基于裂缝闭合理论和3D打印的导流能力预测方法

酸蚀裂缝导流能力对于酸压方案的优化和产能评估具有十分重要的意义,但是在酸蚀导流能力测试过程中存在高闭合压力下岩心柱破裂情况,影响实验数据的准确性。基于以上问题,综合采用3D扫描和3D打印技术以及受压情况下裂缝闭合理论对酸蚀裂缝导流能力进行研究。首先对岩样进行酸蚀实验,通过逆向建模技术获取到酸蚀后岩心三维模型,采用SLA3D打印技术制备含粗糙壁面的三维岩心模型,对酸蚀岩心和3D打印岩心开展不同围压下渗流实验。运用离散化数据处理方法,结合赫兹接触模型和N-K模型编写导流能力预测界面,使用数值模拟方法反映闭合应力下裂缝形变情况。研究结果表明,结合真实岩体三维数字模型及SLA3D打印技术制备真实岩样,为制作复杂裂缝岩心模型提供了有效途径;酸蚀岩心和3D打印岩心导流能力实验结果、3D打印岩心实验结果和数值模拟结果误差均小于7.7%,数值模拟与碳酸盐岩心实验值的误差小于9.6%;以低闭合压力下实验和模拟结果为基础可以预测高闭合压力下裂缝导流能力,提出的研究方法为定量化表征酸蚀裂缝导流能力提供了可靠途径。

大牛地气田复杂岩性储层酸蚀裂缝导流能力规律研究

大牛地马家沟组碳酸盐岩储层灰岩、白云岩和含膏云岩较为发育,矿物的酸岩反应速率不同,而目前复杂岩性储层导流能力研究较少,导流能力规律不明确。文中结合储层多种矿物特点,进行了矿物成分测试和酸蚀裂缝导流能力测试,研究了不同酸蚀时间和闭合应力对导流能力的影响,建立了适合马家沟储层的酸蚀裂缝导流能力模型。结果表明:含膏云岩在低闭合应力下导流能力比白云岩低,但在高闭合应力下与白云岩相当;在闭合应力一定时,酸蚀时间越长,岩样表面越粗糙,导流能力增长越明显。基于导流能力模型,模拟研究了不同排量和注入方式下的导流能力变化规律,将酸蚀时间和泵注方式应用到现场井,产量提升了40%。该研究成果对大牛地马家沟储层酸压改造工艺设计提供了依据和借鉴。

深层碳酸盐岩储层深度酸压技术与应用

随着勘探开发的深入,碳酸盐岩储层向深层、超深层方向发展,其储层埋藏深、产层厚度大、地层温度高、非均质性强、孔隙、裂缝系统复杂、开发难度大,需进行深度酸压才能进行有效改造。而碳酸盐岩酸蚀裂缝的有效长度和导流能力是影响酸化压裂效果的关键因素。在酸化压裂中,根据储层特点、施工参数、酸压工艺等,对深层碳酸盐岩储层工作液优化形成的变黏抗酸滑溜水、一体化在线变黏酸等酸液体系以缓速、缓蚀、低滤失、深穿透为原则,从而减少酸液滤失,提高酸液效率,降低酸岩反应速度,提高导流能力,结合酸液体系的作用原理、施工参数等优化形成了前置液造缝技术、变黏抗酸滑溜水体积酸压、多体系酸液交替注入、缝内转向等为核心的深度酸压技术,实现对深层碳酸盐岩储层的深度酸压改造,现场应用取得了较好的增产效果。

