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。     

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。     

单层铺砂条件下支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验研究

在支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响实验中,主要研究了裂缝闭合应力对支撑剂嵌入深度的影响和支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力的影响。研究发现,支撑剂嵌入深度随着闭合压力的增大而增大,但并不遵循线性关系,当闭合压力大于25 MPa时,嵌入深度与闭合压力呈直线关系。单层铺砂浓度下,裂缝导流能力随嵌入深度的变化非常明显,趋近于线性变化,对压力较为敏感。文中还建立了支撑剂嵌入深度对裂缝导流能力影响的定量计算模型,可以用来预测支撑裂缝的导流能力,对现场压裂有一定的指导意义。     

通道压裂裂缝导流能力影响因素研究

为了研究高速通道压裂裂缝内的支撑规律及裂缝导流能力,利用FCES-100导流仪对砂岩岩板进行室内导流能力测试。对比通道压裂铺砂与连续铺砂裂缝导游能力的差异,分析了纤维浓度、铺砂方式和支撑剂类型对通道压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明:低闭合压力下,通道压裂裂缝比连续铺砂裂缝导流能力大,随着闭合压力增加,通道压裂裂缝导流能力下降速度更快;纤维缠绕支撑剂形成网状结构,增加支撑剂团的稳定性,压裂液中最佳纤维质量分数为0.5%;支撑剂团的面积变化系数越大,通道压裂裂缝导流能力越低;支撑剂团块总面积大有利于增大通道压裂裂缝承压能力,但总面积过大裂缝导流能力反而会降低;对比通道压裂中3种支撑剂,覆膜砂的效果最好,其次是陶粒,石英砂效果最差。     

吉木萨尔页岩油藏人工裂缝渗透率变化规律

为研究吉木萨尔页岩储层人工裂缝渗透率在油藏生产过程中的变化规律,基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件,开展不同闭合压力、不同岩性、不同铺砂浓度对裂缝渗透率影响实验.结果 表明:随着油藏开发程度不断加深,人工裂缝渗透率逐渐降低,主要分为两个阶段,且不同铺砂浓度存在差异.第一阶段:高铺砂浓度下闭合压力小于20 MPa,低铺砂浓度下闭合压力小于15 MPa,支撑剂嵌入和破碎共同导致渗透率急剧降低,降低幅度分别为60.16％、82.21％.第二阶段:高铺砂浓度下闭合压力20 ～35 MPa,低铺砂浓度下闭合压力15 ～35 MPa,仅发生支撑剂破碎使得渗透率下降相对较慢.同时,由于泥岩强度较粉砂岩强度更大,支撑剂嵌入深度较低,使得在同等条件下,泥岩储层比砂岩储层的人工裂缝渗透率更大.     

高温高压碳酸盐岩地层酸蚀裂缝长期导流能力实验研究

酸蚀裂缝导流能力是评价酸化压裂效果的重要因素;而酸蚀裂缝在高闭合压力下闭合严重,导流能力很低,并且短期导流能力并不能代表生产时的导流能力,所以需要进行裂缝长期导流能力研究。结合托甫台奥陶系高温高压碳酸盐岩油藏的特征,运用高温高压酸化流动仪、FCES—100裂缝导流仪,进行了酸蚀裂缝、加砂水力裂缝、加砂酸蚀裂缝长期导流能力实验,考察了不同闭合压力下三种裂缝的长期导流能力的变化规律。实验所用酸液类型、酸岩接触时间、支撑剂尺寸和铺砂浓度都是通过前期实验优选得到,分别为稠化酸、60 min、40/70目陶粒及3.0 kg/m2。对实验数据进行分析对比,发现在高闭合压力下酸蚀加砂裂缝比酸蚀裂缝导流能力高,水力加砂裂缝比酸蚀加砂裂缝略高。     

