了研究压裂酸化、高压注水等高内压作业对水泥环的损坏机理,进行了水泥环套管地层组合体的高内压物理模拟实验,研究了高内压条件下复合体的应力应变特征,测定了水泥环在双向应力的作用下的应变值和破坏载荷,确定了水泥环破裂的应力条件;在实验基础上建立套管水泥环地层复合体高内压应力应变模型,模型考虑了套管的偏心、双向不等的地应力、套管水泥环地层轴向应力不一致等因素,分析表明水泥环在高内压下的张性破坏、套管偏心是高内压水泥环套管损坏的关键因素,提出了高内压条件下保护套管水泥环的建议。     

页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评价

为了了解、掌握页岩气藏清水压裂缝网能够提供的导流能力大小及裂缝的有效性,利用四川盆地某构造的页岩进行了室内裂缝导流能力测试。实验结果表明：支撑剂浓度不足单层的情况时,闭合压力低于30 MPa,导流能力可与一定量的高浓度（多层）情况相当,但支撑剂嵌入和破碎显著增加,其导流能力不稳定,随时间增加可持续降低,闭合压力40 MPa时,20/40目陶粒嵌入程度可达71.8%,闭合压力进一步增大,裂缝将闭合失效;较低硬度的页岩支撑剂嵌入严重,导致低支撑剂浓度裂缝残余支撑缝宽不足,仅增加支撑剂粒径不足以克服嵌入影响,裂缝内需要有足够的支撑剂浓度,形成的缝网不能过于复杂;页岩黏土含量高,支撑剂充填层泥化严重,对支撑裂缝有效性的伤害不容忽视,可变形的树脂覆膜砂在一定程度上解决了支撑剂嵌入和充填层泥化问题。     

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运用FCES-100长期裂缝导流仪，在国内首次进行了地层岩心的支撑剂嵌入实验研究，考察了不同类型支撑剂、不同铺砂浓度对不同岩心的嵌入程度以及对导流能力的伤害程度。找到了影响支撑剂嵌入的主要因素和规律，并提出了克服支撑剂嵌入这一不良影响的有效方法。通过实验发现由于支撑剂的嵌入会使导流能力产生很大程度的下降；铺砂浓度越大，嵌入对导流能力的伤害程度越小；只有当闭合压力达到一定值时，嵌入的伤害才表现出来；铺砂浓度对导流能力的影响也很大，铺砂浓度增大一倍，导流能力将成数倍增加；在相同地层条件下，支撑剂在砾岩中的嵌入最为严重，泥岩其次，粉砂岩最小。文中还根据实验结果回归出了导流能力随闭合压力以及随时间变化的关系表达式，可以用来预测支撑裂缝导流能力的衰减趋势，对现场压裂有一定的指导意义。     

气井压裂裂缝参数优化设计

低渗透气藏渗透率低，渗流阻力大，往往须通过压裂改造才能获得工业气流，而合理的裂缝参数是水力压裂取得良好效果的关键。从气体在低渗透气藏中的渗流机理研究入手，考虑了气体非达西渗流对产量的影响，建立了气井压裂产量预测模型，在裂缝导流能力的计算中考虑了裂缝的失效性。对现场实例进行了模拟计算，以压裂改造后的采出程度为目标进行了裂缝参数优化设计，并分析了渗透率各向异性对产气量的影响。研究结果表明，渗透率各向异性越强，产气量增加幅度越小；优化的裂缝导流能力为30～40μm^2·cm，缝长比为0．25—0．3。     

支撑裂缝长期导流能力数值计算

运用FCES-100裂缝导流仪,研究了闭合压力、时间等因素对支撑裂缝长期导流能力的影响程度。实验表明,对一定粒径的陶粒,闭合压力和时间是影响导流能力的主要因素。在大量实验数据的基础上,应用统计原理,回归出长期导流能力随闭合压力和时间变化的函数表达式,并通过现场运用,验证了其准确性,对科学研究以及现场压裂施工具有指导意义,同时也是支撑裂缝长期导流能力计算方法的新尝试。     

水平井限流法压裂技术的发展与应用

水平井限流法压裂采用套管压裂，具有井下工具少、一次施工完成多条裂缝改造、压后增产效果好等优点，是低渗透油气藏水平井增产改造的很好选择，大庆油田已应用该方法压裂完成了20多口水平井的改造，取得了很好的经济效益。根据南214-平324井的主压裂施工曲线分析了水平井限流法压裂的特点，介绍了“有效孔数法”、G函数法、连续油管井温测井、大地电位和井下微地震等配套技术。从压裂液流动的角度提出了水平井限流法压裂存在径向流区的观点，对压裂液在径向流区流动的正确认识是水平井限流法压裂设计和施工控制的关键。最后总结了目前水平井限流法压裂在施工过程及压后裂缝诊断方面所存在的问题，并提出了相应的解决办法及技术发展思路。     

