纤维控制压裂支撑剂回流实验研究

支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8～12mm,纤维浓度为0.8%～1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。     

包胶支撑剂及回流控制技术的新进展

经过20余年的发展,包胶支撑剂（包括树脂包胶支撑剂、加维支撑剂、热塑膜支撑剂和表面改良支撑剂）已成为控制水力压裂后支撑回流的主要手段之一,随着色胶支撑剂的发展,各种性能都在不断改进和完善,应用范围也在逐步扩大,而国内还处于技术空白区。本文介绍了“边色胶边注入”施工工艺,“二次包胶支撑剂”的应用;介绍了加纤维支撑剂,它是稳定支撑剂充填层,可替代固化色胶支撑剂,是阻止支撑返排的一种新工艺;介绍了热塑膜支撑剂,它可进一步提高支撑剂的回流控制效果、增大支撑剂抵抗地层应力振荡的能力,而施工费用仅为树脂涂敷支撑剂的50％～70％;还介绍了表面改良支撑剂能增加粘胶性或附着力、提高充填层的孔隙度和裂缝导流能力,同时介绍了配伍使用和分子结构模型。     

预防支撑剂回流的纤维增强技术实验研究

支撑剂回流对压裂井有着不利影响,油气田上提出了多种方法来消除或减少支撑剂的回流,其中以纤维增强支撑剂技术最具发展潜力。通过配伍性实验,从5种纤维材料中筛选出了在压裂液中分散性好、不影响压裂液性能的纤维材料A样。把A样纤维和支撑剂混合后,进行了不同闭合压力、不同压裂液粘度和不同纤维浓度的支撑剂充填层稳定性测量实验,并优选出合适的纤维加量为0.9%-1.2%。实验结果表明,加入纤维后,支撑剂充填层的临界出砂流速提高了10倍以上,明显增强了支撑剂充填层的稳定性,对预防支撑剂回流返吐非常有效;同时纤维对支撑剂导流能力的影响可以忽略不计,即不会降低压裂井的增产效果。     

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。     

压裂液悬砂及支撑剂沉降机理实验研究

压裂液的携砂性能优劣直接影响着支撑剂在裂缝中的输送铺置效果及压后裂缝的有效导流能力。研制了“XS-I型”压裂液悬砂及支撑剂沉降物理模拟实验装置;开展了3种陶粒支撑剂（70/140目、40/70目、30/50目）在SRFP-1型压裂液中的悬砂特性研究,分析了支撑剂在携砂液中的沉降量、沉降速率以及二者随沉降时间的变化规律,得出影响压裂液悬砂性能的主控因素。实验研究表明,携砂液中支撑剂沉降分为快速沉降、缓慢沉降、稳定平衡3个阶段。压裂液黏度是影响压裂液悬砂性能的最主要因素,其次是支撑剂粒径、携砂液砂比。低黏度压裂液仅对70/140目支撑剂有一定悬浮能力（支撑剂充分沉降时间10～20 min）,对40/70目和30/50目的支撑剂悬浮性能较差（支撑剂充分沉降时间仅为1.0 min～5.5min）,整体悬砂能力较差。中黏度压裂液对70/140目支撑剂悬浮效果好（仅有9.9%～11.1%的支撑剂沉降）,在小于15%砂比下对40/70目及30/50目支撑剂有较好的悬浮能力（支撑剂充分沉降时间80 min～240 min）。中高黏度压裂液中,大粒径（30/50目）支撑剂在高砂比（25%～30%）条件下加入,也仅有12%～13.1%的支撑剂沉降,悬砂性能优,适宜作为主加砂阶段的携砂液。研究结果丰富了压裂液悬砂能力测试方法及支撑剂优选评价手段,为压裂液、压裂施工参数的优化及支撑剂的优选,提供基础数据依据。      

