支撑剂导流能力

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  石油与天然气工程学院专业班级石油转12学生姓名**芳译自SPE94666支撑剂压裂导流能力摘要这个工业有个明显有效评估支撑剂能力的方法用于水力压裂系统。这个概念是各种极大限度的帮助水力压裂井获得最优的产量的方法的一致性的目标获得这篇论文呈现两种机制，可以显著增加在支撑生产力怎样使压裂导流能力最优化的理解。这个突出方法是用于支撑剂流过井中和刺激产层的物质；但是，在实际生产中，机械压裂中可直接引发产层表面的活动性很强的结果，是泵入支撑剂的重要的部分。在矿物表面有细小的化学反应发生，这个反应与在实验室用老化的表面是不同的。例如，聚合物的冷凝液在刚刚发生明显的变化的表面可能会引起聚合物链在表面发生断裂。这些断裂阻止了一些通过正常破胶运移和打破聚集的聚合物、细粉、碎屑的形式，导致渗透率显而易见地下降和流体的发现量减少。经过处理后，压力解除了还有井筒内也清理洗涤干净了，温度梯度和压力梯度很高；支撑剂明显破碎而且形成材料有几率发生断裂走向一个平衡。压裂流体的高离子拉力作用压力，尤其是在高PH值时，可能促进矿物快速成岩作用因此导致支撑剂的压实作用和嵌入作用，还有结晶状过渡生长渗透率下降。这篇论文有实验数据和现场数据支持在薄，非导电性强聚合物成薄膜状覆盖在支撑剂的表面的条件在可长期导致矿物的溶解速度减小、压实作用、成岩作用及聚合物断裂的结论。油田数据表示这样的解决方法可以有效的提高压裂流体能力和井的产量。引言从最早50年前的应用看出，产层的水力压裂证明可以轻松又有效的提高碳氢化合物生产速度。然后。当多读刺激产率时，产率在迅速增加几个月后就会减小到最初的产率或者是更低。在水力压裂的早期，是用低聚集的砂岩作为支撑剂，这样一种材料通常在水力压裂作用一年后也没多大效果。对支撑剂刺激效果中速度的减少的研究持续到了今天，现在通常被接受的观念是支撑剂能保持裂缝的宽度和为井提供良好的导流能力。这些支撑剂必须充足的强大从而在一口井的生产的全部过程中承受各种压力。如果这些矿物被压碎，之后的支撑剂压实作用的能力将会减小、导流能力减小、井的产量减小。现在通常被接受的是在生产的全部过程中，机械力使水力压裂的压实作用显著地增强，当压力下降到最低值时，油藏压力开始减小，这些都可以使支撑剂有较高的压力。在更高的闭合压力下，生产的全部过程中支撑剂的压实、压碎和支撑剂嵌入产层一样，都能导致导流能力的下降。为了排除压力，支撑剂的高拉力，较多支撑剂的集中运用的影响。支撑剂的材料要宽度广泛变化，大小均匀及纯度很高。通过很大的努力，支撑剂精确的预测产能机械性能的量化能力扩大了。已经研究发展了，在矿物的拉力，球度，大小，大小的分布及它们对导流能力的影响的众多关系。除此之外，由于更多压力流体本质性能的影响，为了更好的提高的支撑剂集中能力和压裂宽度，也研究了压裂流体影响的性能关系。使用RPC降低支撑剂的生产在生产的全部过程中发现,树脂涂层能够给大家提供导电性能显著改善。支撑剂形式的典型对比如图一所示。很多的机械学家提出怎么解释覆盖在支撑剂表面薄的树脂表现形式。分析现有的数据能够准确的看出，如果在较高压力下RPC的现象比用石英做支撑剂的效果明显。然而，这个还不能合理的解释，支撑剂上软而薄的树脂涂层可以在树脂压力小于支撑剂表面本身覆盖的提高额外的拉力。更有可能的解释,已被用于解释在水力压裂中显著提升导流能力，通过对RPCS树脂涂层被压缩和细粉被压碎还有阻止这些细粉的移动和随后支撑剂空隙的堵塞的观察。没有硬化的树脂最近很流行在支撑剂的表面涂抹没有硬化的树脂，比起本身支撑剂水利压力的导流能力明显的增强了。