本文選題：致密油層 + 水基壓裂液��； 參考：《西安石油大學(xué)》2017年碩士論文

【摘要】：為使致密油氣藏得以高效開(kāi)發(fā),常需采用大型壓裂技術(shù)對(duì)儲(chǔ)集層進(jìn)行改造,因而不可避免的大量的壓裂液會(huì)進(jìn)入儲(chǔ)層對(duì)儲(chǔ)層造成不同程度的損害。本文以致密儲(chǔ)層H區(qū)塊為研究對(duì)象,首先分析和研究了該儲(chǔ)層壓裂液潛在的傷害因素,然后通過(guò)真實(shí)支撐劑微觀模型、微裂縫微觀模型以及巖心傷害室內(nèi)試驗(yàn)、滲吸實(shí)驗(yàn)等,研究了壓裂液對(duì)該區(qū)塊致密儲(chǔ)層基質(zhì)、支撐裂縫以及人工微裂縫的損害機(jī)理及影響因素,得到以下主要認(rèn)識(shí)及研究成果:(1)H區(qū)塊儲(chǔ)層屬低滲致密儲(chǔ)層,滲透率范圍為0.0185~0.713mD,孔隙度分布在3.2%~13.9%之間,主要滲流空間為原生的殘余粒間孔以及次生溶孔和次生溶蝕縫隙,同時(shí)微孔隙發(fā)育,為主要的儲(chǔ)集空間;儲(chǔ)層巖石孔喉半徑細(xì)小,最大連通孔喉半徑在0.5~2μm。潛在傷害因素主要有:水鎖、水敏、對(duì)支撐裂縫的濾餅傷害、殘?jiān)鼈皩?duì)儲(chǔ)層及壓開(kāi)微裂縫的固相傷害、乳化堵塞以及聚合物傷害。(2)研究區(qū)儲(chǔ)層巖心對(duì)壓裂液具有自吸水性,自吸水效率明顯高于一般地層水,同時(shí)自吸后油返排存在明顯的滲透率降低,但降低的幅度存在差異,因此本文認(rèn)為可以用壓裂液這種自吸水的差異性,來(lái)評(píng)價(jià)壓裂液對(duì)基質(zhì)的傷害程度,即先用建立好束縛水的巖心自吸壓裂液,然后對(duì)比自吸前后巖心滲透率的差異,傷害率越低,而自吸效率越高的體系,為低傷害體系。本文稱為致密儲(chǔ)層壓裂液自吸-驅(qū)替?zhèn)υu(píng)價(jià)方法,可以做為評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層壓裂液傷害的一個(gè)方法,并建議自吸時(shí)間設(shè)計(jì)成5000min較好。(3)壓裂液殘?jiān)鼘?duì)支撐裂縫傷害嚴(yán)重,微觀實(shí)驗(yàn)表明,陶粒支撐劑平均傷害率為37.06%,石英砂支撐劑平均傷害率為52.17%,壓裂液殘?jiān)盀V餅對(duì)石英砂支撐裂縫傷害相對(duì)更嚴(yán)重,而陶粒返排殘?jiān)Ч黠@好于石英砂支撐劑。同時(shí)殘?jiān)拔雌平獾膲毫岩阂仔纬奢^高的啟動(dòng)壓力,而啟動(dòng)壓力過(guò)高,會(huì)造成支撐劑的分散運(yùn)移,因此對(duì)于大型壓裂液殘?jiān)鼘?duì)裂縫的傷害是不容忽視的。(4)微裂縫微觀模型實(shí)驗(yàn)表明,壓裂液進(jìn)入裂縫也存在啟動(dòng)壓力,裂縫寬度越小,壓裂液注入時(shí)啟動(dòng)壓力越高;同注入壓力下,裂縫滲透率隨注入量增加不斷減小,同壓裂液體系下返排量增加3.5倍,傷害率降低幅度為38.3%。裂縫形態(tài)對(duì)微裂縫滲透率有一定的影響,裂縫形態(tài)彎曲度大、存在凹凸面的裂縫,壓裂液殘?jiān)苋菀锥逊e,不易返排,從而對(duì)微裂縫造成傷害。(5)用巖心人工微裂縫評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層微裂縫的傷害率是一種可行的辦法,但環(huán)壓需穩(wěn)定在7~10MPa范圍。本文用該方法評(píng)價(jià)了三種未破膠壓裂液體系,胍膠體系傷害最為嚴(yán)重。
[Abstract]:In order to develop tight reservoirs efficiently, it is often necessary to use large-scale fracturing technology to reconstruct the reservoir, so a large amount of fracturing fluid will inevitably enter the reservoir and cause damage to the reservoir to varying degrees. In this paper, the potential damage factors of fracturing fluid in tight reservoir H block are analyzed and studied firstly, and then through real proppant micro-model, micro-fracture micro-model, core damage laboratory test, permeation experiment, etc. The damage mechanism and influencing factors of fracturing fluid on tight reservoir matrix, supporting fracture and artificial microfracture in this block are studied. The main results are as follows: (1) the H block reservoir belongs to low permeability tight reservoir. The permeability range is 0.0185 ~ 0.713mD, the porosity is between 3.2% and 13.9%. The main percolation space is primary residual intergranular pore, secondary solution pore and secondary solution gap, and the micropore is the main reservoir space, and the pore throat radius of reservoir is small. The throat radius of Dalian is 0.5 渭 m. The potential damage factors are: water lock, water sensitivity, filter cake damage to support