四川盆地深层含硫碳酸盐岩储层立体酸压核心理念与关键技术

四川盆地深层碳酸盐岩储层天然气勘探开发潜力巨大,且普遍含硫化氢,采用超长水平井开发方式能够在安全环保严格受控的基础上充分挖掘储层的生产潜力;但随着勘探开发层位转向深层、超深层,储层特征、井型、井筒条件发生改变,酸压改造技术也面临新的挑战。为此,在厘清深层含硫天然气碳酸盐储层酸压改造难点的基础上,丰富了立体酸压技术理念内涵,阐释了其核心理念和关键技术,并展望了发展方向。研究结果表明:①立体酸压技术包括3个新的内涵,分别为“布裂缝”“扩体积”“调导流”。②立体酸压核心理念和关键技术包括:基于储层精细刻画的长裸眼水平井智能布缝、动态布酸理念与调控技术,酸压裂缝体形态综合调控技术,多流体、变黏逆序多级交替注酸调控导流能力技术和一体化新型高温变黏酸体系。③针对8000 m以深碳酸盐岩储层立体酸压,建议攻关外来流体扰动条件下超深井破裂压力精准预测、耐温220℃以上多功能酸液体系和暂堵材料的研发、酸压—返排—生产全过程酸压裂缝参数多维度动态评估与智能酸压技术,以及探索超深超高温高应力储层超临界CO_(2)酸压技术。结论认为,深层碳酸盐岩储层立体酸压理念新内涵的丰富和关键技术的形成,能够有效支撑国内外深层碳酸盐岩储层的高效开发,同时也为下一步8000 m以深乃至万米深井的酸压改造技术攻关指明了方向。

全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法

为了准确评价加砂复合酸压时支撑剂对酸蚀裂缝导流能力的影响,从而确定加砂时机,提出了全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法。以顺北油田奥陶系储层为例,采用酸压数值模拟确定了储层条件下裂缝不同位置的温度、酸液质量分数和铺砂浓度等关键试验条件,测试了酸蚀填砂裂缝不同位置的导流能力。试验结果表明:裂缝中不同位置的反应温度对酸刻蚀效果的影响大于酸液质量分数,导致裂缝中部酸刻蚀效果最好,缝尾次之,缝口较差;闭合应力大于60 MPa时,酸蚀裂缝的中部和远端填砂可显著提升导流能力。S3井采用该方法确定酸压中期加砂提升裂缝中、远端的导流能力,改造后稳定日产油量较邻井提高了40.0%,稳产时间延长了57.8%。全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法,克服了常规试验方法难以评价储层条件下百米级裂缝导流能力的局限,为复合酸压加砂时机的确定提供了新的手段。

碳酸盐岩酸蚀裂缝面粗糙度与导流能力相关性分析

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的一项重要指标,为研究酸蚀裂缝面粗糙度与导流能力的相关性,文中以四川碳酸盐岩储层灯四段井下岩心为研究对象,开展了酸蚀裂缝导流能力测试实验,提出了裂缝面粗糙度评价方法,研究了闭合压力和酸蚀时间对导流能力的影响。实验结果表明:当闭合压力一定时,酸蚀时间越长,酸蚀裂缝面整体粗糙度越高,导流能力随酸蚀时间的增加而增大;酸蚀裂缝面粗糙度与导流能力呈正相关,相关系数在0.75~0.99。通过研究可知,基于高斯曲率计算的碳酸盐岩酸蚀裂缝面粗糙度能较好地定量表征导流能力的相对大小,可为酸蚀裂缝导流能力的精细评价提供参考。

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。

酸蚀裂缝导流能力实验及预测模型研究综述

酸压技术作为碳酸盐岩油气藏储层增产改造的重要措施,已得到广泛应用,并取得了良好效果。酸压成功的关键,是形成一定长度的具有高导流能力的酸蚀裂缝。文中在阐述国内外酸蚀裂缝导流能力实验研究及预测模型研究现状的基础上,提出现有的酸蚀裂缝导流能力室内模拟实验装置存在以下不足:考察范围有限、裂缝导流能力室内模拟实验研究与现场原型相似性不足、室内实验的温压条件模拟存在一定缺陷、实验考察因素的完备性有待完善等。建议结合相似准则,完善室内酸液流动反应模拟实验装置和实验研究方法。通过分析各影响因素之间的交互作用,构建相互独立的参数群,建立考察因素更全面的酸蚀裂缝导流能力预测模型。

