胜利油田陆相页岩油前置CO_(2)压裂技术研究与实践

陆相页岩油是我国油气资源重要的产量接替阵地,胜利油田济阳坳陷页岩油是我国陆相断陷盆地页岩油的典型代表,预测资源量超百亿吨,勘探开发前景广阔。但与北美海相页岩油的区别在于,济阳页岩油具有埋藏深、成熟度低等特点,压裂工艺造缝及缝网导流面临更大挑战。前置CO_(2)压裂技术集成了CO_(2)干法压裂和常规水力压裂的优势,在强化陆相页岩油增产效果方面成效显著。以胜利油田济阳坳陷陆相页岩油为例,开展前置CO_(2)+压裂液压裂研究,通过流体高压物性实验、岩石力学实验、真三轴压裂实验和数值模拟等多种研究手段相结合,揭示了前置CO_(2)压裂过程中复杂的水/岩和多相流体作用机制,明确其在降低储层破裂压力、改善储层物性、提高储/地层能量、促进复杂缝网形成、降低储层伤害和提高页岩油流动性等方面的作用效果。在理论研究基础上,结合矿场试验,阐明了前置CO_(2)压裂在陆相页岩油高效开发中的技术优势和应用前景,总结了技术存在问题,预测了下步发展趋势,为进一步提高我国陆相页岩油开发效果、实现CO_(2)高效埋存和利用提供了指导和借鉴。

超临界CO_(2)压裂物理模拟实验研究进展

超临界CO_(2)(SC-CO_(2))压裂技术是一种极具潜力的新兴非常规油气储层增产技术,该技术不仅可有效避免传统水力压裂引发的地层损害、环境污染、水资源浪费等问题,还具有起裂压力低、成缝复杂等优势。SC-CO_(2)压裂实验是在室内开展SC-CO_(2)压裂工艺研究、压裂增产机理认识和总结的重要技术手段。综述SC-CO_(2)压裂实验研究进展,以指导SC-CO_(2)压裂技术的发展。首先,介绍室内SC-CO_(2)压裂实验系统的组成及功能,针对实验装置存在的不足提出建议。然后,归纳分析SC-CO_(2)压裂实验研究成果,认为SC-CO_(2)渗透性强,因此相较于水力压裂其起裂压力低,同时SC-CO_(2)能够沟通岩石内部的微裂缝和微孔隙,促进复杂裂缝网络的形成。最后,总结各项实验研究所得的裂缝内SC-CO_(2)携支撑剂运移规律。研究表明,SC-CO_(2)携支撑剂的运移规律与水基压裂液相似,但运移效果稍差之。目前,需加强SC-CO_(2)携支撑剂运移室内实验研究,以进一步优化SC-CO_(2)压裂的工艺参数。

基于CO_(2)水基压裂液的煤体软化及降尘技术应用

为解决坚硬煤层条件下,常规煤体注水方式效果不好,回采过程中顶煤可放性差、工作面截煤和放煤过程中粉尘大的难题,根据金川煤矿煤层的具体情况,基于煤体压裂软化-润渗除尘理论,利用CO_(2)活性水耦合液、液相与气相耦合液,代替传统注水和注气技术,在金川煤矿开展了煤体软化及降尘技术应用研究。CO_(2)活性水压裂软化润渗技术,能够使煤体中裂隙和孔隙的容积以及结构发生变化,造成煤体的破裂和松动,降低了煤炭强度,达到对硬煤最佳的软化效果。试验表明:煤层CO_(2)水基压裂后,放煤循环速度提高了5.6%,顶煤破碎块度均衡,顶煤平均采出率提高了3.2%;截割浮尘浓度降低45%,工作面能见度提高,工作面转载运输点煤尘降低23%,润渗作用有效降低了煤体产生浮尘的能力。