提出了支撑能力的增强由于树脂涂层薄层的黏性的能力影响了支撑剂的几个性能。这些没有硬化的树脂涉及表面的改进的动因（SMAs）。其中一个性能的性能，通过在支撑剂表面涂上SMA导流能力在底闭合压力显著增加，根据报道导流能力增加了了20%到30%。其中一个解释这种增强的原因是在压力作用在，黏性的SMA一个明显的较高阻力重新分布成最大密度。由于聚集团的宽度扩大，从而聚集团的孔隙度和渗透率增大。另一种机制认为保持高导流能力是当支撑剂摧毁时由于中超充填在黏性的SMA中，有细粉的填充。由于这些细粉的存在还有细粉的移动的限定，细粉迁移造成的堵塞是很小的。在一种较小的条件下，有SMA充填的支撑剂的形式很稳定而且灵活，在产层和聚集团有粘性的支撑剂的聚集团表面，这个表面扮演者过滤器的作用，阻止细粉进入产层和相关的支撑剂，从而有一个稳定效果的压裂宽度。SMA的应用结果由于商业和政治的原因用充填SMA的支撑剂刺激井生产的数据很难获得。然而，通过大量的主观言语阐明了一些结论。早期报道的生产数据如图2所示。证明了比起用了SMA的井，没有用SMA刺激井产量的井产量以明显较大的速率减小。在稳产后，平均日生产速度有一个较小的增加。原因是主要由于SMA的影响产量适当的降低。除此之外，还说明了当日产量速度受到较小影响，有SMA刺激的井产量不会变化，然后井停产对没有采取一定的措施的井有明显的影响。最近，SMA在高速液体压裂的应用的结果指出，可以明显提高压裂过程中液体的回收率，尤其是当用低聚合物减少堵塞物的摩擦。通过这一些观察引发了这篇论文主旨问题。其他支撑剂压实稳定、表面稳定、有树脂充填的支撑剂细粉的状态的机制问题？支撑剂导流能力在水力压裂中用支撑剂保持裂缝宽度有代表性的方法中，允许研究比较支撑剂原料颗粒状。一个典型的数据如图1所示。这一些方法合理的证明了在实际油藏下，经济生产选择中工程设计可预测支撑剂的动态。在测试协议中主要的生成缝是当到达稳定导流能力形成，但是导流能力是在很多压力和温度下，灵活的时间（大约2天）决定的。这个数据通常是通过时间来记录导流能力（如图1）。因此忽略了正在进行的细小变化。通过较大的努力，在测试协议最小的问题发展联系由于颗粒的侵入、夹具的腐蚀及支撑剂的溶解让导流能力逐渐失去。然而，在很多情况下应该继续观察逐渐下降的导流能力。Cobbetal.（如图2所示）说明了有一种很特别的装置能排除其他所有渗透率的机械影响比起将支撑剂压碎。这些测试需在一个较长的时间框架下才会反映出来(在时间油藏下，需要70-80还证明即使测试开始导流能力还会继续下降。这是另一种渗透率减小的机制原因吗？支撑剂的嵌入由于产层底部被支撑剂压裂能产生不同程度的裂缝可产生较高的机械压力。Penny对砂、密度均匀的铝土矿、树脂砂充填的支撑剂作比较，将它们分别放Ohio砂岩病利用API导流能力单元提供闭合压力。图表示的是支撑剂以20/30网孔嵌入Ohio砂岩层的岩心晶片形成的裂缝。通过推测，随着闭合压力的增大，石英和氧化铝的支撑剂嵌入深度都增大增。但是，到达作用拉力时，含氧化铝的支撑剂的嵌入深度更大。这些裂缝的大小与树脂充填的支撑剂有显著的不同。如果嵌入是一个纯粹的机械压碎过程，为何会在这里存在不同呢？在造缝中产生的碎片出现与两种典型的支撑剂不同。如果是真的不同？为什么这样？基本上有树脂充填含二氧化硅的支撑剂都不能嵌入。传统的解释是嵌入时缺少RPC，RPC 也就是树脂充填可以越来越好的金融Ohio 砂岩晶片的表面。然后，它在 薄的树脂产层中的应用还是有很多的疑问，很多次比石英充填的更软，在闭合压 力下不容易穿过，这是正常的嵌入 Ohio 砂岩，要是是迁移运送。这里有更好的 解释吗？ 支撑剂的溶解度 众所周知二氧化硅能很好的溶于水中而且溶解度随温度的升高而增大。