CN110984948B - 一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 - Google Patents
一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110984948B CN110984948B CN201911333900.7A CN201911333900A CN110984948B CN 110984948 B CN110984948 B CN 110984948B CN 201911333900 A CN201911333900 A CN 201911333900A CN 110984948 B CN110984948 B CN 110984948B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- proppant
- core
- injection
- suspension
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 114
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 114
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 26
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 17
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 16
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 6
- 238000003921 particle size analysis Methods 0.000 claims description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002985 plastic film Substances 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 238000000635 electron micrograph Methods 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 3
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 3
- 239000004546 suspension concentrate Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 235000015073 liquid stocks Nutrition 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明提供了一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法。所述方法包括制备具有一定宽度裂缝的裂缝岩心；对裂缝岩心称干重得到裂缝岩心重量，测量裂缝宽度、体积参数；模拟支撑剂悬浮液以一定流速注入裂缝的过程，通过监测裂缝岩心进口和出口流速的变化情况判断支撑剂是否可以进入特定宽度的裂缝；模拟过程中对裂缝岩心出口端流出的液体进行取样；把模拟后的裂缝岩心烘干并称干重；根据模拟前的裂缝岩心干重、模拟后的裂缝岩心干重、支撑剂密度以及裂缝体积，计算无因次铺置指数；通过铺置指数对注入性能进行定量化比较。本发明方法可以从定性、定量等多角度评价支撑剂在裂缝中的注入性能，为研究粒径与缝宽之间的匹配关系提供支撑。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气压裂技术领域，更具体地讲，涉及一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法。
背景技术
水力压裂作业需要大量使用支撑剂对压裂后的裂缝进行填充以形成稳定的高导流能力通道，为后续油气井的产量提高提供保障。常规低渗透油气藏压裂形成的裂缝缝宽通常为数毫米，使用的多为毫米级粒径的支撑剂，而近年来大量页岩油气藏的压裂投产实践表明除了充分利用压裂形成的毫米级通道外，大量宽度小于毫米的压裂微尺度裂缝对于此类油藏的稳产、高产也具有非常重要的影响。目前国内外已开始在页岩油气藏压裂中使用毫米～微米不同尺度的支撑剂，用于充填压裂后形成的不同尺度的裂缝。支撑剂在不同缝宽条件下的注入性能评价是进行支撑剂优选的必要工作环节，而目前该方面的工作整体较滞后，没有成熟、可靠的测试评价方法对此支撑剂优选工作形成有效支撑。研究并提出小于或等于毫米级裂缝条件下支撑剂注入能力测试评价方法是明确页岩油气藏支撑剂与压裂裂缝匹配关系，优化现场支撑剂注入工艺的一项关键技术。
