井筒-射孔-裂缝全耦合双暂堵压裂实验装置研发与应用

为将基于缝间(段内)射孔暂堵球与缝内暂堵剂的“缝间-缝内”暂堵压裂技术转化为实验教学内容,该文设计了井筒-射孔-裂缝全耦合暂堵压裂物理模拟实验装置。装置能够设置泵注压力、排量、射孔参数、裂缝粗糙程度、裂缝宽度等实验条件,开展非常规储层暂堵压裂物理模拟实验,并通过进出口流量监测、多点测压、可视化图像处理等方式对实验结果进行精细化表征,对段内暂堵与缝内暂堵两种压裂辅助工艺进行评价优化。该实验装置占地面积小、操作简便安全、功能丰富,是储层改造技术创新实践平台的重要组成部分。

多级燃爆压裂及复合压裂数值模拟

为提高页岩气的开发效果,针对页岩气储层燃爆压裂裂缝扩展规律,基于连续-非连续方法,引入裂隙渗流模型与爆源模型构建燃爆压裂裂缝扩展模型,建立以裂缝范围和破裂度为评价指标的燃爆压裂效果评价体系.基于建立的燃爆压裂裂缝扩展模型,进行单级和多级燃爆压裂裂缝扩展模拟,并探究复合压裂作用下的改造效果.研究发现,燃爆压裂能够突破井底的应力集中,在应力冲击作用下沿井周形成初始径向裂缝,而后在高压爆生气体的驱动下裂缝长度增加.相较于单级脉冲,3级燃爆脉冲下的破裂度提高14.5%,裂缝长度增加10.7%以上;采用复合压裂工艺在地应力差为10 MPa时仍可形成多条裂缝.研究结果可为页岩气储层的开发提供指导.

大型复杂裂缝支撑剂运移铺置虚拟仿真装置的开发

为满足行业新技术教学科研工作、工程实践锻炼以及创新能力培养的需求,基于非常规油气藏体积压裂技术理念,开发设计了一套大型复杂裂缝支撑剂运移铺置虚拟仿真装置。该装置创新性地实现了对于不同走向、倾向和倾角的分支裂缝、不同裂缝壁面粗糙度、不同壁面滤失速率、不同缝宽和水平井压裂的模拟,拓宽了裂缝规模尺度和施工参数的选择范围,装置功能和自动化程度大幅提升,可有效开展多种水力压裂工艺条件下的支撑剂运移铺置实验模拟。该装置进一步完善了相关技术领域的实验教学和科研手段,提供了更加丰富的实习、实训和实践环节,有助于师生开展科研创新,指导现场实践,也为"科研辅助翻转课堂"教学模式的探索提供了有效的平台。

塔河老区井周弱势通道暂堵酸压技术

塔河油田微地震监测表明,最大主应力、天然裂缝、古河道形成酸压裂缝优势延伸方位,而井周受抑制的弱势通道却未动用,极大地影响着酸压效果,为此提出了井周弱势通道暂堵酸压技术。通过对可降解纤维进行基础性能评价,研究了材料的适用性,并优化得到封堵不同宽度裂缝的最优暂堵剂组合。结合实验及现场应用经验确定了选井原则,优化了相应施工参数。结果表明:储层温度下,所选纤维在清水及酸液中的稳定存在时间满足施工要求;优选的暂堵剂组合封堵快、用液量少,且满足承压要求;基于实验及现场经验,确定单井暂堵剂用液量为1.0~1.5 t。施工排量以"初期小、暂堵定、后期大"原则设计,并在暂堵段采取"三层暂堵"模式确保暂堵成功率。文中形成的目标工艺对储层伤害低、风险小、增产效果明显,对塔河油田剩余油的开发具有重要的指导及借鉴意义。

