高通道压裂非均匀铺砂技术研究进展

高通道压裂技术已成为开发非常规油气资源的重要增产措施。非均匀铺砂技术是高导流裂缝通道形成的关键。在系统调研非均匀铺砂技术相关文献的基础上,从工艺技术、压裂液改进技术及支撑剂表面改性技术3个方面,阐述了支撑剂“团簇”的形成、保持与强化技术的最新研究进展。指出非固化树脂聚砂技术和降低电位聚砂技术是实现非均匀铺砂的关键,是未来支撑剂改性的方向,并从支撑剂改性机理、技术优点及现场应用3个方面综述了上述2种支撑剂改性技术。分析了非均匀铺砂技术及支撑剂表面改性技术所存在的问题及发展趋势,以期为国内高通道压裂技术的普及提供一种新的思路。     

水力压裂支撑剂现状及展望

综述了国内外油气井水力压裂用支撑剂的发展状况，对目前现场应用的支撑剂进行了性能对比分析，就适应不同闭合压力地层压裂用支撑剂提高导流能力的途径和选型进行了阐述，重点分析了国内陶粒支撑剂的技术现状，并提出了今后支撑剂技术的发展趋势。     

非常规储层压裂支撑剂输送实验及数值模拟研究进展

非常规油气已经成为保障能源安全的重要支柱,而大规模水平井体积压裂技术是非常规油气经济开发的关键手段。由于压裂液、支撑剂、泵注排量等施工参数与常规压裂之间存在差异,大规模体积压裂过程中支撑剂输送铺置规律呈现完全不同的特征。文章从寻求非常规储层压裂支撑剂输送过程的典型特征出发,梳理了近年来国内外支撑剂输送实验和数值模拟的理论研究成果,阐述了单缝和复杂缝网中支撑剂输送、铺置、分流等规律,评价了基于计算流体力学的支撑剂输送数值模拟方法的适应性与局限性。以此为基础,对非常规储层压裂支撑剂输送模拟研究进行了展望,指出粗糙裂缝模拟实验装置、压裂液—支撑剂速度表征测试方法、裂缝-压裂液—支撑剂流固耦合条件下数值模拟方法等方向将是下一步研究重点,从而为非常规油气高效改造提供理论指导。     

油气开采用功能压裂支撑剂的研究进展

油气开采用功能压裂支撑剂以其稳定的化学性质、高效的油气增产能力以及特殊功能等特点,受到科学界和工业界的广泛关注.综述了近年来发展起来的油气开采用功能压裂支撑剂的最新研究进展,介绍了油气开采用功能压裂支撑剂的种类,包括减水支撑剂、可膨胀支撑剂、示踪支撑剂、回流控制支撑剂、水处理支撑剂、自悬浮支撑剂、原位支撑剂和木质支撑剂...     

非常规油气储集层粗糙压裂裂缝内支撑剂运移机理

基于分形插值理论建立了具有粗糙壁面裂缝的生成方法,同时考虑颗粒-颗粒、颗粒-壁面、颗粒-流体的相互作用,建立了基于计算流体力学（CFD）-离散单元法（DEM）耦合的支撑剂-压裂液两相流动模型。经实验数据的检验,证实该模型可以较好地匹配粗糙裂缝内支撑剂的运移情况及堆积过程。经多个方案的数值模拟研究表明：与光滑平板裂缝相比,支撑剂在粗糙裂缝内输送,壁面粗糙凸起会显著影响支撑剂的运移与沉降,裂缝模型的粗糙程度越高,裂缝入口附近的支撑剂颗粒沉降速度越快,其水平运移距离越短,越倾向于在裂缝入口附近堆积,并在较短时间内形成缝内砂堵。裂缝壁面粗糙度在一定程度上可控制流体的运移路径,改变支撑剂填充裂缝的方式,一方面粗糙壁面凸起抬升了支撑剂运移轨迹,使支撑剂流出裂缝,导致覆盖率减小;另一方面携砂液易在粗糙壁面凸起接触点附近发生转向流动,可在一定程度上扩大支撑剂覆盖范围。     

气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。     

非常规储层压裂砂比对支撑剂铺置质量影响的实验研究

低孔超低渗透率的非常规储层需通过大规模的水力压裂形成支撑剂填充的高导流裂缝,才能获得有经济效益的油气产量,缝内支撑剂铺置规律直接影响压裂效果,影响支撑剂铺置的因素包括施工排量、施工压力、砂比等。为了研究砂比对支撑剂在缝内铺置的影响,运用了大型可视平板垂直裂缝模拟系统,研究了不同砂比下陶粒支撑剂在裂缝中的沉降运移规律。实验结果表明,砂比对20 ~ 40目陶粒砂堤形状有影响,但砂堤形状变化较小;当陶粒砂比增加时,陶粒堆积形成的砂堤坡度减小;陶粒砂比增加,陶粒颗粒之间的碰撞作用增强,沉降量减小,砂堤高度减小;陶粒支撑剂水平运移速度受砂比影响较小,接近液体流速;陶粒砂比增加,陶粒支撑剂的沉降速度减小。研究结果可为支撑剂沉降运移动态研究及支撑剂优选提供参考。     