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。     

水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展

研究水力压裂支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移和展布规律，可以为压裂工艺和压裂材料优选、压裂施工参数优化提供理论支撑，进而提升压裂改造效果。为此，通过调研分析大量的室内实验、数值模拟和理论分析研究成果，归纳了室内试验与数值模拟方法各自的优缺点，总结了支撑剂在井筒和压裂裂缝中的运移和展布特征。研究结果表明：①室内实验能直观地观测和分析支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移与展布特征，是研究支撑剂在井筒和压裂裂缝中运移与展布特征的重要手段，但现有的实验仪器还有改进和完善的空间；②基于计算流体动力学的数值模拟技术是研究压裂支撑剂运移与展布规律的有效补充，其中计算流体动力学—颗粒元（CFD-DEM）法能够更真实地模拟支撑剂运移情况，是未来研究支撑剂运移与展布特征的重要方法之一；③对于单簇射孔，支撑剂更容易进入水平井筒下方射孔孔眼沟通的压裂裂缝；④对于分簇射孔，支撑剂更容易进入射孔相位角和方位角最优的裂缝，并且在压裂液黏度较低时，支撑剂容易进入跟端射孔簇，而压裂液黏度和注入排量增大能够大幅度降低射孔簇间支撑剂分流差异性；⑤对于单一平面裂缝，压裂液黏度、支撑剂粒径与密度、施工排量及裂缝参数是影响支撑剂运移与展布特征的重要因素；⑥较之于单一平面裂缝，复杂压裂裂缝的形态和次级裂缝角度对支撑剂运移与展布的影响更加复杂，需要开展针对性研究。     

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。     

压裂液破胶效果对支撑剂回流影响的实验研究

川西浅层蓬莱镇组气藏地层温度低,容易出现压裂液破胶不彻底的情况,压后排液时常常导致支撑剂的回流返吐。研究压裂液破胶效果对支撑剂回流的影响规律,确定一个合适的破胶液粘度,对于压裂液配方优化调整具有重要的现实意义。文章对压裂液破胶效果与支撑剂回流返吐的影响关系作了详细的实验评价,证实破胶液粘度的临界点为10mPa.s,破胶液粘度低于10mPa.s时基本上不会对支撑剂回流产生影响。     

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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。     

压裂井支撑剂回流预测研究

新疆油田准东、石西和陆梁油田部分油井在压裂后出现支撑剂回流现象,影响了油井的正常生产,降低了压裂效果。针对压裂井支撑剂回流问题,开展了支撑剂回流预测研究,建立了支撑剂回流预测模型,以便在压裂设计阶段预测支撑剂回流趋势、采取适当的控制措施。在建立模型时,考虑了地层力学性质、地层流体、人工裂缝和支撑剂的影响。裂缝导流能力和地层渗透率决定了产出液在裂缝和基质之间的分配关系;在建立裂缝临界流量模型时,首先推导出理论临界流速,然后考虑缝宽、闭合应力和支撑剂的影响对其进行修正。现场实例计算表明,模型的预测结果与现场生产实际相符合。     

酸液溶蚀作用对支撑剂性能的影响

前置酸液加砂压裂是提高致密储层有效动用的技术之一。注入酸液能有效降低储层破裂压力、清洁地层、提高压裂效果,但酸液同时也会与裂缝中的支撑剂接触而发生化学反应,从而降低支撑剂抗压性能,不利于维持较高的导流能力。文中模拟现场压裂施工方案,进行支撑剂酸溶解度测试实验,评价了酸液溶蚀作用对支撑剂抗压强度、导流能力的伤害程度。结果表明:酸液配比对酸溶解度影响最大,其次为接触反应时间;大粒径支撑剂酸溶解度较小,但酸溶蚀作用对大粒径支撑剂抗压强度、导流能力伤害较大;受酸液作用时,石英砂性能相比陶粒支撑剂稳定性好。实验结果为支撑剂的优选、合理控制酸液用量及注入时间等提供了依据。     

实现快速排液的纤维增强压裂工艺现场应用研究

川西新场气田在压后排液测试及采气初期，常常出现支撑剂回流返吐的问题，给压裂井测试和正常输气造成不利影响。为此，文章进行了不同闭合压力、不同压裂液粘度和不同纤维浓度的支撑剂稳定性测量实验，结果表明，加入纤维后的支撑剂充填层的临界出砂流速提高了10倍以上，稳定性显著增强，对预防支撑剂回流非常有效。CX483井现场试验表明，采用纤维增强加砂压裂工艺，排液速度明显加快，排液时间显著缩短，见气时间显著提前，达到了“能快速、高效排液，避免支撑剂回流返吐”的应用效果。这项工艺的成功应用，为进一步降低川西低渗致密气藏压裂液的滞留伤害和预防因地面管线的冲蚀破坏而造成的安全生产隐患提供了可靠的技术保证，具有良好的推广应用前景。     

