通道压裂中支撑剂团排列方式对裂缝导流能力的影响

高速通道压裂是以支撑剂团支撑裂缝并获得更高裂缝导流能力的新型压裂技术。为了探究支撑剂团排列方式对裂缝整体导流能力的影响,文中在考虑闭合压力作用下支撑剂团和裂缝壁面变形的基础上,建立了一种流体在高速通道和支撑剂团中耦合的流动模型,并对交错型和正对型支撑剂团排列方式的裂缝整体导流能力进行模拟,分析了支撑剂团半径和间距对裂缝整体导流能力的影响。结果显示:支撑剂团半径的减小和支撑剂团间距的增大均会导致裂缝支撑效果变差,正对型和交错型支撑剂团的半径均不宜小于0.100 m,支撑剂团间距不宜大于0.25 m;相同条件下,交错型支撑剂团填充的裂缝导流能力要比正对型支撑剂团填充的裂缝导流能力平均高53.53%。

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m^(2)的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。

基于最优裂缝导流能力的水平井压裂后生产指数预测新方法

生产指数是水平井压裂后生产能力评价的重要指标,目前非常规油气水平井压裂后产能预测方法较复杂,参数较多,需进一步优化设计。基于统一压裂设计理论的支撑剂指数法,借用支撑裂缝流动效率优化无因次裂缝导流能力及无因次生产指数,采用多元线性回归方法建立了水平井长度、裂缝半长、裂缝条数、井控边界、储层厚度5种因素影响下的最优无因次裂缝导流能力及无因次生产指数计算模型。结果表明:利用新建模型回归的最优无因次裂缝导流能力多元线性方程决定系数R2为0.933,回归的无因次生产指数多元线性方程决定系数R2为0.980,平均相对误差均小于5%,与传统预测方法相比,精度有了明显的提高。敏感性分析结果表明,生产指数与水平井长度、裂缝条数、裂缝半长和储层厚度呈正相关,与矩形渗流区域长度呈负相关,其中与裂缝条数的关联性最强。研究成果对快速实现非常规油气水平井压裂后产能准确预测、经济评价和施工参数优化都具有重要意义。

大庆泥页岩储层支撑剂嵌入导流能力实验研究

大庆纳米级孔隙泥页岩储层中,支撑剂易发生嵌入,使人工裂缝导流能力变差,为此,开展不同闭合压力、不同粒径及组合、不同铺砂浓度的支撑剂对导流能力的影响实验,分析泥页岩储层支撑剂嵌入影响导流能力的变化规律。实验结果表明:嵌入情况和导流能力随闭合压力的增大均有不同程度的降低,在0~10 h内导流值降低快,超过30 h后,导流能力基本达到稳态,颗粒间形态稳固,流动通道变化较小;在闭合压力较低时,支撑剂导流能力随粒径变大而升高;当闭合压力升高时,大粒径支撑剂更易发生破碎,粒径对支撑剂导流能力的影响也逐渐缩小,同时,增大铺砂浓度能够显著地降低支撑剂的嵌入程度。通过量化支撑剂嵌入对压裂裂缝导流能力的影响程度,可为页岩储层压裂方案优化及参数设计提供一定依据。

交替注入工艺对深层海相碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力的影响研究

元坝气田长兴组属于高温、超深的碳酸盐岩储层,具有低孔低渗的特征,需要酸化改造才能投产。储层高温导致酸岩反应速率快,常规酸压改造的酸蚀缝长较短,且裂缝壁面多呈均匀刻蚀,导致后续导流能力下降快,严重影响开发改造效果。针对以上改造难点,开展了室内多级交替注入酸压模拟实验,采用雷诺相似准则,基于工程参数对实验交替注入参数进行优化调整,测试了不同交替级数下岩板刻蚀形态及导流能力。实验结果表明,三级交替注酸后的岩板非均匀刻蚀程度最强烈,其表面形成了酸蚀沟槽;扫描高程及标准偏差直观反映了不同交替级数酸蚀裂缝的高程波动及粗糙度,三级交替酸蚀裂缝轮廓的起伏程度和粗糙度最大;裂缝导流能力评价结果验证了三级交替注酸具有最优的裂缝导流能力。优化后的多级交替注入酸压工艺应用于元坝长兴组储层改造,现场应用表明三级交替注入工艺可以提高元坝长兴组气藏产能,为低渗储层改造提供了有效的技术手段。

