支撑剂回流及其在裂缝内分布影响因素研究

针对压裂施工后压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立数学模型,模拟裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算掌握了压裂液返排粘度、支撑剂密度、支撑剂粒径对支撑剂回流量及支撑剂在裂缝内分布的影响规律。结果表明对于所研究的影响因素伴随着支撑剂回流量的减少缝内支撑剂的分布状况逐渐变差,因此在具体设计时必须综合考虑各方面的影响,以便获得最优的结果。     

压裂液返排速度对支撑剂回流量及其在裂缝内分布的影响

根据压裂过程中压裂液返排时裂缝内支撑剂的运动特性建立了数学模型,模拟了裂缝内压裂液返排及支撑剂的回流过程,通过模拟计算发现压裂液的返排速度对支撑剂的回流量及支撑剂在裂缝内的分布影响很大.随着压裂液返排速度的增大,支撑剂的回流量逐渐增加,但增加的幅度逐渐变缓;支撑剂在裂缝内的分布状况则随着压裂液返排速度的增大而逐渐变好.计算结果表明,为了获得较好的支撑剂缝内分布,在施工条件许可的范围内应尽量提高压裂液的返排速度,既可改善支撑剂在裂缝内的分布,又减少了压裂液对地层的伤害.     

支撑剂长期导流能力实验研究

结合长庆油田低渗透油藏特征,通过支撑剂充填裂缝长期导流能力实验,研究了支撑剂类型、粒径和不同粒径的支撑剂组合对裂缝导流能力的影响。实验结果表明,每种类型的支撑剂和不同支撑剂组合的导流能力随时间都有明显的下降趋势,其中陶粒的导流能力明显高于石英砂和树脂砂;裂缝的导流能力随着支撑剂粒径的增加而降低;10/20目、20/40目和40/60目3种支撑剂组合时其比例为1:3:1时导流能力随时间变化的幅度较小,在实验结束时导流能力最大。     

基于有限元模拟的支撑剂回流规律

水力压裂是常用的增产措施之一,在相同地层和裂缝尺寸条件下,裂缝内支撑剂的数量和分布会改变裂缝的导流能力,进而影响油井产量。目前关于支撑剂在裂缝中的分布以及压裂后返排过程中支撑剂在裂缝中的流动规律的研究较少,通过COMSOL软件模拟支撑剂在裂缝中的流动规律,分析了不同因素对裂缝内支撑剂数量的影响。模拟结果表明,影响支撑剂滞留最主要的因素是压裂返排液的流速和压裂液破胶后的黏度,通过调节返排参数可以抑制支撑剂回流。建议压裂施工中将返排液黏度控制在20 mPa·s以下,裂缝中压裂液的流速小于240 m~3/d.     

压裂液返排过程中支撑剂回流规律研究

油井压裂结束后,均有压裂后返排过程。返排过程中支撑剂回流是评价压裂效果的重要因素,因此有必要对其进行研究。考虑压裂返排过程中缝宽的动态变化,根据质量守恒定律和伯努利方程,考虑返排过程压裂液的滤失,得到缝内任意垂直截面的流速计算模型;对回流过程中支撑剂进行力学分析,得到支撑剂发生回流的临界条件,进而提出控制支撑剂回流的合理返排方案。根据建立的支撑剂返排模型,对吉林油田嫩平1井进行压裂液返排设计,制定出合理的控制支撑剂回流的返排施工方案。     

川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用

常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流现象严重、铺置效果不理想等问题。针对川西气田水平井压裂后压裂液返排效率低、支撑剂回流现象严重等问题,研制出可降解纤维及与之配套的纤维降解剂,形成了可降解纤维材料体系,以提高压裂液返排效率,改善裂缝导流能力,并防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置效果,进而提高压裂改造效果。通过在川西气田水平井采用可降解纤维材料体系实施纤维加砂压裂工艺,有效提高了压裂后压裂液返排效率,减少了支撑剂回流量,改善了压裂效果,为水平井防支撑剂回流提供了借鉴经验。     

复合压裂不同粒径支撑剂组合长期导流能力实验研究

为了优选复合压裂时不同粒径支撑剂的比例，文章运用FCES－100长期裂缝导流仪，对不同粒径支撑剂及其组合的导流能力进行测试，掌握了支撑剂的导流能力随闭合压力的变化规律并找到了不同支撑剂组合的最佳比例，研究结果对现场复合压裂施工设计具有重要的指导意义。实验结果表明，每种支撑剂及不同支撑剂组合的导流能力随闭合压力的增加都有很大程度的下降，在低闭合压力时每种支撑剂及其组合的导流能力差别较大，当闭合压力增高后其差距变小；10/20目、20/40目和30/60目3种支撑剂组合时其比例为1∶3∶1时导流能力最大，20/40目、30/60目和100目3种支撑剂组合的导流能力要明显的小于10/20目、20/40目和30/60目3种支撑剂组合时的导流能力。     

