摘要：随着埋深增加,深层页岩压裂后,裂缝导流能力能否有效保持是个关键问题。以川南龙马溪组深层页岩为例,对比测试了支撑裂缝及自支撑裂缝的导流能力,开展了主控因素影响规律分析及适应性评价。结果表明,应力增加,支撑裂缝及自支撑裂缝导流能力均呈指数式下降;支撑裂缝受粗糙度、铺砂浓度、支撑剂类型、粒径等影响,在低铺砂浓度下受裂缝面粗糙度主控,在高铺砂浓度下受支撑剂铺置主控;自支撑裂缝受裂缝产状、粗糙度、滑移量、力学性质等影响;对深层页岩而言,垂直自支撑裂缝、石英砂及覆膜砂铺置的支撑裂缝满足生产初期需求,陶粒铺置的支撑裂缝更有利于生产后期的导流能力保持。形成的压裂缝导流能力测试方法可为深层页岩的压裂优化设计提供借鉴。

摘要：大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。

摘要：为实现薄互层大型压裂造支撑长缝和缝高有效支撑,提高压裂效果,研究应用了组合加砂技术。在分析裂缝宽度和流体密度对支撑剂运移趋势影响的基础上,得出了组合加砂的顺序为支撑剂粒径由小到大、密度由高到低。借助导流能力试验对比不同支撑剂比例组合,提出了组合加砂时增加大粒径、低密度支撑剂的比例来提高裂缝导流能力。该技术在长停井L3井进行了试验,先加入30/50目、密度1.75kg/L的陶粒20m3,再加入20/40目、密度1.60kg/L的陶粒30m3。压裂后净压力拟合分析表明,支撑缝长196.8m,支撑缝高42.5m,基本达到设计预期要求。该井压裂后初期平均产液量5.6t/d,产油量3.2t/d。现场施工表明,该技术能够实现造支撑长缝和缝高有效支撑,为类似薄互层大型压裂提供了技术参考。

摘要：水力压裂的主要目的是造成具有足够传导率和最大长度的支撑裂缝，优化井的开采动态。在缺少不稳定流的渗透性储层中，需要具有2FCD无量纲导流能力的裂缝才能达到设计目标。在不稳定流能够扩展和需要清洗压裂液以便增加传导率的低渗透储层中，要求FCD超过10。因此，储层渗透率成为／压裂设计的一个关键参数。当渗透率较高时，通过常规试井技术确定渗透率简单而且节省成本。目前还未证明致密气藏的常规试井是有效的，因此是昂贵的，并且不能简单地使用常规方法。这些储层常常不压裂就无产能，当拟径向流与裂缝半长的平方成正例时，压裂后测试需要昂贵的关井时间。因此，开发和常规使用任何确定这些致密气藏的渗透率的技术都具有极大的价值。

摘要：增产处理方案设计必须实现完井效率和经济可行性的平衡。服务公司已投入了大量的研发资金，用于研制适用于致密含气层的高成本效率的处理液。这方面的研究重点一般是压裂液和携带支撑剂的粘滞液。实践已证明稀驱油液（Thin banking fluids）是适用于阿巴拉契亚盆地致密气层的最高成本效率的压裂液，但由于其携砂能力差，因此很难获得更长久而且更有效的支撑裂缝。影响裂缝中支撑剂输送的因素有多种，但最容易被忽视的一个因素是支撑剂的密度。人们已把研究重点从流体性质对携砂能力的影响转向支撑剂特性对携砂能力的影响，由此而开发出的新技术已用于解决阿巴拉契亚盆地降低成本一提高产量的难题。在组约、宾夕法尼亚、俄亥和西弗吉尼亚北部地区的几个详细的实例中记载了，为在很紧的经济条件下获得更高效益的裂缝，采用了一种新型的轻质支撑剂。本文将分析用这种新型轻质支撑剂处理的有效性，即根据气井的经济效益来判断运用这种新技术于最难对付的盆地之一是否真的既具有成本效益又提高天然气产量。运用斯托克斯定律计算表明，比重1．25g／cc的轻质支撑剂的终端沉降速度只有筛目尺寸相同（20／40）的白色渥太华砂的四分之一。采用简单的单相气体模拟模型确定不同裂缝长度条件下的初产量和累计产量。模拟结果表明，如果能够获得比较长的视有效裂缝长度，那么产量将提高，储采比则降低。

摘要：页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水,液测导流能力并不能真实反映页岩气在地层裂缝中的渗透能力。压裂用支撑剂多是以钢板夹持支撑剂、蒸馏水为驱替流体完成测试,由于钢板表面平滑、刚性不可嵌入,无法反映页岩储层裂缝壁面不规整、支撑剂在页岩壁面特性,蒸馏水属于液相介质,无法反映天然气气相流动,因此需要改进实验方法。通过对API标准的导流室改进后,采用露头页岩岩心加工成的岩板模拟储层人工裂缝,氮气模拟天然气在页岩岩板夹持下的气相流动,测试其导流能力,优化铺砂浓度。理论分析认为,支撑裂缝只要有一定的宽度,其渗透率仍远高于页岩基质的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够真实反映地层情况,为铺砂浓度优选和页岩气藏压裂设计施工等提供可靠依据。

摘要：目前,页岩裂缝导流能力都是以液体为驱替介质进行测试的,但由于页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水,因此,液测导流能力并不能真实反映地层中裂缝的渗透能力。对此,通过对API标准的导流室改进后,以氮气为驱替介质测试页岩裂缝导流能力。在四种铺砂浓度下,分别测试40/70目覆膜砂和陶粒的导流能力。实验结果表明,两种支撑剂的导流能力随着闭合压力的增大都有明显下降,覆膜砂的下降程度要高于低密度陶粒;在低闭合压力下,较高铺砂浓度所对应的导流能力远大于低铺砂浓度时的导流能力;在铺砂浓度相同时,40/70目低密度陶粒的导流能力明显高于40/70目覆膜砂。通过理论分析后认为,支撑裂缝只要有一定的宽度,数量级保持在毫米级甚至微米级,其渗透率仍会远高于页岩气储层的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够比较真实地反映地层情况,因此,实验结果为铺砂浓度的优选和页岩气藏压裂设计施工等现场应用提供了可靠依据。