弱凝胶封堵裂缝性能研究

利用自制全直径岩心夹持器,岩面贴合垫片模拟裂缝,计算选择符合XF油田低渗透天然裂缝及压裂缝的宽度,并研究弱凝胶对缝宽和裂缝形态的封堵效果。驱替试验表明,弱凝胶封堵强度随裂缝宽度的增大而减小,且存在临界裂缝宽度0.69 mm,裂缝小于该值表现为胶体弹性作为封堵主导因素;反之,则为胶体黏性或内摩擦阻力,且其效果不及小裂缝。张裂缝油藏现场调剖时,应充分考虑裂缝宽度的影响,提高调剖剂强度,以增加其弹性能力。缝形实验中,直缝对弱凝胶封堵效果最差,且缝形愈复杂,封堵效果愈好。     

IPN凝胶颗粒对裂缝岩芯的封堵行为实验研究

采用单岩芯流动试验考察了IPN、606、612三种预交联凝胶颗粒在裂缝性岩芯中的封堵系数分布情况,同时研究了三种凝胶颗粒在裂缝岩芯中4、10、30、180d后的封堵率、封堵保留率、颗粒突破压力梯度。试验结果表明：凝胶颗粒在裂缝岩芯中的封堵系数分布及其动态规律能很好的用来评价颗粒在裂缝岩芯中的运移规律与调剖特性。发现IPN凝胶颗粒表现了良好的封堵效果,当注入1PV水时,裂缝长岩芯段封堵系数很稳定,明显高于606和612两种凝胶颗粒。180d后在裂缝岩芯中的封堵效率能达到90.3％,堵水率保留率达到99％,适合作为“窜流型油藏”的深部调剖剂。     

弱凝胶封堵裂缝对岩心注采特征影响及应用

针对CQ油田弱凝胶体系开展了弱凝胶封堵低渗透裂缝性油藏试验,研究了弱凝胶体系对不同裂缝宽度的封堵效果及对应岩心注采特征,并根据试验结果改进弱凝胶体系配方,达到了较理想的改善效果。弱凝胶封堵0.20 mm裂缝宽度试验结果表明,裂缝与基质分液量比由1:0改善至0.04:0.96;水驱结束时,平衡压力0.60 MPa,基质采收率40.91%,裂缝采收率3.00%,综合采收率43.91%。弱凝胶封堵0.43 mm裂缝宽度试验结果表明,裂缝与基质分液量比由1∶0改善至0.10∶0.90;水驱结束时,平衡压力0.55 MPa,基质采收率38.25%,裂缝采收率4.15%,综合采收率42.40%。弱凝胶封堵0.98 mm裂缝宽度试验结果表明,裂缝与基质分液量比由1∶0改善至0.85∶0.15;水驱结束时,平衡压力0.17 MPa,基质采收率21.38%,裂缝采收率7.90%,综合采收率29.28%。改进CQ油田弱凝胶体系,使得改进的复合体系封堵0.98 mm裂缝宽度后,基质采收率由改进弱凝胶体系前的29.28%上升至42.35%,相对增幅44.64%。通过现场的施工应用,复合弱凝胶体系调驱堵水后的对应采油井组采油量增加,含水率降低,措施效果明显。     

深井超深井裂缝性地层致密承压封堵实验研究

深井超深井裂缝性地层钻井过程中极易发生钻井液漏失,桥接堵漏材料形成的裂缝封堵层在高温、高压、高地应力等复杂环境下失稳破坏加剧,导致堵漏成功率和裂缝封堵效果难达预期。基于多级多粒桥接堵漏的思路,以川西地区双鱼石区块超深井钻井常用的WNDK-1型架桥材料和耐高温橡胶颗粒为研究对象,系统开展了高温老化环境下堵漏材料性能评价与裂缝封堵模拟实验。实验结果表明,在150℃钻井液中老化24 h后,WNDK-1型刚性材料的粒度分布未产生明显变化,摩擦系数最高降低1.89%,抗压强度降低1.15%;橡胶颗粒的粒度分布D₉₀值增加3.55%,摩擦系数增加1.59%,抗压强度保持不变;将刚性材料、弹性材料和纤维材料以适当浓度与钻井液复配并进行裂缝封堵,形成的封堵层承压能力普遍高于13 MPa,且封堵层具有低孔低渗特征;观察封堵失稳后裂缝内封堵层结构形态可知,高温老化环境下多级多粒桥接堵漏形成的封堵层主要发生摩擦/复合失稳和剪切错位失稳。     