白云岩储层酸蚀裂缝导流能力实验研究

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的关键参数之一,目前碳酸盐岩油藏裂缝酸蚀实验研究多集中在灰岩储层,对白云岩储层的相关研究鲜有报道。灰岩与白云岩储层的酸岩反应特征差异明显,为了对白云岩储层裂缝酸蚀形态和微观反应机理进行研究,以长庆油田取心白云岩储层岩心为例,开展酸蚀裂缝导流能力实验研究,并通过3D激光扫描对比分析灰岩与白云岩岩板酸蚀微观形态。通过短期导流能力实验,分析储层物性、酸液浓度等条件影响下酸蚀裂缝导流能力的变化规律。结果表明,白云岩相对于灰岩而言,其表面反应速度低,酸岩反应速度慢,酸岩反应速度数值相差一个数量级;白云岩酸液刻蚀程度低,溶蚀主要沿节理面进行,高酸液浓度有利于深入酸蚀节理面,从而沟通基质与裂缝;另外高浓度酸液能更为充分地刻蚀酸压裂缝壁面,提高非均匀刻蚀程度,获得更高导流能力的裂缝;通过数值模拟研究发现,酸液交替注入可以有效地提高白云岩岩板的非均匀刻蚀程度,提高酸蚀裂缝导流能力,改善酸压改造效果。

高温碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果的关键参数之一,导流能力的大小及变化趋势又主要受酸岩刻蚀形态的影响。运用酸蚀裂缝导流仪、激光扫描仪,在变参数条件下,对实际岩样进行了酸岩刻蚀及导流能力实验,系统考察了酸压工艺、酸液浓度、裂缝性质、酸液类型对酸岩刻蚀形态及酸蚀裂缝导流能力的影响。结果表明:酸岩刻蚀以沟槽状形态为主;粗糙缝酸蚀导流能力明显高于光滑平板;改变交替级数对酸蚀裂缝导流能力无明显影响,从提高酸压效果、简化工艺的双重角度考虑,二级交替注入效果更佳;酸液浓度越低,刻蚀深度越浅、导流能力越低;闭合压力增加使得裂缝导流能力降低,但闭合酸化可有效提高裂缝导流能力,且呈现出闭合酸化前导流能力越低提升倍数越大。建立了刻蚀形态与酸蚀裂缝导流能力的对应关系,即相同条件下沟槽状(粗糙缝)>桥墩状>沟槽状(光滑平板)>线状>均匀刻蚀形态的导流能力。

酸压过程中酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果的关键参数之一。由于酸岩反应随机性强,酸蚀裂缝导流能力难以准确预测。影响酸蚀裂缝导流能力的因素较多,采用自行研制的DP-I型裂缝导流能力试验仪,综合研究了岩石嵌入强度、闭合应力、酸液用量、酸接触时间、酸液滤失以及注酸排量等主要因素对酸蚀裂缝导流能力的影响。在理论计算模型方面,迄今为止主要包括N—K模型、Gangi"钉床"模型、Walsh模型、Tsang&Witherspoon孔隙模型和GongM模型,文章对各种计算模型进行了综合分析,就目前而言,国内外仍主要采用N-K经验关系式来预测酸蚀裂缝导流能力,其他模型因为所需参数难以确定,无法在实际中应用。

酸压裂缝体形态与流动能力的控制因素——以鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段储层为例

立体改造技术是实现非均质碳酸盐岩油气藏立体开发的关键技术之一,而控制酸压裂缝体的形态和流动能力则是其核心。为了揭示控制酸压裂缝体形态和流动能力的主要因素,选取鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段露头岩样,针对“滑溜水+高浓度酸液”酸压工艺,采用岩石力学真三轴耦合系统开展室内物理模拟实验;采用CT扫描技术来表征酸压裂缝体形态及获取裂缝宽度;在此基础上,研究了酸压裂缝体形态控制因素;然后,通过对裂缝系统的渗透率进行测试,分析了酸压裂缝体流动能力的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田马五5亚段储层平均水平应力差异系数为0.25,酸压后能够形成复杂裂缝体;②酸液对裂缝条数的影响不明显,其对水力裂缝的溶蚀、疏通作用增加了裂缝宽度,酸蚀缝宽是酸液在水力裂缝主缝与分支缝、靠近注液端的水力裂缝与远端水力裂缝中竞争流动、反应的结果;③该气田马五5亚段储层进行酸压改造时的合理注酸强度为12.0 m^3/m,注酸排量应大于等于6.0 m^3/min;④进行立体酸压设计时,需要针对特定储层改造对象,确定注酸量的合理范围及最小合理注酸排量,进而优化注酸规模,以实现对储层的充分改造。结论认为,所取得的研究成果可以为致密碳酸盐岩储层立体酸压的优化设计提供指导。