支撑裂缝导流能力新型实验研究

借鉴API标准导流实验原理及流程,设计了一套裂缝导流能力测试系统。导流室采用圆柱形腔室,可以最大限度的利用钻井岩心,提高了导流能力测试实验的经济性和实用性。在相同实验条件下,分别采用圆柱形导流室和API标准导流室进行了对比研究,两者所得裂缝导流能力变化趋势基本相同。用本测试系统研究了闭合压力、铺砂浓度、支撑剂嵌入等因素对导流能力的影响规律。结果表明,支撑裂缝导流能力随闭合压力的增大而减小,随铺砂浓度的增大而增大,且存在一个最佳值,随支撑剂嵌入程度增大而减小。     

页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究

为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试。实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35%~40%,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近。     

煤岩裂缝渗流能力实验评价及近井地层等效渗透率分析

煤岩裂缝的渗流能力是影响煤层气产能的重要因素.采用API导流仪及岩心驱替装置,模拟煤层气排采过程中煤层有效应力的连续变化,评价裂缝闭合压力逐渐升高、地层压力连续下降以及频繁开关井(间歇性排采)等工况条件下煤岩压裂裂缝的动态导流能力和含天然裂缝煤心的渗透率变化.实验结果表明,提高裂缝闭合压力、降低孔隙流体压力以及频繁开关井等都会降低煤岩裂缝的渗流能力,尤其对压裂裂缝的导流能力影响更为显著.基于此,利用实验数据分别回归了煤岩压裂裂缝导流能力和含天然裂缝煤岩渗透率与有效应力的经验关系式,建立近井煤层等效渗透率计算模型.利用该模型可以根据现场测算的等效渗透率,初步判断煤层压裂裂缝的有效导流能力或缝长,可以为煤层气压裂效果评价、分析排采过程中煤岩裂缝参数的动态变化提供一种新方法.     

考虑支撑剂变形的压后支撑缝宽预测新模型

支撑剂嵌入裂缝壁面会降低人工裂缝的导流能力,加快产能递减,使前期的压裂增产施工效率降低,甚至无效化。因此,在生产实践中,多采用多层铺置的模式增加裂缝导流能力,降低支撑剂嵌入及变形的负面影响。但是,现有支撑剂嵌入模型大多建立在支撑剂正方形排列单层铺置的基础上,模型太过理想化,对嵌入后导流能力的模拟并不准确。为使模型计算结果更接近实际,充分考虑支撑剂菱形排列多层铺置对压后支撑缝宽的影响,基于弹性力学和Hertz接触理论对支撑剂在原地应力作用下的应变进行分析,建立了压后支撑缝宽变化的数学模型,并结合实验数据与模型计算结果,对闭合压力、粒径、支撑剂铺置层数等参数进行了敏感性分析,认为适当增加支撑剂铺置层数和选用较大粒径支撑剂有利于降低压后缝宽变化幅度;最后分析了不同储层弹性模量下支撑剂变形量与嵌入量的相对大小,给出了根据云图图版优选不同弹性模量支撑剂的方法。该研究对加砂压裂施工中的砂比优化和支撑剂类型优选具有一定指导意义。     

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.     

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段,即使采用较大规模施工,酸蚀缝长一般不超过120 m,而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此,开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验,以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,模拟高温高压地层条件,通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力,探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术,实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果,优化设计了4 口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工,增产效果良好,为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。     

新型通道压裂支撑剂铺置试验

为了解决常规高速通道压裂技术存在的加砂及泵注程序复杂、纤维要求高等问题,提出支撑剂在裂缝中实现不连续充填的新方法,应用可视化裂缝模拟装置开展新型支撑剂铺置的室内试验,同时运用标准API裂缝导流能力测试仪分析新型铺置方式下的裂缝导流能力。结果表明:新型支撑剂铺置方式可实现不连续充填,且形成的充填层导流能力在低压(5 MPa)及高压(60 MPa)下均有优于常规支撑剂连续铺置时的表现;一定范围内增大溶解性支撑剂比例和粒径可以形成更高的通道率;影响新型不连续充填层导流能力的因素主要有通道收缩、支撑剂间的压实和支撑剂破碎,当闭合压力较低时,通道的收缩及支撑剂间的压实起主导作用,当闭合压力较高时,支撑剂破碎起主导作用。     