所有 通常假设在支撑剂中这不是一个重要的问题，因为水已经在油藏存在和很长的时 间而且在油藏条件下呈饱和状态。Weaver 提出稠油油藏循环蒸汽注入井中，注 入热水穿过不同砾石充填支撑剂。在流速550F、PH=11 下、水的压力为1200psi 的条件下发现石英砂的溶解速度很快。在10000 孔隙体积的吞吐量下，大约77% 的重力消失。没有机制的闭合压力填充。在测试中保持填充渗透率和效果测试揭 示比起失去支撑剂的聚集和体积没再次出现充填摧毁的现象。 其他两个支撑剂的研究组织生动的描述了不同的结果。在相同条件下，支撑 剂含中性拉力的氧化铝将至少失重60%还失去充填物的渗透率。效果测试揭示了 热流将会广泛的摧毁支撑剂。不用大小的目视检查图如图五所示。 由于空隙被 堵塞或者空隙被无特定状态的空隙物堵塞结晶材料过渡生长，支撑剂将加固。关 闭对结晶过渡生长的观察得出，生长是由于支撑剂表面进入空隙。对材料来X 射线发现支撑剂的加固与方弗石有关。 在相同条件下，高拉力含锗的支撑剂将失重36%。然而，渗透率明显的减小。 是SPE文献20025 预估化，石英砂包裹的树脂材料在相同测试下的照片， 而且在相同条件下进行评价。在测试中，充填物的渗透率保持不变，在测试之后 空隙中的材料将摧毁。可测量出明显的失重和树脂出现空壳。在效果测试中指出 在产生裂缝时能溶解二氧化硅和不充分的树脂。没有摧毁的树脂阻止析出过程。 Underdown 的报道中，发现和指出了系统PH 的重要性。 支撑剂可以在水中溶解并且随后像空隙物一样沉淀？摧毁渗透率的最小量可 以计算？树脂包裹可减轻这样的一个过程？ 在压力溶解和压实下支撑剂的成岩作用 成岩作用是在相比来说较低温度和压力下质变的沉积物进入岩石，能改变岩石 最初的矿物成分和质地。现在通常认为由于上覆岩层连续性的沉积的作用使沉积 物压实。通过沉积加固了岩石中的粒子。这样的一个过程通常是很缓慢的，要有几个世纪才会看到明显的变化。 这是典型的成岩作用，这个作用可以使压裂支撑剂的导流能力显而易见地下降。 Yasuhara et al 报道了在最终压力35Mpa(5145Psi)，温度在75-300空隙 度将减小而且孔隙度最终的降级量与温度呈正比。在完全溶解压实和修正从几个 世纪到压裂坐在的年份温度是增加的变化的影响得出最终孔隙度的渐近线）。 目前，已经很好的了解支撑剂的拉力、嵌入、细粉堵塞这些工程上的性能。 然而，在油藏中水力压裂用的支撑剂的矿物成分化学性质还没有好好的研究。这 是典型成岩作用仅仅是在压裂的支撑剂中的化学过程导致孔隙度下降吗？ 真是的是理想化穿过充填层压裂。在充足的时间（也许几个世纪？）和闭合压力下，充填层将压缩。一些支撑剂将会破损、埋没。也许一些会像预期 那样溶解。但是，任何这些机制对压裂生产寿命过程有影响？ 这样的一个过程一定要遵守压力溶解和沉淀的沉积准则。 展示的是压实作用的机械过程。当两中水润湿性的支撑剂在高张力点下聚集。由于二氧化硅溶解，定位的支撑剂的溶解能力在高负荷量的区域增加的很 快。在较小张力下，通过水薄层扩散到空隙空间体积，溶剂达到高饱和而且充满 了二氧化硅。由于支撑剂的形状从最初的圆球装变化成椭圆的状态孔隙度和渗透 率都将减小。 图10 中，（1）支撑剂大小、油藏温度、在压实作用下闭合压力增大的影响。 （2）充填孔隙度下降。每条孔隙度曲线%，表格反应了空隙度 的百分比。 这种压实模型是在低温、浅井、压力不变还有压实不是影响因素的情况下， 但是温度，压力增加，渗透率的变化会让压裂中支撑剂的导流能力变弱。在温度 大约200，压力50Mpa（7350Psi）下的油藏，最初填塞的空隙只有17%会增大