通道压裂支撑剂运移规律试验

基于通道压裂的特点,设计具有粗糙裂缝壁面、不同角度分支缝组合并考虑地层滤失、缝宽可变的大型支撑剂运移模拟装置。利用大型支撑剂运移模拟装置分别对直缝和直缝与分支缝组合两种情况下施工排量、支撑剂粒径、压裂液黏度、纤维比例等因素对支撑剂铺置的影响进行试验研究。结果表明:压裂液黏度显著影响支撑剂团块在裂缝长度方向上的分布;纤维比例的增加能够增加团块的数量,团块中支撑剂的含量和纤维与支撑剂的比例有关;适当增大排量有利于通道之间的相互连通;支撑剂质量浓度对支撑剂团块在裂缝高度方向上的分布影响较大;随着支撑剂粒径的增加其与纤维结合形成团块的能力越差;分支缝通道率明显低于主缝,结合分支缝的分流作用影响,其对试验变量的敏感性要低于主缝;随着分支缝角度的增加,纤维越容易在裂缝入口处滞留堵塞,堵塞分支缝入口。

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展数值模拟

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展是一项新兴的油气增产技术,已在低渗透油田中进行了先导性应用。为明确不同因素对径向井引导裂缝扩展的影响,利用ABAQUS扩展有限元法建立了径向井辅助水力压裂模型,采用导向因子作为评价指标对各影响因素进行分析,并通过物理模拟实验进行了验证。结果表明:径向井对裂缝的扩展起到一定的引导作用,裂缝首先沿径向井方向起裂并扩展,然后逐渐向最大主应力方向偏转;径向井方位角、水平地应力差和压裂液排量是影响径向井引导裂缝扩展的3个主要因素;径向井方位角小于45°,水平地应力差小于6 MPa时,径向井具有明显的引导裂缝扩展效果;径向井对裂缝扩展的有效引导需要满足一定的排量,排量太小会导致裂缝过早向最大主应力方向偏转;杨氏模量和压裂液黏度主要影响裂缝长度和宽度,泊松比的变化对引导裂缝扩展影响不大;物理模拟实验和数值模拟结果得到的径向井引导裂缝扩展形态趋于一致,证明了数值模型的准确性。该研究为径向井辅助水力压裂技术的发展提供了技术支撑。

基于局部热非平衡的含裂缝网络干热岩采热性能模拟

采用压裂技术在干热岩中构造裂缝网络,工作流体在裂缝内的循环携热使干热岩中高温资源得到有效提取。为真实模拟岩体与流体间能量传递,基于局部热非平衡理论,将储层视为由基质岩体与离散裂缝组成的双重介质模型,建立温度-渗流-应力全耦合模拟采热过程中流体流动、热量传递、岩体变形的相互作用,进而对不同注采井网和模型参数下采热性能进行研究。结果表明:干热岩资源开采过程的模拟有必要采用温度-渗流-应力耦合,裂缝分布的非均匀性对采热性能有影响;注采井网的合理布局有利于地热能大规模动用与高效开发;基岩热膨胀系数影响温差引起的热应力作用从而影响采热性能;合理选择注采压差有利于开发,压差过大将缩短开发寿命,注入温度越高采热速率越高。

顺北油田碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力实验研究

顺北油田碳酸盐岩油藏的开发以酸化压裂为主。针对该油田高温、高压、纯石灰岩储层的特性,利用FCES-100导流仪开展室内酸蚀裂缝导流能力的测试。岩样选用该油田一间房组储层石灰岩。实验结果表明:在酸岩接触时间相同的条件下,转向酸的酸蚀裂缝导流能力大于交联酸;转向酸的最佳酸岩接触时间为40 min;转向酸和交联酸的转折闭合压力分别为40 MPa和46 MPa,闭合压力低于转折闭合压力时,酸蚀裂缝的导流能力大于加砂酸蚀裂缝,闭合压力高于转折闭合压力时,酸蚀裂缝的导流能力小于加砂酸蚀裂缝;转向酸和交联酸的长期导流能力分别在48 h和72 h以内迅速下降,并分别于96 h和120 h以后趋于稳定。研究表明,在顺北油田酸化压裂设计中需优化注入方式和酸液用量,以提高酸蚀效果。

