页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

页岩储层吸水特征与返排能力

中国页岩气资源量巨大,但页岩储层渗透率极低,为了有效开发页岩气藏,通常采用体积压裂技术以增大渗流面积,但页岩储层压裂后普遍存在着压裂液返排率低的问题。针对该问题,全面分析了页岩的组分及其与水的力学作用机理;设计了页岩粉末膨胀和岩心吸水实验,分别研究了页岩对蒸馏水、地层水、压裂液A和压裂液B的吸水能力;同时运用缝网渗流能力等效原理,推导了页岩吸水强度的计算公式,概算了页岩气井体积压裂后的吸水百分比。研究结果表明：页岩受表面水化力、渗透水化力、氢键力及范德华力作用的水分子难以返排,而受重力和毛细管压力作用的水分子在一定条件下可以返排;压裂液能够有效抑制页岩的吸水能力,有助于压裂液的返排;通过改变压裂液组分提高压裂液返排率是可行的。该研究成果为认识页岩储层体积压裂液返排的内在机理以及压裂规模与返排率的关系,提供了较为翔实的理论依据。     

页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

为深入了解页岩储层支撑裂缝导流能力的大小及裂缝有效性,开展了支撑剂粒径、类型、铺置方式对导流能力影响的实验研究,并进行了循环应力加载模拟开、关井过程引起的地层应力波动对页岩储层导流能力影响的实验研究。结果表明:低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降迅速;支撑剂均匀铺置与完全混合铺置相比,前者导流能力较好;开、关井过程引起的地层应力波动对页岩导流能力的影响较大。以上因素的研究对压裂方案设计优化和现场施工具有一定的理论指导意义。     

多因素影响下的页岩支撑裂缝导流能力计算

针对页岩储层进行了大量导流试验,通过分析得到了支撑剂种类、粒径、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝导流能力的影响规律。同时,还研究了时间对于页岩支撑裂缝导流能力的影响。在综合考虑多种影响因素基础上,结合大量试验数据进行拟合得到计算页岩导流能力的多元回归函数式,对压裂方案设计优化和现场施工具有一定理论指导意义。     

复杂岩性储层导流能力的实验研究-酸蚀导流能力

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏提高单井产量的常用增产工艺措施之一。酸压裂缝的长度和导流能力则是评价酸化压裂施工有效性的两个主要指标。复杂岩性储层的酸压反应机理、酸压工艺方法不同于常规碳酸盐岩储层，而目前国内外对于复杂岩性储层岩石导流能力认识较少。针对玉门青西油田复杂岩性储层，开展了一系列的室内酸蚀导流能力的实验研究，获得了一些重要结论。实验结果不仅指导了油田生产，而且提高了人们对复杂岩性油气藏增产机理的认识。     

页岩支撑裂缝长期导流能力测试方法及测试装置改造

常规砂岩储层加砂压裂后油气渗流通道主要依赖于支撑裂缝,而页岩气储层由于其典型的脆性特征,通过大规模体积压裂后会形成复杂的裂缝网络,页岩气渗流能力主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝,因此,室内页岩储层导流能力的测试应包括支撑剂充填层和自支撑裂缝的导流能力两部分。目前国内对于页岩支撑导流能力的测试方法大多还是借鉴常规支撑剂充填层导流能力测试方法,无论测试方法还是测试装备都有一定的不适应性,大部分国产支撑导流仪的闭合压力加载系统、流量控制系统不能满足页岩储层长期导流能力测试要求。文章提出了页岩支撑裂缝导流能力测试方法及支撑导流仪改进目标、改进方法、改进措施,为页岩气储层室内导流能力的实施提供了技术支撑,为页岩储层体积压裂支撑剂优选及压裂效果评价提供了保障。     

