体积压裂支撑剂缝内沉降规律实验研究

随着页岩气藏勘探开发的深入,体积压裂作为页岩气藏效益开发的必要措施之一,发挥着越来越重要的作用。页岩气藏体积压裂通常采用滑溜水,由于滑溜水黏度低、携砂性能差,支撑剂容易沉降在水力裂缝底部,影响页岩气藏体积压裂的改造效果,体积压裂中支撑剂在水力裂缝中的沉降规律、铺置情况对决定体积改造的成功与否具有重要作用。采用支撑剂缝内流动可视化装置,开展压裂支撑剂缝内沉降规律实验研究,定量研究了体积压裂中不同施工排量、支撑剂类型、支撑剂泵注程序对支撑剂沉降规律的影响。在实验结果的基础上,应用敏感性分析方法,对支撑剂缝内沉降规律的影响因素进行分析,按影响因素敏感性大小排序,依次为排量、支撑剂泵注程序、支撑剂类型,为页岩气藏体积压裂支撑剂优选、施工参数优化提供有力的实验支撑。     

致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究

以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象,基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验,通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态,分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明,单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布,组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的导流能力,同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（≥10 mPa·s）与低密度支撑剂作为组合,可满足支撑剂远距离铺置的目标,获得较长的有效支撑裂缝,后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态,确定合理的施工参数,提高该类气藏水力压裂的成功率。     

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明：压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。     

北港1-1HF井泥灰岩储层体积压裂技术

北港1-1HF井目的层段是裂隙发育、含油饱和度较高、孔隙度和渗透率低的泥灰岩储层,需要大规模体积压裂形成网络裂缝。研究采用密切割体积压裂技术,优选滑溜水+低伤害胍胶体系,实现高效造缝携砂,采用多级粒径支撑剂有效充填,提高裂缝导流能力。施工用液16386m3,加砂277.3m3,最高产油量25t/d,为今后泥灰岩压裂施工起到一定的借鉴作用。     

页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:(1)裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;(2)支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;(3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;(4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;(5)分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;(6)分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;(7)次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。     

体积改造技术理论研究进展与发展方向

基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明:分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用"冻胶破岩+滑溜水携砂"复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立"缝控"可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。     

气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。     

混合水压裂支撑剂铺置规律模拟研究

混合水压裂是油气藏增产的一项重要技术,形成高导流能力的填砂裂缝是压裂成功的关键。通过建立混合水压裂数值模型,研究压裂液黏度、施工排量、泵注工艺对支撑剂在裂缝中的铺置规律的影响。以东胜气田杭锦旗58井区为例,为获得裂缝中理想的支撑剂分布,提高裂缝导流能力,对压裂施工参数进行了优化,压裂后与邻井相比取得了较好的增产效果。     

组合粒径+滑溜水携砂铺置规律及导流能力——以吉木萨尔页岩油储层为例

为了解决页岩油组合粒径+滑溜水的支撑剂加砂工艺中裂缝有效支撑差、导流能力弱的问题，建立支撑剂粒径分布的稠密离散相模型(DDPM)，研究压裂主缝中组合粒径支撑剂加砂运移及铺置规律，并基于运移规律模拟结果，开展劈裂页岩岩板组合粒径不同铺置模式下的室内导流能力评价。结果表明：滑溜水携砂液体系下，裂缝内支撑剂叠置铺置时，后注入的支撑剂叠置于先注入支撑剂的顶端，且先注入的支撑剂会被后续注入的支撑剂向远端推移一定距离；组合粒径中粒径配比差异对于支撑剂运移形成的砂堤形态影响较小；大粒径组合逐级注入的方式更利于支撑剂在近缝口和裂缝内垂向铺置；在低闭合压力(p≤40 MPa)、铺砂浓度5 kg/m²条件下，沉降铺置方式最利于提高裂缝导流能力，其次为混合铺置，分段铺置方式最差；高闭合压力下(p>40 MPa)，铺置方式对裂缝导流能力影响较弱。综合支撑剂运移模拟和导流能力评价结果，建议吉木萨尔页岩油组合粒径加砂工艺采用逐级注入的方式，并保证组合粒径中大粒径拥有较大配比。     

多尺度体积压裂支撑剂导流能力实验研究及应用

裂缝有效导流能力是评价压裂施工效果的主要参数,也是影响压裂增产效果的最重要因素之一。设计了多尺度裂缝导流能力实验方法,采用单一粒径和组合粒径的铺置方式,研究了闭合压力、粒径组合方式、铺砂浓度及应力循化加载条等因素对多尺度主裂缝及分支缝内支撑剂的导流能力变化的影响。实验研究结果表明:随着闭合压力增加,大粒径支撑剂与小粒径支撑剂的导流能力差距逐渐变小,主裂缝及分支缝内支撑剂导流能力逐渐降低,而且这种降低趋势存在明显的转折点。组合粒径铺置条件下,主裂缝及分支缝内支撑剂组合均存在最优的组合方式。主裂缝及分支缝内支撑剂铺置砂浓度越高,导流能力也越高;随着闭合压力增大,高浓度铺砂与低浓度铺砂条件下的导流能力差距逐渐变小。应力加载破坏对支撑剂导流能力的影响是不可逆的。现场应用表明,在满足压裂工艺要求前提下,通过支撑剂组合方式及加砂方式的合理优化,可有效提高裂缝导流能力及压后产量。研究结果为体积压裂方案优化及现场施工提供基础数据依据。      

