通道压裂支撑裂缝影响因素分析

为了检测通道压裂所能提供导流能力大小及裂缝的有效性,利用某地层构造的砂岩、页岩进行室内导流能力测试。实验结果表明:通道压裂纤维用量为0.6%比较合适;支撑剂粒径对裂缝的导流能力影响较弱,在相同铺砂浓度下,不同粒径间支撑剂的导流能力差别很小;铺砂浓度对通道压裂导流能力影响较大,大量的支撑剂嵌入对低铺砂浓度导流能力伤害较为明显,高闭合压力下易造成明显的导流能力损失;陶粒、石英砂、覆膜砂3种支撑剂,在相同铺砂浓度下,随着闭合压力的增加,导流能力逐渐下降,覆膜砂的导流能力优于陶粒、石英砂;在相同铺砂条件下,支撑剂在砂岩中的嵌入程度高于页岩,导致其导流能力低于页岩中的导流能力。同时全面分析总结了在通道压裂中,影响支撑剂嵌入的各种因素,从而对优化通道压裂具有一定指导意义。     

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运用FCES-100长期裂缝导流仪，在国内首次进行了地层岩心的支撑剂嵌入实验研究，考察了不同类型支撑剂、不同铺砂浓度对不同岩心的嵌入程度以及对导流能力的伤害程度。找到了影响支撑剂嵌入的主要因素和规律，并提出了克服支撑剂嵌入这一不良影响的有效方法。通过实验发现由于支撑剂的嵌入会使导流能力产生很大程度的下降；铺砂浓度越大，嵌入对导流能力的伤害程度越小；只有当闭合压力达到一定值时，嵌入的伤害才表现出来；铺砂浓度对导流能力的影响也很大，铺砂浓度增大一倍，导流能力将成数倍增加；在相同地层条件下，支撑剂在砾岩中的嵌入最为严重，泥岩其次，粉砂岩最小。文中还根据实验结果回归出了导流能力随闭合压力以及随时间变化的关系表达式，可以用来预测支撑裂缝导流能力的衰减趋势，对现场压裂有一定的指导意义。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

延长气藏压裂改造支撑裂缝导流能力系统评价

为了指导延长气藏的压裂改造开发,对延长气藏压裂改造中常用的支撑剂进行了支撑裂缝导流能力测试并确定测试介质和压裂液破胶的影响。采用灰色关联分析,确定不同支撑剂铺置方式中影响因素的敏感程度。研究表明:铺砂量一定,支撑剂导流能力随闭合压力增加而降低;闭合压力一定,支撑裂缝导流能力随铺砂量增加而增加;支撑剂组合的导流能力随低目数支撑剂占比增加而逐渐增大。裂缝前端铺置小粒径支撑剂,可以防砂和支撑微裂缝,裂缝中部铺置中等粒径起主要的支撑作用,大粒径的则处于缝口位置支撑缝口。受滑脱效应影响,采用气体测量得到支撑裂缝导流能力相比液体测量更高;支撑裂缝导流能力与压裂液破胶程度呈反相关关系;单一类型支撑剂,铺砂量影响最大,其次为气体流量和支撑剂等效目数、闭合压力;2种类型支撑剂组合,气体流量的影响最大,其次为支撑剂等效目数、闭合压力;3种类型支撑剂组合,支撑剂等效目数影响最大,其次为气体流量、闭合压力。     

考虑支撑剂裂缝导流能力计算及缝内支撑剂运移模拟

裂缝导流能力是影响油气田产能的重要因素。根据支撑剂的最密排列以及Carman-Kozeny公式,结合弹性力学的相关知识,建立了考虑铺砂浓度、闭合压力、支撑剂粒径、支撑剂材料以及支撑剂嵌入的裂缝导流能力计算模型。结果表明:随着铺砂浓度的增加、支撑剂粒径的变大,裂缝的导流能力增大;低闭合压力的情况下支撑剂嵌入壁面对导流能力影响非常小,而在高压下支撑剂嵌入对导流能力影响稍大。该计算模型很好地结合了上述导流能力的影响因素,为油气田压裂生产提供了理论依据。     

考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟

目前支撑剂粒径、铺置浓度、嵌入程度对裂缝导流能力的影响主要为实验研究,缺乏相应的理论计算模型研究,而理论计算模型会促使压裂方案设计更加合理、可靠,增加施工的成功率,达到预期的改造效果。为此,根据Carman Kozeny公式,建立了一种考虑支撑剂在岩石表面嵌入的支撑裂缝导流能力数值计算模型,利用实验数据对理论模型进行拟合校正,并通过校正后的理论模型计算了20～40目、30～50目和40～70目支撑剂在不同铺置层数、不同嵌入程度条件下的裂缝导流能力,分析了铺置层数、嵌入程度对导流能力的影响。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;在单层铺置情况下,嵌入程度对导流能力的影响较大,嵌入程度从0增加到33%,导流能力降低85%。所建立的模型为致密油、页岩气等不同类型储层的粒径优选、砂比优化提供了参考和依据,也为后续考虑支撑剂嵌入的相关软件研究提供了理论模型。     

