脉冲加砂压裂支撑剂铺置状态的CFD模拟

脉冲加砂压裂过程中,支撑剂的有效铺置是形成高速油气渗流通道及获得高裂缝导流能力的基础条件。针对物理模拟实验受装置承压能力、泵注排量和材料成本限制等缺点,应用CFD(计算流体力学)方法模拟计算了携砂液与中顶液交替注入时的流动状态,分析了不同黏度比、注入速度及脉冲间隔时间对支撑剂铺置状态的影响。研究结果表明,增大携砂液与中顶液黏度比,通道率与支撑剂有效铺置距离减小,支撑剂簇团分散效果变差,现场施工时黏度比不宜超过5;注入速度增大,支撑剂有效铺置距离和通道率增大,但支撑剂分散性变差,综合考虑通道率和砂团分散效果,折算现场合理施工排量为3.2~4.3m3/min;过短或过长的脉冲间隔时间均不利于有效渗流通道的形成,脉冲间隔时间为整个脉冲周期的0.5~0.6倍时效果较好。     

考虑滑移效应的页岩基质纳米孔隙中压裂液滤失速度分形计算新模型

页岩气水平井分段压裂后,大量滑溜水被滞留在页岩基质纳米孔隙中,对压后产量的长期稳定性影响较大.以页岩基质的复杂纳米孔隙结构的分形特征和受限性为基础,考虑受限纳米孔隙空间内滑溜水流动的滑移效应和毛细管压力作用,建立了反映页岩纳米孔隙中的压裂液滤失速度分形计算新模型,新模型与经典滤失速度在机理方面存在一致性.分别讨论了滑移长度、压裂液黏度、基质纳米孔隙半径、毛细管压力等4个因素对滤失速度的影响:滑溜水滤失速度随滤失时间增加而降低,最后趋于稳定;纳米基质孔隙中压裂液滑移效应不容忽视,滑移长度越大,滤失速度越大;滑溜水压裂液黏度越大,流体流动阻力亦越大,滤失速度就越小;基质纳米孔隙半径越小,滤失速度越小,其降低幅度也越快;毛细管压力越大,滤失速度越大,其降低幅度也越慢.该研究结果可为页岩气压裂后返排与焖井制度及优化提供理论参考.     

压后关井期间压裂液黏度影响因素及预测模型研究

压裂液能否有效破胶是影响压裂效果的重要因素,破胶剂是实现压裂液顺利破胶的重要手段,现场主要依靠经验线性加破胶剂,通常出现压裂液破胶不彻底或过早破胶而影响压裂效果甚至导致压裂失败的现象。针对该问题,利用Arrhenius方程和黏时曲线建立了预测破胶对压裂液黏度影响的经验关系,结合黏度无因次预测模型,建立了综合考虑温度和破胶影响的压裂液黏度预测模型,利用该模型分析了压后停泵温度恢复和破胶剂浓度对压后关井期间压裂液黏度的影响。研究结果表明,停泵后温度恢复和破胶均会降低压裂液黏度;破胶对压裂液黏度的影响比温度更显著。该结果为确定关井时间和优化破胶剂加量提供了理论依据。     

长庆油田压裂返排液对储层支撑裂缝损害室内研究

为降低压裂返排液对储层支撑裂缝的损害,对长庆油田目前使用的压裂液类型如胍胶体系、生物胶体系、滑溜水体系及滑溜水-胍胶体系开展了压裂返排液对储层支撑裂缝损害的研究。首先在室内测定了4种压裂返排液体系的pH值、密度、固相含量、颗粒粒径;然后对4种压裂返排液进行了预处理,评价了压裂返排液对岩心基质渗透率损害程度;最后探讨了4种压裂返排液中悬浮物粒径、悬浮物浓度与支撑裂缝损害之间的关系。评价结果表明,胍胶和生物胶对支撑裂缝的损害程度较小,滑溜水和滑溜水-胍胶混合液对支撑裂缝的损害程度较大;随着悬浮物颗粒粒径以及质量浓度的减小,压裂返排液对支撑裂缝损害也随之减弱;压裂返排液对地层岩心基质损害率较小,可以实现压裂返排液体系的再利用,具有一定的应用前景。     