fracture, residue damage and solid phase damage to reservoir and microfracture, emulsification plugging and polymer damage. (2) Reservoir core in the study area has self-absorbency to fracturing fluid. The efficiency of self-suction is obviously higher than that of normal formation water, and the permeability of oil reflux after self-suction is obviously decreased, but the range of decrease is different, so this paper thinks that the difference of self-suction water can be used in fracturing fluid. In order to evaluate the damage degree of fracturing fluid to matrix, that is to say, the core self-priming fracturing fluid with good bound water is used first, and then the difference of core permeability before and after self-priming is compared. The lower the damage rate and the higher the self-priming efficiency, the lower the damage system. This paper is called the evaluation method of fracturing fluid self-priming and displacement damage in dense reservoir. It can be used as a method to evaluate the damage of fracturing fluid in dense reservoir. It is suggested that the self-priming time should be designed as 5000min better. (3) fracturing fluid residue has serious damage to supporting fracture. Microscopic experiments show that the average damage rate of ceramsite proppant is 37.06, and that of quartz sand proppant is 52.17. The fracture damage caused by fracturing fluid residue and filter cake is more serious than that of quartz sand support. At the same time, the residue and the uncracked fracturing fluid are easy to form higher starting pressure, and the high starting pressure will cause the dispersed migration of proppant. Therefore, the damage caused by the residue of large fracturing fluid to the fracture can not be ignored. (4) the micro-fracture model experiment shows that the fracture fluid entering into the fracture also has start-up pressure, the smaller the fracture width is, the higher the starting pressure is when the fracturing fluid is injected; Under the same injection pressure, the fracture permeability decreases with the increase of the injection rate, and the back flow rate increases 3.5 times and the damage rate decreases by 38.3 times under the same fracturing fluid system. The fracture form has certain influence on the permeability of micro-fracture. The fracture form has a large bending degree, there are concave and convex fractures, the residue of fracturing fluid is easy to pile up, and it is not easy to return to discharge. It is a feasible method to evaluate the damage rate of microfractures in tight reservoirs by using artificial microfractures in cores, but the ring pressure needs to be stabilized in the range of 710 MPA. In this paper, three kinds of unbroken fracturing fluid systems are evaluated by this method, guanidine gel system is the most serious.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類(lèi)號(hào)】：TE357.12

