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题名绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析
被引量:18
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作者
薛亚斐
温哲豪
沈云波
王乐
梁凌云
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机构
长庆油田分公司油气工艺研究院
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
长庆油田分公司气田开发事业部
中国石油大学(北京)
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出处
《石油钻采工艺》
CAS
CSCD
北大核心
2018年第5期633-640,共8页
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基金
国家高技术研究发展计划( 863 计划)"致密砂岩气高效钻井与压裂改造关键技术"(编号: 2013AA064801 )
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文摘
现场已用绒囊转向剂实施造缝转向,其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝,选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵,利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线,计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa,相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16,下降64.44%。实验表明,利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度,降低岩石水平应力差,为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层,在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后,注入绒囊转向剂实施暂堵,再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa,剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显,未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为,绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力,降低地层水平应力差值,增大新缝起裂角度,促使裂缝转向。
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关键词
重复压裂
转向压裂
转向剂
绒囊流体
水平应力差值
脆性系数
破裂压力
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Keywords
refracturing
diverting and fracturing
diverting agent
fuzzy-ball fluid
horizontal stress differential
brittleness coef - ficient
fracturing pressure
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分类号
TE357
[石油与天然气工程—油气田开发工程]
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