页岩油储层CO 2前置蓄能对压裂液返排效率影响规律

CO 2前置蓄能压裂具有增能效果好、返排速度快、储层伤害小等优势,是一种极具前景的储层改造措施。利用数值模拟方法考察了储层参数(毛细管压力、基质渗透率)和工程参数(焖井压力、焖井时间、返排速度和返排压力)对页岩油储层CO 2前置蓄能压裂返排效果的影响规律,分析了各参数对压裂液返排效率的影响机制。结果表明,储层渗透率和毛管力越低,压裂液返排阻力越大,返排率越低;渗透率对CO 2蓄能效果的影响更为显著,毛管力对压裂液返排速度的影响很小。工程因素主要通过对CO 2的有效蓄能和液体压裂液因渗吸、滤失等原因滞留来影响返排效果。优化的返排参数范围内,压裂液返排率提升超过5%,原油采收率提升超过7%。在该制度下CO 2前置蓄能不仅可以为储层提供充足的返排和生产动力,还可以提高孔隙动用范围,提高原油采收率。

CO_(2)增能压裂不同生产阶段裂缝内CO_(2)滞留碳埋存

目的目前,碳埋存技术主要有地质构造埋存、残余气体埋存、溶解埋存及矿物埋存,随着CO_(2)压裂相关技术的应用,有必要针对增能压裂后CO_(2)的埋存机理及其主控因素开展深入研究。方法通过正交实验法,基于影响裂缝内孔隙空间和导流能力的因素,研究支撑剂(石英砂和陶粒)在不同铺砂浓度(5.0 kg/m^(2)、7.5 kg/m^(2)和10.0 kg/m^(2))下施加闭合压力受不同返排率影响的裂缝滞留碳埋存的情况,分析不同因素对裂缝滞留碳埋存影响的最优值。结果CO_(2)埋存主要是超临界状态下的埋存,CO_(2)处于超临界状态时,埋存率在80%以上;随着地层压力下降,埋存率急速降低,在压力降至6 MPa时,埋存率仅剩40%左右。埋存率的影响因素由大到小依次为闭合压力>返排率>支撑剂类型>铺砂浓度。主控因素是闭合压力,随着闭合压力的增加,埋存率逐渐降低。结论解决了对CO_(2)增能压裂裂缝内CO_(2)滞留碳埋存认知不清的问题,明确了4种压裂裂缝相关参数对CO_(2)埋存的影响,在进行CO_(2)增能压裂相关设计时,可依据实验结果对埋存进行预测。

阳春沟区块页岩气超临界CO_(2)增能压裂研究与应用

目的目前,超临界CO_(2)压裂应用前景广阔,为更好地指导现场应用,亟需明确超临界CO_(2)压裂的起裂压力和裂缝扩展规律。方法考虑压裂过程温度变化对CO_(2)物性的影响以及岩石中的热应力作用,建立热流固耦合超临界CO_(2)压裂模型。探究了水平应力差、天然裂缝逼近角以及CO_(2)注入温度对裂缝起裂的影响。结果在阳春沟Y井开展的现场试验表明:与水力压裂相比,超临界CO_(2)压裂可以明显降低裂缝起裂压力,即使在高水平应力差下,仍可以获得复杂的裂缝形态;天然裂缝逼近角增大,起裂压力随之增大,裂缝复杂程度增加;CO_(2)注入温度与地层温差越大,热应力作用越明显,裂缝形态越复杂。结论现场应用显示注入前置超临界CO_(2)可以有效降低起裂压力,有利于提高后续水力压裂的缝内净压力,增强储层改造效果。

CO_(2)干法压裂用支化硅氧烷及含氟聚合物类增稠剂研究现状与应用进展

近年来,CO_(2)干法压裂技术作为一种新型无水压裂技术已成为致密油气藏开发的重要研究方向。经调研发现,CO_(2)干法压裂技术尚未成熟,主要是因液态或超临界CO_(2)黏度低而存在滤失量大、携砂性能差等问题,需要加入增稠剂来提高CO_(2)的黏度。针对硅氧烷类增稠剂需借助大量助溶剂、其他增稠剂而增稠效果不理想、温度压力适应性差等问题,从增稠机理和增稠特性两方面概述了目前支化硅氧烷类(不使用或少量使用助溶剂)及含氟类增稠剂CO_(2)压裂液增稠剂的研究进展,并在增稠特性部分综述了这两类增稠剂的结构特征和性能特点。其次,对国内相关液态CO_(2)和超临界CO_(2)干法压裂技术现场应用进行综述。最后,分别从增稠机理、增稠性能和现场应用方面对干法压裂CO_(2)增稠剂及其压裂液体系未来的研究方向进行了展望。