多层致密油气藏分层压裂井裂缝非均匀导流能力试井分析方法

压裂直井和多级压裂水平井是致密油气藏目前研究的主要井型,鲜有研究多层致密油气藏分层压裂井合采时非均匀导流能力裂缝参数解释问题。针对多层致密油气藏分层压裂工艺,摒弃致密储层传统压裂缝导流能力均匀的假设,考虑分层压裂缝扩展差异性引起的压裂缝导流能力不均匀现象,通过Laplace空间变换、Duhamel叠加原理和Stehfest数值反演方法,建立了具有非均匀导流能力压裂缝的多层致密油气藏分层压裂试井分析模型,研制了识别多层致密油气藏分层压裂井流动特征的试井分析图版,分析了井筒储集系数、裂缝表皮系数、压裂缝导流能力分布特征、储层物性等对油气渗流规律的影响。结果表明:多层致密油气藏分层压裂储层的油气渗流可分为5个阶段,早期流动阶段受井筒储集系数和裂缝表皮系数影响,中期流动阶段受压裂缝长度及导流能力控制;在相同生产压差下,增大各层压裂缝长度和导流能力有利于提高油气井产量;忽略压裂缝导流能力和压裂缝扩展的非均匀现象,将低估压裂缝区域压力损耗、高估压裂生产井早期产能。通过实例井试井解释,获取了各层裂缝参数。

多重伤害机制下的疏松砂岩裂缝导流能力变化规律

为了明确支撑剂嵌入和微粒运移两种伤害机制对疏松砂岩裂缝导流能力的影响,以人工研制疏松砂岩岩样为研究对象,使用不同粒径的陶粒作为支撑剂,开展了悬浮液注入条件下的疏松砂岩导流能力试验,评价了工程和地质因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,铺砂浓度增大能增强导流能力,悬浮液浓度、支撑剂目数和流量的增大会导致导流能力减弱。岩石胶结强度增大、闭合压力降低、支撑剂目数和铺砂浓度增加会使嵌入深度减小,有效缓解嵌入导致的裂缝剥蚀。其中,支撑剂目数增加会使得导流能力减小。相同条件下,流速越大导致导流能力减小,同时也会影响后续的裂缝导流能力。该研究对于后期的油井防砂工作具有重要意义。

水力裂缝导流能力对深层页岩气产能的影响规律

深层页岩压裂难以形成复杂裂缝且裂缝导流能力失效快,导致产量迅速递减。为明确水力裂缝导流能力对深层页岩气产量的影响,基于深层页岩裂缝导流能力实验测试数据,考虑闭合应力、支撑剂铺砂浓度和粒径对导流能力的影响,建立了支撑裂缝导流能力计算模型和深层页岩气产能预测数学模型。采用川南深层页岩气生产数据对模型进行了历史拟合和预测,验证了模型的准确性。研究分析了铺砂浓度、闭合应力和支撑剂粒径对深层页岩气产能的影响。研究表明,提高铺砂浓度和选择小粒径支撑剂有利于提高深层页岩气井稳产时间和预测最终可采储量(EUR),最优铺砂浓度在1~2 kg/m^(2)之间;当闭合应力从80 MPa增加到110 MPa时,稳产时间缩短了约40%;受支撑剂粒径和支撑裂缝半长综合影响,最佳支撑剂粒径为40/70目。研究成果为深层页岩气裂缝导流能力设计和产能预测提供理论依据。

基于盐溶和蠕变作用的含盐储层裂缝导流能力变化规律研究与应用

含盐储层压裂后裂缝导流能力快速下降,导致产量快速下降,提升裂缝导流能力成为提高该类油藏开发效果的关键。以准噶尔盆地玛湖区域含盐储层为研究对象,基于储层的矿物组分数据,对储层含盐程度进行分类,并以此为基础,对储层的蠕变性能和盐岩溶解规律,以及支撑剂粒径、铺砂浓度和流体介质等因素对导流能力的影响进行研究,并定量分析了储层蠕变作用、盐溶作用和支撑剂嵌入对裂缝宽度的影响。研究表明:盐类矿物含量越高的盐岩,其蠕变力学行为特征越明显;温度越高、流体矿化度和黏度越小,盐溶解速率越大;裂缝缝宽主要受支撑剂的嵌入作用、含盐储层的蠕变作用和裂缝表面盐溶作用的共同影响,支撑剂的嵌入作用和含盐储层的蠕变作用导致缝宽减小,裂缝表面盐岩由于溶蚀作用使缝宽增加。在工艺上采用清水配置压裂液和高浓度、大粒径支撑剂可以显著提升裂缝的导流能力。该研究成果在现场试验取得了成功,为含盐储层的高效压裂指明了方向。

