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压后返排作为压后管理的重要组成部分已经得到了压裂工程师的广泛关注,特别对于低渗透储层而言,如不能及时返排出储层中的压裂液,压裂液将会进入储层深部,对储层产生二次伤害。但如果返排速度过快,又会导致支撑剂发生回流,降低压裂效果,严重的会导致井筒及井口装置的破坏。因此,低渗透储层返排控制的一个重要关键技术就是优化合理的返排流速。返排见气前,本文基于物质平衡原理,利用渗流力学和工程流体力学理论,建立了支撑剂回流及裂缝闭合时间计算模型,得到了不同时刻井口压力与最佳油嘴匹配关系图。当返排见气后,研究并分析了见气后油嘴变大的原因,给出了具体的油嘴制定方法。以新疆低渗透储层X井为例,制定了返排优化方案,取得了较好的返排效果,该方法对同类储层具有一定的借鉴作用。 相似文献
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多段多簇水平井压裂技术作为页岩油藏的重要开发手段已经得到了广泛认同,压后关井能充分发挥渗吸的作用,提高单井压后产量,但目前压裂液渗吸作用区域一直是困扰油藏工程师的重要难题。本文以陇东页岩油藏多段压裂井为研究对象,基于物质平衡原理,利用渗流力学和岩石力学理论,建立了压裂施工过程中和压后关井过程中流体压力扩散数学模型,研究了压力扩散和压裂液波及体积随时间的变化关系。结果表明：压裂液波及体积随关井时间的增加逐渐增加,但增加的幅度会逐渐降低。储层渗透率越小,孔隙度越大,压裂施工时间越长,关井阶段井底压力越高,地层能量越高。该结果可为页岩油藏最佳关井时间的确定提供理论支持。 相似文献
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在压裂施工过程中,为了减少压裂液对储层的伤害,压裂液应当被及时排出地层。结合物质平衡原理、渗流力学理论和二维滤失模型,建立了裂缝强制闭合模型,并编制了相应的计算程序,根据井口压力变化规律并结合裂缝闭合条件可得到不同渗透率、裂缝高度和裂缝半长对应的裂缝强制闭合时间。同时,影响裂缝闭合时间的因素权重通过BP神经网络结合理论模型的数据进行了研究。结果显示,渗透率、裂缝高度、返排液粘度、裂缝半长、井筒半径和油嘴半径这六个参数是影响裂缝闭合时间的主要因素,并且在这些因素中,渗透率和油嘴半径的影响权重最大。因此,在压裂液返排过程中,为了实现改善压裂效果的目的,要着重考虑油嘴半径的选择。本文结果为裂缝闭合时间的研究提供了可靠的理论基础。 相似文献
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我国煤层气开发主要集中在中浅煤层,深部?超深部煤储层地质条件更加复杂,储层压裂改造技术及排采管控技术是影响深部煤层气井能否成功开发的两大关键。渝东南地区龙潭组煤层埋深可达2 000 m,且该区没有超深煤层气井开发经验可供借鉴。基于此,以渝东南地区NY1井为例,通过优化压裂工艺,以减阻水压裂液体系为基础,按照大排量、低砂比、段塞式、不同粒径复合加砂的技术思路完成该井的压裂施工;在排采过程中,采用分段控制、逐步降速、适时调整、无套压生产的方式,尽可能增加煤层气井见气前返排率,扩大供气半径,并且避免液面大幅波动形成速敏效应影响煤储层渗流通道。结果表明:NY1井压裂过程中施工压力平稳,未见砂堵现象,排采过程中保持了日产气量2 800~3 000 m3。根据生产实际,NY1井实现了高产和稳产,该井的压裂工艺和排采制度的成功实施,对超深煤层气井的理论研究和实际开发具有一定的指导意义。 相似文献
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通过对淮南顾桥井田5口地面煤层气试验井的开发地质条件及开发现状进行分析,并对影响煤层气单井产量的关键因素进行了讨论。结果表明,顾桥井田煤层气井产量主要受地质条件和压裂改造、排采控制等工程条件影响。渗透率低、微孔发育、煤岩体力学性能以及地应力大小和地应力方向等是影响整个井田煤层气产量的主要地质因素;压裂规模和压裂液返排率低等储层改造参数对顾桥井田煤层气井产能也能产生重要影响;层间距大且合层开发层间干扰、煤层非均质性严重造成排采参数波动是影响试验井煤层气产量的主要排采控制因素。 相似文献
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川西致密气藏压裂液氮助排剂优化研究及应用 总被引：1，自引：0，他引：1
由于川西气藏具有低渗、致密.压力低的特点,在压裂施工中,通常导致压后返排困难,返排率较低,残留的压裂液不仅对裂缝导流能力造成一定的伤害,同时也会影响压后产量.采用液氮助排剂可以大幅度缩短排液时间,提高压后返排率,液氮量越大虽然返排能力越强,但这种增大不是线性的,液氮用量过大超过线性助排阶段时,过度提高液氮用量,大大增加施工成本.因此,对液氮用量和混气方法进行优化研究.通过对川西致密气藏启动压力的规律研究,结合液氮的最小返排干度,提出最小液氮用量的评价公式,为液氮最小用量的评价提供理论基础;按照进入地层中液体先后和滞留时间长短,提出混注氮气量按照泵注压裂液的次序线性递减或台阶性递减,到井壁缝口处降至零左右的施工过程优化措施.此优化方法和措施,在川西气藏9口井中的现场试验表明24 h内返排率均达到72%以上,反排效果显著、压裂后气井增产效果显著. 相似文献