不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究

在油气田开发过程中,深井、超深井通常具有高温、高压、高闭合压力等复杂情况。在此类油井中进行水力压裂作业时,由于上述特点而面临诸多问题。高闭合压力下,大粒径支撑剂由于颗粒间接触面积小,承压能力差,破碎率高,支撑裂缝的导流能力下降快;小粒径支撑剂由于粒径小,形成的流动孔隙小,不能提供足够的裂缝导流能力。综合考虑以上因素,开展不同粒径组合支撑剂短期和长期导流能力的实验研究。实验结果表明：高闭合压力下,不同粒径支撑剂按照适当比例组合后,其抗破碎能力和导流能力较单一粒径支撑剂有显著的改善。     

薄煤层水力裂缝宽度变化对支撑剂运移的影响

水力压裂仍是低渗透性储层提高渗透性且获得经济产能的主要途径,尤其针对薄煤层,不同裂缝宽度裂缝内支撑剂运移规律受多个因素影响。文中采用数据建模、数值模拟和工程试验的方式,研究了压裂液参数、支撑剂参数对不同裂缝宽度支撑剂的铺砂面积和有效支撑裂缝长度的影响。结果表明：裂缝宽度影响和制约了支撑剂的运移,对于裂缝较发育且缝宽较宽储层,提高施工排量、压裂液黏度和优化支撑剂粒径与砂比,能有效地增大裂缝内支撑剂的铺置面积和有效裂缝长度。针对裂缝不发育且裂缝宽度较小储层,优化支撑剂的粒径和砂比,有利于增大裂缝的有效支撑裂缝长度。针对薄—中厚煤层,采用“高前置液占比、小粒径支撑剂、低砂比、短段塞式加砂方式”,能够有效提高其压裂波及范围和有效支撑效果,研究成果成功应用于贵州薄煤层煤层气开发。     

防回流纤维对支撑剂导流能力影响实验研究

水力压裂裂缝内的导流能力是影响油气井压后产量的重要因素。为研究防回流纤维对裂缝内支撑剂导流能力的影响,运用FCES-100裂缝导流仪,对不同粒径支撑剂在纤维以及压裂液影响下的导流能力进行实验测试,掌握了其影响规律。实验结果表明,纤维对不同粒径支撑剂导流能力的影响具有相似规律,在闭合压力较低时几乎无影响,而随闭合压力的增高其影响逐渐增大,当闭合压力达到70MPa后由于纤维的影响可导致导流能力下降30%～40%。压裂液残渣可导致支撑剂导流能力下降50%以上,而在较高闭合压力下由于纤维和压裂液残渣的共同影响可导致支撑剂导流能力下降70%以上。因此对于闭合压力较高的地层应慎重使用纤维防止支撑剂回流。     

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。      

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。     

压裂输砂与返排一体化物理模拟实验研究

为了研究压裂和返排过程中支撑剂在裂缝中的运移、沉降和回流规律,自主研制了“YF-1”型压裂输砂和返排一体化模拟实验装置,在模拟储层温度、闭合应力和滤失情况下,开展了不同裂缝宽度、压裂液黏度、支撑剂类型、排量和出砂临界流速等因素在输砂和返排过程中对砂堤剖面的影响实验。实验结果表明：输砂和返排过程中,液体黏度是影响砂堤剖面的最主要因素,其次是支撑剂粒径和排量,裂缝宽度对砂堤剖面的影响最小;在返排过程中,液体黏度越小,出砂临界流速越大;缝宽和支撑剂粒径越大,出砂临界流速越大,在压裂后放喷时,应保证压裂液完全破胶,避免出砂。研究结果为压裂液优选、压裂施工参数优化、支撑剂优选及压裂后返排制度的制订提供了依据。     

压裂支撑剂在迂曲微裂缝中输送与分布规律

支撑剂在水力裂缝中的分布是影响压裂井产能的重要因素。通过对任意长度、孔隙度、迂曲度和方位角微裂缝的二维重构，利用COMSOL Multiphysics中的自由与多孔介质流动耦合模型，对压裂液在微裂缝中流动及向基质中滤失的情况进行模拟，在考虑支撑剂与压裂液相互作用的基础上，分析了支撑剂颗粒在输送过程中的受力情况，研究了不同砂比和支撑剂密度的情况下，支撑剂在迂曲微裂缝中的分布。研究结果表明，与规则裂缝相比，由于迂曲微裂缝壁面不规则，支撑剂不会均匀推进；在高砂比情况下，支撑剂大部分堆积在迂曲裂缝端部，无法有效支撑深部裂缝；降低砂比可以有效改善单条裂缝的支撑剂分布；不同砂比和支撑剂密度的组合可以改善相交裂缝的支撑剂分布，但是对于单条裂缝的作用不明显。     