考虑启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流特征

针对致密油开发中体积压裂水平井裂缝干扰的问题,在三线性流模型的基础上,通过引入半渗透边界条件和井间干扰系数α,建立了考虑未改造区启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流模型,对不同干扰情况下水平井井底压力动态及产量递减特征进行了研究。研究结果表明:(1)α越大,裂缝干扰条数越多,压力动态曲线改造区线性流持续的时间越长,改造区窜流、拟稳定流动发生得越晚;未改造区启动压力梯度越大,拟稳定流发生的时间就越早。(2)裂缝导流能力越大,主裂缝线性流出现时间越早,两井裂缝导流能力越接近,α对压力动态的影响较明显。(3)α越大,井底压力相对较低的水平井初期产量越高,至晚期后,产量下降越明显,无因次启动压力梯度越大,后期产量递减越快。(4)裂缝导流能力越小,前期阶段产量曲线越靠下,两井裂缝导流能力相近时,α对产量的干扰相对较大。

分段压裂裂缝扩展规律及其对导流能力的影响

基于前人的研究并充分考虑裂缝间的相互干扰以及各种摩擦效应对排量分配的影响,提出了模拟水平井分段压裂中裂缝同步扩展的全耦合有限元方法,利用该方法研究了裂缝扩展规律及其对导流能力的影响。模拟结果表明,虽然各裂缝的排量分配率均沿平均裂缝分配率上下波动,但缝间干扰导致裂缝扩展速度各不相同,部分裂缝甚至短暂地停止扩展。短裂缝内的流体净压力普遍比长裂缝高,但压力梯度更小。缝间流体净压力的差异使长裂缝在远离井口的位置发生颈缩,在井口和颈缩处长裂缝可能发生砂堵。分段压裂裂缝扩展规律将对导流能力产生不利影响:(1)短裂缝因支撑剂沉降较快弱化了自身的导流能力;(2)长裂缝因在井口发生砂堵丧失导流能力;(3)长裂缝在颈缩处发生砂堵降低了导流能力。

基于非达西流动的自支撑剪切裂缝导流能力实验研究

页岩储层有天然裂缝和弱面发育,采用大规模压裂技术对其进行改造会在改造区域形成大量自支撑剪切裂缝,该自支撑剪切裂缝在页岩气开发中具有重要作用,研究和评价裂缝导流能力的大小对页岩气开发具有重要指导意义。常用的基于Darcy流动方程推导的裂缝导流能力评价公式,不能满足流体高速流动时的裂缝导流能力评价,需要开发适合于页岩的自支撑裂缝导流能力评价方法,为页岩体积改造形成的自支撑裂缝导流能力评价提供支持。选用龙马溪组页岩储层岩样,利用自行研制的剪切-渗流耦合实验系统对样品进行剪切,形成剪切自支撑裂缝,在应力-渗流耦合条件下进行氮气流动测试,获得一组压力和气体流量数据,基于非线性Izbash定律描述气体在自支撑裂缝中流动特征方程,和基于流动特征方法建立自支撑裂缝导流能力计算公式,根据测试数据计算了自支撑裂缝的导流能力,利用裂缝导流能力计算理论气体流量,结果表明理论流量和实测流量具有很好的符合性。开展了不同剪切位移和不同围压条件下页岩自支撑剪切裂缝导流能力评价实验,结果表明,自支撑裂缝导流能力受错位程度、粗糙度等性质影响;在围压10~40 MPa实验条件下自支撑剪切裂缝导流能力在0.1~1 D·cm范围。新建立的导流能力评价方法可为流体高速流动时裂缝导流能力评价提供一种有效途径。

垂直裂缝井产能及导流能力优化研究

压裂井产能评价是水力压裂优化设计的基础,对提高压裂效果有重要意义。根据不稳定渗流理论,讨论了封闭地层中有限导流垂直裂缝井完整的压力动态特征,给出了中期径向流动和晚期拟稳态流动新公式以及正确的Dupuit型产量计算公式,进而研究了两种水力压裂油藏工程优化设计方法--Prats方法和新方法。计算比采油指数曲线的导数,得到新的无量纲导流能力优化图版,由此给出一种简洁的导流能力优化计算公式。在已知裂缝平均宽度的条件下,可用该公式计算合适的水力裂缝长度,确定压裂规模,提高压裂效率。