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排采管控方法对煤层气储层动态渗透率具有显著影响。基于煤层气井不同排采阶段渗透率的主控因素，以提高和改善渗透率为目标，提出了针对性的排采对策。井底流压大于原始储层压力时，降压速度为0.03~0.05 MPa/d，可降低压裂液和速敏伤害；井底流压在原始地层压力和解吸压力之间时，以小于0.03 MPa/d的速度降压，避免加剧储层"渗透率漏斗"；在解吸压力以上0.2~0.3 MPa时开始以0.01 MPa/d速度降压，在解吸压力附近稳压排水30 d，解吸后套压控制在0.2~0.3 MPa左右，避免两相流造成的水相渗透率下降；提产段通过变速提产强化基质收缩作用改善储层渗透率；稳产段主要通过单位压降增产量来确定合理的稳产产量，实现煤层气井长期高产稳产。现场试验表明，该方法取得了较好的应用效果。 相似文献
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影响致密储层渗吸的因素较多,但系统的因素划分和敏感性分析依然具有很大挑战。为了高效开采致密气藏,为致密气藏压后焖井时间即开井制度优化提供依据,选取大庆油田徐家围子区块致密砂岩天然岩心,结合压汞、电镜扫描和X射线衍射等实验,在室内开展了静态渗吸实验,研究了致密储层静态渗吸的规律及其影响因素,包括渗吸时间、致密储层的渗透率、孔隙类型、润湿性和压裂液的离子浓度。实验结果表明:致密砂岩岩心静态渗吸气水置换主要作用在静态渗吸过程的早期阶段;在致密气藏的储层渗透率范围内,静态渗吸采出程度随渗透率增大而增大;原生孔为储气空间,与原生粒间孔相连的次生溶蚀孔、粒间溶蚀缝和颗粒边缘溶蚀缝为渗吸提供了畅通的通道;静态渗吸速度和最终采出程度随岩心亲水性的增强而增加;压裂时所用的压裂液浓度越低,储层的渗吸效果越好。研究结果可为致密气井压裂后排采制度设计提供基础。 相似文献
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Shale with high clay content has caused instability from hydration during the hydraulic fracturing process. Macro-level migration phenomenon of water molecules is induced by the chemical potential difference between low-salinity fracturing fluid and high-salinity formation brine. This study aims to establish the equation for the chemical potential difference between fracturing fluid and formation brine by theoretical deduction in order to investigate the effect of the aforementioned phenomenon on fracturing flowback. Accordingly, a mathematical model was established for the gas–water two-phase flow which driven by the chemical potential difference. Viscous force, capillarity and chemiosmosis were considered as the driving forces. A numerical simulation of fracturing fluid flowback with or without considering of the effect of chemiosmosis was performed. A simulation analysis of the water saturation and salinity profiles was also conducted. Results show that capillarity and chemiosmosis hinder fracturing fluid flowback in different degrees. As the condition worsens, they inhibit more than 80% of water to flow back out of the formation, forming a permanent water lock. This study contributes to improvement of the theory on shale gas–water two-phase flow, establishment of a flowback model that suitable for shale gas wells, and accurate evaluation of the fracturing treatment. 相似文献
