PDF《高温深井裂缝性泥灰岩压裂技术》

1 ,可见,在不同温度场下 ,通过追加不同浓 度的破胶剂,都可保证快速彻底破胶. 2. 1. 2.

5 压裂液的残渣数据 该压裂液的最突出特点是低残渣, 见表

2 . 2.

2 两种粒径组合的高强度陶粒的优选 经综合考虑, 选用山西阳泉 0.

425 ~ 0. 85mm 和0.224 ~ 0. 425mm 两种粒径组合的支撑剂.其中,0.

425 ~ 0. 85mm 阳泉陶粒在60MPa下可提供 80.

46 D cm的 短期导流能力,而0.

224 ~ 0. 425mm 阳泉陶粒在 60MPa 下可提供 40. 0D cm 以上的短期导流能力 . 表1 超级 瓜尔胶的破胶性能数据 试验温度 (℃ ) 交联比 破胶剂浓度 (% ) 不同时间的破胶液黏度(mPa s) 0. 5h 1h 2h 4h 6h 8h 0.

01 变稀 变稀 变稀 变稀 变稀 变稀

100 100∶0.

8 0.

02 变稀 4.

49 4.

33 4.

18 3.

93 3.

72 0.

03 2.

36 2.

17 2.

1 2.

06 0.

04 2.

97 2.

51 2.

47 2.

39 80 100∶0.

6 0.

05 2.

07 1.

97 1.

86 1.

78 0.

06 1.

51 1.

42 1.

39 1.

37 0.

07 变稀 2.

96 2.

77 2.

66 60 100∶0.

5 0.

08 变稀 2.

3 2.

24 2.

22 0.

09 变稀 1.

88 1.

83 1.

79 表2 超级 瓜尔胶残渣性能 稠化剂用量 (% ) 不同稠化剂的残渣(m g /L) JK 超级瓜尔胶 G RJ- T 特级瓜尔胶 0.

50 197

298 0.

55 219

331 0.

60 246

394 2.

3 压裂优化设计计算 2. 3.

1 小粒径与常规粒径陶粒比例的优化 按两种粒径支撑剂提供导流能力的差异, 在裂缝 长度方向分段设置不同导流能力 , 模拟压裂后产 量[10- 12] ,结果对比见图

3 . 图3两种粒径支撑剂比例的优化 由图

3 可见, 储集层渗透率越低 , 压裂后产量越 低 .而就小粒径与常规粒径加入比例而言, 储集层渗 透率越低,则要求的小粒径支撑剂比例越高, 且施工风 险也相应降低. 由图

4 可见 ,支撑剂粒径相同, 造缝宽度与支撑剂 平均粒径的比值随滤失系数的增加而减少, 而在相同 滤失系数条件下 ,支撑剂粒径越大, 造缝宽度与支撑剂 平均粒径的比值也越小.这就意味着在滤失大的泥灰 岩储集层压裂条件下, 常规粒径或大粒径支撑剂更易 发生早期砂堵现象 .因此 , 从预防施工砂堵的角度出 发 ,也应考虑增加小粒径支撑剂的比例. 2. 3.

2 缝长和导流能力的优化 由于没有储集层有效渗透率数据 , 假设

5 种渗透

350 石油勘探与开发 油气田开发 Vol.

34 No.

3 率(0.

02 , 0.

05 , 0.

1 ,0.

5 , 1mD)分别进行模拟 , 结果表 明,支撑半长以 90m 为好 ,导流能力以 10D cm 为宜 . 以20 %砂液比模拟 , 0.

224 ~ 0. 425mm 小粒径山西阳 泉陶粒基本可提供 10D cm 以上的长期裂缝导流能 力;

0.

425 ~ 0. 85mm 陶粒的导流能力更好 . 图4不同支撑剂粒径条件下造缝宽度与支撑剂平均粒径比值 2. 3.

3 小型测试压裂的降温效应模拟 模拟了小型测试压裂的液体规模分别为

30 ,

70 ,

90 ,120m3 条件下最长关井 180min 的井底温度场(见图5).由图可见, 经过小型压裂后 ,温度基本在

100 ℃ 以下 ,这为减少压裂液的降解, 保证加砂的顺利执行 , 提供了有利条件 . 图5小型测试压裂的降温效应模拟 2. 3.

4 排量的优化 应用三维裂缝延伸模型, 模拟了不同排量下的缝 长与缝高变化(见图 6).由图可见, 排量宜控制在 7m

3 /min 以下, 否则 , 易引发缝高的快速增长 , 而缝长 变化不大 . 图6不同排量下缝长与缝高的变化 2. 3.