聚合物凝胶调剖剂配方优选及性能评价

 聚合物凝胶调剖技术是油田改善后期注水开发效果、保持稳产的有效手段。本文通过一系列单因素变量实验研究了多个因素对聚合物凝胶调剖剂的影响,从而确定了适合石南4井区头屯河组油藏的调剖剂配方并进行了性能评价。结果表明：在单因素变化情况下,聚合物凝胶调剖剂成胶强度随着聚合物、交联剂、稳定剂的浓度的增大而增大,随着水质矿化度的浓度增大而减小;成胶时间随着聚合物、交联剂、水质矿化度的浓度增大而减小,随着稳定剂浓度的增大而基本无变化。成胶强度随着老化时间、温度、剪切强度的增大而减小。随着调剖剂注入量的增大,阻力系数和残余阻力系数而逐渐增大,而且二者差距幅度加大;封堵率先缓慢上升,后快速上升,最后趋于平缓。针对石南4井区头屯河组油藏,建议采用的调剖剂配方为：聚合物（2500万相对分子量）浓度1500 mg/L、交联剂0.3%、稳定剂0.1%、水质矿化度26 g/L;注入方式为：前置段塞0.15 PV（孔隙体积）+主体段塞0.25 PV+保护段塞0.1 PV。     

弱凝胶封堵高渗透带性能及启动低渗层的条件

通过低渗岩心驱替实验,研究水驱启动及驱动压力梯度,发现油层渗透率的增大,启(驱)动压力梯度降低,呈幂律指数关系式,最小启动压力梯度为0.006 MPa/m;最高启动压力梯度为0.13 MPa/m;通过高渗岩心驱替实验,研究凝胶的封堵性能,发现高渗带的渗透率越低,聚合物凝胶的突破转向压力梯度(最高压力值)、注入压力梯度、平衡注入压力以及封堵压力梯度也越高。通过计算得到不同线速度条件下,高渗带封堵1.0 m时,高渗带及基质渗透率对驱动油层前缘半径影响,发现基质油层的渗透率越高、高渗带的渗透率越低,基质油层的水驱前缘半径越大;反之越小。     

低渗透裂缝性油藏封堵裂缝后转向压裂工艺

结合大庆油田台肇地区低渗透裂缝性油藏的裂缝监测结果,针对天然裂缝开启压力不同的特点,提出先封堵地层裂缝,然后实施转向压裂的改造工艺思路,通过封堵剂的优选,封堵工艺的确定及压裂过程中对裂缝方向的监测等技术手段,证实封堵裂缝后转向压裂技术在低渗透裂缝性油藏现场应用可以取得较好效果,为同类油藏压裂改造探索一条有效新途径.     

孔喉半径对弱凝胶体系封堵性能的影响

利用不同粒径的石英砂和砾岩制作填砂模型,并计算每个模型对应的孔喉半径,研究了孔喉半径对弱凝胶体系封堵性能的影响。驱替试验结果表明,随填充颗粒半径的减小,孔喉半径也减小,而后续水驱最高封堵压力增大。当孔喉半径小于0.376 mm时,弱凝胶体系封堵效果良好,最高封堵压力高于2.5 MPa;而当孔喉半径大于0.376 mm时,弱凝胶体系的封堵效果不理想,最高封堵压力低于0.35 MPa。测定产出胶体视黏度结果表明,孔喉半径对产出胶体视黏度也存在类似规律,以孔喉半径0.376 mm为界限,当小于该值时,胶体的视黏度较未通过填砂模型的胶体的视黏度大幅降低为3 352 m Pa·s;而大于该值时,胶体的视黏度则大于14 894 m Pa·s。     

低渗透砂岩储层裂缝分布的实验研究

通过对火烧山油田和吉林油田低渗透砂岩储层岩样进行破坏性和非破坏性实验,对不同岩性中裂缝的形成与分布进行了研究,对指导低渗透砂岩储层中裂缝发育规律的认识和预测具有重要的理论和实际意义图４,表２,参２     

