高温高压碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝导流能力实验研究

结合塔河油田托普台区块高温高压纯灰岩储层特点,应用高温高压酸岩反应仪、FCES-100导流仪研究酸蚀裂缝导流能力变化规律。短期导流能力实验结果表明:相同酸-岩接触时间下,稠化酸导流能力高于交联酸;闭合压力低于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力低于酸蚀裂缝导流能力,闭合压力高于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力高于酸蚀裂缝导流能力。加砂酸蚀裂缝导流能力实验结果表明:40/70目陶粒和1.5~2.5 kg/m2铺砂浓度酸蚀裂缝复合导流能力高。长期导流能力实验表明:48 h内导流能力快速降低,然后逐渐下降,120 h后趋于稳定。     

蓬莱天然气区酸蚀裂缝导流能力实验研究

采用蓬莱气区沧浪浦组和茅口组碳酸盐岩全直径岩心,钻取和剖切标准岩心构建缝宽1mm裂缝进行室内实验,分析了不同酸压工艺对壁面溶蚀效应的影响,分析了酸液类型、酸液用量、注入级数以及闭合压力对酸蚀导流能力与导流能力衰减率的影响规律,并评价了不同溶蚀壁面粗糙度值对导流规律的影响。研究结果表明: 相比单一酸液1级交替注入,自生酸和胶凝酸组合具有更强的溶蚀效应,非均匀刻蚀程度和酸蚀导流能力更大。对比不同液量的自生酸和胶凝酸组合3级交替注入,随胶凝酸液量的增加,非均匀刻蚀程度增大,初始导流能力增大,初始导流能力衰减率减小;随自生酸液量的增加,非均匀刻蚀程度增大,初始导流能力减小,初始导流能力衰减率增大;随粗糙度值增大,初始导流能力增大,初始导流能力衰减率增大。随闭合压力增大,胶凝酸用量越多和自生酸用量越少,始终保持更大的导流能力。因此该研究成果在优化酸化压裂施工设计和提高现场施工效果方面具有一定的参考价值。     

碳酸盐岩储层加砂酸压支撑裂缝短期导流能力试验

选用不同的陶粒支撑剂,进行碳酸盐岩加砂和酸蚀加砂支撑裂缝短期导流能力试验.结果表明:酸化导致岩板表面变得凹凸不平、疏松、软化,产生许多细小的矿物颗粒,使酸蚀加砂支撑裂缝的导流能力大幅下降;对于加砂酸压井,应注意控制作用在支撑剂层和酸蚀区地层上的有效闭合压力,使其小于支撑剂和酸蚀地层的强度,防止支撑剂的嵌入、破坏以及酸蚀区地层的变形,以免裂缝导流能力大幅度下降;在加砂酸压施工条件允许的情况下,尽量选用大粒径的支撑剂.     

酸蚀裂缝导流能力实验结果新应用

根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置开展了冻胶酸裂缝导流能力的测试,计算溶蚀速率来推导酸岩反应速率,并根据酸蚀前后导流能力计算残酸浓度,比传统的残酸浓度更精确,应用反应速率与残酸浓度值计算酸液有效作用距离。实验结果表明冻胶酸残酸浓度随着闭合应力的增大而增大,闭合应力越大越早失去效果,鲜酸浓度越高,残酸浓度越高。此法既能更精确预测酸液有效作用距离又能评价酸蚀导流能力,是一种经济适用的酸蚀效果评价方法。     

硫沉积对裂缝导流能力影响的实验研究

含硫气藏在生产过程中会出现单质硫的沉积,引起较大危害,而压裂技术作为气藏增产的主要措施,常由于受高含硫气藏开发中的硫沉积堵塞等原因导致酸蚀裂缝导流能力大幅降低而逐渐失去作用,为了能较好的反映硫沉积对裂缝导流能力的影响以及评价酸化措施对硫沉积后裂缝导流能力的改善效果,采用硫粉和人工造缝后的岩心,模拟硫颗粒沉积对酸蚀裂缝的堵塞,在此基础上酸蚀裂缝,测试裂缝的气测裂缝导流能力。研究表明,硫颗粒堵塞裂缝,导致裂缝导流能力严重降低,以15 MPa为例,裂缝导流能力降低17%~47%,而注入酸液能侵蚀岩石壁面,导流能力降低系数从2.79~3.23恢复到1.0左右,在一定程度上恢复裂缝的导流能力。     