超临界CO_(2)压裂液对页岩储层支撑剂悬浮性能的影响因素分析

超临界CO_(2)压裂液的极低表观黏度导致了低携砂悬砂、漏失严重和压裂效果弱等诸多缺陷。针对超临界CO_(2)的上述缺陷,设计并合成了一种能显著提高CO_(2)压裂液黏度的增稠剂,并探索了不同地质条件(储层温度和储层压力)和化学剂等因素对CO_(2)悬砂性能的影响,同时揭示了超临界CO_(2)压裂液的悬砂机理。研究结果表明:较高含量的增稠剂不仅能够增加压裂液黏度,同时也能改善CO_(2)压裂液对颗粒的悬砂能力,0.5%(质量分数)的增稠剂可使CO_(2)压裂液黏度增大至3.2mPa·s,静置20 s的砂砾沉降量为0.5 g,沉降量低于纯CO_(2)压裂液(其表观黏度为0.04 mPa·s)时的1.7 g。此外,储层压力的升高也有助于提升超临界CO_(2)对颗粒的悬砂性能,而升高储层温度会降低超临界CO_(2)压裂液黏度和悬砂能力,此现象主要归因于超临界CO_(2)压裂液体系中微观网格密度的变化。通过以上研究,可为页岩储层的高效开采和超临界CO_(2)的应用提供切实有效的途径和方案。

裂缝内CO_(2)压裂液相态分布特征的数值模拟研究

CO_(2)干法压裂工艺利用纯液态CO_(2)进行携砂压裂施工,对储层进行改造,该技术已实现大量现场应用。但是,CO_(2)压裂液在裂缝内的相态分布尚未进行系统的研究。运用流体模拟软件,建立二维裂缝的物理模型,分析CO_(2)压裂液在造缝过程中的相态分布。研究结果表明,在造缝过程中,CO_(2)压裂液以液态CO_(2)和超临界CO_(2)两种相态存在,并且以超临界CO_(2)的分布为主;CO_(2)压裂液充满裂缝时,随着测点与井口距离的增加,CO_(2)温度先增加,然后趋于稳定;CO_(2)压裂液进入裂缝内,压裂施工完成20 min时,裂缝内CO_(2)的温度达到地层温度;地层温度越低,液态CO_(2)吸热越慢,达到超临界相态所需时间越长,超临界CO_(2)分布区距离缝口越远。

低渗透储层超临界CO_(2)压裂裂缝起裂与扩展机制研究进展

为解决传统水力压裂在煤层气和页岩气开采中带来的环境和地层损害问题,超临界CO_(2)(SC-CO_(2))压裂技术凭借低黏度、高扩散性及无水特性,逐渐成为一种有效替代方案。通过综述实验与数值模拟的最新进展,探讨了该技术在裂缝起裂与扩展中的作用机制,重点分析了裂缝起裂压力、扩展模式及其影响因素。研究结果表明,超临界CO_(2)压裂能够在较低起裂压力下形成复杂的裂缝网络,且应力状态、温度以及天然裂缝等因素对裂缝的起裂和扩展产生显著影响。并针对现有研究在精确模拟CO_(2)流动、相变效应及其与天然裂缝相互作用的复杂影响方面存在的不足,提出了优化建议与未来展望,以期为超临界CO_(2)压裂技术的优化升级与广泛应用提供理论支持和实践指导。

前置CO_(2)混合压裂裂缝扩展与波及范围数值模拟研究

为了明确前置CO_(2)混合压裂的裂缝扩展行为和波及范围,以预测CO_(2)多级复合压裂改造规模,优化工艺参数,开展了不同液量及排量下纯CO_(2)和混合压裂的裂缝形态与波及范围数值模拟研究。结果表明,CO_(2)注入的扩散范围随着注入总量的增加而增大;CO_(2)持续注入可以促进裂缝的扩展,较低的注入排量和长时间的注入周期有利于CO_(2)持续扩散至地层,大排量的注入和短的注入周期有利于裂缝的持续扩散;混合压裂可以有效促进裂缝的持续扩展。研究成果对CO_(2)混合压裂参数优化具有一定指导意义。

