致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究_田鸿照.pdf
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1、致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究田鸿照1,王涛2,聂芬意3,朱会娟4,孙野1(1.中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124010;2.中国石油长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司,辽宁盘锦124010;3.中国石油大港油田分公司勘探开发研究院,天津300280;4.中国石油长庆油田分公司第四采油厂,陕西靖边718500)摘要:以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象,基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验,通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态,分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明,单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布,组合加砂的方式可
2、有效提高人工裂缝的导流能力,同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液(10 mPa s)与低密度支撑剂作为组合,可满足支撑剂远距离铺置的目标,获得较长的有效支撑裂缝,后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态,确定合理的施工参数,提高该类气藏水力压裂的成功率。关键词:致密气藏;水力压裂;支撑剂运移;实验研究中图分类号:TE357.12文献标识码:A文章编号:1673-5285(2023)03-0012-07DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.003*收稿日期:202302-06基
3、金项目:中国石油天然气股份有限公司“十四五”科技专项“复杂天然气田开发关键技术研究”,项目编号:2021DJ1704。作者简介:田鸿照(1983-),男,硕士,高级工程师,2011 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,主要从事油气藏工程研究工作,邮箱:。Experimental study on the laws of hydraulic fracturingproppant migration in tight gas reservoirsTIAN Hongzhao1,WANG Tao2,NIE Fenyi3,ZHU Huijuan4,SUN Ye1(1.Geological Resea
4、rch Institute of GWDC,PetroChina,Panjin Liaoning 124010,China;2.Sulige Gasfield Company of GWDC,PetroChina,Panjin Liaoning 124010,China;3.Exploration and Development Research Institute of Dagang Oilfield Branch,PetroChina,Tianjin 300280,China;4.Oil Production Plant 4 of PetroChinaChangqing Oilfield
5、Company,Jingbian Shaanxi 718500,China)Abstract:Taking Sulige tight sandstone gas reservoir as the research object,based on thephysical simulation experiment of hydraulic fracturing proppant migration,the migration law油气工程石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.202
6、3苏里格气田是中国陆上最大的气田,也是致密砂岩气藏的典型代表12,具有储量丰度低、储层非均质性强、气藏压力系数低、单层厚度薄等特征。在气田 10 多年的开发实践中,水平井多段压裂技术得到了广泛应用,是实现该类型气藏高效开发的重要手段之一。水力压裂造出足够的缝长和缝宽是压后效果的决定因素3,支撑剂进入到已压开的裂缝、保证足够的支撑宽度、从而形成有效的导流能力。通过物理模拟实验描述不同压裂参数下支撑剂在压裂裂缝中砂堤形态变化,是深化认识支撑剂运移展布规律有效手段。笔者充分调研水力压裂支撑剂在压裂裂缝中的运移展布规律的研究成果,发现关于苏里格致密砂岩气藏的实验研究相对较少410,本文应用三维可视化裂
7、缝支撑剂运移模拟实验装置,模拟了不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等参数下压裂裂缝内支撑剂的运移展布规律,有助于优化加砂方式和施工参数,为提高水力压裂效果提供指导。1实验器材与方案1.1实验器材实验采用一种可模拟储层滤失、裂缝壁面粗糙、不同角度天然裂缝等储层条件下,不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等施工参数下支撑剂运移铺置形态的大型可视化组合裂缝支撑剂运移铺置模拟实验装置(图 1)。图 1三维可视化裂缝支撑剂运移模拟实验装置本装置利用透明有机玻璃板代替人工裂缝,使用螺杆泵将含有一定砂比的压裂液从裂缝的一端注入,通过观察砂堤的形态实现对裂缝内支撑剂运移展布过程的模拟