碳酸盐岩酸压裂缝导流能力影响因素

酸化压裂是碳酸盐岩储层开发的重要技术手段,酸液注入方式、压裂裂缝开度与酸蚀蚓孔形态等直接影响酸蚀裂缝导流能力。以奥陶系岩下碳酸盐岩储层为研究目标,在建立裂缝开度表征方法基础上,开展不同酸液体系、不同注酸方式、不同裂缝开度及不同缝面形态对酸压裂缝导流能力的影响研究,明确影响酸压裂缝导流能力的主控因素。实验结果表明：主体酸加入稠化、清洁剂后对溶蚀率与酸蚀后裂缝导流能力影响不大;单一注酸与交替注酸方式对酸压裂缝导流能力影响较小,但对残酸返排影响较大,交替注酸方式可降低返排压力70%;裂缝开度越大,酸蚀后裂缝导流能力越大,但提高导流能力倍数越小;裂缝开度>12μm易形成“窜流”酸蚀蚓孔,利于酸蚀通道建立;微裂缝开度与裂缝发育联通是影响酸蚀蚓孔与导流能力的主控因素,次之为微孔发育与联通与储层矿物分布形态。综合酸压工艺推荐先压裂、后酸化、交替注酸的方式。     

基于灰色关联法的酸蚀导流能力影响因素

酸蚀裂缝导流能力是评价酸化压裂的重要因素,通过利用FCES—100导流仪进行酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究,并采用正交实验和灰色关联法分析各参数对酸蚀导流能力的影响程度。结果显示:交联酸的酸蚀裂缝导流能力随着酸液浓度的升高而增加;交联酸的酸蚀裂缝导流能力随着酸岩接触时间的延长而增大,但随着酸岩接触时间的增加,酸蚀裂缝导流能力的增加幅度越来越小; 50 MPa以前,高铺砂浓度的酸蚀裂缝导流能力更低;当闭合压力大于50 MPa时,高铺砂浓度下,导流能力会越大;利用灰色关联分析法,上述考虑的因素对酸蚀导流能力的影响程度从大到小分别为:铺砂浓度、酸液浓度、酸岩接触时间、闭合压力。明确了相关影响因素对酸蚀裂缝导流能力的大小关系,为更加有效进行酸压设计提供了重要指导。     

煤岩填砂裂缝导流能力实验研究

在煤岩填砂裂缝的导流能力的实验研究中,这次主要分析研究煤粉粒径以及支撑剂铺砂浓度这两个方面对煤岩填砂裂缝导流能力的影响。从实验结果来看,裂缝导流能力随着围压的增加而降低。煤粉的粒径越小对裂缝的导流能力造成的损失越大。铺砂浓度越大,煤岩裂缝之间所产生的导流裂缝的缝宽越大,导流能力越好。铺砂浓度为0.5 kg/m2的裂缝导流能力随围压的变化非常明显,趋近于线性变化,对压力较为敏感。     

提高均质致密碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力效果研究

均质致密碳酸盐岩储层岩心经酸刻蚀后主要形成均匀刻蚀形态,裂缝主要通过少量凸起点支撑,岩性较软或在储层闭合应力时支撑点容易破碎或嵌入裂缝壁面使得裂缝大部分闭合,无法形成有效的自支撑渗流通道。通过向酸蚀裂缝内加入一定量的支撑剂能有效提高酸蚀裂缝导流能力。深入研究支撑剂粒径、铺砂浓度以及闭合应力等因素对酸蚀裂缝导流能力的改善情况。结果表明:自支撑裂缝随闭合压力增大下降迅速,在34.5 MPa时的导流能力已不足初始闭合压力下的2%,难以在储层闭合压力下有效保持,达不到长期增产的目的。增加额外支撑点的酸蚀裂缝,其导流能力在储层闭合压力下是自支撑裂缝导流能力的3~7倍。大粒径支撑剂能提供更高的裂缝导流能力,在酸压允许的情况下尽量选用大粒径支撑剂。现场对PG4井进行了加砂酸压改造技术,获得了6.314×104m3/d的产量,证实了均质致密碳酸盐岩储层酸压改造中提供额外裂缝支撑剂的必要性。     