利用CO_(2)气相压裂技术提高煤层透气性:以吉宁煤矿为例

为破解复杂低渗高瓦斯煤层瓦斯治理技术难题,本文以山西华晋吉宁煤矿2号煤层2203工作面为研究对象,通过采取CO_(2)气相压裂增透技术,对4组(共12个)抽采钻孔的瓦斯抽采浓度和瓦斯抽采纯量进行分析,得出有效致裂影响范围,进一步评价瓦斯抽采效果和防突效果。结果表明:该地质单元的有效致裂裂缝影响范围为6~7 m;常规抽采孔的瓦斯抽采纯量为0.018 m^(3)/min,与其相比,4组抽采钻孔百米瓦斯抽采纯量平均值为0.179 m^(3)/min,提升了8.9倍;在衰减区域,瓦斯抽采浓度均值64.7%、纯量均值0.150 m^(3)/min,在稳定区浓度,瓦斯抽采均值为73.2%、纯量均值0.188 m^(3)/min,相比稳定区域瓦斯抽采参数更高。该技术有效增大了2号煤层的透气性,提高了瓦斯抽采效率和煤巷掘进速度,减少了钻孔施工投入,缓解了采掘接替紧张的局面。

液态CO_(2)相变致裂技术在水下清礁中的应用

液态CO_(2)相变致裂是以CO_(2)为介质的物理膨胀过程,具有良好的安全性、可控性、适用性。目前,该技术在水下清礁中的应用案例较少,尚缺乏指导性操作方案。文章通过福建南平港延平新城港区洋坑作业区码头工程实例,提出CO_(2)相变致裂单孔能量计算方法,以及单方岩石致裂TNT当量初步取值,阐述了该技术在水下清礁施工中的主要技术参数推算方法。

含夹矸煤层CO_(2)气相压裂瓦斯治理技术

吉宁矿山西组2号煤层为典型的复杂低渗突出煤层,2201工作面存在瓦斯含量高、煤层松软、透气性低、存在厚夹矸的复杂情况,表现为采前难抽,采中涌出大的特点。为解决上述难题,在掘进工作面实施CO_(2)气相压裂强化造缝、卸压增透技术,通过对瓦斯抽采数据和掘进效果的分析,得出气相压裂孔瓦斯参数随抽采时间增加,表现出“稳定型”和“增高型”演化规律。气相压裂孔的百米瓦斯抽采纯流量0.11~0.22 m^(3)/min,与前期密集钻孔措施的0.018 m^(3)/min相比,提高了5.1~11.2倍。185 MPa的高压力CO_(2)气相压裂技术适配于该煤层地质条件,能够有效沟通煤中解吸-扩散-渗流多尺度通道,瓦斯抽采参数稳定且高效。

CO_(2)气相压裂煤层瓦斯参数测试及数值模拟分析

五虎山煤矿所开采的山西组9#煤层为高瓦斯难抽采煤层,回采期间瓦斯抽采效率低下,严重制约了煤矿的安全高效生产。为探究适配的CO_(2)气相压裂瓦斯治理技术方案,在瓦斯治理巷开展CO_(2)气相压裂瓦斯参数测试。测试结果表明,气相压裂过后,平均瓦斯含量从8.26 m^(3)/t降低到7.67 m^(3)/t,降低了7%;Langmuir吸附体积由19.0969 cm^(3)/g提高到20.2657 cm^(3)/g,提高了6.12%;煤层透气性系数从0.022~0.027提高到0.780~0.791,提高了28~35倍。基于瓦斯参数测试结果,建立COMSOL Multiphysics流固耦合模型,模拟气相压裂前后瓦斯抽采半径。模拟结果表明,气相压裂后煤层瓦斯抽采半径大幅度提高,抽采180 d后抽采半径从0.63 m提高到4.13 m,提高5.56倍。在抽采时间为6个月时,可按照8 m的孔间距布置气相压裂钻孔,即可获得良好的瓦斯抽采效果。该研究成果可为类似条件煤矿的瓦斯治理提供借鉴。