发明内容
针对现有技术中存在的不足，本发明的目的之一在于解决上述现有技术中存在的一个或多个问题。例如，本发明的目的之一在于提供一种能够定性和定量评价支撑剂在裂缝中注入性能的测试评价方法。
为了实现上述目的，本发明的提供了一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，所述测试评价方法可以包括：制备具有预定裂缝宽度的裂缝岩心，测定裂缝岩心的重量m1和裂缝体积VF；配制支撑剂悬浮液并测定支撑剂悬浮液中的支撑剂密度ρp；模拟支撑剂悬浮液注入裂缝过程，其中，模拟过程包括：确保裂缝岩心的裂缝水平放置并在裂缝岩心外侧加围压，在裂缝岩心的一端施加注入压力将所述支撑剂悬浮液从裂缝岩心的所述一端恒速注入且从另一端流出且所述支撑剂悬浮液在裂缝岩心的周向外侧不漏，记录裂缝岩心所述一端的注入压力，收集裂缝岩心所述另一端流出液体得到收集液并记录流出液体的流速；在所述注入压力与所述流出液体的流速保持稳定或在注入压力迅速增大而裂缝岩心所述另一端无液体流出的情况下停止支撑剂悬浮液的注入，收集停止注入后的裂缝岩心并对停止注入后的裂缝岩心烘干，称重为m2；计算支撑剂铺置指数，其中，
其中，I表示支撑剂铺置指数，m1表示裂缝岩心的重量，m2表示停止注入后的裂缝岩心烘干重量，VF表示裂缝体积，ρp表示支撑剂密度；
对支撑剂在裂缝中的注入能力进行评价，其中，评价可以包括：根据所述注入压力和所述流出液体的流速确定支撑剂是否能够注入裂缝，其中，若注入压力与所述流出液体的流速能够保持稳定，则判定支撑剂能够注入裂缝，若注入压力迅速增大而裂缝岩心所述另一端无液体或极少液体流出，则判定支撑剂在裂缝中发生堵塞，支撑剂注入能力差或不能注入；在支撑剂能够注入裂缝的情况下，支撑剂铺置指数I取值为(0,1]，I值越接近1则判定支撑剂在裂缝中的充填程度越高，支撑剂注入后形成堵塞的风险越大；I值越小则判定支撑剂在裂缝中的注入能力越强，堵塞裂缝的风险越小。
与现有技术相比，本发明的测试评价方法能够从定性和定量评价支撑剂在裂缝中的注入性能；能够通过粒度扫描、电镜分析进一步验证裂缝中的注入能力，能够形成稳定、可靠的测试评价方法；能够通过不同粒径支撑剂在不同宽度裂缝中的铺置指数的测试与计算，判断支撑剂粒径与裂缝宽度之间的匹配性。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本发明的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出了本发明一个示例性实施例的支撑剂注入过程模拟系统示意图；
图2示出了本发明示例1的100-300目支撑剂在不同裂缝宽度下的注入压力变化曲线；
图3示出了本发明示例1的70-140目支撑剂在不同裂缝宽度下的注入压力变化曲线；
图4示出了本发明示例1的100-300目支撑剂悬砂液原液粒度分布与收集液通过不同宽度裂缝的粒度分布对比图；
图5示出了本发明示例1的70-140目支撑剂悬砂液原液粒度分布与收集液通过1.0mm宽度裂缝的粒度分布对比图；
图6示出了本发明示例1的1#裂缝岩心注入后的支撑剂在裂缝中的整体分布图；
图7出了本发明示例1的1#裂缝岩心注入后的支撑剂在裂缝中的电镜扫描图，其中，图(a)为放大50倍的电镜扫描图，图(b)为放大100倍的电镜扫描图，图(c)为粒径尺寸标定图。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例详细地描述根据本发明的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法。
图1示出了本发明一个示例性实施例的支撑剂注入过程模拟系统示意图。图2示出了本发明示例1的100-300目支撑剂在不同裂缝宽度下的注入压力变化曲线。图3示出了本发明示例1的70-140目支撑剂在不同裂缝宽度下的注入压力变化曲线。图4示出了本发明示例1的100-300目支撑剂悬砂液原液粒度分布与收集液通过不同宽度裂缝的粒度分布对比图。图5示出了本发明示例1的70-140目支撑剂悬砂液原液粒度分布与收集液通过1.0mm宽度裂缝的粒度分布对比图。图6示出了本发明示例1的1#裂缝岩心注入后的支撑剂在裂缝中的整体分布图。图7出了本发明示例1的1#裂缝岩心注入后的支撑剂在裂缝中的电镜扫描图，其中，图(a)为放大50倍的电镜扫描图，图(b)为放大100倍的电镜扫描图，图(c)为粒径尺寸标定图。