支撑剂在非贯穿型裂缝网络中的输送特征模拟

为了探究主次裂缝不完全相交条件下支撑剂在裂缝网络中的分布特征,文中设计了“上浮式”和“下沉式”2种类型的缝网结构。在考虑支撑剂、携砂液及支撑剂颗粒间相互作用的基础上,建立了支撑剂在复杂裂缝网络中的运移模型,并分析了主次裂缝相交长度及次级裂缝位置对支撑剂在缝网中分布的影响。数值模拟结果表明：对于“上浮式”裂缝网络,由于主裂缝中携砂液自下而上向二级裂缝分流,有效地减缓了主裂缝中支撑剂的沉降速度,改善了其中支撑剂的分布状态;在“下沉式”裂缝网络中,主裂缝内携砂液向下分流不利于支撑剂在主裂缝中的铺置,且二级裂缝中支撑剂多集中分布在主裂缝正下方的区域。在“上浮式”和“下沉式”裂缝网络中支撑剂的整体填充比例均随着二级裂缝到主裂缝入口距离以及上浮或下沉距离的增加而增加。     

自悬浮支撑剂研究进展及应用现状

阐述了膨胀型自悬浮支撑剂、黏弹型自悬浮支撑剂、气悬浮支撑剂的研究现状;从常规物理性能、导流能力、悬浮性能、包覆层溶液性能等方面探讨了自悬浮支撑剂性能评价现状;详细分析了自悬浮支撑剂的国内外应用情况.综合分析认为,自悬浮支撑剂作为一种新型支撑剂,将支撑剂与压裂液合二为一,不借助常规压裂液体系就能长时间悬浮,可实现清水压裂...     

压裂井支撑剂回流预测方法研究进展

压裂井支撑剂回流会降低压裂效果，增加修井费用，影响油气井的正常生产，因此必须在压裂设计阶段开展支撑剂回流预测工作。支撑剂回流预测方法可分为经验法、理论法、半力学法和数值模拟法四大类。经验法包括stimlab图版法和经验关系法，就是将室内实验数据绘制成图版或者拟合成经验关系式。理论法是基于流化理论，计算结果比较保守；半力学法也是基于流化理论，但考虑了地层和支撑剂的影响。数值方法包括边界元法、个别元素法和流线法，其中流线法采用沿流线追踪界面的思路，是支撑剂回流预测方法的发展方向。     

基于支撑剂数的压裂优化设计方法研究

基于支撑剂数的压裂优化设计方法是以最大采油指数为目标函数的压裂设计新方法。与常规的NPV方法相比,该方法更加注重裂缝的几何尺寸与整个砂体展布的匹配。对低渗透和特低渗透油藏而言,在强调造缝长的同时,还强调高的裂缝导流能力,这样才能获得最大的压后产能。本文通过引入支撑剂数的概念,推导出以支撑剂数为变量的油藏单井的最大采油指数和最优的无因次裂缝导流能力。通过迭代循环求解出最佳的支撑剂数以及最佳的无因次导流能力,从而确定最佳缝长与缝宽。该方法现场应用简便,计算结果科学、可靠,对低渗透和特低渗透油藏改造具有指导意义。     

水力压裂中近井筒效应分析及支撑剂段塞技术在中原油田的应用

中原油田定向斜井和长井段射孔井日益增多，使近井筒效应成为影响水力压裂施工成败的重要因素，通过采用支撑剂段塞技术，有效地降低了压裂砂堵的风险，提高了压裂施工的成功率。文中对近井筒效应进行了分析，并介绍了降排量测试方法及支撑剂段塞技术在中原油田的应用情况。     

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水力压裂工艺过程中，裂缝中压力梯度的变化会造成支撑剂回流现象，这势必对地面流程造成严重的冲蚀破坏。章在了解多种地面流程防护措施的基础上，采用水力学的方法进行了研究，提出在节流油嘴上游高压低速区重力沉砂的方法。此外，还介绍了一种有效分离固体颗粒的装置——砂粒捕集器的设计思路和原理。装置模型实验结果表明，此种方法能除去天然气以及携砂液中的支撑剂，实现对地面流程的有效防护。     