难抽煤层CO_(2)气相压裂瓦斯高效抽采技术研究

五虎山煤矿开采的9号煤层为高瓦斯低渗难抽煤层,回采期间瓦斯抽采效率低,制约了煤矿的安全高效生产。为此,开展CO_(2)气相压裂瓦斯高效抽采技术研究,在010911回采面近切眼段布置4单元共20个100 m深钻孔,其中8个压裂孔,12个瓦斯抽采孔;对比分析压裂单元与非压裂单元瓦斯抽采数据。试验结果表明:CO_(2)气相压裂试验后,瓦斯抽采效率大幅度提高,瓦斯抽采浓度提高了1.46倍;瓦斯抽采纯量提高了1.49倍;抽采90 d瓦斯抽采半径提高了1.53倍;抽采达标时间缩短了190 d.实践证明,CO_(2)气相压裂在煤层中形成复杂裂缝,大幅提高煤层渗透率,使难抽煤层变为易抽煤层,是回采面近切眼段瓦斯高效抽采的可行技术。

深部煤层CO2泡沫压裂工艺研究

深部煤层CO2泡沫压裂工艺是通过混合二氧化碳(CO2)与液体形成泡沫,注入煤层进行压裂,从而提高煤层气采收率的一种新型煤层气开发技术。该工艺利用CO2的高溶解性和密度特性,通过CO2与煤层中的甲烷竞争吸附,在深层高压环境中形成稳定的裂隙网络,促使甲烷的解吸,增加煤层气的产出。CO2泡沫压裂与传统的水力压裂泡沫压裂相比,具有减少水资源消耗的环保优势,同时还具有一定的碳封效应。虽然该技术已经在煤层气田显示出良好的应用前景,但CO2的获取和储存成本高、设备对防腐蚀的要求高等挑战仍需要在实际操作中得到解决。因此,CO2泡沫压裂工艺被认为是一种煤层气的开采方法,具有环保潜力和经济价值,有望在未来更大程度上发挥其开发深层煤层气的功效。

液态CO_(2)相变致裂在低渗低透强突出煤层的应用研究

针对低透气性煤层瓦斯含量高、预抽效果不理想的问题,采用液态CO_(2)相变致裂技术,在穿层钻孔中利用瞬间产生的高压CO_(2)气体冲击煤体,产生大量裂隙并促使裂隙发育、扩展,以达到提高煤层透气性的目的。在绿塘煤矿南二采区S204工作面进行的试验表明:液态CO_(2)相变致裂技术可有效提高瓦斯抽采效果,试验后平均抽采流量为0.057 m^(3)/min,是试验前的4.3倍,是相同抽采时间内水力冲孔措施平均抽采流量的2.3倍;抽采浓度也有所提升;在试验考察期内流量衰减系数降低到0.046 d^(-1),增透效果显著。

超临界CO_(2)压裂井筒流动规律及影响因素研究

当前,超临界CO_(2)压裂过程中井筒内的温度、压力影响参数敏感性分析和影响程度定量化表征尚未有系统性研究。首先开展CO_(2)物性参数、压力场和温度场的相互耦合关系研究,构建了井筒内非稳态温度-压力耦合计算模型。然后运用计算模型对施工参数开展了敏感性分析和影响程度定量评价研究,结果表明:排量和绝对粗糙度与温度、压力呈现负相关性;注入温度、注入压力、管径与井筒内温度、压力呈现正相关性;地温梯度与井筒内温度呈现正相关性,但对井筒内压力基本上没有影响;井底温度的主要影响参数依次为排量、注入温度、管径,井底压力的主要影响参数依次为排量、注入压力、绝对粗糙度。研究成果对于CO_(2)压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。

煤层注液态CO_2压裂增透过程及裂隙扩展特征试验

针对我国煤层＂高储低渗＂的赋存特征,基于液态CO_2黏度低、阻力小、酸化解堵及相变增压的特点,采用液态CO_2进行煤层压裂增透现场试验,研究煤层压裂过程裂隙扩展规律。结果表明：压裂过程流量随着压力的增长呈现出＂波动＂特性,钻孔周围煤体受CO_2压力作用产生裂隙并向前延伸,压裂初期裂隙扩展速度较快,随后逐渐减小;压裂裂隙同时沿压裂孔轴向和径向扩展;压力及流量曲线在1.8,2.2 MPa处出现拐点,压裂过程分为3个阶段,各阶段煤体破坏形式依次为钻孔破碎区裂隙起裂—弱面扩展—微孔隙破坏。现场压裂试验结果表明压裂半径可达10~20 m,且与水力压裂相比在压裂安全性、时间和效果方面存在技术优势。