酸蚀裂缝表面特征:酸化对裂缝导流能力的意义

在酸压施工时,酸液对裂缝表面的非均匀刻蚀使裂缝具有一定的导流能力,但如不是非均匀的刻蚀,停泵后裂缝将会闭合,使得裂缝的导流能力很小.尽管酸液非均匀刻蚀裂缝表面对裂缝导流能力的形成至关重要,但对酸液刻蚀的裂缝表面特征和酸化条件的相关特性却知之甚少.为了研究在酸压过程中的这一重要方面,开发了一种新的表面轮廓仪,可以精确迅速地测量岩样裂缝表面轮廓在酸蚀后的特征变化.表面轮廓仪采用激光来测定到岩石表面的距离,其精度可达0.001 in(1 in=25.4 mm).岩样安放在一个可选择移动增量伺服平台上,此平台可以自动地移动岩样(移动增量一般选择0.025 in),使用该设备扫描标准岩样表面一段时间后,就能获得其外形的三维电子图像,以表征酸蚀后岩样的表面形态.测量了各种酸化情况下的酸蚀裂缝表面特征图,酸蚀裂缝表面特征很大程度依赖于酸化环境,包括酸液类型和强度、过酸速度、酸液滤失速率及岩石类型等,实验表明标准的酸压流体和酸化环境所产生的效果与推荐的酸液流体所产生的最小酸液刻蚀效果是一致的.     

粘滞指进对裂缝导流能力的影响

理解裂缝导流能力损害的原因极其重要，它有利于优化压裂设计，获得最大的经济效益，准确分析油气井生产动态。一般地，压裂液对裂缝导流能力的损害包括压裂液残渣、裂缝中残留压裂液的影响、压裂液敏感性损害等。本文将讨论裂缝中粘滞指进的影响，介绍裂缝中瓜胶压裂液破胶后。残留压裂液对保留渗透率的影响，建立支撑裂缝保留渗透率的预测方法。     

小型裂缝导流能力研究

本实验研究的是"酸压酸液产生的小型裂缝导流能力"项目的主要内容.通过一系列酸压实验,模拟液体在水力压裂主裂缝方向和液体漏失方向上的流动状况.实验在93 ℃和135 ℃条件下使用常用的三种酸压酸液体系.实验仪器类似于API标准裂缝导流能力实验槽,但在漏失方向上能够夹持76 mm厚岩心样品.     

顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法

顺北碳酸盐岩油气藏温度压力高,储层酸压改造难度大。为解决在闭合应力长期作用下,酸蚀裂缝导流能力损失,导致酸压效果大幅降低的问题。通过酸蚀裂缝导流能力评价实验,研究不同酸液质量分数、温度和闭合时间条件下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。综合各条件下酸蚀裂缝导流能力关系式,建立并验证了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法,模拟计算了不同时间和排量下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。结果表明：低闭合应力下,酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素。高闭合应力下,闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素。闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素,是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。闭合应力长期作用时裂缝深部导流能力下降幅度比缝口大。人工裂缝中长期酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制。     

文留地区泥岩裂缝油气地球化学特征分析

东濮凹陷泥岩裂缝油气藏还处在勘探初级阶段,泥岩裂缝油气藏一般属自生自储型.与砂岩油气藏成因不同,通过对文留地区沙三2亚段泥岩裂缝中可溶有机质(油)的饱和烃和芳香烃组分进行气相色谱和气相色谱-质谱分析,认为泥岩裂缝油是来源于以藻类和浮游生物贡献为主的有机质在含盐度较高的还原环境中热演化到成熟阶段所生成的产物,有机质类型较好,丰度值高.证明文留地区泥岩裂缝油气有充足的油气源,勘探前影响良好.     

页岩油致密储层一体化压裂裂缝穿层扩展特征

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷纵向上连续发育多套致密砂泥岩产层组,采用穿层压裂技术改造时,对水力裂缝垂向扩展规律认识不清,因此,文中基于水力裂缝三维穿层扩展模型,研究了应力差和岩性界面强度对水力裂缝扩展的影响.结果 表明:根据水力裂缝与岩性界面作用方式的不同,裂缝呈钝化缝、T形缝、鱼骨缝和穿层缝等4种扩展形态;当垂向应力差异系...     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

页岩气储层蠕变特性及其对页岩气开发的影响

页岩气储层渗透率极低,必须经过压裂改造才能形成有效产能,大量狭小自支撑裂缝在天然气解吸及流动中具有重要作用。页岩气储层生产周期长,人工裂缝导流能力对裂缝变形极其敏感。研究结果表明,页岩气储层具有一定的蠕变特性,并随着粘土含量的增加而增强。压裂改造后,储层会产生大量裂缝,裂缝闭合蠕变是蠕变形变的主要形式。裂缝的存在会使储层蠕变速率大幅度提高,并对裂缝导流能力产生不可忽视的影响。裂缝闭合蠕变速率与裂缝界面之间、裂缝界面与支撑剂间的相互作用有关,并与基质蠕变速率成正比。压裂改造形成的裂缝网络越发育、单裂缝宽度越小,蠕变对裂缝导流能力的影响越大。在页岩气数值模拟中,考虑裂缝闭合蠕变的累积产量与未考虑裂缝闭合蠕变的累积产量相差较大。同时,在地应力计算、储层可改造性、支撑剂和施工参数优选以及生产方式的选择等方面也应考虑蠕变的影响,保持流体压力有利于减小蠕变形变,维持裂缝导流能力,提高气井产能和采收率。     

