绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

现场已用绒囊转向剂实施造缝转向,其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝,选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵,利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线,计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa,相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16,下降64.44%。实验表明,利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度,降低岩石水平应力差,为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层,在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后,注入绒囊转向剂实施暂堵,再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa,剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显,未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为,绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力,降低地层水平应力差值,增大新缝起裂角度,促使裂缝转向。     

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。     

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

普光气田绒囊修井液结合固相堵剂暂堵深部低压气层

普光气田深部碳酸盐岩地层天然裂缝、溶洞与改造后人工裂缝结构共存,井筒液柱与地层形成压差时成为漏失通道,需实施暂堵。绒囊修井液封堵低压气层可行,但封堵大尺度通道用量过大,为此,引入固态堵剂辅助绒囊修井液降低流体用量。室内串联直径38 mm、长60 mm,含缝宽5.0 mm贯穿裂缝的人造岩心,模拟大尺度漏失通道。绒囊修井液复合质量分数0.1%~1.5%的碳酸钙颗粒和纤维,对比单一体系与复合体系注入裂缝至驱压达20 MPa时流体用量;封堵后,注入破胶液解除暂堵,重复测定清水流速恢复效果。实验结果表明,相同承压所需绒囊修井液体积随固态堵剂加量增大而下降12.3%~60.5%,与固态堵剂加量正比关系较明显;破胶后,裂缝中清水流速恢复率达98%,伤害程度较低。S-3X井、P-2Y井分别试验绒囊修井液与纤维、绒囊修井液与颗粒复合封堵技术,计算提高地层承压26 MPa、32 MPa,复合体系用量相对单一体系降幅超过30%。绒囊修井液复合固相堵剂满足普光气田深部气层大尺度漏失通道中封堵性与经济性双重要求,扩展了绒囊流体应用领域。     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。     

碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。     

绒囊流体提高岩石力学强度作用机制

绒囊流体作为一种新型的工作流体广泛应用于钻完井、酸化、压裂、修井、提采等石油工程勘探开发各个阶段，明确绒囊流体提高岩石力学强度作用机制可以更好的指导现场提高措施成功率。室内测定了绒囊基液、绒囊流体的密度、流变性、封堵能力、作用前后的岩石力学参数。结果表明含有绒囊后，体系密度降低，表观粘度、塑形粘度、动切力、初切、终切、封堵压力提高，岩石抗压强度、弹性模量分别提高了14.45 MPa、2.40 GPa，泊松比降低了0.097。根据有效应力原理结合室内实验结果，认为绒囊流体提高岩石力学强度的机制为：岩心内部的绒囊流体在流动及岩石压缩变形过程中产生封堵力，分担了部分外力从而提高岩石强度。     

水溶性化学微粒分流剂SA-2的实验研究

酸液的分流置放技术与酸液体系的选择同等重要。对长井段酸化时,各层位的污染和伤害通常是不均匀的,且由于地层的非均质性,如不采取分流措施,大部分酸液将倾向于向高渗透层漏失,使酸液的解堵作用大为降低,因此采用分流置放技术是保证酸液有效解堵的关键。研制出了易于使用、高效分流的水溶性化学微粒分流剂SA-2。SA-2遇酸能够形成稳定的化学微粒,化学微粒在环境pH值达到6～7后能够完全溶解;其微观形态及粒径可通过表面活性剂类型与浓度控制,现场应用需结合储层孔喉关系优选表面活性剂类型与用量;使用3～5倍孔隙体积的化学微粒就可实现岩心的稳定封堵,为确保施工过程中的稳定分流,酸溶液与SA-2的混合比例至少应为5︰1。实验室条件下,在注入压差恒定为1.5 MPa下,用时200～250 s就可达到较为理想的分流效果。现场应用中应根据储层孔喉关系合理优化分流剂粒径分布与浓度,在较短时间内达到稳定分流的目的。     