体积压裂多分支裂缝支撑剂运移规律

为进一步明确体积压裂多分支裂缝内支撑剂的运移铺置规律,开展了不同裂缝形态、砂比、分支缝开启时机和不同粒径支撑剂注入顺序条件下的支撑剂运移模拟实验。研究表明,不同位置分支缝的逐级分流使分支后主缝砂堤高度增加,铺置长度减小。分支缝的流量是影响其充填的主要因素,分流作用使得远井分支缝流量小、充填情况较差。倾斜裂缝壁面对支撑剂施加减缓其沉降的摩擦力,提高支撑剂在裂缝纵向的分布。砂比增加可改善近井主缝和远井分支缝的充填并使主缝砂堤长度增加,由于缝高的限制,砂比提高到一定值后裂缝充填情况改善幅度减小。分支缝常开(持续扩展)时分支缝最终的支撑效果最好,但主缝铺置长度短,先关后开(后期扩展)的支撑效果优于先开后关(前期扩展)。不同粒径支撑剂顺序注入可增加主缝和分支缝的铺置长度,先小后大注入可改善近井裂缝充填,先大后小注入时近井裂缝充填情况不如先小后大注入时。

塔河油田重复酸压前应力场数值模拟分析

近年来暂堵转向重复酸压已成为塔河碳酸盐岩油藏重复改造的主要手段,但现场对堵前应力场分布认识不足,限制了工艺选井选层及重复酸压时机的选择。为明确暂堵前孔隙压力及应力场变化规律,基于ABAQUS扩展有限元建立了井筒及缝周应力场分布的流-固耦合模型,对油井的初次压裂及生产进行了模拟,分析了多因素对裂缝及生产引起诱导应力的影响规律。结果表明:人工缝及生产产生的诱导应力使原始地应力场明显变化,地应力差沿缝长方向以井口为对称点呈对称分布,在井口及裂缝两端呈“应力奇异性”,距缝壁越远,诱导应力差越低;较大的初次压裂缝长、弹性模量,较小的原始水平地应力差、泊松比、油井产量及生产时间均有利于暂堵重复酸压施工;塔河储层高应力差特点导致仅依靠人工裂缝诱导难实现转向,必须配合适当的转向工艺。此研究结果为今后塔河老井重复改造设计、工艺选井选层及重复酸压时机的选择提供了直观可视的分析方法,具有一定的现场实用价值。

平面多径向井水射流辅助压裂构造多缝机理

常规压裂对天然裂缝不发育或水平地应力差较大的低渗及非常规油气储层难以实现多缝改造,为此创新性地提出了平面多径向井辅助压裂构造复杂多缝的方法。为验证该设想,基于ABAQUS平台建立了平面多径向井辅助压裂的三维数值模型,全面考察了多因素对径向井引导效果的影响,并通过大尺寸真三维水力压裂模拟实验验证了数模结果的正确性。结果表明,较小的径向井方位角、地应力差、弹性模量及较大的孔径、孔长、纵向孔密、泊松比、渗透率、压裂液黏度及排量都会增强孔眼对裂缝的引导。研究成果为平面多径向井引导裂缝定向扩展、构造复杂多缝工艺提供了理论支撑。

径向井排引导水力压裂裂缝扩展机理研究

为探究径向井排系统对裂缝的影响,明确水力裂缝的扩展规律,利用扩展有限元理论建立了流固耦合三维裂缝扩展模型,模拟了受径向井排引导的水力裂缝扩展过程。重点分析了3种影响因素(径向井排方位角、水平地应力差、径向井孔径)对水力裂缝的引导机理。首次提出了"引导因子"的概念,并将其作为有效评价径向井排引导效果的量化参数。研究发现,径向井方位角、水平地应力差、径向井井径会对水力裂缝的引导效果产生影响:较小的径向井方位角、水平地应力差以及较大的井径都使径向井排具有较强的引导能力和较好的引导效果,反之亦然。同时,较大井径对增加水力裂缝宽度有明显作用。最后,利用大尺寸真三轴水力压裂模拟试验证实了数值模拟结果具有一定的准确性。