压裂液流动压降及敏感性因素分析

连续油管内压裂液沿程摩阻压降是现场压裂施工设计的一个重要方面,同时也是压裂作业成功与否的关键因素之一。现场压裂液摩阻计算时,通常采用经验方法或相关计算软件进行分析,由于压裂液不同流体类型等因素限制,因此有必要针对连续油管压裂工作液的沿程摩阻进行分析,特别是支撑剂对流体压降的影响规律研究。在调研前人对该领域研究成果的基础上,对23/8in连续油管内前置液、携砂液、顶替液的流动压耗进行了实例分析,并对影响连续油管内压裂液摩阻压降的影响因素,如流体流变性、管径、支撑剂体积分数等进行敏感性分析。分析结果表明:幂律型压裂液,随着稠度系数的增加,压裂液的摩阻压降梯度对流变指数越来越敏感;管径是影响压裂液压降梯度较大,随着管径减小,其效果越显著;随着石英砂体积分数增加,携砂液压将系数和压降梯度呈现先增加后减少的变化规律,其分界点为体积分数30%。     

高温裂缝性凝析气藏压裂技术研究

针对安棚深层系特低孔特低渗高温裂缝性凝析气藏压裂的难点,研究确定了压裂液配方。根据压裂裂缝温度场模拟计算结果,研究了变浓度压裂液优化设计技术,既可保证压裂施工携砂的需要,又可实现压裂液的迅速破胶和快速返排,避免对储层的伤害;研究了在前置液中段塞式加入粉陶降滤技术,解决了压裂过程中砂堵的难题,从而保证压裂效果。通过压裂设计优化及配套斜率式加砂和裂缝强制闭合技术,提高气井的产能。现场应用后取得了明显的增产增储效果,为安棚深层系凝析气藏的开采提供了技术支撑。     

JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液的性能评价及在吉林油田的应用

吉林油田开发的双坨子、小合隆、长岭气田具有储层岩性复杂、埋藏深、地层温度高、压裂改造难度大等特点。针对这些特点研究了 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切性能。室内试验中将 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液与羟丙基胍胶压裂液对比,JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在摩阻性、破胶性、悬砂性、黏弹性上优于羟丙基胍胶压裂液。2012~2013年 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在吉林油田累计施工42口天然气井,注入压裂液143912m3,支撑剂19374m3,施工压力平稳,开发效果良好,得到了广泛应用。     

涪陵页岩气藏岩石破裂机理分析

涪陵页岩气田通过前期对地层的认识及实践形成了"混合压裂、组合加砂"工艺,取得了较好的改造效果。从建立压裂井筒模型出发,结合射孔理论及水力学计算,并通过与低排量常规压裂、水力喷射压裂的岩石破裂机理比较研究,对页岩气储层起裂瞬间的岩石破裂机理进行分析,探讨了页岩气储层"复杂缝/网缝+主缝"的压裂理念以及页岩气储层压裂改造的复杂性。     

压裂返排液颗粒粒径与储层损害关系研究

为减小压裂返排液对储层的损害,对陕北油田3种不同配方体系的压裂返排液样品中的悬浮物及其浓度、粒径大小与分布对储层的损害程度进行评价,通过过筛对压裂返排液进行处理,评价处理后压裂返排液对储层的损害情况,并对处理前后的压裂返排液损害储层的机理进行了分析。研究发现,3种体系的压裂返排液中,胍胶体系L41中悬浮物颗粒中值粒径最大,胍胶滑溜水混合体系AP189悬浮物颗粒中值粒径最小,滑溜水体系AP183悬浮物颗粒中值粒径居中;当压裂返排液流入岩心时,悬浮物的浓度及其颗粒粒径与岩样孔喉大小关系将直接决定是在岩心端面形成外滤饼还是直接侵入岩心内部造成损害。     