水力裂缝形貌对酸刻蚀行为及导流能力影响

目前酸压裂缝导流能力实验多采用光滑岩板模拟地层水力裂缝,忽略了裂缝粗糙形貌对酸刻蚀行为、导流能力影响。采用自研装置酸压裂缝导流能力测试系统,分别用光滑岩板、粗糙岩板模拟光滑裂缝、粗糙裂缝,研究了不同注酸排量、注酸时间下两种不同形貌水力裂缝的酸刻蚀行为和导流能力特征。结果表明,酸刻蚀后光滑裂缝轮廓线迂曲度增加;粗糙裂缝相反,酸刻蚀作用体现为削峰深谷。增加注酸排量或注酸时间,粗糙裂缝的高程变化、裂缝宽度、酸溶蚀量和导流能力增加幅度均明显大于光滑裂缝,且导流保持能力更好;粗糙裂缝对注酸参数变化更敏感。粗糙岩板利于真实评价储层条件下酸压裂缝导流能力,提高酸压方案设计的针对性,改善酸压效果。     

煤层水力压裂裂缝导流能力实验评价

水力压裂技术是煤层气井增产的重要手段,而由于煤层气储层与常规石油天然气储层存在较大的差异,对煤层压裂裂缝导流能力的研究不能照搬常规石油天然气储层的研究结论,有必要开展煤层水力压裂裂缝导流能力的针对性研究。使用FCES—100裂缝导流仪,用从现场取出的煤块加工而成的煤板进行了裂缝导流能力实验研究。根据实验结果,研究了闭合压力、铺砂浓度、时间和天然裂缝对煤层裂缝导流能力的影响。研究认为:随着闭合压力的增加,煤层裂缝导流能力下降幅度达50%以上;高铺砂浓度下的导流能力明显高于单层铺砂浓度下的导流能力,提高铺砂浓度有利于形成高导流能力的裂缝;随着闭合压力作用时间的增加裂缝导流能力逐渐下降,降幅为20%—35%。煤层天然裂缝对导流能力有着直接的影响,这种影响在闭合压力较高的情况下表现的尤为明显。     

支撑剂铺置模式及其对水力裂缝导流能力的影响规律

为确定支撑剂铺置模式对水力裂缝导流能力的影响规律,通过对加砂和返排过程中支撑剂颗粒的定性受力分析,研究了支撑剂在水力裂缝内的铺置模式,在此基础上建立了支撑剂颗粒数目以及裂缝导流能力的理论计算模型,定量地把支撑剂铺置模式和裂缝导流能力关联起来.结果表明:支撑剂在裂缝内的铺置过程为通过受迫流动形成的两阶段非自然堆积过程,包括支撑剂颗粒被高黏度携砂液高速携带进裂缝内部的无序随机渐次堆积以及在工作液反向携带和裂缝有效闭合压力共同作用下的有序紧密压实堆积.根据最大填充率能量原理和颗粒堆积稳定性原理,经过两阶段的非自然堆积过程后,支撑剂颗粒的配位数会越来越大,颗粒体系的填充率会越来越大,颗粒之间的孔隙体积会越来越小,直至达到最稳定的六方密堆积或立方密堆积或二者的混合模式.六方密堆积模式和立方密堆积模式所对应的裂缝导流能力基本相当,但远低于正方体堆积模式.在实际压裂施工过程中,即便支撑剂颗粒体系可能达不到也会趋近这两种紧密堆积模式,最终的裂缝导流能力仍然会远小于立方体堆积模式.本文的理论模型以及研究结论可为水力压裂设计提供分析工具和理论依据.     