复杂缝网导流能力实验研究

缝网导流能力是影响致密油气藏储层改造效果的重要因素之一。设计新型导流室,通过室内导流能力实验研究闭合压力、铺砂浓度、砂堤高度、支撑剂及缝网结构等因素对缝网导流能力的影响,并利用正交试验分析各参数对缝网导流能力的影响程度。结果表明:随着闭合压力的增大,缝网导流能力先缓慢降低后大幅降低,最终下降趋势平缓;随着铺砂浓度和砂堤高度的增大,缝网导流能力增大;缝网导流能力随着支撑剂粒径的增大而增大,大粒径支撑剂承压能力差,随着闭合压力的增加,缝网导流能力下降较快;随着次生裂缝数量的增多,与出口端距离减小,缝网导流能力增大。各参数对缝网导流能力的影响程度分别为:闭合压力影响最显著,次生裂缝位置和支撑剂粒径影响较大,铺砂浓度和次生裂缝数量有一定影响,砂堤高度与支撑剂类型影响最弱。     

支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验

对于岩石较软的地层，在压裂过程中的支撑剂嵌入会降低压裂充填后的裂缝宽度，同时嵌入区地层碎屑也会损害支撑剂充填层的导流能力，因而有必要对支撑剂的嵌入进行研究，并为压裂施工中的支撑剂优选提供依据。为此，运用API标准导流室和基于API标准导流室自行研制的测试仪器，对地层岩心的支撑剂嵌入情况进行了实验研究，并在支撑剂嵌入的基础上，考虑了地层碎屑对裂缝导流能力损害的影响。在国内首次对支撑剂嵌入后的岩心进行了微观分析，更加直观地反映了嵌入程度和嵌入状态。实验考察了不同铺砂浓度、不同压力下对不同岩心的支撑剂嵌入情况。实验表明：由于支撑剂的嵌入，会使支撑裂缝宽度有较大程度的减小；铺砂浓度越低，地层岩石越软，嵌入越严重。还模拟了支撑剂嵌入后不同碎屑浓度对同一种岩心的导流能力伤害程度，并发现在嵌入后的碎屑达到一定浓度后会直接堵塞孔道。     

致密油储层支撑裂缝导流能力预测模型

压裂改造是提高致密油储层初始产量和最终采收率的有效手段,其中裂缝导流能力保持是压裂设计的目标之一。现有支撑裂缝导流能力预测模型由于考虑影响因素不全,理论计算值与实际值存在较大偏差,文章基于Kozeny公式,以弹性力学理论为基础,考虑支撑剂强度、粒径、铺砂浓度、闭合压力、支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形综合影响,推导出支撑裂缝导流能力预测数学模型,通过室内实验可以知道,不同类型支撑剂、不同闭合压力下的支撑剂裂缝导流能力相差较大,当闭合压力和铺砂浓度一定时,陶粒和树脂砂的裂缝导流能力远大于石英砂。在铺砂浓度相同条件下,支撑剂的粒径对裂缝导流能力的影响也很大,在闭合压力未达到支撑剂的最大抗压强度时,支撑剂的粒径越大,其裂缝导流能力就越高。利用文章新推出的模型预测实验支撑剂的裂缝导流能力,计算结果表明,预测值与实验值吻合度较高,说明新模型具有良好的实用性。从实验和计算结果可以看出,支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形对支撑裂缝导流能力影响较大。仅考虑单一影响并不能完全反映真实情况。文章研究成果为致密油储层在考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等情况下的支撑剂强度、粒径、铺砂浓度等优选提供了参考。     

支撑裂缝导流能力的数值模拟

裂缝导流能力一般是利用室内实验进行评价,周期长、成本高且仅能测试较短时间的裂缝导流能力。笔者通过离散元颗粒流程序生成了真实尺寸的支撑剂颗粒,再现了微小支撑剂颗粒之间、支撑剂与裂缝面之间的高度非线性接触的物理本质。通过CFD,计算了支撑剂簇空隙流体与支撑剂的流固耦合作用,建立了支撑裂缝的裂缝导流能力的数值模拟模型,开展裂缝闭合应力、储层弹性模量、铺砂浓度和支撑剂组合形式等对裂缝导流能力的影响规律研究,揭示了支撑裂缝导流能力的变化机理。数值模拟结果显示,裂缝导流能力与铺砂浓度和支撑剂颗粒成正比,与闭合应力以及支撑剂嵌入深度成反比。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评价

