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地质与勘探 2020年第3期56卷 627-634页

作者：李奔李岩周福建田亚凯袁帅李卉油气资源与探测国家重点实验室北京102249 中国石油大学(北京) 北京102249 中国冶金地质总局矿产资源研究院北京101300

水力压裂是页岩油气增产的主要手段,其核心是向储层连续泵入压裂液迫使储层产生水力裂缝/缝网形成油气运移高效通道,从而达到油气增产的目的。相较人工主缝,微裂缝具有数量大、缝宽小、走向复杂等特点,常规支撑剂无法对其形成有效支撑,... 详细信息

水力压裂是页岩油气增产的主要手段,其核心是向储层连续泵入压裂液迫使储层产生水力裂缝/缝网形成油气运移高效通道,从而达到油气增产的目的。相较人工主缝,微裂缝具有数量大、缝宽小、走向复杂等特点,常规支撑剂无法对其形成有效支撑,如何提高微裂缝的导流能力是进一步提高页岩油气产能的关键。微缝导流能力实验表明:微支撑剂嵌入页岩裂缝表面导致一定程度的渗透率损害,但支撑微裂缝的渗透率仍比页岩基质渗透率高出2~3个数量级,仍可为页岩油气运移提供有效渗流通道。本文系统分析了微支撑剂对微裂缝的支撑特性、微支撑剂的长距离输运性能及辅助降滤等特征,提出了微支撑剂对致密油气增产的内在机制。结合我国致密油气储层基质孔隙尺度,形成了考虑微裂缝开度及基质孔隙尺寸的微支撑剂选配原则。

关键词：水力压裂页岩微支撑剂渗透率选配原则

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微支撑剂在粗糙裂缝内的运移与支撑规律研究

微支撑剂在粗糙裂缝内的运移与支撑规律研究

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作者：白冰洋中国石油大学(北京)

学位级别：硕士

致密油气与页岩油气资源的经济开发依靠水平钻井与多级水力压裂技术,体积压裂过程中会形成大量微裂缝,常规支撑剂难以进入这些微裂缝。北美开发了大于200目的微支撑剂,在前置液中添加微支撑剂,能够提升页岩气产量5%～15%,致密油产量10%... 详细信息

致密油气与页岩油气资源的经济开发依靠水平钻井与多级水力压裂技术,体积压裂过程中会形成大量微裂缝,常规支撑剂难以进入这些微裂缝。北美开发了大于200目的微支撑剂,在前置液中添加微支撑剂,能够提升页岩气产量5%～15%,致密油产量10%～25%。但目前微支撑剂在粗糙裂缝内的运移与支撑规律却少有研究。本文选取了120/160、160/200和200/300目微支撑剂。首先采用倒膜形成的可视化粗糙裂缝,明确了微支撑剂在粗糙裂缝内的沉降规律。之后,探究了不同泵注排量,粒径下的微支撑剂在粗糙裂缝内的运移以及支撑规律。鉴于微支撑剂沉降速率慢,在较大泵注排量下,实验室内尺度下无法观察到有效的砂堤。利用ANSYS-FLUENT软件,验证了模型的准确性后,开展了粗糙以及迂曲裂缝内的微支撑剂运移以及铺置规律研究,明确了不同粒径、泵注排量、砂比情况下的粗糙直缝内以及迂曲裂缝内的微支撑剂运移及支撑规律。最后利用岩心流动装置探究了页岩裂缝内微支撑剂的导流能力并建立了相应的微支撑剂导流能力图版。结果发现,微支撑剂在水中沉降符合斯托克斯沉降规律,随着粒径增大,其沉降速度增加;随着砂比增大微支撑剂沉降速度减小,在砂比达到0.6时,沉降速度接近0;在粗糙裂缝内,随着粗糙度增加,支撑剂沉降速度减小;同时发现微支撑剂的沉降速度不受水平流速的影响。之后综合考虑砂比、粒径、及不同粗糙度裂缝,建立了微支撑剂的沉降公式。微支撑剂在粗糙裂缝内会形成规则的砂堤形态,并且砂堤的高度与长度受到流速与粒径的影响。利用数值模拟研究发现,泵注流速对微支撑剂铺砂高度影响最大,其次是粒径,砂比对砂堤形态影响不大。泵注流速和砂比对微支撑剂在裂缝内的铺砂速率影响较大,粒径影响不大。近井迂曲裂缝对大粒径支撑剂有着较为明显的阻碍作用对小粒径阻碍作用较小。微支撑剂在高闭合应力下的破碎率较小,其导流能力与常规支撑剂相比,随着闭合应力增加逐渐减小的较慢。综合微支撑剂在裂缝内的铺砂形态以及导流能力测定,建立了现场尺度下微支撑剂在粗糙裂缝内的铺砂及导流能力预测回归模型。此模型对现场压裂施工时的微支撑剂泵注参数优选方案具有一定的指导意义。