页岩压裂剪切裂缝形成条件及其导流能力研究

页岩气藏清水压裂形成的缝网中存在大量非支撑剂充填裂缝,粗糙裂缝面的剪切错位是其主要的导流机理。理论分析了剪切裂缝形成条件及裂缝错位程度,并通过实验研究了缝面错位程度和粗糙度对导流能力的影响。理论分析表明,水力裂缝诱导天然裂缝发生剪切滑移的条件是裂缝内净压力超过地层水平主应力差。高应力差、低杨氏模量和低泊松比地层中的天然裂缝易形成较大的错位程度。在压剪闭合状态下形成最大错位的有利天然裂缝角度是arccotKf/2。实验结果表明,页岩裂缝发生滑移错位,导流能力可提高2个数量级以上;但错位程度的影响存在随机性。粗糙度较大的裂缝更易形成高导流能力,但没有绝对的相关性,粗糙度对剪切裂缝导流能力仅在低闭合应力条件下影响显著。软页岩缝面凸起易破碎,粗糙度相近情况下软页岩错位裂缝的导流能力可比硬页岩的低一个数量级以上。     

高温绝热材料保温性能的实验研究

本文介绍我校研制成功的,用于测定绝热材料表观导热系数的双试样保护热板1400K高温导热仪。测定了岩棉和硅酸铝毡二种绝热材料的表观导热系数,得出相应的回归方程。测试结果与国外同类材料的数据相比,具有较好的可比性。     

盐间非砂岩地层支撑裂缝长期导流能力实验研究

盐间非砂岩地层是强度较低、塑性变形量大、流变性强的储层,如果支撑剂选择不当,支撑剂嵌入将很严重,支撑裂缝的长期导流能力将损失巨大.运用FCES-100裂缝导流仪,模拟盐间非砂岩地层的温度与闭合应力条件,采用3种支撑剂、2种铺砂浓度,进行了盐间非砂岩地层岩石的支撑裂缝长期导流能力实验.发现:盐间非砂岩地层的支撑剂嵌入问题较严重,有必要使用高铺砂浓度、优质以及大粒径的支撑剂,以获得更高的支撑裂缝长期导流能力.根据实验结果回归出了在70℃、20MPa闭合压力情况下,支撑裂缝导流能力随时间变化的关系式,可以用其来预测盐间非砂岩地层中支撑裂缝导流能力的衰减趋势,对现场压裂有一定指导意义.     

页岩支撑裂缝中渗透率变化规律实验研究

在页岩气藏的压裂开发中,支撑裂缝的渗透率是影响裂缝导流能力和压裂增产效果的重要因素。通过实验
手段,研究了吸附气体的溶胀作用和支撑剂的嵌入作用对Greenriver 页岩支撑裂缝渗透率的影响。采用Pulse test 实
验方法,测量并对比了非吸附气体和吸附气体的渗透率。以He 为代表性的非吸附性气体,实验测得其在花岗岩和页
岩中的渗透率曲线为线性,渗透率随着有效应力的减小而增加,且支撑剂的嵌入作用使页岩中的渗透率明显降低;以
CO2 为代表性的吸附性气体,实验测得其在页岩中的渗透率曲线呈典型的“U”型,这是由于CO2 溶胀作用和有效应力
共同作用的结果,从而说明在页岩支撑裂缝中,溶胀作用同样对渗透率有显著影响;与He 在页岩中的渗透率相比,相
同压力下的CO2 渗透率更低,且在Langmuir 压力值附近达到最小值。     

压裂用陶粒支撑剂短期导流能力试验研究

压裂裂缝的导流能力试验研究对低渗油田的开发具有重要作用 .在文中就压裂用陶粒支撑剂进行了两种铺砂浓度 (5.0 kg/m2 、1 0 .0 kg/m2 )在 1 0～ 1 0 0 MPa下的短期导流能力试验 ,并分析了影响导流能力的因素 ,提出了提高裂缝导流能力的方法 .该试验研究结果将对低渗油田的压裂优化设计提供有益的帮助