变参数酸蚀裂缝导流能力实验

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的决定性因素，测试是在固定的实验条件下主要采用鲜酸进行的，实验结果仅能表征近井筒区域的裂缝导流能力，影响了酸压效果的准确判断。采用变参数导流能力实验方法研究了沿缝长方向不同酸液质量分数、温度、流速、裂缝宽度下的裂缝导流能力。结果表明，酸蚀裂缝导流能力最高的区域出现在距井筒一段距离的区域，沿缝长方向酸液质量分数的变化是引起裂缝导流能力变化的主要原因，而裂缝宽度以及酸液流速的变化可能导致酸蚀裂缝的有效作用距离大幅度缩短。实验证明，酸液质量分数、裂缝宽度、注入速率等因素的综合变化对酸蚀裂缝导流能力沿缝长的分布影响很大。

闭合时间对裂缝导流能力影响实验研究

在室内测试裂缝导流能力实验中,闭合时间是影响裂缝导流能力的一个关键参数,闭合时间的长短对实验数据的可靠性及人员和设备的占用率都有影响,且两者互相制约。测试裂缝导流能力的闭合时间越短,则实验效率越高,但实验数据的准确性较低;闭合时间越长,则实验数据越准确,但人员和设备占用率高。因此,在测定裂缝导流能力过程中,究竟多长的闭合时间所获得的实验数据准确、人员和设备占用率低,且实验数据可靠,这对研究酸蚀裂缝短期导流能力具有重要的参考作用。在实验基础上,得出导流能力随闭合时间变化的规律,利用统计学方法拟合公式来计算导流能力随闭合时间的变化,既保证了实验数据的准确性,又降低了人员和设备占用率,大大提高了导流能力测试实验的效率。通过拟合裂缝短期导流能力降低斜率,可以预测酸压后裂缝导流能力随生产时间的变化,为酸化压裂设计和施工提供依据。

四川盆地深层超深层碳酸盐岩水平井分段酸压关键技术

油气勘探开发向深层(4500~6000 m)、超深层(≥6000 m)进军是未来的重要方向和必然选择。为了解决四川盆地深层超深层碳酸盐岩气藏高温条件下酸蚀裂缝长度短、高闭合应力下导流能力低、笼统改造针对性差、单井产量低的难题,通过开展真三轴酸压物模和酸压工艺模拟实验,有针对性地优化了不同类型储层酸压工艺,结合地质工程一体化精细分段布缝,配套裸眼分段工具和暂堵转向材料,实现了深层超深层长水平井段强非均质储层“一段一策”的精准改造。研究结果表明:①低水平应力差(≤10 MPa)条件下天然裂缝发育储层采用低黏度酸液体系可激活并刻蚀天然裂缝形成复杂裂缝,高水平应力差(≥15 MPa)条件下酸压裂缝受地应力控制而形成双翼裂缝;②采用大尺寸岩板“接力”注酸方法实现了酸蚀裂缝有效长度、全缝长导流能力分布的室内实验测试,优化了满足不同类型储层改造需求的酸压工艺;③优化了超深水平井裸眼封隔器分段管柱结构,刷新了8600 m超深水平井裸眼封隔器分段酸压纪录,优选了暂堵剂组合和配比,有效封堵2~6 mm裂缝,承压能力达4.2~24.9 MPa,满足缝口、缝内暂堵转向需求。结论认为,研究成果形成了深层超深层碳酸盐岩水平井分段酸压关键技术,天然气增产效果显著,井均增产4.8倍,为同类气藏高效改造提供了有益借鉴,为建设西南“气大庆”奠定了技术基础。