交联胍胶压裂废液黏度影响因素研究

交联胍胶压裂废液,尤其是初期废液黏度高、稳定性好,对污水处理系统冲击大,致使其水处理回用及达标外排困难。为有效降低压裂废液黏度,考察了胍胶质量分数、交联剂质量分数及类型、助排剂加量等对胍胶压裂废液黏度的影响。研究表明,随着胍胶,交联剂及助排剂质量分数、悬浮物颗粒质量浓度、含油量、pH值的增大,胍胶压裂废液黏度均增大;随着矿化度的增加,悬浮物颗粒尺寸的增大,胍胶压裂废液黏度减少;交联剂浓度相同时,有机锆交联剂交联效果优于有机硼交联剂,其中胍胶与交联剂质量分数变化为主要影响因素。     

裂缝面滤失对压裂井产能的影响分析

水力压裂施工过程中压裂液将通过垂直裂缝面滤失,造成裂缝壁面的伤害,产生附加压降,降低油气井的产能。根据对压裂液滤失量及滤失深度的推导,得出了一套考虑压裂液滤失的表皮系数简单计算方法,同时考虑了造壁和非造壁2种情况下的滤失模型,并以拟稳定条件下压裂井产能预测模型为基础,就裂缝面滤失伤害对压裂井产能的影响进行了研究。通过实例计算分析,结果表明低渗透层的压裂液滤失更容易造成产能的下降。     

二次加砂工艺2种模式在苏里格气田的应用效果对比分析

苏里格气田储层具有层位多、层薄、跨度大、隔层条件差、水层多等特点,常规的压裂工艺已无法满足生产发展的要求,严重制约了该气田的增产增效。通过多年不断研究与实践,在苏里格气田逐步探索出"加砂-停泵-加砂"和"加砂-暂堵-加砂"两种二次加砂压裂工艺模式。选取了苏里格气田S区块的3口直井,这3口井目的层均为盒8段且砂体厚度及含气性相当,3口井的压裂工艺模式分别是常规模式、加砂-停泵-加砂模式、加砂-暂堵-加砂模式,在相同的施工参数及压裂液体系下,从最终的试气效果对比可以看出二次加砂压裂工艺明显优于常规压裂工艺,产量大幅度提高,为后续的储层改造探索出一条新思路。     

基于BP网络分析大牛地气田山西组气井压裂效果影响因素

影响大牛地气田山西组气井压裂效果的因素繁多,且之间的关系十分复杂。利用高精度拟合的BP网络预测模型,获得了压裂效果影响因素的影响程度如下:泥质体积分数(13.30%)、加砂强度(9.47%)、含气饱和度(8.12%)、砂体厚度(8.12%)。运用BP网络分析结果优选2口井进行压裂增产,增产效果分别为61.09%、59.75%,表明BP网络分析计算结果可为压裂井层的优选、压裂施工设计与优化提供了可靠的依据。     

非粘性均匀沙群体沉降运动沉速公式的研究

从相对运动的观点出发,将非粘性均匀泥沙群体沉降运动概化为上升水流在悬浮颗粒层内的运动,通过量纲分析和动平衡状态受力分析,建立了泥沙群体沉降运动中阻力系数和雷诺数的表达式,并分别建立了层流区和紊流区均匀沙群体沉速的理论公式,其结构形式与目前常用的经验公式较为一致。应用实测资料对公式进行验证的结果表明,应用该理论公式的计算值与实测值吻合程度较好。同时通过分析讨论,提出了非均匀沙群体沉降速度问题的解决途径。     

舟山渔场近岸悬浮体沉降速度研究

悬浮体的沉降速度是其输运过程的关键因子,间接影响海域的初级生产力。为了了解舟山渔场近岸悬浮体的沉降速度,基于2018年夏季大潮期间单站位现场观测所获数据,综合运用多种方法对悬浮体沉降速度进行了研究。结果显示,一个潮周期中,基于底质粒径的Stokes沉降公式算得的悬浮体沉速为2.0±0.55 mm·s^-1;基于LISST的Stokes计算的近底部沉速为0.19±0.07 mm·s^-1,且沉速随距底高度增加而降低;而Rouse浓度剖面拟合确定的沉速为5.7±1.3mm·s^-1。其中第二种方法较适用于舟山渔场海域,但在使用该沉降公式时要注意结合原始颗粒进行分析。     

