co2干法壓裂技術(shù)在長慶氣田的適應(yīng)性研究(參考版)
2025-06-08 18:22本頁面
【正文】 1 0．S．M．Campbell and N．R．Fairchild，Jr．Liquid C02 and Sand Stimulations in the Lewis Shale，SanJuan Basin，New Mexico：A Case Study，SPE 603 1 7．R．L．Mazza Liquid—Free C02／Sand Stimulations：An Overlooked Technology—Production。進行了液態(tài)COz壓裂液、N2／C02泡沫壓裂液室內(nèi)試驗和數(shù)據(jù)處理，得出了相應(yīng)的關(guān)系式，為干法 壓裂設(shè)計提供了參數(shù)。對長慶上古儲層傷害因素分析表明，自吸水能力強、水鎖傷害嚴(yán)重，而C他干法壓裂技術(shù)避免了 水相進入儲層，具有較強的適應(yīng)性。姍 姍 姍 姍 硼 姍 姍 姍 姍^．1．Bdv蠹i爨巍瞄避瓣 姍 懈湖ZU ∞ 4u W 即 10 ∞ ∞ 1∞ 110溫度(℃)圖8不同N。318之下降很快。這是由于C02+N2兩相混合物隨著溫度的增大，分子擴散和相互干擾能力大大增加，宏觀上表現(xiàn) 為摩擦壓降增大。體積百分舍量下溫度和摩擦阻力系數(shù)關(guān)系圖 (剪切速率1 104S一，壓力9MPa)(2)研究了溫度、N2體積百分含量等C02+N2兩相混合物摩擦壓降梯度的影響。如圖所示：隨著溫度的升高，摩擦阻力系數(shù)增大；在同一溫度下，隨著N2體積百分含量的增大，摩擦壓力系數(shù)減小。(4)液態(tài)C02壓降計算方法3}7CQ干法壓裂技術(shù)在長慶氣田的適應(yīng)性研究通過對大量數(shù)據(jù)的分析處理，最后擬合的公式．I用Darcy公式表示為：△P：名三叢d 2其中，阻力系數(shù)五=0．0032+0．221R，‘237△P～一液態(tài)C02沿程壓降，MPa； 入一一沿程阻力系數(shù)，無量綱； l一一管長，m；d一一管徑，rrl； u一一管內(nèi)液流速度，m／s； P一一管內(nèi)流體密度，kg／m3；在本研究中，液體C02處于紊流光滑管區(qū)，誤差在5％以內(nèi)。(3)溫度和壓力對液態(tài)C02粘度的影響0．140．120．1們 墓0．08 皇趙0．06 撂O．040．020O 20 40 60 80 100 120溫度(℃)圖6溫度和壓力對液態(tài)C0。沿程阻力系數(shù)的影響316石油技術(shù)發(fā)展研討會論文集(2)壓力、溫度和流量對液態(tài)C02沿程阻力系數(shù)的影響0．0192O．0190．0188．0．0186糕0．0184髏0．0182皿：q 0．018—0．01780．01760．0174O．0172O 20 40 60壓力(MPa)圖5溫度對液態(tài)C0。而隨著流量的增大，液態(tài)C02壓降增幅較大，說明液態(tài)C02沿程壓降對流量比較敏感。根據(jù)相似性原理，進行了了不同溫度、壓力、流量條件下C0：單相流體的管流試驗，取得了不同條件下 的粘度、摩阻、對流換熱系數(shù)等的實驗數(shù)據(jù)；通過對實驗數(shù)據(jù)的處理和分析，形成了C02流體性質(zhì)計 算的關(guān)系式。三、C0。不加支撐劑壓裂施工雖然沒有C02加支撐劑干法壓裂產(chǎn)能高， 卻比N2和水基液體形成的泡沫液產(chǎn)能高得多，說明對于低壓、低滲儲層來說只要保證水相不進入儲 層，避免水鎖效應(yīng)的發(fā)生就可以獲得較為理想的單井產(chǎn)能。在壓裂設(shè)備方面，長慶具有SS2000／IC330 型C02增壓泵車、C02罐車、C02槽車及NTP3500型液氮泵車，可以滿足壓裂液運輸及泵注要求，但是 沒有C02干法壓裂專用的密封加壓混砂設(shè)備，目前尚不具備加支撐劑的CQ干法壓裂。根據(jù)長慶目前情況，使用339。(2)C如干法壓裂工藝及設(shè)備適應(yīng)性分析 純液態(tài)C02粘度很低，在20。／C02泡沫體系作為壓裂液，具有非常明顯的優(yōu)點：①施工過程中沒有任何的水相進入地層，從根本上消除了水鎖、水敏傷害；②即使對于長慶氣田這種低壓、低滲、強水鎖、水敏性儲層。圈1 外來液相侵入氣屢對氣相有效滲透率的影響3I聾石油技術(shù)發(fā)展研討會論文集l0．90．8釜 圖圖2形象地揭示了氣層水鎖效應(yīng)產(chǎn)生的過程和機理，加拿大D．B．Bennion等人認為：當(dāng)
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