NB/T 14023-2017 标准解读

一、标准适用范围与执行边界

• 适用主体：页岩油气勘探开发企业、支撑剂生产制造厂商、第三方石油工程检测机构及科研院所。
• 适用场景：模拟深层页岩气藏高温高压环境，评价不同类型、粒径及铺置浓度的支撑剂充填层在长期闭合应力下的导流能力衰减规律，为压裂材料选型提供数据支撑。
• 排除条件：不适用于常规中高渗透率砂岩油气藏的支撑剂评价；不包含支撑剂短期抗压破碎率、圆球度及酸溶解度等基础物性指标测试；不适用于非牛顿流体或含固相颗粒压裂液的复杂多相流导流测试。

二、核心实操技术要求

三、典型业务场景应用案例

场景背景：某深层页岩气区块埋深超3500米，地层闭合压力达75MPa，温度110℃，需优化压裂支撑剂组合以保障长期产能。

1. 方案设计：依据标准设定测试条件为110℃、75MPa闭合压力，测试流体采用2% KCl盐水，测试周期设定为100小时。
2. 对比测试：分别测试纯石英砂、70%石英砂加30%陶粒及纯陶粒三种铺置方案的长期导流能力。
3. 落地成效：测试结果显示纯石英砂在50小时后导流能力衰减超80%，而混合方案衰减率控制在35%以内。最终现场采用混合支撑剂组合，单井最终可采储量提升12%。

四、实操难点与解决方案

• 难点一：岩心端面嵌入效应导致数据失真
  • 执行痛点：使用真实页岩岩心时，高闭合压力下支撑剂易嵌入软岩端面，导致裂缝宽度骤降，导流能力测试值远低于实际预期。
  • 落地对策：在岩心与支撑剂之间放置标准金属丝网或采用高硬度金属导流板替代岩心进行基准测试；若必须使用岩心，需提前测定岩心杨氏模量并引入嵌入量校正系数进行数据修正。
• 难点二：高温长期测试中的流体相态变化与管线堵塞
  • 执行痛点：100小时以上的高温测试中，测试流体易发生汽化或盐析结晶，堵塞导流层及差压传感器管线，造成压差数据突变。
  • 落地对策：在出口端加装高精度背压阀，维持系统压力高于流体饱和蒸汽压；注入前对流体进行严格的脱气与微米级过滤；测试过程中实时监控差压曲线，设置压差突变报警阈值，及时反冲洗管线。