流线模型模拟垂直裂缝压裂井生产动态研究

通过流线模型和黑油模型模拟垂直裂缝压裂井的对比分析,指出了在黑油模型中运用网格放大技术模拟水力压裂垂直裂缝井生产动态存在的诸多缺陷,如网格取向严重、计算时间随网格数目增加而成倍增加、裂缝的存在增加模型的非均质性从而严重加大方程的求解难度,方程求解出现不收敛等。而运用流线模型在计算精度、速度和收敛性方面均较黑油模型有很大优势。并运用流线模型方法对大庆外围某油田垂直裂缝压裂井进行了缝长和缝内导流能力等参数的优化和生产动态预测,取得了较好的效果。     

火山岩地层人工裂缝延伸机理研究

在火山岩地层压裂施工中,由于天然裂缝的影响,人工裂缝的扩展有别于均质地层.为此,引入了模量因子、漏失因子和尖端因子,在均质油藏的理论基础上,建立了大庆外围火山岩地层人工裂缝延伸的物理、数学模型,对施工中出现的多裂缝、天然裂缝漏失和尖端效应等进行了描述.经过实际计算表明,3个因子可以解释施工曲线的变化,描述裂缝的扩展规律,对指导压裂施工、火山岩油气藏的开发具有重要意义.     

火山岩储层裸眼水平井压裂裂缝复杂程度的定量诊断

为提高松辽盆地北部徐深气田二、三类火山岩储层的开发效果和单井产量,经多年探索,逐步形成了以裸眼管外封隔器多级滑套分段压裂工艺为主体的水平井多段压裂技术。但裸眼水平段压裂过程中裂缝起裂位置随机、压开多条裂缝概率大等因素会导致裂缝系统更加复杂,极易产生砂堵风险,以往的分析诊断方法也表现出了一定的不适应性。为此,针对该区火山岩气藏裸眼水平井开展了裂缝复杂性机理研究,在原有直井诊断分析方法基础上,建立了裸眼水平井复杂裂缝物理模型和数学模型,确定用等效裂缝数、等效裂缝宽度、等效滤失系数来定量表征裂缝的复杂程度,开展了缝间应力干扰及附加净压力研究,最终形成了通过测试压裂诊断分析来定量识别裸眼水平井裂缝复杂性的方法和指标,并提出相应的现场控制措施,在实践应用中获得了较好的效果,确保了徐深气田裸眼水平井压裂的成功实施。该方法也可用于其他类似储层复杂裂缝的诊断分析。     

页岩储层射孔水平井水力裂缝起裂数值模拟研究

为明确页岩储层射孔水平井水力裂缝起裂机制,利用Abaqus有限元计算软件,建立三维单级三簇射孔和单射孔段(包含天然裂缝)的压裂裂缝起裂计算模型,研究地应力、井筒方位、射孔参数以及天然裂缝等对裂缝起裂压力和位置的影响。结果表明:裸眼射孔的起裂压力远低于套管射孔;起裂压力随最小水平地应力的增加而增大,但影响程度受垂向地应力与最小水平地应力的比值控制;最大水平地应力和垂向地应力的变化对起裂压力影响不显著;起裂压力大致随井筒方位角的增加而减小,当存在天然裂缝时,起裂压力没有任何线性规律,天然裂缝在剪应力区易发生剪切滑移起裂;起裂压力随射孔方位角的增加先减小后增大,射孔方位角的变化严重影响裂缝的起裂形态;起裂位置与最小和最大水平地应力、井筒方位角和天然裂缝的胶结强度、方位密切相关;由于内部射孔受到两侧射孔产生的沿井筒方向的附加应力干扰,闭合应力增加,因而更难起裂,导致起裂次序从端部射孔开始向中部射孔发展,当应力差较高(>7 MPa)时,附加应力干扰明显,要实现多射孔的多裂缝起裂扩展,需提高注入压力;起裂位置在射孔孔道中的变化是射孔根部应力集中强度与远端受射孔附加应力干扰程度相互竞争的结果;由于射孔簇间距较大,射孔簇间的应力干扰对裂缝起裂影响微弱,各射孔簇压力分布相似。