具体来讲，本发明的测试评价方法可以概括为首先制备具有一定宽度裂缝的裂缝岩心(造缝岩心)；对裂缝岩心称干重得到裂缝岩心重量，测量裂缝宽度、体积等参数；模拟支撑剂悬浮液以一定流速注入裂缝的过程，通过监测裂缝岩心进口和出口流出液体流速的变化情况判断支撑剂是否可以进入特定宽度的裂缝；模拟过程中对裂缝岩心出口端流出的液体进行取样并进行粒度分析；把模拟后的裂缝岩心烘干，称干重，减去实验前的重量可以得到裂缝中滞留的支撑剂质量；把实验用裂缝岩心重新打开，用电镜扫描仪对裂缝断面及其表面堆积的支撑剂粒径大小和分布情况进行拍照分析。根据上述测得的模拟前的裂缝岩心干重、模拟后的裂缝岩心干重、支撑剂密度以及裂缝体积，计算得到特定粒径支撑剂在一定宽度的裂缝岩心的无因次铺置指数；通过铺置指数对不同粒径支撑剂在不同缝宽条件下的注入性能进行定量化比较。通过本发明的支撑剂注入能力测试评价方法可以从定性、定量等多角度评价支撑剂在裂缝中的注入性能，为研究粒径与缝宽之间的匹配关系提供支撑。
本发明提供了一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法。在本发明的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法的一个示例性实施例中，所述测试评价方法可以包括：
S01，制备具有预定裂缝宽度的裂缝岩心，测定裂缝岩心的重量和裂缝体积。
在本实施例中，制备具有预定裂缝宽度的裂缝岩心可以包括：取天然或人造岩心进行人工模拟压裂或利用人工切缝形成具有裂缝的岩心；在所述岩心的裂缝中充填石英砂、陶粒或不同厚度的硬质塑料薄片得到具有预定裂缝宽度的裂缝岩心。具体地，以天然岩心或人造岩心为原料，可以使用三轴岩石力学试验机采用径向拉伸或轴向压缩两种方式进行非均匀造缝，也可以使用切割机沿岩心轴向均匀切割形成均匀缝。在对岩心造缝后，可以向裂缝中填充少量粒径数十微米～数毫米的陶粒或石英砂，或者厚度0.1mm～数毫米的硬质塑料片形成具有一定宽度裂缝的裂缝岩心。所述岩心可以为圆柱形岩心。当然，本发明的岩心形状不限于此。
S02，配制支撑剂悬浮液并测定支撑剂悬浮液中的支撑剂密度。
在本实施例中，所述支撑剂悬浮液可以是石英砂悬浮液。悬浮液中可以加入一定浓度的减阻剂和多功能稠化剂等添加剂。
S03，模拟支撑剂悬浮液注入岩心裂缝的过程。
在本实施例中，模拟支撑剂悬浮液注入岩心裂缝的过程可以包括：将裂缝岩心水平放置以使裂缝处于水平位置。在裂缝岩心的外侧施加一定的围压(在裂缝岩心的周围施加一定的压力，目的在于模拟真实的支撑剂注入过程以及确保支撑剂悬浮液不从裂缝岩心的侧壁流出)。施加一定的注入压力将支撑剂悬浮液以恒定的流速将支撑剂悬浮液从裂缝岩心的一端注入，从裂缝岩心的另一端流出。支撑剂悬浮液流入端的流入压力上限应该小于裂缝岩心外侧的围压以确保岩心裂缝中的支撑剂悬浮液不从侧面的裂缝中流出。记录支撑剂悬浮液流入端的注入压力以及支撑剂悬浮液从裂缝岩心所述的另一端流出的液体流速，并将流出的液体收集得到收集液。
在上述模拟支撑剂悬浮液注入岩心裂缝的过程中可以对注入的压力和注入的支撑剂粒径进行改变。当注入压力和从裂缝岩心流出的液体流速保持稳定或者当注入压力迅速增大而无液体或极少液体从裂缝岩心流出，停止注入，模拟过程结束。
在所述模拟过程停止以后，将进行模拟注入后的裂缝岩心进行烘干，称重。例如，可以在密封的装置中进行烘干处理。烘干后可以利用密封带对裂缝岩心进行密封。
在本实施例中，为了使模拟的效果更好，可以在支撑剂悬浮液注入裂缝岩心之前对支撑剂悬浮液进行持续搅拌以确保支撑剂在悬浮液中始终处于悬浮状态。
在本实施例中，所述模拟过程可以通过以下模拟系统实现：如图1所示，所述模拟系统可以包括平流泵1、搅拌罐2、第一压力表3、裂缝岩心夹持器4、第二压力表5、环压泵6和收集器7。所述搅拌罐2可以为活塞搅拌罐，可以用于盛装支撑剂悬浮液并对支撑剂悬浮液进行持续的搅拌以使支撑剂始终处于悬浮状态。所述平流泵1与搅拌罐2连接，用于向支撑剂悬浮液施加一定的注入压力以使搅拌罐内的支撑剂悬浮液能够注入裂缝岩心。所述搅拌罐2与裂缝岩心夹持器4连接。所述第一压力表3设置在搅拌罐3与裂缝岩心夹持器4之间，用于测试悬浮液支撑剂注入裂缝岩心的注入压力。所述裂缝岩心夹持器4用于夹持固定裂缝岩心。所述环压泵6与所述裂缝岩心夹持器4连接，用于向裂缝岩心夹持器中施加一定的压力以确保裂缝岩心外侧有一定的压力而使裂缝岩心的侧壁没有支撑剂悬浮液流出并且提供的压力可以模拟真实的支撑剂注入环境。所述第二压力表5可以设置在所述环空泵6与所述裂缝岩心夹持器4之间，用于测试裂缝岩心夹持器4中的压强。所述第一压力表3测试的注入压力上限应低于环空泵6注入的压力以确保在模拟过程中裂缝岩心夹持器环空不漏。这里，在裂缝岩心夹持器与裂缝岩心之间可以设置一定的胶装物质以使夹持器更好的夹持裂缝岩心。