【相似文獻(xiàn)】

相關(guān)期刊論文 前10條

1 趙小充,紀(jì)常杰;國(guó)外新型無(wú)傷害壓裂液技術(shù)[J];國(guó)外油田工程;2000年11期

2 陳馥,王安培,李鳳霞,李興應(yīng);國(guó)外清潔壓裂液的研究進(jìn)展[J];西南石油學(xué)院學(xué)報(bào);2002年05期

3 張舒;一種高性能壓裂液[J];斷塊油氣田;2003年04期

4 楊衍東;胡永全;趙金洲;;壓裂液的環(huán)保問(wèn)題初探[J];西部探礦工程;2006年04期

5 張榮明;林士英;李柏林;;粘彈性表面活性劑壓裂液的研究應(yīng)用現(xiàn)狀分析[J];河南石油;2006年03期

6 劉富;;低滲透油藏壓裂液研究與應(yīng)用[J];石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào));2006年04期

7 孫彥波;趙賢俊;于克利;王滿學(xué);;清潔壓裂液及其在大慶油田的應(yīng)用[J];化學(xué)工程師;2007年07期

8 舒玉華;陳作;盧擁軍;楊艷麗;;低分子有機(jī)醇對(duì)泡沫壓裂液性能的影響[J];天然氣技術(shù);2007年04期

9 徐非凡;李景群;馬玉峰;張和開(kāi);高紅萍;;低分子環(huán)保型壓裂液技術(shù)的開(kāi)發(fā)及應(yīng)用[J];油氣田環(huán)境保護(hù);2008年01期

10 譚明文;何興貴;張紹彬;李暉;龍學(xué);郭淑芬;黃霞;;泡沫壓裂液研究進(jìn)展[J];鉆采工藝;2008年05期

相關(guān)會(huì)議論文 前10條

1 方波;李進(jìn)升;盧擁軍;江體乾;;黏彈性膠束壓裂液形成動(dòng)力學(xué)研究[A];中國(guó)力學(xué)學(xué)會(huì)學(xué)術(shù)大會(huì)'2005論文摘要集（上）[C];2005年

2 王麗偉;盧擁軍;單文文;張汝生;;低分子瓜爾膠壓裂液的流變特性研究[A];中國(guó)力學(xué)學(xué)會(huì)學(xué)術(shù)大會(huì)'2005論文摘要集（上）[C];2005年

3 張春水;;清潔壓裂液的研究[A];創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)，，加快戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展——吉林省第七屆科學(xué)技術(shù)學(xué)術(shù)年會(huì)論文集（上）[C];2012年

4 匡順亮;程百祥;黃麗敏;;壓裂液快速返排工藝技術(shù)研究與應(yīng)用[A];“振興吉林老工業(yè)基地——科技工作者的歷史責(zé)任”吉林省第三屆科學(xué)技術(shù)學(xué)術(shù)年會(huì)論文集（上冊(cè)）[C];2004年

5 陳德飛;康毅力;李相臣;;壓裂液對(duì)煤巖氣體解吸能力的影響[A];2013年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集[C];2013年

6 金雷平;盧擁軍;方波;邱曉慧;明華;翟文;田萌;;陽(yáng)離子表面活性劑粘彈性清潔壓裂液性能研究[A];中國(guó)化學(xué)會(huì)第29屆學(xué)術(shù)年會(huì)摘要集——第14分會(huì)：流變學(xué)[C];2014年

7 ;超出你的想象 下一代新型壓裂液技術(shù)[A];油氣藏改造壓裂酸化技術(shù)研討會(huì)會(huì)刊[C];2014年

8 劉萍;管保山;梁利;姜偉;;利用煤層氣采出水配制表面活性劑壓裂液的研究與應(yīng)用[A];2013年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集[C];2013年

9 庚勐;孫粉錦;李貴中;劉萍;梁麗;李林地;;壓裂液對(duì)煤層氣解吸附傷害機(jī)理研究[A];2011年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集[C];2011年

10 李曙光;李曉明;孫晗森;吳雪飛;呂愛(ài)霞;;新型煤層氣藏壓裂液研究[A];2008年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集[C];2008年

相關(guān)重要報(bào)紙文章 前10條

1 劉明輝 張?jiān)偃A;新型香豆膠壓裂液在杭錦旗工區(qū)應(yīng)用成功[N];中國(guó)石化報(bào);2012年

2 李銘 汪義發(fā);低分子環(huán)保型壓裂液的應(yīng)用及推廣[N];中國(guó)石油報(bào);2006年

3 記者 師嘯;低聚物壓裂液將成為吐哈低產(chǎn)區(qū)塊的“解藥”[N];中國(guó)石油報(bào);2008年

4 記者 王志田邋通訊員 王濤;大慶油田實(shí)現(xiàn)壓裂液現(xiàn)場(chǎng)快速檢測(cè)[N];中國(guó)石油報(bào);2008年