页岩气藏压裂支撑剂沉降及运移规律实验研究

页岩气资源储量巨大,但由于页岩渗透率低,往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络,是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低,携砂能力差,增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段,尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少,同时缺乏必要的实验手段。为此,设计了裂缝模拟装置,通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响,获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度,分析了各因素的影响规律,并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明,随着缝内流速和压裂液粘度的增大,支撑剂沉降速度减小,水平运移速度增大;随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大,支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

支撑剂在裂缝中沉降的影响因素分析

水力压裂是油气井增产、增注的一项重要措施,其最终目的就是为了形成具有高导流能力的填砂裂缝。通过对支撑剂在裂缝中运移规律的研究,对影响支撑剂在裂缝中运移的各个因素进行分析,结果表明:缝内流速、携砂液粘度、壁面粗糙度、缝宽、支撑剂粒径和砂比对支撑剂在裂缝中的运移具有重大影响,直接影响压后效果。     

致密砂岩气藏复杂缝网压裂工艺现场应用

针对苏里格地区层内非均质性强、气层薄且砂泥岩交互的储层开发效果差的问题,借鉴体积压裂思路,采用滑溜水+交联冻胶变黏度压裂液体系、60.32 mm油套环空注入提高排量的压裂方式,扩大施工规模,形成复杂裂缝网络结构,增大储层的泄流体积。滑溜水降阻剂质量分数0.1%,降阻率76.5%。交联冻胶羟丙基胍胶质量分数0.3%,100℃、170 s~(-1)条件下剪切90 min后黏度为85 m Pa·s。支撑剂选用粒径0.425～0.85 mm中密度高强度陶粒。施工排量达到8.0 m~3/min,平均砂比超过17%,最高砂比达到31.2%。通过裂缝监测发现,采用复杂缝网压裂工艺产生的缝长与裂缝表体积远大于常规分层压裂。采用该工艺在苏里格地区进行了7口直井现场试验,与邻井常规分层压裂相比,绝对无阻流量提高率达到56.9%～130.2%。由于采用小油管环空压裂,生产过程中携液能力好。该项工艺在苏里格致密砂岩气藏具有良好的适应性。     

NP-1井页岩气压裂工艺优化设计研究

针对NP-1井具有储层温度高,压力高,闭合应力大,施工压力高的特点,分析地质因素和工程因素对产能的影响,采用交替注入酸、变排量、变黏度多级注入,优化泵注程序、施工排量,使用混合粒径支撑剂加砂,以保证裂缝导流能力。NP-1井压裂过程中,分段工具采用可溶性桥塞,压裂液采用变黏滑溜水体系。总加砂量2900 m3,平均每级加砂量116 m3,压裂液用量34257.5 m3,平均每级压裂液用量1370.3 m3,平均砂比20.5%,施工排量11~18 m3/min,累计产气243×104m3,返排率44.8%,压裂取得较好的储层改造效果。     

不同支撑剂组合对复杂裂缝支撑效果的影响

致密储层进行滑溜水压裂时,常常采用不同支撑剂组合的注入方式来提高压开裂缝的充填效果,而 目前关于复杂裂缝中支撑剂组合运移规律方面的研究较少.文中采用大型可视化复杂裂缝颗粒运移模拟装置(考虑壁面粗糙度和滤失的影响),研究了不同支撑剂组合在复杂裂缝中的运移规律及支撑效果,并提出了采用近井带砂堤角度和近井带未充填程度2个参数来评价支撑剂在近井带裂缝中的铺置情况.研究结果表明:先小后大组合的支撑剂对于复杂裂缝的支撑效果最好,小于40/70目的支撑剂在复杂裂缝中有较好的运移能力,而20/40目支撑剂主要依靠重力作用进入分支缝而形成斜坡状砂堤;先大后小组合的支撑剂既不利于近井裂缝支撑,也会影响后期小颗粒支撑剂在分支缝中的运移;混合组合支撑剂会形成分选,呈层叠状分布,从而限制小颗粒支撑剂的运移.     