S04，计算支撑剂铺置指数。
在本实施例中，所述支撑剂铺置指数的计算可以包括：
其中，I表示支撑剂铺置指数，m1表示支撑剂注入前的裂缝岩心的重量，单位g，m2表示停止注入后的裂缝岩心烘干重量，单位g，VF表示裂缝体积，单位cm3，ρp表示支撑剂密度，单位g/cm3；支撑剂注入前的裂缝岩心的重量为干重。
S05，对支撑剂在裂缝中的注入能力进行评价。
在本实施例中，可以根据所述注入压力和所述流出液体的流速确定支撑剂是否能够注入裂缝。若注入压力与所述流出液体的流速能够保持稳定，则判定支撑剂能够注入裂缝。若注入压力迅速增大而裂缝岩心所述另一端无液体或极少液体流出，则判定支撑剂在裂缝中发生堵塞，支撑剂注入能力差或不能注入。
对于支撑剂在裂缝中发生堵塞，支撑剂注入能力差或者不能注入的情况，此时的支撑剂铺置指数可以定义为∞。对于注入压力与所述流出液体的流速能够保持稳定，则判定支撑剂能够注入裂缝，在此情况下，其支撑剂铺置指数理论取值可以取(0,1]。所述I值越接近1表示充填程度越高，支撑剂注入后形成堵塞的风险越大，反之I值越小则说明支撑剂在实验缝宽下注入能力强，堵塞裂缝的风险小。通过计算得到的支撑剂铺置指数，对于同一支撑剂，可定量评价支撑剂在不同宽度裂缝中的注入能力；对于不同支撑剂，可评价不同支撑剂在同一宽度裂缝系统内的注入能力高低。
本发明的支撑剂注入能力测试评价方法能够确定支撑剂粒径与裂缝宽度的匹配关系。通过不同粒径支撑剂在不同宽度裂缝中的铺置指数的测试与计算，可根据铺置指数值判断支撑剂粒径与裂缝宽度之间的匹配性。
在本实施例中，所述测试评价方法还可以包括：
对配制的支撑剂悬浮液以及所述收集液进行粒度分析。对比配置的支撑剂悬浮液的粒度分布与收集液的粒度分布。根据粒度分布变化情况可以确定在裂缝中充填的支撑剂(在注入模拟过程中没有排出裂缝岩心的支撑剂)粒度分布以及从裂缝中流出的支撑剂粒度分布。具体地，可以利用激光粒度仪进行粒度测试。针对不用宽度裂缝内进入的支撑剂粒度分布存在差异，应用激光粒度仪对收集液进行粒度分布测试，能够得到可进入裂缝的支撑剂的粒度分布变化。根据粒度分布情况可以进一步验证根据注入压力与流速，以及支撑剂铺置指数判定的支撑剂在裂缝中的注入能力。如果收集液中的某粒度范围的支撑剂体积浓度小，而原配制的支撑剂悬浮液中的该粒度范围的支撑剂体积浓度高，则表面该支撑剂充填性较好，支撑剂注入后形成堵塞的风险可能就越大。如果原配制的支撑剂悬浮液中的某粒度范围支撑剂的体积浓度与收集液中的该粒度范围的支撑剂体积浓度相差较小(相差的范围值可以是给定值或经验值)，则可以表明该粒度范围的支撑剂注入性能好，该粒度范围的支撑剂均能通过裂缝。
在本实施例中，所述测试评价方法还可以包括：
将烘干后的裂缝岩心沿裂缝剖开得到裂缝断面，对裂缝断面进行电镜扫描，得到裂缝断面扫描图像。根据扫描图像能够确定充填在裂缝中支撑剂的分布、堆积特性以及支撑剂颗粒粒径大小，可以进一步验证支撑剂在裂缝中的注入能力。
可以将所述的收集液的粒度分布以及与扫面图像进行结合分析。扫描图像得到的支撑剂颗粒粒径可以进一步支撑收集液的粒度分布分析结果，能够对支撑剂注入裂缝的能力进行进一步的验证。
为了更好地理解本发明的上述示例性实施例，下面结合具体示例对其进行进一步说明。
(1)按照下述方法及步骤进行岩心注入测试
A、岩心准备
选取直径2.5cm，长度约5.0cm的圆柱形岩心，进行人工造缝，制备具有一定缝宽的裂缝岩心。使用贴垫片造缝，得到的裂缝岩心及裂缝岩心的尺寸参数如表1所示。
表1各岩心样品尺寸表
B、支撑剂悬浮液配制
支撑剂悬浮液为悬砂液，配制组分为0.1％的多功能稠化剂溶液+150g/L石英砂(100-300目，70-140目)，配制5000mL备用。
C、模拟注入过程
使用如图1所述的模拟系统。
①连接模拟系统，试压。
②向裂缝岩心夹持器放入岩心，确保岩心裂缝处于水平位置，在裂缝岩心外侧加围压3.0MPa。设置平流泵的注入压力上限3.0MPa确保在实验过程中岩心夹持器环空不漏。
③向搅拌罐中装入足量体积的支撑剂悬浮液，密闭搅拌罐，以一定的速率搅拌确保支撑剂颗粒实验中处于悬浮状态。
