连续管水力喷射压裂机理与试验研究

面对我国日益增加的"多井低产"问题,连续管水力喷射压裂技术作为一项能够有效提高单井产量的新技术而备受关注。依托国家863计划的重点课题,探索了连续管水力喷射压裂机理;基于孔内压力分布的数值模拟,验证了水力射流射入孔内的增压作用与水力封隔作用导致孔内压力升高的作用机理,分析了主要参数对孔内压力分布的影响;以连续管管径为重要特征参数,提出了连续管水力喷射压裂3种作业方式。基于试验研究,验证了连续管水力喷射压裂机理和数值模拟计算结果,认为在相同喷嘴压降下,孔内压力随着围压增加近似于呈线性增大;在井眼垂深较大、地层破裂压力较高时,推荐使用高一些的喷嘴压降,以获得更好的增压作用与水力封隔效果;对于连续管水力喷射压裂,通常采用管径不小于50·8mm(2英寸)的连续管。     

纤维网络加砂压裂工艺技术先导性试验

纤维技术是近年国外发展的一项新技术,目前国内外水力压裂施工中主要通过在施工末端尾追一定量的纤维,起到防止支撑剂回流、加快压后返排的作用.而纤维在水力压裂中的作用更在于纤维的携砂作用,通过纤维的携砂可以降低聚合物浓度、降低裂缝的伤害,获得更好的裂缝铺置剖面和有效裂缝长度,同时可以降低管柱摩阻.目前该技术在国内还没有现场实施的相关介绍.川西某气藏DS101井储层为一口评价井,射孔敞井天然气仅0.34×104m3/d,针对该井区域构造上孔渗性差、水敏伤害大、地层压力低等特征,在DS101井开展了全程纤维网络加砂压裂工艺技术的先导性试验研究.现场顺利完成了60m3陶粒的压裂施工,配合660kg纤维、18m3液氮的全程加入以及压后的大油嘴快速返排,使得该井开井16h返排率达到79.8%,在油压17.25MPa、套压17.5MPa下获得3.9283×104m3/d的天然气测试产量,显示了纤维加砂压裂技术的良好应用前景.     

非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践

非常规油气是我国重要的接替资源,由于油气储层物性普遍较差,大规模水力压裂是目前比较有效的储层改造技术,但存在耗水量大、储层伤害大、环境污染等问题。CO₂压裂技术充分利用CO₂自身扩散能力强、储层配伍性好、可增加地层能量等特点,具有节水、保护环境、埋存CO₂以及增产等优势。室内实验及现场实践证明,CO₂压裂技术可有效降低储层伤害、改善储层物性,降低岩石起裂压力,促进形成复杂缝网,同时可以高效置换吸附气、降低原油黏度,提高单井产量,CO₂压裂技术相对于水力压裂,压后返排率可提高25%以上,平均单井产量可提高1.9倍以上。通过进一步优化工艺技术,研发配套设备及制定相关标准,探索区块整体开发模式,CO₂压裂技术必将极大地促进我国非常规油气绿色和高效开发。     

基于地质因素的煤层气储层压裂产能分类评价

煤层气储层压裂产能受地质因素和工程因素共同影响。分析不同压裂产能的地质影响因素,综合不同区域地质影响因素进行压裂区优选,建立适用于鄂东缘H区的压裂产能预测分类标准。鄂东缘H区煤体结构主要划分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤,测井信息与不同煤体结构之间的关系随着煤体结构越破碎,井径扩径越严重,深电阻率逐渐降低;煤层厚度、煤体结构、含气量、地应力、天然裂缝是影响压裂产能的地质主控因素。对21口新井32个煤层气压裂层段进行了压裂产能预测检验,预测符合率达84.4%。     

纳米t-ZrO_2的制备及交联胍胶压裂液的研究

以油水界面法合成纳米二氧化锆交联剂,采用SEM、FTIR和紫外-可见漫反射光谱对合成的纳米二氧化锆进行表征,通过单因素实验考察了温度、时间等因素对纳米四方型二氧化锆(t-ZrO_2)合成的影响,将合成的纳米二氧化锆配成1.5%(w)分散液,按1.5%(φ)的体积比交联0.6%(w)羟丙基胍胶形成交联冻胶,对形成的交联冻胶进行表征及性能测试。实验结果表明,纳米t-ZrO_2的最佳制备条件为100℃、24 h、十二烷基硫酸钠为表面活性剂、环己烷为油相、矿化剂为4 mol/L氢氧化钠溶液;制得纳米二氧化锆为t-ZrO_2,表面具有大量的羟基;形成的交联冻胶具有良好的挑挂性和耐温耐性,在100℃,170 s~-1)的条件下剪切120 min,冻胶压裂液体系黏度保持在100 mPa·s左右,破胶性、残渣含量和悬砂性均满足工作要求。     