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层流体地球化学特征

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层中多发育薄层粉细砂岩夹层,部分页岩气在形成后便近距离聚集在砂岩夹层中,因而赋存于砂岩夹层不同期次成岩矿物中的流体包裹体便成为研究页岩气储层流体形成与演化过程的"活化石"。从页岩有机地球化学特征、储层显微偏光/荧光特征、流体包裹体的温度及成分特征等方面入手,系统分析了研究区页岩气的形成和保存条件。结果表明,研究区石炭系泥页岩有机质丰度高,有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型,普遍处于成熟—高成熟阶段。页岩气储层存在2期次的油气充注过程:第1期发生在早二叠世末期,油气的成分成熟度较低,为砂岩夹层中环石英颗粒加大边内侧分布的重质油包裹体及现今储层中残留的褐色、灰褐色稀油沥青;第2期发生在新近纪早期—现今,为砂岩夹层中沿石英颗粒成岩期后微裂隙成带分布的凝析油及天然气包裹体,是现今页岩气储层油气的主体。盆地东缘及东北缘部分砂岩夹层中气体包裹体成分多为CH4+CO2、CO2+CH4+N2,属于岩浆热液作用下的变质流体。研究区中部石炭系页岩有机碳含量高、成熟度适中(Ro均值约为1.0%)、油气保存条件较好,现今仍存可动轻质油气,具有良好的页岩气勘探前景。     

页岩气藏水平井水力压裂裂缝敏感参数数值分析

在计算页岩气井水平井分段压裂诱导应力和分析缝间干扰机理时,如果将页岩近似为各向同性体,将严重偏离工程实际。文中考虑了页岩弹性各向异性和孔隙渗流应力耦合效应,建立了水平井分段压裂三维有限元数值模型,针对水平井分段压裂方式、页岩力学特性对射孔簇间距的影响规律进行了敏感性研究分析。结果表明,裂缝形成的先后顺序影响裂缝周围诱导应力场,选择压裂方式与顺序压裂方式相比,形成的缝间诱导应力较小,最优缝间距也较小;页岩储层较高的弹性模量会引起较强的缝间干扰,导致缝宽和缝长均减小,页岩弹性模量各向异性越强,最优缝间距越大。所建有限元数值模型克服了仅适用于常规各向同性体诱导应力解析模型的限制,提供了相应的理论参考和技术支持。     

裂缝导流能力优化研究

利用压裂油井产能预测模型 ,研究了无因次裂缝导流能力对缝内流量分布规律及地层流体流入井底流动模式的影响。裂缝参数分析结果表明 ,对于渗透率大于 1× 10 -3 μm2 的地层 ,常规压裂所获得的无因次裂缝导流能力普遍偏小 ,没有发挥裂缝应有的导流作用 ,影响了压裂效果。在技术条件允许的情况下 ,对低渗透地层实施脱砂压裂 ,能限制缝长 ,提高裂缝的导流能力     

地应力对页岩储层开发的影响与对策

油气富集程度和页岩脆性在北美页岩油气开发中是地质条件方面成功与效益的关注重点,但对于中国四川盆地海相页岩储层,除上述因素外,复杂地质构造下高地应力条件成为阻碍效益开发的主要因素之一。重点阐述了复杂地应力下水力压裂裂缝扩展机理,展示了复杂构造下不利地应力条件对钻井压裂效果的重要影响;四川盆地页岩气储层的最小水平主应力较高,因此具有较高的破裂压力。通过理论分析和案例应用,提出钻井和完井的优化设计,包括水平井钻井方向、井筒轨迹以及完井压裂层段的选取。根据四川盆地不同地区地应力状况,提出涪陵、威荣和威远页岩气田的钻完井建议。