8、。实验可在平板裂缝模型中的主缝及分支缝中开展(主缝缝长 5 m、缝宽 5 mm、缝高 0.6 m,两侧设置 30、45、90、135、150、水平缝、与水平面夹角60斜水平缝 7 种分支缝,分支缝的半缝长 1 m、缝高0.6 m、缝宽 3 mm),经测试将分支缝关闭后对主缝中支撑剂运移沉降过程不产生影响,可分别模拟单一缝及不同组合裂缝中的支撑剂运移铺置情况。为更真实模拟压后储层裂缝壁面,每块平板上粘贴不同粒径和数量的石英砂并均匀分布三十个滤失孔,用以模拟裂缝的粗糙壁面和压裂液在裂缝中的滤失情况。1.2实验方案本次实验模拟单一裂缝内支撑剂运移情况,从压of proppant is analyze
9、d by describing the placement shape of sand embankment under theconditions of different fracturing fluid pump displacement,sand ratio,viscosity,proppantparticle size and density.The research results show that a single particle size cannot meetthe uniform distribution of the conductivity in the fract
10、ure,and the combination of sandadding can effectively improve the conductivity of the artificial fracture.At the same time,the combination of low viscosity fracturing fluid(10 mPa s)that meets the requirements ofsand carrying performance and low density proppant can meet the goal of proppant long-di
11、stance placement and obtain a long effective support for the fracture.Later,high-densityproppant or reduced construction displacement will be used to effectively support the fractures near the well.The research results can be used to analyze the shape of hydraulic fracturing sand dike of tight sands
12、tone gas reservoir,determine reasonable construction parameters,and improve the success rate of hydraulic fracturing of such gas reservoir.Keywords:tight gas reservoir;hydraulic fracturing;proppant migration;experimental study水平缝搅拌配液罐自动加砂装置储液罐90 分支缝螺杆泵主缝30 分支缝45 分支缝60 斜水平缝电磁流量计田鸿照等致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研
13、究第 3 期13图 2不同压裂液泵注排量下的砂堤形态编号黏度/(mPa s)砂比支撑剂粒径/目支撑剂密度/(kg m-3)压裂液泵注排量砂浓度/(kg m-3)砂比/%入口流速/(m s-1)实验排量/(m3 h-1)现场排量/(m3 min-1)15(滑溜水)152.1920/402 5000.204.328.0020.408.6410.0030.6012.9612.0040.8017.2814.00510(滑溜水)202.8920/402 5500.163.463.50650(线性胶)202.8920/402 55075(滑溜水)101.4620/402 5500.408.6410.008
14、202.8129152.1930/502 5501040/7011152.1920/402 7541230/502 400表 1支撑剂运移物理模拟实验方案裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度五个因素研究支撑剂运移及最终砂堤形态,共进行 12 组实验,实验方案见表 1。实验开始前应首先将压裂液泵注排量、砂比、黏度等信息输入装置控制软件,准备所需的支撑剂、胍胶粉及水,在搅拌配液罐中配制压裂液并测量黏度;实验开始后注入泵的排量从小排量逐渐加至设计排量,支撑剂进入后对平行板进行实时图片采集,记录裂缝模块中支撑剂的铺置过程,直至支撑剂完全进入且入口处支撑剂砂堤基本消失,停止实验。为了更加真实地模拟
15、支撑剂在施工条件下的运移铺置过程,实验流速设定为与实际压裂施工时地下裂缝中的流速相同,实验排量取值范围是 3.6718.79 m3/h,砂比数据为 6%、9%和 12%;选用的陶粒支撑剂粒径为 20/40 目(0.64 mm)、30/50 目(0.45 mm)及 40/70 目(0.32 mm),支撑剂密度选用 2 400 kg/m3、2 550 kg/m3、2 754 kg/m3三个等级;选用的压裂液为5 mPa s、10 mPa s 滑溜水和 50 mPa s 线性胶。2实验结果与分析2.1压裂液泵注排量的影响实验 14 是压裂液泵注排量对砂堤形态的影响,实验排量 Q 设置为 4.32 m
16、3/h、8.64 m3/h、12.96 m3/h、17.28 m3/h,最终砂堤形态见图 2:支撑剂无因次砂堤平衡高度随压裂液泵注排量的增加而降低,由0.70 降至 0.50,降低幅度为 28.6%;砂堤平衡时间也显著降低,Q=12.96 m3/hQ=4.32 m3/hQ=8.64 m3/hQ=17.28 m3/h石油化工应用2023 年第 42 卷14由 10.50 min降至 2.25 min,降低幅度为 78.6%。低压裂液泵注排量下近缝口端铺置面积较大;高压裂液泵注排量下支撑剂向裂缝远端运移,在裂缝深处的铺置面积较大,而近缝口端由于冲蚀作用,砂堤铺置面积减小。携砂液的拖曳作用是支撑剂颗
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