为了了解、掌握页岩气藏清水压裂缝网能够提供的导流能力大小及裂缝的有效性,利用四川盆地某构造的页岩进行了室内裂缝导流能力测试。实验结果表明：支撑剂浓度不足单层的情况时,闭合压力低于30 MPa,导流能力可与一定量的高浓度（多层）情况相当,但支撑剂嵌入和破碎显著增加,其导流能力不稳定,随时间增加可持续降低,闭合压力40 MPa时,20/40目陶粒嵌入程度可达71.8%,闭合压力进一步增大,裂缝将闭合失效;较低硬度的页岩支撑剂嵌入严重,导致低支撑剂浓度裂缝残余支撑缝宽不足,仅增加支撑剂粒径不足以克服嵌入影响,裂缝内需要有足够的支撑剂浓度,形成的缝网不能过于复杂;页岩黏土含量高,支撑剂充填层泥化严重,对支撑裂缝有效性的伤害不容忽视,可变形的树脂覆膜砂在一定程度上解决了支撑剂嵌入和充填层泥化问题。     

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/m²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。     

致密油储层支撑剂嵌入导流能力伤害实验分析

致密油储层相比于致密气需要更高的支撑裂缝导流能力,而致密油泥质含量通常较高,支撑剂嵌入岩石较严重;常规支撑剂嵌入测试未考虑岩石矿物组成、力学性质及压裂液的影响,不能正确认识支撑剂嵌入对导流能力的影响,对铺砂浓度优化和支撑剂的优选带来较大的困难。对致密油岩样矿物成分及力学参数进行分析,分别使用不同液体浸泡岩心和非浸泡岩心,利用自行研制的嵌入和导流能力测试仪器进行嵌入测试。实验数据分析表明:闭合压力越大,支撑剂粒径越大,铺砂浓度越低,支撑剂嵌入深度越大;脆性矿物含量越高,粘土含量越低,嵌入深度越低;浸泡后的岩心较未浸泡岩心嵌入深度大,氯化钾溶液浸泡岩心较清水浸泡岩心嵌入深度低。研究表明加强压裂液的防膨能力和尽可能使用大粒径的支撑剂,能够有效降低支撑剂嵌入对导流能力的伤害。     

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。      

支撑剂嵌入对煤岩水力裂缝导流能力的影响

为了研究煤层气井压裂中支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响,应用FCES-100裂缝导流仪,针对不同类型支撑剂嵌入对煤岩裂缝导流能力的影响进行了测试.实验表明,与砂岩地层不同,煤层的硬度较小,在较小的闭合压力下压裂中支撑剂嵌入情况较严重,导致导流能力降低.10 kg/m2铺砂浓度下,闭合压力为35 MPa时石英砂嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降36.4%,闭合压力为25 MPa时核桃壳嵌入对导流能力的影响最大,此时导流能力下降34.8%.当煤层闭合压力低于20 MPa时,应该优先选择核桃壳作为支撑剂;当煤层闭合压力高于25 MPa时,应优先选择石英砂作为支撑剂.所得出的结论对今后煤层气的研究工作及现场施工具有一定的指导意义.     

低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究

结合胜利油区低渗透油藏的特征,运用FCES-100裂缝导流仪,进行了支撑剂充填裂缝长期导流能力实验,考察了不同闭合压力、支撑剂嵌入与否、不同浓度和用量的压裂液对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度,分析了各种因素对导流能力的伤害机理。实验结果表明,闭合压力每增加1MPa,导流能力下降1.86μm2·cm,支撑剂的嵌入可使导流能力最多下降46.7%,压裂液残渣的伤害可使导流能力降低90%以上。提出了通过加大铺砂浓度减小各种因素对导流能力伤害程度的方法。实验结果对支撑剂的选择、压裂液的研制以及现场施工都有积极的指导意义。     

致密油气藏支撑剂嵌入研究与分析

致密油储层自然条件下很难产出油气,需要进行大规模的压裂改造才能见到效果,支撑剂的选择直接影响压裂裂缝导流能力的大小,因此本章将分析支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响,主要采用实际地层岩板,使用仪器模拟地层条件,对不同铺砂浓度、闭合压力下支撑剂的嵌入进行研究,共计11种方案,总结支撑剂嵌入的影响因素及规律,为致密油气藏得压裂设计提供科学依据。     

支撑剂铺砂方式对其导流能力影响研究

本文测定了在不同闭合压力下,不同支撑剂粒径、铺砂浓度、铺砂方式下的导流能力。实验结果表明:在闭合压力较低时,支撑剂粒径越大,导流能力越高,但随着闭合压力逐渐增大,粒径越大支撑剂导流能力降低较快;支撑剂铺砂浓度越高,导流能力越高;在相同的闭合压力、铺砂浓度下,不同支撑剂存在最佳铺砂方式。当闭合压力大于24.15 MPa,铺砂浓度为10 kg/m~2时,铺砂方式为2:1(20/40目:30/50目)的导流能力最大;当闭合压力大于20.7 MPa,铺砂浓度为5 kg/m~2时,铺砂方式为1:1(20/40目:30/50目)的导流能力最大。本文认为在进行压裂时,应针对不同的储层地质情况、储层物性选择最佳的支撑剂粒径、铺砂浓度及支撑剂组合方式,提高油气开采经济效益。