裂缝性储层化学堵水技术研究

油田在长期的注水开发过程中,储层由于具有可溶性,或胶结性差的原因,会形成裂缝性储层,而裂缝性储层在调整吸水剖面时,凝胶类的调剖剂在矿场应用出现了调剖效果差,有效期短的问题,因此,油田现场急需研究一种堵塞强度高,封堵效率高的裂缝封堵剂。在室内我们研究了一种以水泥为主要材料的裂缝性化学堵水技术,该技术可以有效的封堵裂缝性储层,同时具有成本低、封堵效率高、封堵强度高的特点,具有很高的矿场应用价值。     

渗流-应力-流变耦合作用下破碎带砂岩渗透演化规律试验研究

膝状挠曲破碎带是一些水电站坝基的主要工程地质问题。破碎带岩性为完整性较差的软弱砂岩,直接关系到坝基的变形和稳定。基于破碎带砂岩组织结构疏松、含水率较高、物理力学性能较差等特点,对渗流-应力耦合作用下流变过程中的岩石渗透特性进行测试。分析应力-应变过程中的渗透规律,研究流变过程中渗透系数演化规律,探讨渗透性演化破坏机制。得到轴向、环向和体积变形对渗透系数的影响及围压和孔隙压力对渗透特性的影响规律。结果表明:初始加载导致渗透系数快速减小,并随着非线性变形增加降低程度逐步趋缓;且环向变形比轴向变形更能灵敏地反映渗透系数演化规律;岩样非均质性引起孔隙度略有不同,加载作用导致渗透系数随时间变化存在部分波动,但整体呈线性降低;稳态流变阶段渗透系数恢复至平缓下降,说明波动对渗透系数的整体演化无显著影响,且围压增加导致渗透系数降低。     

裂缝性砂岩油藏的水驱动态规律

从裂缝性砂岩油藏与常规油藏相渗曲线的差异入手,推导出了裂缝性油藏的水驱特征曲线的解析表达式,并绘制了理论曲线形状,从而发现了裂缝性砂岩油藏特有的水驱动态规律.与常规砂岩油藏具有明显不同,裂缝性砂岩油藏的水驱曲线在高含水期不再保持为一条直线而是出现“尾端上翘”现象.这一结论在现场实际和油藏数值模拟中得到了验证.对这类水驱曲线在裂缝性油藏动态预测中的有关问题进行了讨论.     

特低渗透砂岩平板大模型井网适应性评价

一维柱塞岩心和二维填砂模型很难模拟油藏储层的井网渗流,因此提出天然砂岩露头大模型制作方法以及定义两个参数用以评价特低渗透砂岩平板大模型井网适应性。利用天然砂岩露头制作平板大模型,模拟了不同井网在较均质储层中的生产状况。提出了有效压力波及系数和产能指数的概念。实验测定了各井网模型在不同注采压差下的平面压力梯度场,并在此基础上结合平行小岩样的非线性渗流曲线将模型渗流区域划分为不可流动区域、非线性渗流区域和拟线性渗流区域。研究表明,在较均质特低渗透储层渗流中,正方形反九点井网的适应性优于菱形反九点井网,优于矩形井网,随着注采压差的提高各井网模型的产能指数逐渐升高,不可流动区域逐渐减少,拟线性渗流区域逐渐增大,正方形反九点井网的非线性渗流区域呈下降趋势,菱形反九点井网和矩形井网的非线性渗流区域出现波动,表现为先上升后下降的趋势。     

周期荷载作用下冻融裂隙砂岩变形破坏机理

为研究裂隙岩体在冻融与周期荷载作用下的变形破坏机理,采用宏观周期荷载试验与细观核磁共振试验以及颗粒流数值模拟相结合的方法,对不同冻融循环次数作用下裂隙砂岩的宏细观破坏机理进行研究。结果表明：冻融次数的增加使裂隙砂岩强度降低,破坏时扩容现象加剧,细观尺度上表现出孔隙尺寸及数量增加;冻融及周期荷载耦合作用使裂隙砂岩破坏裂纹发展多且复杂,破坏程度更严重,细观表现为T2谱峰总面积变化率增幅更加显著、大尺度孔隙占比增加;周期荷载作用下裂隙砂岩的变形曲线趋势可作为判断疲劳强度门槛值范围的依据,获取变形预警值;颗粒流模拟结果说明,周期荷载作用下裂隙砂岩的新的裂纹在预制裂隙尖端处集中萌生并以翼裂纹为主要扩展模式,围压作用下裂隙砂岩的破坏模式更趋向于剪切张拉复合型破坏。研究结果可为寒区裂隙岩体边坡稳定性评价及灾害防治提供参考。     