裂缝扩展与输砂动态耦合的缝内支撑剂铺置特征

裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合是目前水力压裂数值模拟技术面临的挑战之一。为了探究页岩动态裂缝缝内支撑剂铺置特征，基于三维离散元方法，建立考虑层理的页岩储层裂缝扩展与支撑剂运移动态耦合数值模型，分析了不同支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度和支撑剂注入方式下的裂缝扩展与支撑剂铺置规律。研究表明：粒径越小，支撑剂铺置范围越广，铺置越均匀，粒径为150μm的支撑剂的铺置面积与铺置效率是粒径为600μm的支撑剂的1.8倍；支撑剂密度不是影响裂缝扩展和支撑剂运移的主要因素；压裂液黏度越高，裂缝面积和铺置面积越小，铺置效率越高，黏度从1 mPa·s增至15 mPa·s,裂缝面积减少45%,铺置面积减少34%,铺置效率增大12%;支撑剂注入方式为阶梯注入时，压裂液造缝与携砂效果最好。该研究成果可为页岩储层有效改造提供理论指导。     

页岩体积压裂支撑剂铺置运移模拟及其应用

支撑剂在裂缝中的运移是页岩体积压裂中的难点及研究热点,目前一般将裂缝考虑为矩形平板状,但据现场实际、室内实验、微地震监测、理论分析,体积压裂裂缝一般具有不规则齿状特征,裂缝初始延伸方向很有可能与最终延伸方向存在一定夹角,并极有可能形成裂缝网络.针对页岩体积压裂中支撑剂在粗糙、迂曲的复杂裂缝中运移的问题,通过自底向顶的方式建立了三维粗糙迂曲裂缝模型,模拟了不同粗糙程度和迂曲程度中的固液两相流,研究了压裂液和支撑剂性能对铺砂的影响.结果表明:裂缝粗糙程度越大,裂缝迂曲、扭转程度越大,裂缝内平均砂浓度越高,铺砂越均匀;压裂液流速、黏度越大,支撑剂粒径、密度越小,平均砂浓度越高,铺砂越均匀.基于此结论对某井进行了支撑剂优选和组合,压裂施工过程顺利,压后效果较好.     

不同粒径支撑剂组合对裂缝导流能力影响规律实验研究

为了获得更大的裂缝导流能力,可以采用将不同粒径的支撑剂组合充填到裂缝中。在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支撑剂起主要的支撑作用,在缝口位置铺置大粒径支撑剂用来支撑缝口。实验模拟了三种不同粒径支撑剂组合对支撑剂抗压强度和导流能力影响变化,结果证明采用不同粒径支撑剂组合即可以拥有大粒径导流能力高的优势,也可以克服大粒径承压能力弱的缺点。     

不同粒径支撑剂组合对裂缝导流能力影响规律实验研究

为了获得更大的裂缝导流能力，可以采用将不同粒径的支撑剂组合充填到裂缝中。在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支撑剂起主要的支撑作用，在缝口位置铺置大粒径支撑剂用来支撑缝口。实验模拟了三种不同粒径支撑剂组合对支撑剂抗压强度和导流能力影响变化，结果证明采用不同粒径支撑剂组合即可以拥有大粒径导流能力高的优势，也可以克服大粒径承压能力弱的缺点。     

石英砂支撑剂长期导流能力变化规律实验研究

利用石英砂代替陶粒支撑剂能有效降低施工成本,在致密油气藏压裂改造中广为应用。为探究石英砂支撑剂对裂缝长期导流能力的影响规律,选用20～40目、40～70目和70～140目石英砂,开展长期导流能力测试实验,探究有效应力、铺砂浓度、粒径组合、铺置模式等因素对石英砂长期导流能力的影响并拟合参数化经验模型。研究认为：长期导流能力随铺砂浓度的增加,先升高再降低,反映了从“支撑”到“封堵”的演化;在低铺砂浓度条件下,大粒径石英砂易破碎堵塞流道,因此可在高闭合压力储层优选细砂,在低闭合压力储层优选中砂或粗砂;在考虑混合铺置时,应先采用低黏度压裂液泵送大粒径石英砂,后采用高黏度压裂液泵送小粒径石英砂,文中给出的混合铺置导流能力预测模型适用于混合铺置支撑剂粒径及比例的优化设计。     

南海低渗透储层支撑剂导流能力试验研究

针对南海低渗透储层油气采出程度低、压裂难以形成高导流能力人工裂缝的问题,通过室内试验分析了储层黏土矿物含量、不同粒径支撑剂组合方式和破胶液黏度对人工裂缝导流能力的影响。在试验条件下,储层黏土矿物含量从15%增至50%,20/40目支撑剂导流能力的降低率从13.84%增至31.34%;20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例铺置时最优,该组合最终导流能力为116.7 D·cm;破胶液黏度为1 mPa·s时,支撑剂导流能力最高。试验结果表明:随着黏土矿物含量增大,支撑剂导流能力逐渐降低;支撑剂的破碎主要由于支撑剂颗粒相互挤压而非与储层的相互作用;不同粒径支撑剂组合铺置时,大粒径支撑剂占比越大,导流能力越高;随着闭合压力升高,小粒径支撑剂破碎所造成的渗透率下降是造成导流能力降低的主要原因;破胶液黏度越低,支撑剂导流能力越高。研究结果可为南海低渗透油气藏压裂选层和优化压裂方案提供依据。