瓜胶压裂液携砂微观机理研究

通过对瓜胶压裂液进行静态支撑剂沉降实验、动态黏弹性测试、屈服应力测试、分子结构表征,研究了瓜胶压裂液的宏观性能、分子结构与压裂液携砂性能间的关系。支撑剂沉降实验表明,压裂液黏度的变化与支撑剂沉降速率呈非线性关系,用黏度指标很难准确表征压裂液的携砂性能。动态黏弹性测试表明,压裂液损耗模量的增加有利于降低支撑剂沉降速率,而储能模量的大幅度提高赋予流体弹性特征,这才是支撑剂能够长时间保持均匀悬浮状态的根本原因。压裂液微观结构分析表明,压裂液基液具有杂乱、松散、多孔洞的网络堆砌结构,而交联压裂液具有均匀、紧密的整体堆砌结构,该结构赋予交联压裂液弹性,使其携砂能力发生本质变化。     

支撑剂段塞冲刷的水力压裂新工艺

水力压裂是一项高投入、高产出、高风险的复杂系统工程,其高风险体现在施工成功和施工效果上.从人工裂缝的形成来看,有三大因素制约施工①近井裂缝扭曲;②主体裂缝宽度不够;③液体滤失过大,动态缝的空间不足.而近井裂缝扭曲对施工成功的影响最大,需要在实践中探索和创新一种工艺,从而消除或降低近井裂缝扭曲,确保施工成功.通过近年来不断摸索、总结和借鉴,我们已初步形成了一种新的压裂工艺--支撑剂段塞冲刷,该工艺根据测试压裂分析的近井裂缝摩阻数据,科学合理地进行段塞冲刷设计,并实时分析评价段塞冲刷的效果,合理调整携砂液阶段的砂浓度和砂量,并最大限度地提高施工砂浓度,确保施工成功和施工效果.文章介绍了近井裂缝扭曲摩阻的成因、判别和解决办法,并举例说明段塞冲刷工艺在水力压裂中的应用情况以及支撑剂段塞冲刷对压裂施工效果的影响.     

压裂液黏弹特性与悬浮支撑剂能力研究

压裂液黏弹性与悬浮支撑剂的能力息息相关,是压裂液性能的重要参数,也是决定压裂施工成败的关键因素之一。本文就羟丙基瓜尔胶HPG、合成聚合物FA92压裂液的基液和冻胶及黄原胶溶液进行了黏弹性和支撑剂单颗粒沉降速率测试。结果表明,HPG和FA92基液以黏性为主。稠化剂质量分数从0.2%增至0.5%时,20℃下二者的储能模量G′分别从0.16、0.12 Pa增至0.88、0.45 Pa,耗能模量G″分别从0.16、0.18 Pa增至1.86、0.86 Pa,支撑剂沉降速率分别从15.190、15.380 cm/min降至0.729、0.952 cm/min。浓度越高,黏性越大,对支撑剂的悬浮能力增强。温度升高,液体黏弹性减小。黄原胶溶液具有较大的弹性,且弹性远远大于黏性,20℃时0.5%黄原胶溶液的G′、G″分别为7.17、2.81 Pa,60℃时分别为5.774、2.514 Pa。20℃、60℃下支撑剂在0.5%黄原胶溶液中沉降速率分别为0、0.075 cm/min,悬浮能力强,可在非交联状态下作为压裂液使用。HPG和FA92冻胶以弹性为主。室温下,交联剂质量分数从0.1%增至0.5%时,HPG+硼砂冻胶、HPG+BCL-81冻胶、FA92+FAS-301冻胶的G′分别从0.29、0.13、0.56 Pa增至0.90、6.02、8.31 Pa,G″分别从0.50、0.75、0.87 Pa增至0.77、1.05、0.98 Pa,支撑剂沉降速率分别从0.891、0.094、0.015 cm/min降至0.009、0.006、0 cm/min。交联剂浓度越高,冻胶弹性越大,对支撑剂的悬浮能力越强。FA92冻胶的弹性较HPG冻胶的大,对支撑剂的悬浮能力最强。     

水润湿及潮湿条件下压裂支撑剂破碎率的变化

油田压裂支撑剂(简称陶粒)的破碎率指标是影响压裂裂缝导流能力的关键技术指标.通过大量的对比试验证明,陶粒被水润湿或环境湿度对其破碎率有较大影响.陶粒在水润湿条件下其破碎率比正常样品提高2倍以上,在潮湿条件下其破碎率比正常样品提高1%左右.本实验研究对压裂施工设计、预测裂缝导流能力、压裂支撑剂选择和压裂支撑剂质量检验等有一定的指导意义.     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

压裂支撑剂破碎率测试影响因素分析

破碎率是压裂支撑剂性能评价的关键技术指标,是选择和使用支撑剂的重要依据。按照SY／T5108—2006标准,从测试步骤和所用仪器方面,对陶粒支撑剂破碎率测试过程中的影响因素进行分析。研究结果表明：测试中分样、过筛、称量、加压等过程及产品本身质量都将影响产品破碎率,其中顶筛孔径偏大,振筛时间过长,破碎室内径过大、硬度偏高都将导致破碎率值偏大。