压裂支撑剂导流能力影响因素及优选实验研究

发布时间：2020-06-22 17:10

【摘要】：塔里木克深-大北深层气藏属于超深高温裂缝性巨厚砂岩储层,储层埋藏深(6000~8023m)、地层压力高(100~140MPa)、地层温度高(130~180℃)、储层厚度大(100m)、建井成本高,需要通过水力压裂提高产量,实现有效开发。水力压裂过程中使用的支撑剂对水力裂缝导流能力有较大影响,因此很有必要结合克深区块储层条件对压裂用支撑剂进行评价和优选。本研究使用Core-lab的FCS-842裂缝导流能力评价设备,模拟高温高压储层条件。使用储层全直径岩心加工的岩板,在高温(140℃)高压(96MPa)实验条件下,研究了支撑剂类型、粒径大小及不同粒径的组合、闭合时间、铺砂浓度、流体流速、压裂液破胶液、支撑剂铺置方式等因素对支撑裂缝导流能力的影响。结果表明:在模拟裂缝闭合24h后导流能力相对稳定,单一粒径支撑剂的导流能力随支撑剂粒径的增大而增大,不同粒径支撑剂组合的导流能力受小粒径支撑剂影响较大,实验中泵入压裂液破胶液导致支撑裂缝导流能力平均下降了32%,闭合压力小于30MPa条件下,支撑剂动态铺置比静态铺置裂缝导流能力大,最大差距为32.25%。最后,基于实验数据建立了支撑剂导流能力预测模型,能够比较准确地预测不同粒径支撑剂组合的导流能力,预测平均误差在11%左右。根据文中提出的支撑剂优选原则以及塔里木油田克深区块致密砂岩储层超深、高温、高压、低渗等特点和现场施工情况,推荐使用30/50目、40/70目质量比为1:1的支撑剂组合铺砂来进行水力压裂施工。
【学位授予单位】：中国石油大学(北京)
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：TE357.12
【图文】：

第2 章 支撑剂导流能力评价实验装置与测试方法 支撑剂导流能力评价实验装置与测流能力评价实验设备 Core Lab 公司最新研发的支撑剂导流能力评该设备可模拟储层高温、高压等条件，对不力实验评价。该设备最高的实验温度可达 1最大注液速度为 50mL/min，导流室（见图 2.SO 13503-5 及国内标准 SY/T6302-2009 的要求评价实验设备 FCES-100[53]相比，其具有计量等优点。

图 2.2 支撑剂导流能力评价设备 FCS-842 结构图Fig 2.2 Structure of proppant conductivity evaluation equipment FCS-842（1） 改进导流室堵头，具体结构如图 2.5。该堵头在泵入携砂液时，将接头2 之外部分全部去掉，直接通过直径 5cm 的软管连接中间容器，保证携砂液进入支撑裂缝前不发生桥堵。（2） 增加中间容器，容积 2000mL，连接气驱增压泵和导流室。（3） 增加不同厚度的垫块，以保持动态注入携砂液过程中缝宽值一定，具体见图 2.6。（4） 泵入携砂液时使用气驱增压泵，该气驱增压泵最大排量为 2L/min，可模拟压裂现场的泵入速率。（5） 中间容器与导流室之间用抗压软管连接，该软管直径为 5cm，可快速将携砂液运送至导流室。

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本文编号：2725980