多尺度体积压裂支撑剂导流能力实验研究及应用

裂缝有效导流能力是评价压裂施工效果的主要参数,也是影响压裂增产效果的最重要因素之一。设计了多尺度裂缝导流能力实验方法,采用单一粒径和组合粒径的铺置方式,研究了闭合压力、粒径组合方式、铺砂浓度及应力循化加载条等因素对多尺度主裂缝及分支缝内支撑剂的导流能力变化的影响。实验研究结果表明:随着闭合压力增加,大粒径支撑剂与小粒径支撑剂的导流能力差距逐渐变小,主裂缝及分支缝内支撑剂导流能力逐渐降低,而且这种降低趋势存在明显的转折点。组合粒径铺置条件下,主裂缝及分支缝内支撑剂组合均存在最优的组合方式。主裂缝及分支缝内支撑剂铺置砂浓度越高,导流能力也越高;随着闭合压力增大,高浓度铺砂与低浓度铺砂条件下的导流能力差距逐渐变小。应力加载破坏对支撑剂导流能力的影响是不可逆的。现场应用表明,在满足压裂工艺要求前提下,通过支撑剂组合方式及加砂方式的合理优化,可有效提高裂缝导流能力及压后产量。研究结果为体积压裂方案优化及现场施工提供基础数据依据。      

压裂支撑剂新进展与发展方向

压裂支撑剂是油气储层改造中用来支撑压裂人工裂缝的一种关键材料,是提高压裂成功率和大幅提高改造效果的关键。国外近年来研发了一系列新型支撑剂,值得我们学习借鉴。笔者分析了压裂支撑剂的应用现状,总结了压裂支撑剂的最新进展及现场实验情况,包括高强度低密度支撑剂、高导流支撑剂、多功能支撑剂和智能支撑剂。结合我国油气勘探开发趋势,提出了压裂支撑剂的科技攻关和技术发展方向。围绕这些方向进行研究,尽快形成适应于我国油气储层的压裂支撑剂技术,对于提高油气产量,保障国家能源安全具有重要意义。      

胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究

胶凝酸和交联酸是高温碳酸盐岩酸压常用的缓速酸体系,该体系存在耐温能力不足、配伍差等问题,同时现场交联酸和胶凝酸为不同酸液体系,存在配制使用流程繁琐的问题。为解决上述问题,优化形成了一体化酸液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用。交联酸配方为:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-2+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+1%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B（2:12）。胶凝酸在160℃、170 s-1下,恒温剪切120 min后黏度为20 mPa·s。交联酸体系交联时间为93 s,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1下恒温剪切90 min后黏度为55 mPa·s,一体化酸液体系室温可放置10 d以上,在140℃动态腐蚀速率为46.1021 g/（m2·h）。研究结果表明,该体系可满足高温储层对缓速酸的要求,实现酸液体系一体化,方便现场施工,具有较好的发展前景。      

液压致裂法在PBX炸药拉伸强度测试中的适用性

为解决高聚物粘结炸药(Polymer Bonded Explosive,PBX)拉伸强度测试中哑铃直拉法(GJB772A-1997)测试效率不高以及巴西试验测试精度欠佳的问题,基于液压致裂原理自主搭建了测试平台,发展了拉伸强度液压致裂测试方法,实现了PBX炸药的拉伸强度的准确测试。为验证该测试方法的有效性,以某PBX模拟材料哑铃试样为研究对象,在同一发试样中先后进行了标准直拉法和液压致裂法拉伸强度测试实验,并将测试结果进行对比。结果表明,液压致裂法测得的拉伸强度((9.49±0.24)MPa)与直拉法测得的拉伸强度((9.24±0.43)MPa)相对误差仅为2.70%,具有很好的测试精度。液压致裂法可在单发哑铃的残样上获得至少四个有效的拉伸强度数据,相较于直拉法具有测试用量少、测试效率高的特点,且测试稳定性良好,表明该测试方法兼具了哑铃直拉法的高精度和巴西试验的低用量高效率,同时可作为一种原位测试手段广泛运用于配方研制以及结构件不同位置的拉伸强度测试。