深层碳酸盐岩储层改造理念的革新——立体酸压技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏高效开发不可或缺的手段,对于深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏,由于其工程地质特征的特殊性,通过现有的酸化压裂技术要形成复杂裂缝网络难度大。为了实现深层、超深层碳酸盐岩油气藏的高效立体开发,从我国深层海相碳酸盐岩油气藏的工程地质特征出发,揭示了该类储层酸压改造的难点;然后,以实现该类油气藏高效立体开发为目标,充分借鉴体积酸压、深度酸压等技术,提出了立体酸压的技术理念,阐明了其技术内涵,并且详述了立体酸压所包含的关键技术,进而指出了下一步的发展方向。研究结果表明:(1)立体酸压技术包括3个基本内涵——根据储层类型选择相应的酸液深穿透技术,实现储层平面上的充分改造;形成在高闭合压力下具有较高导流能力的复杂酸压裂缝体;沿长井段合理部署酸压裂缝体,实现储层在井筒方向上的充分改造。(2)立体酸压包含3项关键技术——多场多尺度多流体耦合作用下酸液有效作用距离预测技术;酸压复杂裂缝体导流能力优化技术;水平井/大斜度井长井段储层精细布酸技术。(3)要推动立体酸压技术的进一步发展,还需要开展3个方面的科研攻关——超深储层破裂压力预测及降低破裂压力技术;强非均质储层酸压裂缝体形态预测技术;深度超过7000 m长井段储层分段动用技术和新型耐高温、缓速、低摩阻系数液体技术。

酸压井酸蚀蚓孔区对产能的影响

针对酸压后蚓孔区影响油井产能问题,将酸压井的酸蚀蚓孔区考虑为双重介质系统,导出酸压井蚓孔区渗流模型。将蚓孔区双重介质渗流数学模型结合裂缝流动模型、地层线性流模型以及地层拟径向流模型求得各流动阶段井底压力解,从而建立了考虑蚓孔影响的酸压井产能公式。对各个渗流阶段无因次时间与无因次导流能力的分析结果表明,蚓孔区对低渗透油藏的酸压产能影响明显。研究结果为合理预测酸压井产能提供了一条可行途径。

复杂岩性储层导流能力的实验研究—酸蚀导流能力

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏提高单井产量的常用增产工艺措施之一。酸压裂缝的长度和导流能力则是评价酸化压裂施工有效性的两个主要指标。复杂岩性储层的酸压反应机理、酸压工艺方法不同于常规碳酸盐岩储层 ,而目前国内外对于复杂岩性储层岩石导流能力认识较少。针对玉门青西油田复杂岩性储层 ,开展了一系列的室内酸蚀导流能力的实验研究 ,获得了一些重要结论。实验结果不仅指导了油田生产 ,而且提高了人们对复杂岩性油气藏增产机理的认识。

微胶囊固体硝酸酸化液实验研究

固体硝酸酸压是近年来新发展起来的酸化技术,借鉴水力压裂微胶囊延迟破胶技术,先将固体硝酸微胶囊化,再用水基液携带固体酸颗粒带入地层裂缝,在裂缝中释放出H+,对地层实现深部酸化。用硝酸和尿素制备了固体酸,利用相分离法对该固体酸进行微胶囊包裹,并对其性能进行了评价。实验结果表明:乙基纤维素作第一层囊壁,壁芯比为1.5∶10.0,石蜡作第二层囊壁,壁芯比为1.5∶6.0时微胶囊具有较好的产率和缓释性能;该微胶囊固体酸的腐蚀速率,无论在常压还是高压下都低于常规盐酸酸液;其对岩石的溶解速率不同于常规盐酸酸液,随时间的增加而增加,这有利于实现深度酸化;同时它又具有与常规盐酸相同的溶解能力。酸蚀裂缝导流能力实验表明,用盐酸和固体酸形成混合酸液酸化后具有更高的裂缝导流能力。

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段,即使采用较大规模施工,酸蚀缝长一般不超过120 m,而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此,开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验,以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,模拟高温高压地层条件,通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力,探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术,实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果,优化设计了4口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工,增产效果良好,为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。