致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

真三轴大物模水力压裂裂缝起裂及扩展模拟实验北大核心CSCD

目的鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层岩石致密、非均质性强,孔喉分选性及连通性较差。前期常规压裂工艺改造手段单一,裂缝欠发育的致密储层改造效果不佳。方法根据量纲分析法(π定理)优化了物理模拟实验相似准则设计思路,设计了等比例缩小的压裂裂缝起裂及延伸模拟系统。利用大尺寸真三轴模拟实验系统,系统开展了30 cm×30 cm×30 cm致密砂岩露头岩样水力压裂模拟实验。利用三维扫描仪量化评价压裂裂缝改造面积,结合岩体破裂时的实验泵压峰值,揭示裂缝起裂及延伸规律。结果量化了天然裂缝及弱面、应力差、压裂液体类型和施工排量条件下压裂裂缝起裂压力及其改造面积,揭示了地质工程因素对压裂裂缝延伸行为的影响规律,明确了地质工程参数对压裂裂缝延伸及复杂缝网形成的影响程度。结论天然裂缝及弱面发育、低应力差、低黏滑溜水和高排量是获得复杂裂缝形态的有利因素,为研究区块体积压裂工艺试验进行了实验佐证和理论依据。建议采用“大液量、大排量、扩大波及体积”为主的体积压裂思路及工艺技术,以获得复杂缝网的改造目标。     

致密储层体积压裂作用范围及裂缝分布模式——基于压裂后实际取心资料

体积压裂在地层中的有效作用范围和压裂缝特征是非常规油气勘探、开发非常关注的问题。本文依据长庆油田在鄂尔多斯盆地致密油试验区完钻的取心井岩心资料、测井资料和分析化验资料，对经大规模体积压裂后储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征，进而分析了致密储层体积压裂改造区人工裂缝发育特征，探讨了体积压裂的有效作用范围、压裂缝的空间分布等关键问题。观察结果表明，X233致密油试验区长7段体积压裂后油层段块状砂岩中发育长度0.13 m近垂直的张性微裂缝，邻近长度1.49 m油层见大量层理缝顺层或斜交延伸，油气外渗显著，为压裂改造后形成的人工缝。综合分析认为，长7段致密油层体积压裂后，由有限数量的主缝、压裂影响形成的大量微裂缝及受压裂影响延伸或扩展的层理缝共同构成了改造后储层的裂缝特征；现阶段技术条件下，体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限，微裂缝分布较广，油层剩余油饱和度依然很高，表明致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景,总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状,得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题,并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述,未来应重视理论分析与模拟实验相结合,给出定量评价方法;超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外,研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合,逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

超临界CO2压裂技术现状与展望

以水基压裂液开发非常规油气过程中所面临的问题为背景，总结了超临界CO₂压裂技术的独特优势、技术特点、工艺流程及其作业机制。全面分析了超临界CO₂压裂技术的起源、超临界CO₂压裂岩石起裂机制、缝内携砂规律、井筒流动与控制、压裂设备及现场试验等研究发展现状，得到了当前阻碍该技术工业化应用的关键问题，并给出了相应对策。针对超临界CO₂压裂岩石起裂机制的研究多为现象性描述，未来应重视理论分析与模拟实验相结合，给出定量评价方法；超临界CO₂缝内携砂能力的研究除了加强增黏剂方向的攻关力度外，研发纳米纤维实现物理增黏、开发新型低密度支撑剂、提高施工设备技术参数等也是有益的工作。未来超临界CO₂压裂技术将逐渐由直井单层压裂向水平井多级压裂发展并与连续油管拖动压裂相结合，逐渐满足页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规油气的规模化开发需求。     

岩石脆性对水力压裂裂缝影响的数值模拟实验

水力压裂裂缝起裂与拓展轨迹对致密油气储层水力压裂改造效果的影响至关重要。基于胜利油区某区块埋深为3200m的致密砂岩储层岩石试样的单轴压缩物理实验结果,应用数值模拟软件RFPA~(2D),对单轴压缩数值模拟实验中的岩石力学参数进行标定,建立数值模拟模型,研究岩石脆性指数及残余应力水平对水力压裂裂缝拓展轨迹的影响。研究结果表明:岩石脆性指数越大,越有利于水力压裂裂缝的拓展,并且产生的裂缝越宽,起裂压力越小,形成有效复杂裂缝网络的面积越大,水力压裂改造的效果越好;岩石残余应力水平越低,水力压裂产生裂缝的发育程度越高,并且压裂裂缝的宽度越宽,起裂压力越低,水力压裂改造的效果越明显。     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟

通过建立大模型多点升温和测量方法与CO₂吞吐回压控制及测量实验方法,研发了大型露头致密岩样分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验系统;通过建立饱和含气模拟油的物理模拟实验方法和大模型抽真空饱和水的物理模拟实验方法,创建了分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法。在此基础上,针对中国致密油藏储层特性,进行了致密油藏分段压裂水平井注CO₂吞吐方式的探索研究。研究结果表明:分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法能够较好地描述注入CO₂在致密油藏分段压裂水平井吞吐的渗流动态,CO₂吞吐开发方式能够有效地提高致密油藏的动用程度。在模拟的区块中,CO₂吞吐后的最终采出程度要比弹性驱的采出程度高12.5%,该研究成果将对致密油藏的有效开发提供一定技术支持。     

基于储层纵向非均质性的水力压裂裂缝三维扩展模拟

水力压裂技术是有效动用致密气、页岩气等非常规油气资源的主体储层改造技术。为解决储层纵向非均质性导致的水力压裂裂缝垂向过度延伸或延伸受限等问题,采用大尺度岩样（762 mm×762 mm×914 mm）水力压裂物理模拟实验,优化建立了基于离散格子理论的全三维水力压裂数值模型,分析了薄层致密砂岩、多层理页岩两类储层的水力裂缝扩展形态及其主控因素。研究结果表明：(1)鄂尔多斯盆地苏里格地区致密砂岩储层水力裂缝形态以径向缝、椭圆和长方形为主,层间水平应力差、储隔层厚度比是水力压裂裂缝形态的主控因素,通过控制排量、增加滑溜水注入比例方式可降低裂缝垂向过度延伸;(2)页岩储层由于层理面的存在,三维空间形态更为复杂,裂缝垂向扩展分别呈现“1”“丰”“T”“十”和“工”字形共5种形态;(3)对于走滑构造型页岩气藏压裂,层理面胶结强度是压裂裂缝展布形态主控因素,通过前期高黏液造主缝,后期低黏滑溜水沟通水平层理的“逆混合”改造技术模式可提升页岩储层三维空间有效改造范围。结论认为,开展现场尺度下水力裂缝空间三维扩展形态模拟及其影响因素分析,可为非常规油气提高储层高效体积改造工艺技术优化提供参考依据。     

超临界CO2压裂裂缝特征研究现状与展望

为加强对超临界CO2压裂裂缝特征的认识,指导超临界CO2压裂技术的发展,总结了前人对超临界CO2起裂、扩展和导流能力特征的研究.结果表明:超临界CO2压裂裂缝起裂压力比液态和清水压裂低,其主导原因是超临界CO2的低黏度和高扩散性使孔隙压力增大起裂压力降低;超临界CO2压裂裂缝扩展影响因素复杂,主要受CO2相变、岩石弱面...     

致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例

研究致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用对天然裂缝定量预测具有重要意义。在总结了国内外脆性测试的20余种方法的基础上,重点论述了非常规油气中脆性评价方法的发展和应用情况,并以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例,在天然裂缝发育特征的基础上,对储层脆性特征进行评价,并探讨储层脆性对裂缝的控制作用。研究表明,陇东地区长7储层发育多组高角度构造裂缝,这些裂缝广泛分布在不同的岩性中。储层中不同岩性脆性特征差异性较大,其中砂岩脆性最大,含泥质砂岩次之,泥岩脆性最小,表现出随着泥质含量增加,脆性指数逐渐减小的特征。在特定的古构造应力背景下,储层脆性控制了天然裂缝的发育特征及发育程度。当岩层脆性指数大于某一值时更易发育高角度裂缝,而低于这一值时更易发育中-低角度裂缝。脆性也控制了储层自身的破裂能力。随着岩层脆性指数增大,在构造应力作用下岩层越易发生破裂导致裂缝发育程度较高;而脆性指数越低,岩层越易发生形变而非破裂,裂缝发育程度较弱或基本不发育。     