关键词：微支撑剂粗糙裂缝导流能力水力压裂

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ScCO2压裂页岩缝内微支撑剂弹塑性压嵌实验研究

ScCO2压裂页岩缝内微支撑剂弹塑性压嵌实验研究

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作者：程鹏重庆大学

学位级别：硕士

超临界CO(ScCO)作为无水压裂液,已尝试应用于水敏性页岩气储层改造,其可有效缓解水基压裂液引起的诸如大量水资源消耗、地下水污染和页岩储层渗透性损伤等问题,同时具有产生复杂缝网、强竞争吸附能力、促进CO地质封存等优点。但由于超... 详细信息

超临界CO(ScCO)作为无水压裂液,已尝试应用于水敏性页岩气储层改造,其可有效缓解水基压裂液引起的诸如大量水资源消耗、地下水污染和页岩储层渗透性损伤等问题,同时具有产生复杂缝网、强竞争吸附能力、促进CO地质封存等优点。但由于超低粘度ScCO携砂能力有限,无法携带传统尺寸支撑剂进入压裂裂缝。此外,传统尺寸支撑剂颗粒较大,无法进入大量压裂次级裂缝和天然裂缝中,造成有效支撑压裂缝网体积远低于改造体积,降低了ScCO压裂效果。因此,前人提出将ScCO压裂与微支撑剂相结合的方式应用于页岩气储层改造中。本文针对传统尺寸支撑剂和微支撑剂在岩石表面的嵌入和破碎行为进行了对比实验研究,讨论了支撑剂粒径、铺置层数、岩石类型和状态等因素对支撑剂嵌入量和破碎率的影响。借助三维形貌光学扫描和超景深三维显微分析等技术对支撑剂嵌入量和破碎率进行了表征分析。此外,本文对页岩样品开展了一系列纳米压痕实验,探究不同页岩基质矿物的微观力学性质。采用X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)和能谱(EDS)技术分析了ScCO和水溶浸作用前后页岩基质微观力学性质的变化机理。最后,本文基于应力平衡条件、“扩展腔”半经验模型和半无限空间体模型,同时利用页岩基质微观力学参数,建立了微支撑剂弹塑性嵌入本构方程,并根据微支撑剂嵌入实验结果对其进行了验证。利用所建模型对微支撑剂在干燥页岩及ScCO和水溶浸页岩表面的嵌入深度进行了对比研究。主要研究成果如下:(1)在铺置浓度相同,支撑剂粒径减小时,由于支撑剂应力集中现象降低,且小粒径支撑剂颗粒内部缺陷较少,导致破碎率与嵌入量降低。尤其对于325目微支撑剂而言,在各实验工况条件下均无明显的嵌入与破碎发生。对于同一粒径支撑剂而言,随着铺置层数的增多,单个支撑剂所承受的应力降低,支撑剂的嵌入量和破碎率将减小。此外,页岩基质的力学强度越高,岩石与支撑剂的力学强度差异增大,支撑剂越容易发生破碎,而不容易产生嵌入行为。(2)利用纳米压痕技术可获得可靠的页岩基质矿物微观力学参数,如石英、方解石、白云石和粘土矿物在ScCO和水溶浸前的弹性模量E分别为101.60 GPa、64.61GPa、125.04 GPa和53.93 GPa,不同矿物网格纳米压痕数据的离散性表明页岩微观力学性质具有较强的非均质性。ScCO和水溶浸后,由于溶解作用引起的晶体结构变化,不同的页岩矿物发生了不同程度的弹性模量E和硬度H值的降低,不同矿物的含量也发生了不同程度的变化。h/h和W/W的值可以结合P-h曲线所围成的滞回环来定性分析压痕过程中所产生的主要功和不可逆变形量。从压痕形貌观察,与其他矿物不同的是,粘土矿物中产生了大量微裂缝,这与压痕中产生明显的塑性变形量和其层状晶体结构密切相关。(3)基于微观力学参数计算获得的支撑剂临界嵌入深度d和d表明实验中微支撑剂处于弹塑性嵌入阶段,结合微支撑剂嵌入实验研究结果,验证了支撑剂弹塑性嵌入本构模型的准确性和可行性。利用所建模型对比分析了微支撑剂在干燥页岩及ScCO和水溶浸页岩表面的嵌入深度,由于ScCO和水与页岩基质的化学反应引起微观力学强度的降低,从而导致微支撑剂嵌入深度的增大,例如在弹塑性变形阶段,闭合应力为50 MPa时,微支撑剂在溶浸页岩表面嵌入深度增加了约10%。