压裂多级裂缝内动态输砂物理模拟实验研究

为了研究压裂过程中裂缝内支撑剂的动态输砂规律及分布形态,采用自主研制的多尺度裂缝系统有效输砂大型物理模拟实验装置,进行了压裂液黏度、支撑剂类型、注入排量和砂比等对支撑剂在不同尺寸裂缝中的动态输送和砂堤剖面高度影响的模拟实验。实验结果表明,裂缝内动态输砂规律的影响因素,按影响程度从大到小依次为压裂液黏度、支撑剂粒径、砂比和排量;压裂液黏度越高,沉砂量越少,砂堤剖面高度越小而平缓,且在主裂缝中更为明显;支撑剂粒径越大,沉砂量越多,砂堤剖面高度越大,且在主裂缝中更加明显;砂比越高,沉砂量越大,砂堤剖面高度也越大,且在分支缝中增幅更大;随排量增大,主裂缝中的沉砂量略减小,分支缝中的沉砂量差别不大。研究结果为优选压裂液、支撑剂,制定压裂方案,以及优化压裂施工参数提供了理论依据。      

基于PIV/PTV的平板裂缝支撑剂输送试验研究

为了解水力压裂过程中水力裂缝内支撑剂的铺置规律，基于平板裂缝开展了支撑剂输送试验，分析了泵注排量、压裂液黏度、注入位置、支撑剂类型对支撑剂铺置过程的影响；运用PIV/PTV技术，测试了压裂液–支撑剂两相运动速度，从颗粒运动角度分析了不同因素对最终砂堤形态的影响。试验发现：平板单缝内支撑剂铺置存在“裂缝前端先堆积至平衡高度，再稳定向后端铺置”和“砂堤整体纵向增长，稳定向后端铺置”2种典型模式，2种模式可以在泵注的不同阶段出现并转换；砂堤不同位置形态主控因素存在差异，注入位置与排量主要控制前缘形态，黏度与排量主要控制中部形态，黏度主要控制后缘形态；在裂缝远端，支撑剂沉降存在“回流式”和“直接式”2种模式，前者受涡流控制，后者则仅依靠重力沉降；现场施工时可考虑“定向射孔+大排量中高黏70/140目石英砂（主体支撑剂）+40/70目陶粒架桥+大排量中高黏70/140目石英砂长距离输送+排量尾追40/70目陶粒”，兼顾缝长方向远距离铺置和近井地带裂缝与井筒的高连通性。平板裂缝内支撑剂运移与铺置规律试验结果可以为页岩储层压裂主裂缝内支撑剂高效铺置及储层改造工艺参数优化提供参考。     

复杂裂缝中低密度支撑剂铺置数值模拟

低密度支撑剂具有沉降速度慢、有效支撑缝隙长等特性,在缝网压裂中的应用越来越广泛.目前低密度支撑剂在复杂裂缝中运移铺置规律研究较少,且主要通过室内实验开展分析.基于计算流体力学(CFD),建立了压裂液和低密度支撑剂的液固两相流数学模型,运用有限体积法进行求解,通过与室内实验结果对比验证了模型的可靠性与准确性,分析了低密度支撑剂在复杂裂缝中的沉降运移规律及其与常规支撑剂的区别,研究了铺置过程中泵注排量、砂比、压裂液黏度以及裂缝夹角的影响因素.结果表明:低密度支撑剂体系运移能力更好,降低了在缝口处的沉降堆积,在复杂裂缝中铺置更均匀;采用大排量、高黏度压裂液可减缓低密度支撑剂在分支缝的阻力效应,更好地铺置裂缝深处,但缝口支撑剂更易被卷起,形成不均匀砂堤;在现场施工时,建议初期采用大排量、高黏压裂液携带低密度支撑剂铺置缝网远端,后期用大排量、低黏度尾追中—高密度支撑剂铺置裂缝近端;裂缝夹角对低密度支撑剂铺置运移影响较小,采用低密度支撑剂可以减缓沉降,有效避免裂缝相交处发生砂堵.     

FulconFrac全裂缝导流压裂新技术

现有压裂工艺存在砂堵、地层伤害、压后效果不理想等问题,在非常规油气藏压裂中表现更为突出。Fulcon Frac全裂缝导流压裂新技术使用新型超低密度支撑剂材料,通过降低支撑剂在压裂液中的沉降速度,同时以低黏压裂液作为主体压裂液,配合优化的施工工艺,改变支撑剂运移模式,使支撑剂在裂缝中呈全悬浮状态运移。超低密度支撑剂可采用清水或者低黏压裂液作为携砂液携带,不易形成砂堤,裂缝纵向铺砂剖面均匀,裂缝远端及分支缝部位得到有效支撑,实现有效裂缝面积与动态裂缝面积比例最大化,同时降低压裂施工中的加砂难度和施工风险,减少压裂液带来的地层伤害。某井现场应用与邻井相比,试验井所用前置液比例少,支撑剂用量更少,压后试气无阻流量提高41.6%,改造综合费用节约17.5%。该技术适用于常规低渗透储层,也适用于页岩气、致密油气等非常规储层。