高闭合压力裂缝导流能力变化规律理论推导

根据渗流力学理论,建立存在支撑剂下的渗透率计算模型,得到在高闭合压力下的裂缝导流能力的变化规律,以及裂缝导流能力和孔隙度与支撑剂粒径的关系式;推导支撑剂破碎下的裂缝导流能力计算模型,得到裂缝导流能力随支撑剂粒径的减小而减小,随铺砂浓度减小而减小、随破碎率增加而减小的认识,为选择裂缝支撑剂提供了依据.

高速通道压裂裂缝的高导流能力分析及其影响因素研究

高速通道压裂是近年在非常规致密油气资源开采中出现的新工艺,已在世界范围内推广实施,并取得了良好的增产效果.该技术可使支撑剂在人工压裂缝中形成簇团式分布,从而形成油气高速流动通道,提高裂缝的导流能力.但目前对于高速通道压裂裂缝高导流能力的形成机理及其影响因素尚不清楚.对此,本文从流体力学理论出发,首先将高速通道压裂裂缝内形成的支撑剂簇团视为渗流区域,簇团间的大通道视为自由流动区域;然后基于Darcy-Brinkman方程建立了裂缝内的流动数学模型,采用均匀化理论对该流动数学模型进行了尺度升级,推导得到了高速通道压裂裂缝的渗透率,揭示了其高导流能力的形成机理;并以此为基础,分析了不同支撑剂簇团形状、大小以及分布方式等因素对其导流能力的影响,可为高速通道压裂工艺参数设计与优化提供基础.

通道压裂裂缝导流能力影响因素研究

为了研究高速通道压裂裂缝内的支撑规律及裂缝导流能力,利用FCES-100导流仪对砂岩岩板进行室内导流能力测试。对比通道压裂铺砂与连续铺砂裂缝导游能力的差异,分析了纤维浓度、铺砂方式和支撑剂类型对通道压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明:低闭合压力下,通道压裂裂缝比连续铺砂裂缝导流能力大,随着闭合压力增加,通道压裂裂缝导流能力下降速度更快;纤维缠绕支撑剂形成网状结构,增加支撑剂团的稳定性,压裂液中最佳纤维质量分数为0.5%;支撑剂团的面积变化系数越大,通道压裂裂缝导流能力越低;支撑剂团块总面积大有利于增大通道压裂裂缝承压能力,但总面积过大裂缝导流能力反而会降低;对比通道压裂中3种支撑剂,覆膜砂的效果最好,其次是陶粒,石英砂效果最差。

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。

煤储层压裂裂缝导流能力计算模型及应用

裂缝导流能力是影响煤层气井产能的重要因素之一,除实验研究裂缝导流能力外,还需应用数学方法建立裂缝导流能力计算模型,实现对裂缝导流能力快速有效的评价。以Carman-Kozeny公式为基础,建立了不同条件下的煤储层裂缝导流能力计算模型,分析了支撑剂尺寸、铺置层数、闭合压力与裂缝导流能力的关系。结果表明:支撑剂粒径越大,铺置层数越多,裂缝导流能力越大;闭合压力与裂缝导流能力呈现负相关关系;相同闭合压力时,支撑剂多层铺置的导流能力明显大于单层铺置时的导流能力。建议在压裂前期,使用较小粒径的支撑剂,使裂缝延伸更长;后期尾追较大粒径的支撑剂,提高近井地带的导流能力。

储层岩石矿物成分对酸蚀裂缝导流能力的影响

储层岩石矿物成分是酸压改造效果影响因素之一。研究认为,在储层岩石矿物成分中易溶物的含量及分布方式决定了酸蚀裂缝导流能力大小,易溶蚀物的含量越多,岩石溶蚀速率越快。室内测试了不同溶蚀速率下的灰岩和白云岩的酸蚀裂缝导流能力,研究了岩石溶蚀速率、易溶蚀物含量对酸蚀裂缝导流能力的影响,对酸压工艺设计方案提出了指导性建议。研究结果表明,储层岩石溶蚀速率与酸蚀裂缝导流能力增加倍比存在抛物线关系,易溶蚀物占30%～40%时酸蚀裂缝导流能力保持较好。

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。