关键词：微支撑剂超临界CO2 嵌入与破碎微观力学弹塑性模型

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致密油储集层高效缝网改造与提高采收率一体化技术

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石油勘探与开发 2019年第5期46卷 1007-1014页

作者：周福建苏航梁星原孟磊峰袁立山李秀辉梁天博中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249 中国石油大学(北京)教育部重点实验室北京102249 西部钻探工程有限公司井下作业公司新疆克拉玛依834000

基于对提高致密油储集层压裂改造效果面临挑战的分析,提出高效缝网改造与提高采收率一体化技术。通过调研发现,形成密集有效的裂缝网络以及提高压裂液的渗吸效果是目前所面临的两大挑战。针对这两大挑战,通过室内实验模拟与现场应用效... 详细信息

基于对提高致密油储集层压裂改造效果面临挑战的分析,提出高效缝网改造与提高采收率一体化技术。通过调研发现,形成密集有效的裂缝网络以及提高压裂液的渗吸效果是目前所面临的两大挑战。针对这两大挑战,通过室内实验模拟与现场应用效果评估,提出一套适用于中国致密油开发的高效缝网改造与提高采收率一体化技术:①利用暂堵剂实现段内多簇改造,形成密集裂缝网络,可以最大化储集层的泄油面积;②利用微支撑剂,在前置液造缝阶段对大量诱导性裂缝进行有效支撑,可以形成有效密集缝网;③利用一种新型的纳米乳液体系(LNF)作为压裂液添加剂,提高油水置换效率,可以高效利用“万方压裂液”实现储集层的增能压裂开发。

关键词：致密油水力压裂渗吸采油暂堵剂微支撑剂纳米流体表面活性剂提高采收率

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页岩气压裂的几个关键问题与探索

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天然气工业 2022年第8期42卷 148-161页

作者：郭建春路千里何佑伟 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学四川省成都市610500

页岩气体积压裂过程中,水力裂缝易沟通天然裂缝快速向前扩展并诱导地层沿裂缝面产生滑移,由此引发的井间压窜和套变问题已成为影响页岩气压裂安全高效施工的技术瓶颈。此外,由天然裂缝窄缝宽引起的裂缝欠支撑问题导致裂缝流动能力变差,... 详细信息

页岩气体积压裂过程中,水力裂缝易沟通天然裂缝快速向前扩展并诱导地层沿裂缝面产生滑移,由此引发的井间压窜和套变问题已成为影响页岩气压裂安全高效施工的技术瓶颈。此外,由天然裂缝窄缝宽引起的裂缝欠支撑问题导致裂缝流动能力变差,进而影响页岩气储层改造效果。为此,针对页岩水力压裂中的井间压窜、套管变形和微裂缝支撑3个影响页岩气勘探开发和经济效益的关键问题,在大量文献调研基础上,结合理论与实验分析开展了机理研究:(1)在阐明压窜机理并分析主控因素的基础上,建立了基于机器学习的压窜干扰程度评价模型及预测方法,并依据井组缝网模型开展压窜控制措施评价,提出了缝端暂堵、老井关井等压窜防治工程措施;(2)基于应力分析建立了裂缝剪切滑移导致套变机理分析模型,通过分析压裂过程中与裂缝相交的套管受力变化,明确了天然裂缝流体压力升高是引发套变的主要因素,并从压裂施工和建井两个方面提出了套变防治方法;(3)结合颗粒运移模型和大型平板输送实验分析了微支撑剂的运移机理,通过导流能力实验证实了微支撑剂提高裂缝流动能力的有效性。经现场应用表明:所提出的压窜和套变防治措施能够显著提高压窜恢复程度,降低套变率,采用微支撑剂可以大幅度提高页岩气压后产量,为深层页岩气的规模效益开发提供了技术支撑。

