龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。      

多级组合加砂工艺主缝内支撑剂铺置规律

支撑剂在裂缝内的铺置规律决定了水力裂缝的导流能力以及油井的增产效果。利用自主设计的可视化平行板裂缝模型分别进行了现场排量为4.96 m³/min时不同注入位置(上部、中部、下部)、不同注入顺序(大粒径→小粒径和小粒径→大粒径)40～80目和80～120目支撑剂在主缝内的组合铺砂实验，通过入口处砂堤高度h_p、砂堤平衡高度H_p、前缘铺置率R_fp和总体铺置率R_tp四个参数评价了注入位置及顺序对支撑剂铺置规律的影响，并通过各粒径支撑剂在裂缝前缘和裂缝总体中的填充比例分析了对支撑效果的贡献。实验结果表明：注入位置决定了支撑剂在裂缝内的砂堤形态和前缘铺置效果，上部注入能更好地连通主缝与井筒，大粒径→小粒径注入时，入口处砂堤高度h_p分别为中部和下部注入的1.81和46.57倍，前缘铺置率R_fp分别为中部和下部注入的1.47和13.18倍；小粒径→大粒径注入时，h_p分别为中部和下部注入的1.56和33.37倍，R_fp<...