页岩气藏清水压裂悬砂效果提升实验

针对页岩气藏压裂中清水压裂悬砂效果较差问题,分析压裂液和支撑剂性质,通过实验提出增强清水压裂悬砂效果方法:纤维复合清水压裂液技术和超低密度支撑剂技术.结果表明:纤维的加入不仅使清水压裂液的悬砂性能得到提高,同时还可以显著降低液体摩阻.低密度支撑剂可以降低沉降速度50%以上.综合采用纤维复合清水压裂液技术和超低密度支撑剂技术,支撑剂2h的沉降率为17%.不仅可以提高清水压裂的开发效果,还可以降低对地面泵车排量的要求,对于页岩气藏的开发具有指导意义.

清水压裂技术增注机理及现场应用

油气藏在注水过程中会受到不同程度的污染,注水压力也会相应上升。清水压裂技术为解除近井地带污染、降低注水压力、提高注水量提供了一个新的途径。总结了清水压裂技术的机理和选井原则,并根据油田实际生产情况,对4口注水井实施清水压裂措施,成功率达到100%。截至2006年12月累积增加注水量6 500 m3,增注效果明显,显著提高了注水开发效果,为油田下一步注水开发提供了有力的技术支撑。

页岩气藏清水压裂减阻剂优选与性能评价

针对页岩气藏清水压裂时由于施工排量大,导致液体所受剪切速率较高的现状,利用大型摩阻测定仪,对4种阴离子型减阻剂进行室内评价。结果表明,4种减阻剂的降阻效果均随着剪切速率的增大而趋于变好,其中XT-65B的降阻效果最好。通过分析剪切速率、剪切时间和剪切路径等对减阻剂降阻效果的影响可知:随着剪切速率的增加,减阻剂降阻率呈下降趋势;在低速剪切(500 s-1)条件下,减阻剂降阻率对剪切时间不敏感,而在高速剪切(5 000 s-1)时,减阻剂降阻率随剪切时间的增加而急剧下降;不同剪切路径对减阻剂降阻效果影响显著,较高的剪切速率会对减阻剂分子结构造成不可恢复的伤害。由电子显微镜对XT-65B减阻剂剪切前后的分子结构微观观测结果可见:当剪切速率较低(500 s-1)时,分子结构被轻微破坏;当剪切速率较高(5 000 s-1)时,分子结构破坏较为严重。

清水压裂自支撑裂缝面闭合残留宽度数值模拟

清水压裂技术在低渗透油气藏中获得了成功应用。清水压裂技术不需加沙,使压裂形成的裂缝只能依靠其表面的凹凸不平形成自支撑,从而达到导流的目的。因此,裂缝表面的凹凸不平程度将影响清水压裂的效果。以粗糙度表征岩石表面凹凸不平的程度,结合岩石裂缝表面的分形特性,利用二元分形差值函数,构造了不同粗糙度的岩石裂缝表面,利用有限元软件,模拟了不同粗糙度条件下岩石裂缝面闭合残留宽度值。模拟结果表明,裂缝闭合残留宽度与岩石裂缝面的粗糙度有关,粗糙度越大,残留宽度越大。研究结果为确定是否采用清水自支撑压裂技术和实施清水压裂后产能预测提供必要的参考数据。

清水压裂中支撑剂输送沉降行为的CFD模拟

清水压裂技术具有成本低、对地层伤害小等优点,在页岩气等致密气藏开采中得到广泛应用,压裂过程中的湍流效应、颗粒间及颗粒与壁面的相互作用等是影响支撑剂输送沉降行为的重要因素。针对传统支撑剂沉降计算方法没有考虑流固、固固间双向耦合的缺点,建立了欧拉–欧拉两相流模型研究支撑剂在清水压裂过程中的输运沉降行为,模型考虑了流动的湍流效应、高浓度下颗粒间的摩擦应力,并利用Johnson–Jackson边界条件考虑颗粒与壁面间的作用。利用该模型研究了不同进口速度及位置、砂粒密度等参数条件下平板裂缝中压裂液与支撑剂的两相流流动,模拟结果与实验符合度较高,验证了模型的有效性。同时文中也讨论了这些参数对支撑剂输送沉降规律的影响。

清水压裂裂缝闭合形态的力学分析

近年来,清水压裂以其现场施工简单、压裂成本低等优点受到人们的广泛关注,并且在一些低渗透油层已经取得了明显的压裂增产效果。尽管人们已经认识到清水压裂的效果主要来源于裂缝面的粗糙性和相对剪切错动,但对于清水压裂裂缝的闭合形态等理论问题研究得不多,也缺乏有效的理论指导现场施工。在充分调研国内外相关文献的基础上,从分析清水压裂的裂缝特征入手,从力学角度就清水压裂的裂缝闭合形态等问题进行分析研究,建立清水压裂情况下局部裂缝张开、裂缝面错动和裂缝面抗剪能力的计算模型,深入揭示清水压裂油井增产的机制和原因,为今后清水压裂施工设计提供理论依据。