④平流泵以恒定流速3ml/min向岩心注入支撑剂悬浮液，同时记录岩心入口端压力表变化数据，在出口端出液后用量筒收集液测出口端实际流速。注入过程持续到：(a)岩心的注入压力和出口流量均保持稳定为止；或(b)压力表读数迅速增大憋压而出口端不出液为止，其中，100-300目石英砂制备的悬浮液分别注入1#、3#、5#、7#、9#、11#号岩心样品；70-140目石英砂制备的悬浮液分别注入2#、4#、6#、8#、10#、12#号岩心样品。
⑤停止注入，取出岩心进行密封供后续测试。
⑥清洗注入系统，备下次实验。
D、测试结果分析
①将100-300目的支撑剂石英砂注入不同宽度裂缝中的注入压力曲线如图2所示。将70-140目的支撑剂石英砂注入不同宽度裂缝中的注入压力曲线如图3所示。
如图2所示，100-300目支撑剂注入压力上升平稳，各含缝岩心出口端均有持续的含砂液体产出，表明100-300目石英砂支撑剂在实验的各缝宽条件下均能有效注入，具有良好的注入性。如图3所示，70-140目石英砂支撑剂在裂缝宽度0.1mm、0.2mm和0.3mm的含缝岩心中压力曲线均表现为快速上升且出口端产液极少甚至不产液，注入能力差；在0.5mm含缝岩心中，初始阶段压力上升幅度较小，出口端液体产出较稳定，其后表现为压力迅速上升；在≥0.7mm的裂缝中具有较好的注入性。
对比100-300目和70-140目支撑剂分别在0.7mm和1.0mm中的注入压力曲线可知，同等条件下100-300目的注入压力和流出液体的流速更稳定，70-140目支撑剂注入性不及100-300目，表明缝宽越窄对应的压力上升幅度越大，裂缝越窄支撑剂注入越困难。
上述测试结果表明在测试的0.1mm～1.0mm缝宽条件下，100-300目支撑剂均可有效注入，而70-140目支撑剂在缝宽≤0.5mm时注入困难。
②悬砂液注入前后粒度变化分析
悬砂液注入前后的粒度分析测试采用的是马尔文MS2000激光粒度仪。对注入裂缝岩心流出的收集液以及悬砂液原液进行粒度分析。分析的过程可以包括按要求准备测试所需样品；激光粒度仪电子背景测量；激光粒度仪光学背景测量和对光；加入样品开始粒径测量；进行图像和数据处理与分析。粒度分析结果如图4和图5所示。
如图4所示(图4中柱状上部的标注“原始”表示100-300目原始样。0.7表示通过0.7mm的缝，0.5表示通过0.5mm的缝，0.3表示通过0.3mm的缝，0.2表示通过0.2mm的缝，)，100-300目支撑剂通过裂缝后小于50μm粒径的颗粒占比显著增加(收集液与原液相比)，大于50μm的颗粒占比减少。测试结果表明对于100-300目支撑剂，测试的裂缝宽度范围内，收集液与原液的体积占比相差较小，均具有良好注入性。如图5所示，70-140目支撑剂通过裂缝后，100～200μm粒径的颗粒产出显著增加，大于200μm的颗粒显著减少。测试结果表明，裂缝对支撑剂的进入具有过滤作用，小粒径的支撑剂在同等条件下优先进入裂缝。
③支撑剂在不同宽度裂缝中的可注性定量评价
对各含缝岩心实验前后进行了烘干称重，70-140目石英砂在缝宽0.1mm、0.2mm和0.3mm中注入困难，铺置指数为∞。根据上述的支撑剂铺置指数计算公式对支撑剂通过各岩心的铺置指数进行了计算，结果如表2所示。
表2支撑剂在不同宽度裂缝的铺置指数
由测试后的计算结果可知，100-300目石英砂在实验的缝宽范围内(0.1～1mm)均能有效注入，铺置指数随着裂缝宽度增大逐渐降低。70-140目石英砂在实验的裂缝宽度范围内，随着缝宽减小逐渐注入困难。测试条件下0.5mm缝宽是70-140目石英砂的临界注入缝宽。以相同缝宽1.0mm为例，根据计算结果100-300目石英砂注入性好于70-140目石英砂。
④注入实验后岩心电镜扫描成像(SEM)测试
测试选用的主要设备为FEI Quanta 650FEG扫描电镜。选用注入实验测试后的岩心，烘干称重后去掉岩心外面的密封带重新沿裂缝走向剖开露出裂缝断面，进行扫描样品制备。测试的步骤可以包括安装样品；观察试样，对样品进行不同放大倍数的成像和拍照；取出样品；进行图像处理与分析。
以1#(缝宽0.1mm)岩心为例，注入实验后烘干重新把缝打开，可观察到支撑剂整体分布，如图6所示。从图6可知，100-300目支撑剂在裂缝表面分布较为广泛(图6中左边岩心裂缝表面的灰色部分为支撑剂，右边岩心裂缝两侧为垫片)，其中在岩心两端分布相对较多。图7为对图6中的支撑剂在裂缝中的电镜扫描图。从图7(a)和(b)可以看出100-300目支撑剂在裂缝表面堆积较为疏松，形成粒间孔。从图7(c)可以看出，相应的颗粒粒径主要范围39～56μm(图c中的粒径表示从左往右分别为51.54μm，51.54μm，36.42μm，56.67μm，44.52μm，35.84μm，83.81μm，39.33μm，41.84μm，)，与粒度分析结果比较吻合。