考虑水-力耦合和不同应力路径的砂岩卸荷力学特性试验

为研究不同渗透压力条件下的岩石卸荷力学特性,选取砂岩为研究对象,开展了不同渗透压力和不同应力路径下的三轴卸荷试验,并与常规三轴试验进行对比,比较了不同应力路径下的岩石强度特性,分析了渗透压力对岩石变形和强度参数的影响。试验结果表明：渗透压力的增大会弱化岩石强度,岩石的峰值强度随渗透压力的增大而降低,而轴向变形随渗透压力增大而增加,渗透压力越大,岩石的压密段特征越明显;针对两种不同的卸荷应力路径,恒轴压卸围压路径条件下,岩石的黏聚力不断降低,内摩擦角不断增加,而加轴压卸围压路径条件下,岩石的黏聚力不断增加,内摩擦角逐渐降低。     

裂隙岩体动力特性的试验模拟研究

针对地震、爆破等动力荷载作用下裂隙岩体的动力学特性问题,采用水泥浆制作试样,模拟具有不同数量平行贯通裂隙的岩体,利用Hopkinson压杆对试样施加应变率为100,140,170的动力荷载,得出试样在高应变率下的动态应力-应变曲线.对应力-应变曲线的分析表明:裂隙岩体具有应变率敏感性;破坏岩体的最终变形随着裂隙率降低而减小.     

瓦斯抽采钻孔合理封孔参数优化

抽采钻孔的封孔质量是决定抽采效果的关键因素之一,而封孔参数则直接影响封孔质量。为了研究抽采钻孔的合理封孔参数,在分析山西王家岭矿巷道围岩应力及裂隙分布的基础之上,采用现场实测和数值模拟的方法,对抽采钻孔的始封深度、封孔长度和注浆压力等关键参数以及封孔效果进行了全面研究。研究结果表明,煤层抽采钻孔的合理封孔参数为始封深度不应小于4 m,封孔长度范围为8～12 m,注浆压力应达到3 MPa。现场应用表明,在始封深度和封孔长度均满足要求的情况下,采用3 MPa注浆压力封孔的钻孔封孔质量良好,而常压注浆封孔部分钻孔封孔质量达不到要求,进一步验证了封孔参数的合理性和有效性,对同类条件下的煤层瓦斯抽采钻孔封孔有借鉴和指导作用。     

砂岩球形颗粒多点接触破碎试验

利用离心机设备,采用砂岩球形颗粒群进行接触破碎试验,从破碎形态、锥形核尺寸和破碎率等方面探究多点接触条件下球形颗粒的接触破碎特性.试验结果表明,试样的破碎形态分为两块类和3块类,以两块类为主,且多点接触是3块类破坏产生的必要条件.结合已有球形颗粒单点接触破碎研究成果,拟合建立了多点接触条件下锥形核尺寸以及球形颗粒群破碎...     

CO2与压裂地层置换规律实验研究

针对致密油藏注不进,采不出的开发难题和低产量、低效益的开发现实,基于国外对致密油藏CO2驱的成功案例,提出了CO2干法压裂以及CO2置换相结合的开发思路。模拟干法压裂地层,开展了CO2置换实验,研究了焖井时间、焖井压力、返排压差等因素对CO2置换效率的影响。并借助CT扫描技术,对比实验前后岩心内流体的分布推测置换实验反应情况。实验结果表明：最佳焖井时间为12~24 h;焖井压力大于最小混相压力(20.56 MPa)时焖井后能取得较高置换效率;返排压差在6 MPa以上开发效果最佳。在压裂的致密油藏内,离裂缝距离中等的岩心部位置换效果最好,其次为靠近裂缝的岩心部位,而距裂缝最远的岩心部位置换效果最差。     

红山窑风化红砂岩膨胀特性试验研究

对红山窑水利枢纽工程中的风化红砂岩进行膨胀特性试验研究.试验表明,不同风化程度的红砂岩随着含水率的逐渐加大、风化程度的加深,其自由膨胀率、有侧限自由膨胀率和膨胀力都逐渐增大,其中,强风化砂岩的膨胀率与膨胀力随含水率的变化而改变的幅度最大,并与上部荷载的大小密切相关.