硫酸钡防垢剂的制备与性能评价

油田结垢通常会导致地层及管线堵塞,导致开发成本增加,采收率降低。针对这一问题,将低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸3种防垢性能较好的螯合剂复配制得硫酸钡防垢剂,评价了防垢剂对硫酸钡垢的防垢性能、悬浮性能和对管线的腐蚀性能等。结果表明,硫酸钡防垢剂中低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬胺酸的最佳质量比为2∶2∶3。在钡离子质量浓度为300 mg/L、温度为50℃的条件下,防垢剂加量高于12.5 mg/L时即具有优良的防垢效果,防垢剂加量为100 mg/L时的防垢率可达到95%以上。防垢剂的耐温性较好,对管线的腐蚀性较低。防垢剂可影响硫酸钡垢的沉降和垢晶核的正常生长,使所得垢结构规律且更加松散,有利于后续的机械清垢处理,满足油田的正常生产需要。

基于Pickering乳化技术环氧树脂相变支撑剂的制备及评价

常规固体支撑剂普遍存在运移能力差、刚性结构易堵塞裂缝等缺陷,可以液相注入的支撑剂成为主要发展方向。基于乳化热固性树脂体系研发一种相变支撑剂并对其进行评价。相变支撑剂体系基于双酚A型环氧树脂,采用二亚乙基三胺与丁基缩水甘油醚的加成物作为固化剂,树脂质量1%的SiO_(2)固体颗粒作为乳化剂,随后分别加入树脂质量1.25%的中空玻璃微球和树脂质量25%的无水乙醇用于降低树脂密度和稀释树脂。通过工艺优化,得到粒径为4.5、3、2~2.5、2、1和0.5 mm的支撑剂颗粒。对所得支撑剂进行评价,结果表明:由于材料的低密度和高强度,支撑剂的运移能力和导流能力可充分满足针对高闭合压力的非常规储层的开采需要。

新北油田气井选择性堵水技术研究与应用

针对新北油田垦东区块气井管柱积液严重、排液措施效果不理想、气井严重出水的问题对气井出水进行选择性封堵研究。针对气藏不同水侵类型选用冻胶堵边水、泡沫冻胶隔板堵底水,利用"选择性注入工艺+N2打通道技术"达到选择性堵水的目的。室内优选冻胶配方为0.4%聚合物+0.3%交联剂,评价岩心封堵率大于97%;实验室通过"气驱(测渗透率)-冻胶(注入冻胶封堵)-气驱(测渗透率)"方法评价氮气疏通气体渗流通道效果,疏通后冻胶对气相封堵率小于30%,岩心的渗透率逐渐恢复。在新北油田KD481B-9井进行矿场试验,验证了气井选择性堵水技术的可行性。

胜利油田SNSH100区块注入水固相悬浮物适配标准研究

注水是油气田开发过程中补充地层能量的有效方式,但是注入水中的固相悬浮物会堵塞地层,降低地层渗透率,造成注水困难。以胜利油田SNSH100区块为例,通过室内试验确定该区块对固相悬浮物的水质适配标准,并形成图版。通过CT扫描的手段研究注入水中固相悬浮物使岩心渗透率下降的机理。CT扫描结果显示,注入水中固相悬浮物降低岩心孔隙连通性,使得岩心渗透率降低。