致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响

为了研究致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响,采用300 mm×300 mm×600 mm天然砂岩进行真三轴水力压裂实验,实验过程中采用2套压裂液注入系统分别独立控制2条水力裂缝,实验后将试件连续切片分析实验结果,同时采用三维流固耦合数值模拟方法研究孔隙压力场对水力裂缝扩展的影响。结果表明:在致密砂岩压裂中,由于孔隙压力场的存在,无论是簇内裂缝还是簇间裂缝扩展,当缝间距与裂缝半长的比值较小时,裂缝之间表现为相互吸引;当缝间距与裂缝半长的比值较大时,裂缝之间的相互影响较弱,多裂缝之间未出现相互排斥现象;除缝内净压力、缝间距、应力差外,裂缝周围孔隙压力场也是影响多裂缝扩展的重要因素;孔隙压力的增大减小了有效应力,岩石更容易发生剪切破坏,从而加速了裂缝的非平面、非对称双翼扩展;现场致密砂岩多段分簇压裂应增大簇间和簇内射孔间距,可避免压裂液滤失导致裂缝长度的减小,增大储层的改造体积。     

页岩二氧化碳压裂裂缝扩展机制及工艺研究

针对目前不同状态二氧化碳压裂裂缝扩展机制及二氧化碳压裂最优模式研究欠缺的问题,设计并开展了不同状态二氧化碳压裂物理模拟实验,同时进行了相关数值模拟,研究了不同状态二氧化碳对裂缝起裂及扩展的影响,对比分析了不同工艺下的压裂效果,并对二氧化碳压裂相关工艺的参数进行了优化。研究结果表明,二氧化碳作为压裂介质可降低破裂压力,提高裂缝复杂度;破裂压力由小到大排序为：超临界二氧化碳 ＜液态二氧化碳 ＜二氧化碳泡沫滑溜水 ＜滑溜水;二氧化碳复合压裂方式有利于增产、稳产,前置液 ＋后半程伴注液态二氧化碳／二氧化碳泡沫复合压裂工艺有助于提高改造效果;二氧化碳复合压裂工艺中起泡基液黏度应控制在3~6 mPa·s,泡沫质量应大于 75％,施工后半程泵入泡沫段塞更有利于提高改造体积。     

致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法

研究致密碎屑岩储层岩石破裂特征及脆性评价方法对致密油压裂优化设计具有重要意义。文章以辽河盆地沙河街组致密碎屑岩储层为例,开展了不同岩性岩石的三轴压缩实验,分析了宏观破裂行为和压后岩石显微裂缝的发育类型,通过对比常规的弹性参数法和矿物组分法等脆性评价方法,建立了基于三轴压缩破裂过程中能量守恒的新脆性评价方法。实验表明,岩石破裂特征受控于岩石脆性和岩石所处的围压条件。一方面,脆性较强的岩石主要发育穿晶张裂缝,随着脆性程度减弱,裂缝数量逐渐减少,类型则以晶内裂缝为主;另一方面,随着围压增加,压裂后岩石内部微裂缝类型从穿粒张裂缝向晶内裂缝过渡,说明围压极大地抑制了微裂缝的扩展。传统弹性参数法表征的脆性结果与实验描述的脆性破裂特征相反（即脆性指数高,而岩石破裂程度差）,而矿物组分法不能描述不同围压下岩石的脆性程度。本文提出的新脆性评价方法,可以连续地描述岩石从超脆性到韧性变形的力学演化过程,脆性指数不仅与峰前的杨氏模量有关,而且还与峰后应力降梯度（软化模量）有关。利用该方法表征了不同围压下致密砂岩脆性程度,其结果与实验描述岩石脆性破裂特征相符合,证实了方法的可行性。     

陆相页岩气层的CO_2压裂技术应用探讨

中国陆相页岩气资源潜力较大。与海相页岩相比,陆相页岩气层具有厚度薄、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、压力低等特点,海相页岩气的开发技术(特别是压裂技术)并不完全适用。为此,针对陆相页岩气层的储层特征和压裂改造难点,分析了CO2泡沫压裂技术、CO2增能压裂技术和液态CO2压裂技术的特点,并在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO2压裂、CO2增能压裂应用试验。结果表明:纯液态CO2在2.0m3/min排量下可压开长7段页岩气层,压后排液迅速,24h后即点火可燃;同时,CO2增能压裂能显著提高压裂液返排速度和返排率,缩短排液周期,有利于陆相页岩气的勘探开发。此外,根据目前国内压裂设备和技术现状以及环保问题,提出了陆相页岩气层CO2压裂技术今后的应用和发展思路。