临兴地区深部煤系天然气井试采过程绒囊流体控水效果室内评价

临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m3/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止。堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8%,日产气量由300 m3/d增至394 m3/d,增幅31.3%,现场评价绒囊流体堵水效果出现了分歧。为了解决这一争议,室内分别以临兴盒2储层基质岩心和含人工裂缝岩心模拟层间水和人工裂缝及边底水窜产水通道,以地层水和氮气为两相流动介质,利用渗透率仪测定绒囊流体封堵后气、水两相的突破压力,模拟分析绒囊的堵水效果和稳气控水能力。绒囊流体封堵岩心基质后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.200~0.210 MPa/cm和0.015~0.025 MPa/cm;封堵人造缝岩心后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.035~0.040 MPa/cm和0.015~0.020 MPa/cm。结果表明,绒囊流体增加了水和气的流动阻力,但水的阻力增加更大,能够实现控水。堵水后气井产量不理想可能是地层产气能力不足、绒囊流体用量不合理等原因造成。因此,应合理调整绒囊流体体系性能和堵剂用量,增加地层水的突破压力,实现稳气控水。     

超临界二氧化碳压裂过程中注入压力对致密砂岩力学特征的影响

针对致密砂岩气藏采用超临界二氧化碳压裂技术开发中,未考虑二氧化碳流体对储层岩石力学影响,从而导致设计压裂施工参数与现场实际不吻合问题,取苏里格气田2 800 m左右石盒子组地层岩心,在围压38 MPa、温度85 ℃下,模拟地层条件开展超临界二氧化碳压裂致密砂岩岩石力学特征实验,测试二氧化碳注入压力从3 MPa增加到35 MPa,然后加轴向压力至岩石破坏,获得致密砂岩岩石应力—应变曲线。研究表明,随超临界二氧化碳注入压力增大,致密砂岩抗压强度、弹性模量均减小,泊松比则增加,脆性指数先略微增大而后呈减小趋势。拟合出脆性指数与二氧化碳注入压力的关系式,相关系数为0.903 6,注入压力为4.55 MPa时脆性指数极值为0.483 5。超临界二氧化碳压裂时应考虑注入压力对岩石力学参数的影响,弹性模量、泊松比、脆性指数等岩石力学参数影响致密砂岩裂缝起裂及扩展规律。     

水平井压裂过程中固井界面裂缝的扩展规律北大核心

页岩气水平井压裂过程中,高压流体的注入可能会引起压裂液沿水泥环一、二界面的窜流,对页岩气井井筒完整性提出了严峻挑战。基于CZM模型建立了定注入压力下水泥环一、二界面裂缝扩展模型,分析了水泥环、地层力学参数对固井界面裂缝扩展的影响规律。研究结果表明:提高固井二界面的胶结强度能同时抑制一、二界面的裂缝扩展;水泥环弹性模量由4 GPa增加至9 GPa,一、二界面扩展长度分别降低10 m、19 m,当弹性模量超过6 GPa时,其对二界面的影响减弱,泊松比由0.2增加至0.3,一、二界面裂缝长度分别降低10 m、1 m,表明泊松比主要会对一界面的裂缝扩展有所影响;地层弹性量从25 GPa增加到35 GPa,一、二界面裂缝长度分别增加3 m、9 m,表明弹性模量较低的地层有助于控制界面裂缝扩展。研究结果对水平井压裂过程中水泥环密封完整性的评价以及水泥浆体系的优选具有一定的指导意义。     

含水饱和度对岩石力学参数影响的实验研究

利用人造岩样,对地层的弹性模量、泊松比、抗压强度等参数随含水饱和度的变化规律进行了实验研究,并摸索出了从岩样制备到实验方案确定的适合于松散砂岩力学性能测试的一整套方法。研究表明：疏松砂岩的弹性模量很小;随着含水饱和度的增大,弹性模量减小,泊松比的变化规律不太明显;随着含水量的增大,岩样的三轴强度下降,含水饱和度对弱胶结岩石强度的影响比对胶结较好的地层敏感。