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时间:2020-05-12
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1、石油地质与T程PETROlEUMGEOIOGYANDENGINEERING第23卷第6期文章编号:1673—8217(2009)06—0087—04多相非达西流对裂缝导流能力伤害研究王涛,何春明。,刘建军。(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610081;2.西南石油大学研究生部;3.海安石油科技仪器有限公司)摘要:对影响支撑裂缝导流能力的两个重要因素非达西流效应、多相流效应进行了系统实验研究,考虑了不同粒径、不同闭合应力、不同支撑荆类型以及不同含水饱和度对多相、非达西流效应的影响。研究表明:非达西流效应与充填层孔隙度、渗透率、支撑剂圆球度、分选度以及表面光滑
2、度有关;多相流主要与含水饱和度以及渗透率有关。非达西流效应使充填层渗透率降低近1倍.多相流效应使充填层渗透率降低了6倍,两种效应同时存在使渗透率下降了近一个数量级。所以,压裂设计前必须对充填层实际导流能力有清醒的认识,才能取得更好的压裂效果。关键词:水力压裂;支撑裂缝导流能力;非达西流;多相流;压裂设计中图分类号:TE357.1文献标识码:A水力压裂的目的是在储层形成一条高导流能力降公式:的流动通道,改善储层的渗流能力,以提高油气井的AP—r一,_-IIz(、1一)『_i产能。然而对压裂设计最重要参数一一支撑裂缝导流能力缺乏认识,使得压裂设计与实际情况相距甚方程两边同时除以,
3、则可以变形为:AP/L1+J9(2)远。由于裂缝有限的导流能力,在压力不稳定试井——一了}王vR以及生产资料分析得到的有效裂缝长度与设计裂缝其中:△P/L——压降梯度,MPa/cm;一一流体粘长度存在很大差距,对压裂改造有效率影响很大,所度,mPa·S,一流速,cm/s;』9~⋯惯性压降系以有必要对支撑裂缝导流能力进行系统研究。数;p_-一流体密度,g/cm。。影响支撑裂缝导流能力的因素很多:非达西流、令Y一—AP/L多相流、残渣堵塞、应力循环、微粒运移、支撑剂嵌入—,X一,方程(2)可简化为:以及实际铺砂浓度下降等。残渣堵塞、微粒运移、支撑剂嵌入以及应力循环等因素对导流能力
4、的伤害国Y一÷+麟(3)咒内外都进行了系统研究,而对非达西流以及多相流1.2实验方案的研究则相对较少(国内几乎没有)。所以,有必要大量文献提到经过改造的油气井生产过程对非达两流以及多相流效应进行了系统实验研究。中x值大于20。所以,研究采用高速单相气体注l非达西流效应入,以避免低速下系统造成数据偏离。实验选用16/30目、20/40目两种粒径的Carbor陶粒作为实1973年Cooke指出水力裂缝中存在非达西验用陶粒,填砂浓度10kg/m,闭合压力从6.9流现象,并对支撑裂缝非达西效应进行了系统实验MPa开始升高到41.4MPa。研究。通常流体在支撑裂缝中流速很快,惯性压降1
5、.3试验结果及分析正比于流速的平方,所以裂缝内的惯性压降很大。从图1可以看出,在注入流速由小到大的变化惯性压降产生的原因并不是流态发生变化,而是流过程中,y—X衄线并不完全呈一条直线。在较低体在多孔介质高速流动过程中不停地与支撑剂颗粒流速下(X取值较小)实验数据偏离直线,当X值大发生碰撞,流体不断改变流动方向造成压降损失。于5后数据基本呈一条稳定直线。这一方面可能与此外流体流经小孔道时被加速,流过大孔道时被减速,流速变化进一步增加了压降损失。收稿日期:200907241.1实验分析方法作者简介:王涛,1967年出生,1988年毕业于成都地质学院,现Forchheimer给了考
6、虑粘性和惯性效应的压从事管理工作。·88·石油地质与工程2009年第6期仪器系统误差有关,另一方面说明从达西流到非达S/g,渗透率为168m。这可能由于不同类型支西流之间可能存在一个过渡过程。为更好研究非达撑剂分选性不同、表面粗糙度不同、以及圆球度不同西效应,决定从x取值大于5开始。等造成的。这些因素在我们选择支撑剂时都应当考虑,以避免由于人为原因造成支撑裂缝非达西效应增加0.030·276MPa0.O25I叫№×:·0.020l^‘.。:ii:;::图1存在低速偏离的非达西流曲线X图3不同闭合压力的非达西流曲线图2不同粒度的高速非达西流曲线图4不同类型支撑剂的非达西流曲线从
7、同2可以看出,不同粒径支撑剂充填层表现不同的特点。20/40目陶粒形成充填裂缝的』3为惯性压降系数,表征充填层流动通道的弯曲程3.94×10MPa·S。/g,渗透率为187t~m(达西状度,流道弯曲程度越大,惯性压降系数越大。为降低态389m),16/30目陶粒充填裂缝的p为3.16×充填层的非达西效应,可增加支撑剂充填层的孔隙10MPa·S/g,渗透率为267m(达西状态度以及渗透率,选用较大粒径的陶粒;选用分选性较m。),可见非达西流效应的存在使充填层渗透率降好,粒径分布较为集中的支撑剂;选用圆球度
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