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。      

新型树脂涂层支撑剂

本文简单介绍了从70年代中期开始,西方国家研制、使用树脂涂层支撑剂的概况。由于该类支撑剂克服了传统支撑剂砂及陶粒固有的缺点,不仅防止了支撑剂被压碎及吐出的现象,也减少了支撑剂嵌入地层的弊病。另外,使用该类支撑剂还可防止细粉的运移,因此在较高的闭合应力下也能使裂缝保持较好的长期渗透率。目前美国许多油田已大量使用这类支撑剂以代替砂及陶粒。文中通过室内评价及现场使用实例说明它在水力压裂作业中的效果比传统支撑剂好,对油田增产作用显著。经济效益分析表明,它是一类最经济、合理很有发展前迫的新型水力压裂支撑剂。     

可降解纤维压裂液的研究及其在苏里格气田的应用

为了提升苏里格气田支撑剂铺置效果,防止出砂和支撑剂回流,对纤维进行了表面改性处理,优化了纤维尺寸、加量,对纤维降解性、分散性、岩心伤害、悬砂性能、压裂液体系耐温耐剪切性能、破胶等性能进行了评价。结果表明,纤维直径为10 μm、长度为12 mm,加量为0.15%,在压裂液中分散良好,120 h可降解80%以上,降解后纤维溶液伤害率小于5%,纤维压裂液增黏性能优异,在剪切速率170?s?1、110?℃下剪切120 min后黏度保持在120 mPa·s以上。纤维通过桥接作用形成网状结构,将支撑剂束缚于其中,降低支撑剂沉降速度,现场试验未发生出砂和支撑剂回流现象,压后无阻流量为108.61×104 m3/d,现场压裂效果良好。      

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。     

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

新型低密度高强度水力压裂支撑剂的研制

在油气田水力压裂中使用性能优异的低密度陶粒支撑剂,不仅可以解决支撑剂在裂缝内输送过程中的沉降问题,提高有效支撑裂缝的长度和导流能力,而且能够降低对压裂流体性能的要求,减小施工泵送功率,降低施工风险。以低品位铝矾土（A1₂O₃含量低于70%）和工业废弃物粉煤灰为主要原料,配以特殊辅料,按照一定比例混合粉磨、经制粒成球及高温煅烧等特殊工艺处理,研制出低密度高强度陶粒支撑剂,制备的粒径为0.45~0.9 mm样品体积密度为1.40~1.55 g/cm3,视密度为2.75 g/cm3左右,在52 MPa闭合压力下破碎率低于5.0%,性能优异,在低渗致密油气田和页岩气增产开发中具有广阔的应用前景。      

含砂压裂液流变规律实验研究

为了达到较理想的压裂效果,现场施工会泵注携带支撑剂的压裂液进入地层,研究含砂压裂液的流变规律可以为压裂液在管道和裂缝中的携砂能力预测提供更加准确的理论依据。将压裂液和支撑剂看作整体进行流变实验,研究混合流体表观黏度随剪切速率变化的规律和机理。含砂压裂液流变实验结果显示,压裂液在加入支撑剂后,在一定剪切条件下黏度低于压裂液本身黏度,另外实验还观察到含砂压裂液表观黏度随剪切强度的变化呈现先降低后升高的“V”形趋势,这是由于固液混合流体的内部结构变化与支撑剂颗粒扰动共同作用的结果。含砂压裂液特有的流变行为同样受到支撑剂浓度、粒径和液体温度等因素的影响。强剪切条件下颗粒碰撞作用明显,含砂压裂液表观黏度随浓度增大而增大,弱剪切条件下,含砂压裂液由于支撑剂造成的附加剪切破坏,表观黏度随浓度增加会先下降后升高。并且含砂压裂液黏度与颗粒粒径以及流体温度呈现反相关关系。