柳杨堡气田高温压裂液体系优化

针对柳杨堡气田前期压裂施工中存在的稠化剂浓度高、残渣含量高、延时交联时间较短、施工泵注压力高、破胶不彻底等问题,优选了高温缓速交联剂,并在此基础上优化了稠化剂HPG浓度、交联比、破胶剂组合类型:稠化剂浓度由0.55%降至0.45%,最佳交联比为0.3%~0.5%。采用高温胶囊破胶剂+APS组合破胶的方式,开展了破胶剂加量优化及对应破胶时间试验,优化形成了一套适合柳杨堡深层高温气田压裂施工需要的压裂液配方。该配方有效降低了稠化剂浓度,延迟了交联时间,在保证了顺利压裂施工的同时,能够快速破胶返排。现场试验应用3井/11段,施工成功率100%,效果良好,能够满足该区块高温井压裂施工需要。     

支撑裂缝长期导流能力模拟研究

目前主要采用裂缝导流能力仪、生产历史拟合及压力恢复试井法评价支撑缝长期导流能力,已有的方法或难以全面考虑各种伤害因素对导流能力的影响,或测试时间长、难度大、成本高。用颗粒物质力学、对流扩散理论和压力溶蚀理论,考虑支撑剂颗粒成岩作用的3个过程(接触面溶蚀过程、边缘扩散作用控制的传质过程和颗粒自由表面沉淀过程)共同作用的压力溶蚀成岩作用、支撑剂颗粒弹性压缩变形、颗粒排列方式及由弹性和蠕变变形引起的支撑剂颗粒嵌入等因素对导流能力的影响,导出了新的支撑裂缝长期导流能力模型。该模型计算结果与温庆志等的实验数据更相符,证明了该模型的正确性。该模型能准确方便地预测复杂条件下支撑缝导流能力变化规律,为正确评价和选择支撑剂提供可靠的依据参考,有效地指导压裂油气井的合理开发。     

一种改良压裂泵注工艺在焦石坝西部裂缝发育区的应用

涪陵页岩气田焦石坝区块西部裂缝发育区液体滤失严重,压裂改造难度大。为提高施工改造效果,研发出了一套针对页岩裂缝发育区的压裂泵注工艺。该工艺通过改变施工排量、调整液体性能等措施手段,增强了工艺对于页岩裂缝发育地层的适应性,具有液体滤失低、加砂强度高、工艺流程简单可控的特点。在涪陵页岩气田焦石坝区块裂缝发育区的压裂施工中进行了应用,优化后的工艺相比于优化前同等规模的工艺,形成的人工裂缝更为复杂,有效改造体积更大,产量更高,取得了更好的压裂改造效果,具有良好的应用前景。     

磺酸型表面活性剂清洁压裂液的性能

本文针对阳离子表面活性剂压裂液在阴离子岩层中损失较大、会降低岩层的渗透率等缺陷,合成出阴离子磺酸盐型表面活性剂——棕榈酸甲酯磺酸钠,将此表面活性剂与助剂十八醇按质量比1:2复配后可作为压裂液增稠剂JL。JL在3.5%氯化钠溶液中迅速交联得到一种阴离子清洁压裂液。考察了该压裂液的耐温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能、滤失性能、破胶性能及对地层的伤害。实验结果表明：质量分数为5%的JL在3.5%的氯化钠水溶液中,1~2 min内即可快速成胶,黏弹性、耐温耐剪切性较好,80℃下的体系黏度仍能达到40 mPa·s。在体积比为40%的砂比下,悬砂效率比普通高分子水基压裂液提高48.7%。体系遇煤油易破胶,破胶液澄清,无残渣。对地层的伤害率低,为7.6%。体系呈中性,能够适用于酸敏碱敏地层,满足了低压低渗透油气藏压裂的要求。     

低渗透油田整体压裂方案研究——以台1区块为例

大庆外围油田具有渗透率低、储量丰度低和单井产量低的特点,属典型的＂三低＂油田。台1区块位于头台鼻状构造,开采层位为扶余组油层,平均渗透率为1.19×10-3μm2,油井无自然产能,全部采用压裂方式投产。为了提高单井产量和油田开发效果,在对储层物性等参数系统进行分析的基础上,对整体压裂方案进行优化,确定了油水井裂缝穿透率和导流能力,优选了低伤害压裂液、陶粒支撑剂和压裂施工参数,为台1区块有效开发提供了重要依据。