5 特約記者 李銘　通訊員 廖樂(lè)軍;新型壓裂液亮相長(zhǎng)慶油田[N];中國(guó)石油報(bào);2011年

6 通訊員 石華強(qiáng)　馬占國(guó);超低濃度壓裂液長(zhǎng)慶首試告捷[N];中國(guó)石油報(bào);2011年

7 記者 孫書(shū)博;新型表活劑壓裂液首試成功[N];中國(guó)化工報(bào);2012年

8 記者 谷學(xué)濤　通訊員 馬托 黃超;川慶鉆探新型表活劑壓裂液首試成功[N];中國(guó)石油報(bào);2012年

9 馬軍;衛(wèi)285井應(yīng)用清潔壓裂液技術(shù)獲成功[N];中國(guó)石化報(bào);2007年

10 任厚毅;應(yīng)用二氧化碳助排技術(shù)有效提高壓裂液返排率[N];中國(guó)石化報(bào);2009年

相關(guān)博士學(xué)位論文 前8條

1 鮑晉;頁(yè)巖氣藏體積改造疏水締合聚合物壓裂液基礎(chǔ)研究[D];西南石油大學(xué);2015年

2 韓金軒;含水煤層中氣體吸附、解吸-擴(kuò)散的分子模擬研究[D];西南石油大學(xué);2015年

3 熊湘華;低壓低滲透油氣田的低傷害壓裂液研究[D];西南石油學(xué)院;2003年

4 肖丹鳳;低損害新型多側(cè)基植物膠壓裂液開(kāi)發(fā)及應(yīng)用[D];東北石油大學(xué);2010年

5 張興福;表面活性劑酸性壓裂液的研究與應(yīng)用[D];成都理工大學(xué);2011年

6 李曙光;表面活性劑壓裂液機(jī)理、壓裂設(shè)計(jì)及評(píng)估技術(shù)研究[D];西南石油學(xué)院;2005年

7 王國(guó)鋒;長(zhǎng)垣西部高臺(tái)子致密油層儲(chǔ)層特征及有效動(dòng)用研究[D];中國(guó)科學(xué)院研究生院(滲流流體力學(xué)研究所);2013年

8 才博;非常規(guī)低滲透致密儲(chǔ)層低傷害、高效改造技術(shù)研究[D];中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京);2012年

相關(guān)碩士學(xué)位論文 前10條

1 樊欣欣;H區(qū)塊長(zhǎng)8致密油層水基壓裂液傷害因素室內(nèi)評(píng)價(jià)及分析[D];西安石油大學(xué);2017年

2 高璽瑩;油田剩余壓裂液處理工藝研究[D];大慶石油學(xué)院;2010年

3 陳星晨;車(chē)載式壓裂液快速實(shí)時(shí)配置系統(tǒng)設(shè)計(jì)及應(yīng)用技術(shù)研究[D];西安石油大學(xué);2015年

4 周逸凝;研發(fā)聚合物與表面活性劑可逆物理交聯(lián)清潔壓裂液[D];西安石油大學(xué);2015年

5 馮文勇;陰離子清潔壓裂液室內(nèi)研究及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[D];西安石油大學(xué);2015年

6 曲建麟;致密碎屑巖中壓裂液濾失模型研究[D];中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）;2011年

7 賀娜;羧甲基瓜爾膠酸性壓裂液在延長(zhǎng)油田長(zhǎng)10儲(chǔ)層的應(yīng)用研究[D];西安石油大學(xué);2015年

8 何靜;延長(zhǎng)子北油田長(zhǎng)2油藏清潔壓裂液研究[D];西安石油大學(xué);2015年

9 寧雅倩;納米顆粒改性清潔壓裂液的分子動(dòng)力學(xué)模擬及實(shí)驗(yàn)研究[D];浙江大學(xué);2016年

10 高遵美;淺層油氣藏清潔壓裂液破膠方法與再利用研究[D];中國(guó)石油大學(xué)(華東);2014年

本文編號(hào)：2051947