致密气藏多尺度支撑机理研究与应用

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源,需经过压裂改造才能实现有效开发。选取四川盆地致密砂岩露头岩芯,雕刻制作粗糙裂缝面岩板开展多尺度裂缝导流能力和支撑剂回流实验,分析导流能力及支撑剂回流的影响规律。研究表明,为了获得较高且稳定的导流能力,近井主裂缝需要有足够的支撑剂以提供更大的剩余缝宽,远井剪切裂缝只加入少量小粒径支撑剂也能有效改善高闭合应力条件下的导流能力;对于支撑剂充填的主裂缝,裂缝导流能力随着闭合应力和支撑剂浓度的变化存在临界闭合应力及临界支撑剂浓度。在支撑剂充填层中加入纤维,临界出砂流速呈数量级增长,可以有效预防压后裂缝的支撑剂回流。致密气藏多尺度支撑理念在四川盆地川西拗陷致密气储层开展的压裂工程实践取得了显著的增产效果,为中国致密气藏经济高效开发提供了有效支撑和借鉴。     

天然裂缝性储层压裂液滤失研究

裂缝性储层压裂液滤失对裂缝的几何尺寸、支撑剂的分布都有较大的影响。现有裂缝性储层压裂液滤失模型都对天然裂缝进行了简化处理,认为天然裂缝对基质均匀切割,这与实际不符,不能准确反映裂缝分布的非均质性对压裂液滤失的影响。基于储层裂缝统计资料,应用概率统计、随机理论、Monte–Carlo 等方法,建立储层二维离散裂缝网络模型,并借助等效渗透率张量原理将裂缝性介质转化为均质各向异性连续介质,建立了基于渗透率张量的裂缝性储层压裂液滤失数学模型。计算结果表明,天然裂缝分布及其与水力裂缝的位置关系的不同使得沿裂缝长度方向,滤失速度变化较大,若天然裂缝与水力裂缝连通,则压裂液滤失主要发生在连通处,文中模拟了天然裂缝和人工裂缝存在三处连通的情况,这三处的滤失量占裂缝总滤失量的45% 以上,建议对天然裂缝进行封堵。     

高阶煤支撑剂嵌入模型

 支撑剂嵌入煤层会损害压裂支撑裂缝导流能力。目前关于煤岩支撑剂嵌入的研究主要为实验研究,缺乏相应的理论数值计算模型。为此,对沁水盆地端氏、曲堤和候村高阶煤层的支撑剂进行嵌入实验,分析了闭合压力和煤岩坚固性系数对支撑剂嵌入的影响;根据Langmuir 定律,推导出二维多层支撑剂嵌入煤岩的缝宽模型和压嵌模型,利用实验数据对模型进行了验证。结果表明：支撑剂嵌入煤岩时,存在临界嵌入压力,煤岩坚固性系数越小,临界嵌入压力越小,支撑剂越易嵌入煤岩;在闭合压力小于30 MPa 时,支撑剂嵌入煤岩程度小于支撑剂粒径的1/2 时,模型计算结果与实验测试结果相似程度较高,推导出的缝宽模型和压嵌模型能有效指导沁水盆地高阶煤层的水力压裂施工设计。     

裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟

受天然裂缝作用影响,裂缝性地层的水力裂缝可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系,这与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝具有巨大的差异。由于常规水力裂缝延伸模型无法用于模拟裂缝性地层中水力裂缝非平面延伸的裂缝形态和裂缝几何,为此,基于水力裂缝相交天然裂缝转向延伸路径的等效平面裂缝思想,建立了水力裂缝非平面转向延伸的数学模型,并推导了相应的数值求解方法。模拟计算表明,当水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时,水力裂缝缝宽在延伸路径上表现为非连续分布,在转向延伸段突变减小,受缝宽减小节流效应影响,井底流体压力升高。影响因素分析表明,水平地应力差和逼近角越大,转向延伸段缝宽越小,对支撑剂输送限制越大;施工排量和压裂液黏度越高,包括转向延伸段在内,整个延伸裂缝段的缝宽越大,支撑剂在裂缝内的运移越容易,压裂施工风险越低。研究为认识裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征提供了思路和方法,为裂缝性地层压裂设计提供了理论依据,具有重要的理论价值和现实意义。