清水压裂多场耦合下裂缝扩展规律数值模拟分析

利用室内实验测试研究层段页岩储层的物性参数、岩石力学参数和天然裂缝分布特征参数,建立了清水压裂过程中缺陷性岩体应力场—损伤场—渗流场耦合本构模型和破坏准则。通过Comsol软件进行有限元数值模拟,分析地层分别在拉伸和压剪应力下裂缝的扩展规律,天然裂缝系统开启时,页岩储层水力压裂可以形成人工裂缝网络。当水力裂缝扩展至天然裂缝时,裂缝的宽度有明显的增加,且水力裂缝方向发生改变,沿天然裂缝两翼的其中一翼扩展,另外的一翼并没有扩展。天然裂缝间存在着明显的互相干扰。多裂缝产生的过程是从多个小裂缝向少数大裂缝发展的过程,最终的裂缝条数取决于裂缝之间的连接性;地应力、天然裂缝、射孔井段、射孔方式、地层倾角、施工排量与液体黏度等,是影响多裂缝形成的主要因素。

清水压裂技术及其现场应用

填砂裂缝的有效性是压裂施工增产效果的决定因素,清水压裂作为一种成本低、改造效果好的经济有效增产手段越来越受到国内外的重视。简要介绍了清水压裂的增产机理、特点、工艺技术及现场应用情况,对油气藏改造提供重要参考。

新型纳米复合纤维基清水压裂液体系配方优化与评价

页岩气藏储层具有不同于常规油气储层的岩性和物性特征。选择适合的压裂液体系对于页岩气藏的高效开发具有重要意义。基于新型纳米复合纤维，研究了纳米复合纤维基清水压裂液体系。通过实验确定纤维的最佳质量分数为0．4％-0．7％，最佳长度为6—12mm。对纳米复合纤维基清水压裂液体系开展了室内评价，结果显示此压裂液体系在预防支撑剂回流、降低滤失、增强携砂性能、降低摩阻等方面效果显著；且对支撑剂层的导流能力伤害较小。此体系对于国内页岩气储层的有效开发具有一定参考价值。

提高清水压裂人工裂缝导流能力新技术研究——以乌兰花凹陷兰5井为例

在分析清水压裂技术特点及以往研究结论基础上,建立以岩石矿物胶结特征、岩矿分析及电镜扫描等地质描述及岩石杨氏模量力学工程分析结合的清水压裂评价方法,并利用韦伯函数分析了闭合应力、杨氏模量等对清水压裂导流能力的影响程度。进行非均匀闭合提高清水压裂导流的酸与岩石反应试验,提出了在较高应力条件下实现清水压裂技术的酸与清水结合的复合改造技术。经兰5井现场试验获得成功,降低作业成本40%,对提高清水压裂的适应范围及改造效果起到推动作用,更有利于未来低渗透中浅层低成本、高效改造目的。

欠注井清水压裂液性能研究

近年来,欠注井治理主要采用经济有效的酸化解堵工艺进行治理,但多年现场经验表明,酸化解堵工艺在治理高压注水井和酸敏性地层条件时效果不理想,在选井选层上仍选取具有一定砂岩厚度、油层连通条件较好的欠注井,在水敏程度较弱的葡北及敖包塔区块,选取2口具有典型特点的污染欠注井。通过膨润土膨胀和粘土稳定剂与强水敏岩心分散试验进行清水压裂液的配方优选评价。再通过清水压裂液性能和清水压裂液导流能力进行评价,最后通过缝长优化等措施进行方案优化。本论文探究是为类似酸敏性地层在今后欠注井增注方面探索一条新途径。

致密气储层清水压裂液侵入带动态分布及其对产能的影响规律

与常规储层压裂相比,致密气储层压裂易形成侵入带使压裂液的返排率极低,进而影响压裂产能的预测和评估。以水平井压裂为例,模拟了致密气储层清水压裂液在泵注、返排、关井及生产过程中侵入带的动态分布,分析了压裂液侵入带含水饱和度和侵入深度对压裂产能的影响规律,可为制定压裂施工设计与指导压后产能评价提供参考。

湘页1井大型清水压裂工艺技术研究

湘页1井是位于湖南境内的一口页岩气勘探重点井,页岩层段气测显示良好,孔隙度和渗透率低,需要大规模压裂释放页岩气。根据岩石特征研究,湘页1井页岩脆性矿物含量高、主应力差异小、天然裂缝发育,体积压裂适应性强。该井目的层埋藏浅,施工摩阻低,采用清水代替滑溜水进行压裂,施工用液1 520 m3,累计加砂82 m3,压后最高产气量2 700 m3/d,为今后页岩气井压裂施工起到一定的借鉴作用。