水平井压裂多裂缝扩展诱发光纤应变演化机理

在平面三维多裂缝扩展模型基础上,构建了压裂监测井光纤应变与应变率的计算模型,提出了水平井压裂多裂缝扩展诱发光纤应变正演计算方法。基于该方法,开展了水平井压裂多裂缝扩展诱发光纤应变与应变率数值模拟分析,结果表明,裂缝扩展诱发光纤应变演化可分为应变增强、收缩汇聚和直线状汇聚3个阶段;应变率演化可分为应变率增强、收缩汇聚、直线状汇聚、停泵应变率反转4个阶段。光纤应变停泵后不变,但应变率会出现反转,光纤应变率反转可反映注入动态;根据分布式光纤应变与应变率的直线状汇聚带,可判断裂缝扩展至光纤的时刻与井间压窜,同时可依据各簇裂缝扩展到光纤监测井的时刻识别多裂缝非均匀扩展现象,评价裂缝非均匀扩展程度;光纤监测井水平段位于裂缝高度范围内时,可识别裂缝延伸至光纤的时刻,而光纤监测井水平段位于裂缝高度以外时,汇聚条带不明显;多段压裂施工中,受上一压裂段应力干扰的影响,后续压裂段的光纤应变可能不再出现压裂初期的张应变区域,但光纤应变率动态可有效呈现每一段压裂裂缝的扩展动态,单段压裂的光纤应变率演化规律适用于多段压裂。

不同支撑剂组合对复杂裂缝支撑效果的影响

致密储层进行滑溜水压裂时,常常采用不同支撑剂组合的注入方式来提高压开裂缝的充填效果,而目前关于复杂裂缝中支撑剂组合运移规律方面的研究较少。文中采用大型可视化复杂裂缝颗粒运移模拟装置(考虑壁面粗糙度和滤失的影响),研究了不同支撑剂组合在复杂裂缝中的运移规律及支撑效果,并提出了采用近井带砂堤角度和近井带未充填程度2个参数来评价支撑剂在近井带裂缝中的铺置情况。研究结果表明:先小后大组合的支撑剂对于复杂裂缝的支撑效果最好,小于40/70目的支撑剂在复杂裂缝中有较好的运移能力,而20/40目支撑剂主要依靠重力作用进入分支缝而形成斜坡状砂堤;先大后小组合的支撑剂既不利于近井裂缝支撑,也会影响后期小颗粒支撑剂在分支缝中的运移;混合组合支撑剂会形成分选,呈层叠状分布,从而限制小颗粒支撑剂的运移。

软硬煤岩导流能力影响因素及正交试验

煤岩导流能力分析对煤层气经济有效开发十分重要。针对软硬程度不同的2种煤岩,运用导流仪研究不同因素对导流能力的影响,利用正交试验分析各参数对导流能力的影响程度并优化实验组合。结果表明:各参数对导流能力的影响程度排序为闭合压力、铺砂浓度、测试介质、支撑剂类型;不同支撑剂类型中,陶粒和树脂砂相对于兰州砂适用性更好;硬煤相比软煤导流效果更好;兰州砂以16/20目和20/40目体积比为1的铺砂方式具有更高导流能力;低闭合压力下,支撑剂嵌入是影响导流能力的主要因素,而高闭合压力下,支撑剂破碎是影响导流能力的主要因素;高铺砂浓度下,导流效果更好。研究成果为煤岩现场施工和优化压裂设计提供了理论依据,对煤层气安全开发也具有重要意义。

水合物藏水力压裂储层改造可行性评价模型及应用

基于层次分析法和熵值法,构建水合物储层可压性评价模型。结合水合物沉积物水力压裂实验结果,对水合物储层可压性进行评价。研究结果表明:由水合物沉积物自身属性决定的可压指数(IF)对可压性起关键作用,可压指数越高,水合物沉积物压裂形成裂缝的可行性越大。整体而言,可压指数小于0.48的水合物沉积物试样在高黏度压裂液和高压裂液排量下都未能形成裂缝,储层基本不具备可压性。可压指数在0.48~0.60之间的水合物沉积物试样已具备较好可压性条件,但需要提高压裂液排量和黏度减少压裂液滤失。可压指数高于0.60的水合物沉积物基本具有可压性,是采用水力压裂技术进行储层改造优先考虑的储层。但不建议采用滑溜水等低黏度压裂液,应采用高黏度压裂液且添加防黏土泥化膨胀组分,甚至采用无水压裂液,减少压裂液在黏土质粉砂水合物沉积物中的滤失以及抑制黏土的泥化。