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煤层气钻井、压裂等作业过程中高pH值工作液必然与煤岩接触,工作液与煤岩接触后将使煤层长期处于碱性环境,将对煤层产生严重损害。为模拟高pH值工作液对煤层造成的损害,以宁武盆地9号煤层为研究对象,针对天然柱状煤样及人造裂缝煤样系统开展了流体pH值逐渐升高对煤层渗透率的影响实验,并针对不同pH值流体开展了毛管自吸、液相返排及应力敏感实验。研究结果表明,煤岩具有较强的碱敏性损害,与地层水相比煤岩对高pH值工作液具有更强的自吸能力且返排率较低,并且煤岩与碱性流体作用后应力敏感性系数增大。结合润湿性测定及扫描电镜分析结果,指出工作液pH值越高,润湿性越强,同时高pH值工作液与煤岩接触后导致煤岩微结构失稳、阳离子交换吸附;高pH值工作液与地层水接触后相互作用生成无机垢以及煤岩具有很强的吸附或吸收各类液体的能力等是引起煤层损害的主要原因,并且碱性流体与煤岩作用后弱化了煤岩力学强度,强化了煤岩的应力敏感性。 相似文献
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压裂参数是决定压裂效果、影响裂缝特征与煤层气产能的重要参数，深入认识压裂参数对产能的影响规律，对于优化压裂工艺和提高煤层气井产能至关重要。以潞安矿区45口氮气泡沫压裂井为对象，分析压裂施工曲线的类型及其对产能的影响，探讨各阶段压裂液用量与产能之间的关系，并对比评价氮气泡沫与水力压裂井产能的差异性。结果表明:氮气泡沫压裂施工曲线可分为稳定型、波动型、上升型和下降型4类9型，下降型和稳定型压裂曲线对应的产能要高于波动型，上升型曲线对应的产能最差；总压裂液用量以800 m3为宜，前置液和顶替液用量分别为450 m3和8 m3，氮气注入量在5万m3左右最佳，而携砂液用量越大产能越高，氮气泡沫压裂液良好的携砂、造缝、沉降支撑性能是有助于提高产能的优势所在；整体上，就潞安矿区而言，氮气泡沫压裂井的产能明显高于水力压裂井，主要体现在高产井、中高产井的比例远大于水力压裂井，约61%的氮气泡沫压裂井具有较高产能，而水力压裂井为23%。氮气泡沫压裂技术在潞安矿区展示出的可观潜力，可为国内其他具有类似储层特征矿区的煤层气开发提供技术借鉴。 相似文献
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Oliver Olsson Dirk Weichgrebe Karl-Heinz Rosenwinkel 《Environmental Earth Sciences》2013,70(8):3895-3906
When studying technical methods and measures that could be applicable for flowback treatment, recycling and/or disposal, it is important to characterize the volumes and composition of hydraulic fracturing flowback. In this work, water volumes and water quality data are considered for investigating flowback at three selected drilling sites in Germany. The analysis highlighted an increase of chloride concentrations up to saturation limit over the time. High salinity concentrations were used as indicator for estimating the percentage of hydraulic fracturing fluid and formation water in flowback. For the studied shale gas well a proportion of formation water, 69 %, and hydraulic fracturing fluid, 31 %, in flowback were derived. Thus, 92 % of the hydraulic fracturing fluid remained in the formation. The physical/chemical properties of flowback were categorized in groups to enable the allocation of applicable treatment methods. The analysis revealed that no single technology can meet suitable effluent characteristics, thus two or more treatment systems might be used in series operation. In particular, for flowback containing high salinity concentrations the only treatment options are evaporation or crystallization. Hence, methodological distinctions need to be made between concentration, elimination, disposal and recycling, whereby for the existing concentrate treatment or disposal measures need to be completed and scaled up into the process. 相似文献