大排量清水压裂液配液技术和装备

本文简要介绍了煤层气开采中,大排量清水压裂液配液技术和装备的工艺流程、性能参数、设备组成、技术水平和实际应用。配液速度可在150～960 m3/h范围内调节,多种添加剂实时精确加入,实现了现场速配。大流量多功能全自动高效混合快速释放的压裂液配液装置,顺应了石油天然气大规模开采以及环保要求,代表配液技术的发展趋势。

低渗透油气藏清水压裂机理研究

清水压裂机理与常规水力压裂机理有较大的区别,清水压裂发生剪切破裂并产生剪切滑移,裂缝闭合后形成剪切裂缝。分析了井筒周围应力场、地层渗流压力以及裂缝面剪切应力,建立了裂缝应力强度因子模型,运用剪切破裂准则,推导出了清水压裂临界破裂压力模型和剪切位移模型。清水压裂适应性研究表明,运用清水压裂技术改造低渗透油气藏,增产效果显著。

清水压裂工艺技术综述

裂缝的有效性是压裂增产效果好坏的决定性因素。长期以来压裂改造一直围绕提高裂缝的有效性开展工作,力求减少残渣对支撑裂缝的伤害,为此清水压裂随之而兴起。近年来,国外已经在低渗透油气藏中,成功的应用了清水压裂进行施工,并且作了大量的实验和理论研究,结果证明与传统的冻胶压裂相比,在低渗透气藏中清水压裂能产生更好的增产效果,且施工成本明显比传统的冻胶压裂的施工成本低得多。文中在调研国外清水压裂相关文献的基础上,研究了清水压裂的发展历程、增产机理、清水压裂的主要特点、适用范围以及清水压裂的工艺、设计技术。同时介绍了混合清水压裂工艺技术作为清水压裂工艺的延伸与清水压裂技术的不同,列举了四川某口清水压裂应用井作为应用佐证。该工艺技术在国内应用于同类储层以及对同类储层的改造具有重要的参考价值。

特低渗透扶余油层清水压裂的实践与认识

齐家油田古708区块扶余油层埋深2150m,空气渗透率平均为5.2×1-0 3μm2,有效孔隙度平均为14.5%,属于特低渗透油藏。油井自然产能低,需要压裂投产。为了降低压裂液对油层的伤害,针对油层特点,开展了清水压裂试验,同时根据地层特点优选了支撑剂,并对施工参数进行了优化。压裂初期平均单井日产液5.3t,产液强度1.9t/d.m;日产油4.9t,产油强度1.8t/d.m;含水6.1%,与低伤害压裂液对比,产液强度高0.2t/d.m,产油强度高0.2t/d.m,为特低渗透油田油层改造提供了一条新思路。

清水压裂储层筛选方法研究

清水压裂技术在低渗透油气田勘探开发领域应用广泛,经济效益显著,但由于受到储层地应力、渗透率、岩石的粗糙度、强度等限制,并非所有低渗透地层都适合。目前,对于适合清水压裂储层的筛选,国内外都是通过对实际压裂施工数据进行统计而得到,这种方法缺乏理论支撑和实验室检验,不具有普遍的指导意义。因此,文中利用McGuire-Sikora增产倍数图版,分析了裂缝导流能力和缝长对增产效果的影响规律及清水压裂适应的储层条件;并利用岩石力学参数、地层渗透率、裂缝壁面抗压强度、闭合压力等参数,建立了预测清水压裂自支撑裂缝导流能力的计算方法;同时利用室内岩心实验,模拟裂缝剪切滑移,建立了清水压裂裂缝导流能力室内测试方法,为筛选适合清水压裂的储层提供了一种可行手段。

页岩气清水压裂技术探讨

低渗透气藏都需要增产改造来获得增产,使用聚合物进行高砂比施工,目的是为了获得导流能力较高、支撑较长的裂缝。尽管冻胶液携砂能力很强,但是存在地层伤害,返排等问题,且成本很高。文章探讨了页岩气清水压裂技术。

油井大规模清水压裂工艺技术研究

裂缝的有效性影响着油井压裂增产的效果好坏,国内外研究学者长期以来一直在提高油井压裂裂缝的有效性上展开研究,主要途径是减少支撑裂缝内的残渣,清水压裂工艺在这种背景下应运而生,油井的大规模清水压裂工艺已在国外的低渗透油藏中成功应用。本文在对油井大规模清水压裂技术发展现状分析的基础上,介绍了油井大规模清水压裂的机理及其适应地层。从常规配方、工艺技术以及技术特点三个方面系统研究了油井大规模清水压裂工艺技术,最后列举了湘页1井大规模清水压裂工艺的现场应用情况。本文可为油井大规模清水压裂技术在我国同类储层的大规模应用提供借鉴。