关键词：页岩气储集层(岩石) 水力压裂压窜套变微支撑剂规模效益开发

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页岩水力诱导裂缝缝面形态表征与导流能力研究

页岩水力诱导裂缝缝面形态表征与导流能力研究

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作者：潘冠昌成都理工大学

学位级别：硕士

页岩气井压裂改造后初期产量较高,但产量递减普遍较快。水力压裂过程形成的次级诱导裂缝快速闭合,长效导流能力不足是导致页岩气井中后期产量低的关键因素。为了揭示页岩气井水力压裂后诱导裂缝的导流能力控制因素和弱化机制,亟待开展... 详细信息

页岩气井压裂改造后初期产量较高,但产量递减普遍较快。水力压裂过程形成的次级诱导裂缝快速闭合,长效导流能力不足是导致页岩气井中后期产量低的关键因素。为了揭示页岩气井水力压裂后诱导裂缝的导流能力控制因素和弱化机制,亟待开展裂缝缝面形态和导流能力影响因素研究,探索微支撑剂提升诱导裂缝导流能力的潜在效果,为进一步提升页岩气井压裂铺砂设计和整体改造效果,延长气井的高产稳产期提供理论与技术借鉴。本文以川南龙马溪组页岩为研究对象,根据三维扫描数据进行裂缝面形态表征,并基于matlab软件采用数值计算方法进行裂缝空间三维重构,探究垂直/水平层理裂缝、天然裂缝岩心滑移后裂缝空间的变化特征。然后基于裂缝间距分布特征以及岩石力学性质开展了应力-流体耦合条件下自支撑裂缝导流能力劣化机制研究。在此基础上,探索铺置微支撑剂对裂缝导流能力的影响,明确了微支撑剂粒径优选指标。取得的主要成果有:（1）明确了龙马溪组页岩水力诱导裂缝剪切滑移后缝宽变化趋势。三维激光扫描的缝面形态表征显示,龙马溪组页岩裂缝面粗糙度由高到低分别为垂直层理、天然裂缝、水平层理岩心,其三维均方根偏差分别为1.02、0.75、0.49。基于Matlab软件进行三维重构并分析了0～8mm剪切滑移量下的裂缝空间变化特征,得到了缝面三维均方根偏差与最大缝宽的统计关系式。定量分析表明,对于垂直和水平层理岩心,滑移距离分别为6mm、4mm时,缝宽增幅可达到最大值,而天然裂缝由于原位闭合时裂缝面吻合度较低,滑移后缝宽增幅相对较小,缝宽增加倍比依次为7.3、5.3、3。（2）揭示了水力诱导裂缝导流能力控制因素及劣化机制。导流能力测试显示,低应力条件下,水力诱导垂直层理裂缝岩心导流能力高于水平层理裂缝,但应力升高至地层有效应力附近（50MPa）,垂直层理裂缝岩心导流能力反而急剧下降并低于同等条件的水平层理岩心。分析认为,垂直层理岩心缝面微凸体倾角大、形态尖锐、缝面区域弹性模量相对偏低、应力敏感性强等因素是导致其高应力条件下导流能力降幅更大的主要原因。流体-应力耦合作用后,相同条件下,垂直层理裂缝与水平层理裂缝导流能力变化趋势基本一致,但相比于流体作用前,垂直层理裂缝导流能力降幅要低于水平层理裂缝,分别为43.2%、57.4%。分析认为,流体作用导致裂缝面弹性模量降低的同时,其对裂缝导流能力的影响程度进一步增大。（3）揭示了微支撑剂对水力诱导裂缝导流能力的影响机制以及粒径优选原则。250目微支撑裂缝导流能力实验表明,相比于未支撑裂缝,添加微支撑剂后,裂缝导流能力提升1个量级以上;当铺砂浓度由0.5kg/m2上升至2kg/m2,裂缝导流能力由213.84×10-3μm2·cm下降到0.12×10-3μm2·cm,与常用支撑剂浓度升高,导流能力同步升高的趋势存在巨大差异。分析认为,由于微支撑剂粒径低于裂缝平均谷深值,微支撑剂运移过程容易集中堆积在裂缝面谷底处,从而形成局部支撑增加缝宽。相同条件下,相比于20/40目、80/120目支撑剂,流体作用后250目微支撑裂缝导流能力降幅仅为19.1%,远低于前者的34.3%～63.3%。微支撑剂粒径优选指标可基于上限选择应小于水力诱导微裂缝缝宽的1/3,下限的选择应大于体积缝网中多层铺砂支撑裂缝的流动孔隙直径这一原则。论文研究成果对页岩气储层体积改造的压裂设计、支撑剂优选以及产能评价等具有一定指导意义。

关键词：页岩水力诱导裂缝缝面形态表征导流能力微支撑剂

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