电镜扫描结果表明100-300目支撑剂可以注入到0.1mm缝中，在裂缝表面形成的堆积物粒径与前面粒度测试结果互相印证。
综上所述，本发明的测试评价方法能够从定性和定量评价支撑剂在裂缝中的注入性能；能够通过粒度扫描、电镜分析进一步验证裂缝中的注入能力，能够形成稳定、可靠的测试评价方法；能够通过不同粒径支撑剂在不同宽度裂缝中的铺置指数的测试与计算，判断支撑剂粒径与裂缝宽度之间的匹配性。
尽管上面已经通过结合示例性实施例描述了本发明，但是本领域技术人员应该清楚，在不脱离权利要求所限定的精神和范围的情况下，可对本发明的示例性实施例进行各种修改和改变。
Claims (8)
1.一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述测试评价方法包括：
制备具有预定裂缝宽度的裂缝岩心，测定裂缝岩心的重量m1和裂缝体积VF；
配制支撑剂悬浮液并测定支撑剂悬浮液中的支撑剂密度ρp；
模拟支撑剂悬浮液注入裂缝过程，其中，模拟过程包括：确保裂缝岩心的裂缝水平放置并在裂缝岩心外侧加围压，在裂缝岩心的一端施加注入压力将所述支撑剂悬浮液从裂缝岩心的所述一端恒速注入并从另一端流出且所述支撑剂悬浮液在裂缝岩心的周向外侧不漏，记录裂缝岩心所述一端的注入压力，收集裂缝岩心所述另一端流出液体得到收集液并记录流出液体的流速；
改变注入压力大小，在所述注入压力与所述流出液体的流速保持稳定或在注入压力迅速增大而裂缝岩心所述另一端无液体流出的情况下停止支撑剂悬浮液的注入，收集停止注入后的裂缝岩心并对停止注入后的裂缝岩心烘干，称重为m2；
计算支撑剂铺置指数，其中，
其中，I表示支撑剂铺置指数，m1表示裂缝岩心的重量，m2表示停止注入后的裂缝岩心烘干重量，VF表示裂缝体积，ρp表示支撑剂密度；
对支撑剂在裂缝中的注入能力进行评价，其中，评价包括：
根据所述注入压力和所述流出液体的流速确定支撑剂是否能够注入裂缝，其中，若注入压力与所述流出液体的流速能够保持稳定，则判定支撑剂能够注入裂缝，若注入压力迅速增大而裂缝岩心所述另一端无液体或极少液体流出，则判定支撑剂在裂缝中发生堵塞，支撑剂注入能力差或不能注入；
在支撑剂能够注入裂缝的情况下，支撑剂铺置指数I取值为(0,1]，I值越接近1则判定支撑剂在裂缝中的充填程度越高，支撑剂注入后形成堵塞的风险越大；I值越小则判定支撑剂在裂缝中的注入能力越强，堵塞裂缝的风险越小。
2.根据权利要求1所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述测试评价方法还包括：
对配制的支撑剂悬浮液以及所述收集液进行粒度分析，对比配制的支撑剂悬浮液的粒度分布与收集液的粒度分布，根据对比前后的粒度分布变化确定在裂缝中充填的支撑剂粒度分布以及从裂缝中流出的支撑剂粒度分布范围，并根据某一粒度范围在配制的支撑剂悬浮液与收集液的占比变化情况，验证支撑剂在裂缝中的注入能力。
3.根据权利要求1或2所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述测试评价方法还包括：
将烘干后的裂缝岩心沿裂缝剖开得到裂缝断面，对裂缝断面进行电镜扫描，得到裂缝断面扫描图像，根据扫描图像确定充填在裂缝中支撑剂的分布、堆积情况以及支撑剂颗粒粒径大小以验证支撑剂在裂缝中的注入能力。
4.根据权利要求1所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述制备具有预定裂缝宽度的裂缝岩心包括：
取天然或人造岩心进行人工模拟压裂或人工切缝形成具有裂缝的岩心；
在所述具有裂缝岩心的裂缝中充填石英砂、陶粒或不同厚度的硬质塑料薄片得到具有预定裂缝宽度的裂缝岩心。
5.根据权利要求1或4所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述裂缝岩心的裂缝宽度在0.1毫米～数毫米中选择。
6.根据权利要求1所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述测试评价方法还包括在将所述支撑剂悬浮液从裂缝岩心的所述一端注入之前对支撑剂悬浮液持续搅拌以使支撑剂在悬浮液中始终处于悬浮状态。
7.根据权利要求1所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述支撑剂在裂缝中发生堵塞的情况下，支撑剂铺置指数I定义为∞。
8.根据权利要求1所述的压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法，其特征在于，所述模拟支撑剂悬浮液注入裂缝过程包括利用模拟系统实现，所述模拟系统包括平流泵、搅拌罐、第一压力表、裂缝岩心夹持器、第二压力表、环压泵以及收集器，其中，
所述搅拌罐用于盛装所述支撑剂悬浮液并对支撑剂悬浮液进行搅拌；
所述平流泵与搅拌罐连接，用于向搅拌罐中的支撑剂悬浮液提供注入压力；
所述裂缝岩心夹持器与所述搅拌罐连接，用于夹持固定裂缝岩心，所述搅拌罐中的支撑剂悬浮液在所述注入压力的作用下，能够从缝岩心夹持器夹持的裂缝岩心的一端流入，从缝岩心夹持器夹持的裂缝岩心的另一端流出；
所述第一压力表设置在搅拌罐与裂缝岩心夹持器之间，用于测定支撑剂悬浮液的注入压力；
所述环压泵用于向裂缝岩心夹持器中加压使裂缝岩心外侧产生围压以模拟支撑剂注入裂缝的真实环境并确保裂缝中的支撑剂悬浮液在裂缝岩心侧壁不漏；
所述收集器用于收集裂缝岩心所述另一端流出的液体；
所述第二压力表设置在所述裂缝岩心夹持器与环压泵之间，用于测定所述围压。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911333900.7A CN110984948B (zh) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | 一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911333900.7A CN110984948B (zh) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | 一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110984948A CN110984948A (zh) | 2020-04-10 |
| CN110984948B true CN110984948B (zh) | 2022-04-08 |
Family
ID=70074136
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911333900.7A Active CN110984948B (zh) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | 一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110984948B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111502627A (zh) * | 2020-04-20 | 2020-08-07 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | 一种水力压裂t型裂缝实验装置及其实验方法 |
| CN112858578B (zh) * | 2020-07-09 | 2022-12-30 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种致密气藏水力压裂用缝内暂堵剂的封堵性能评价方法 |
| CN114320260A (zh) * | 2020-10-10 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 获取支撑剂注入时间的方法、装置、设备及存储介质 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8731889B2 (en) * | 2010-03-05 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fracturing induced fracture networks as a dual porosity system |
| CN104727801B (zh) * | 2015-03-17 | 2017-12-26 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院 | 一种应用支撑剂密度差异实现大通道的压裂工艺 |
| CN106555577B (zh) * | 2016-11-09 | 2019-03-05 | 西南石油大学 | 一种网络裂缝导流能力优化方法 |
| CN110185426B (zh) * | 2018-02-22 | 2022-07-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏多级裂缝导流能力优化方法 |
| CN109826609B (zh) * | 2018-06-30 | 2019-09-17 | 西南石油大学 | 一种针对多隔夹层油气藏水力压裂的支撑剂精准置放方法 |
-
2019
- 2019-12-23 CN CN201911333900.7A patent/CN110984948B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110984948A (zh) | 2020-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110984948B (zh) | 一种压裂用支撑剂在裂缝中的注入能力测试评价方法 | |
| CN107727679B (zh) | 一种表征深层碳酸盐岩岩石物理学特征方法 | |
| CN108590601B (zh) | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 | |
| US20190226970A1 (en) | Evaluating stress-dependent permeability in unsteady-state conditions and/or quality of microproppant placement in subterranean formations | |
| Nelson | An experimental study of fracture permeability in porous rock | |
| CN108627533A (zh) | 一种测定多孔介质中流体动用特征的核磁共振实验方法及装置 | |
| Al-Ibadi et al. | Experimental investigation and correlation of treatment in weak and high-permeability formations by use of gel particles | |
| CN103573251A (zh) | 大尺寸火山岩水力裂缝起裂与扩展ct扫描裂缝监测方法 | |
| CN113640473A (zh) | 一种钻井及压裂用封堵能力测试实验装置及测试方法 | |
| CN110595953A (zh) | 一种页岩混合润湿性的实验测试装置及方法 | |
| Al-Ibadi et al. | Experimental study of gel particles transport through porous media | |
| CN114412429A (zh) | 一种测试巴西劈裂法裂缝尺寸与核磁t2关系的方法 | |
| CN111982758A (zh) | 一种可视化暂堵转向性能测试的实验装置及测试方法 | |
| CN114486976A (zh) | 基于核磁共振测量巴西劈裂法裂缝分布的方法 | |
| CN111472736A (zh) | 海上油田组合调驱优化设计方法及装置 | |
| CN106198346A (zh) | 一种能够测量力学参数和渗透率的岩心夹持器及测量方法 | |
| CN109083630B (zh) | 一种用于评价钻井液封堵性能的方法 | |
| CN110987763A (zh) | 一种支撑剂注入裂缝的模拟实验装置和方法 | |
| CN111239372A (zh) | 一种基于覆压渗流实验的碳酸盐岩孔隙结构分类的方法 | |
| CN109594980B (zh) | 一种用于模拟砾石层动态砂堵规律的可视化实验装置 | |
| CN107238463A (zh) | 一种测试气体多级接触后最小混相压力的装置及方法 | |
| CN115791533A (zh) | 钻井液固相侵入损害评价方法、装置、介质及设备 | |
| CN115060757A (zh) | 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 | |
| CN110426293B (zh) | 黏弹性颗粒抗剪切性能与孔喉配伍性评价方法 | |
| Copeland | The Impact of Proppant Grain Size Distribution on Fracture Conductivity in Shale Formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |