支撑剂异常影响裂缝导流能力的实验研究

王宗智 杨忠平 孙 军 陶俊亦

（1.中国石油集团安全环保技术研究院,北京 100083；2.西南石油大学国家重点实验室，成都 610500）

支撑剂异常影响裂缝导流能力的实验研究

王宗智1杨忠平1孙 军2陶俊亦2

（1.中国石油集团安全环保技术研究院,北京 100083；2.西南石油大学国家重点实验室，成都 610500）

阐述石英砂、树脂砂与人造陶粒的物理综合性能评价情况。对石英砂、树脂砂和人造陶粒三种支撑剂在不同闭合压力下的导流能力进行对比，并测试同种支撑剂不同粒度范围的导流能力。与以往实验室测试不同的是在三种支撑剂导流能力下降到一定数值后将闭合压力降低为零，再次测试三种支撑剂经高闭合压力后的导流能力情况，以此判断导流能力受到何种异常影响。

支撑剂；闭合压力；导流能力；粒度

压裂酸化作为油气田增产的重要手段，随着低渗区块的大力开发，压裂酸化技术将越来越受到广泛的应用，而在压裂施工结束后，支撑剂在裂缝中的存在形式直接决定着最终裂缝的导流能力和压裂后油气井的单井产量。支撑剂在裂缝的存在形式决定裂缝的导流能力，但是支撑剂的异常却对裂缝的导流能力造成致命的伤害，支撑剂的异常如支撑剂的变形、破碎、嵌入等诸多对裂缝导流不利的因素导致了裂缝导流能力的下降和油井油气产量的递减，所以应该研究评价这些不利因素进而避免其不利影响。文中将通过实验室实验方法对支撑剂的异常对导流能力的影响及其因素进行分析。

支撑剂的作用在于充填压裂产生的人工裂缝，在地层形成具有高导流能力的油气渗流通道，支撑剂的性能和在不同地层条件对支撑裂缝的导流能力的影响较大。支撑剂的破碎率、圆球度、形变、在较软地层的嵌入程度、支撑剂的粒径范围等诸多因素决定支撑剂的性能，而这些因素在裂缝中直接决定着裂缝的导流能力。

目前，实验室评价支撑剂优劣的方法主要通过测试支撑剂在一定闭合压力下的导流能力，通过改变闭合压力测得支撑剂导流能力的变化来判断支撑剂的性能，为现场提供相关的理论实验依据。

1 实验流程和原理

1.1 实验流程

实验导流能力评价采用FCES2100导流仪,该仪器最高模拟闭合压力可达210 MPa,模拟地层温度最高可达170℃,数据采集和处理方式为微机自动采集,数据处理符合SY/T 630221997行业标准,实验仪器流程图见图1。

图1 导流仪实验流程图

1.2 实验原理

测试导流能力的原理如下:

式中:Kf—裂缝渗透率，μm2；Wf— 裂缝宽度,cm；μ—测试流体黏度，mPa·s；Q—流速，cm3/s；L—测压孔距离，cm；W—导流室宽度,cm；Δp—压差，MPa。

实验时按照要求的铺砂质量浓度计算，并称取一定质量所需样品,然后放入按API标准加工的导流室，经压力机加压，测量流经样品的流体流量和压差,即可计算出导流能力。

1.3 实验条件和材料

实验流体为3%的 NH4Cl溶液,铺砂浓度为5 kg/m2,实验固化温度为100℃,闭合压力分别为10、20、30、40、50、60MPa,测试时间为加压后每间隔2h测试一次支撑剂导流能力。

实验材料为：石英砂；陶粒；树脂砂。

2 实验步骤

2.1 支撑剂变形和破碎对裂缝导流能力的影响

选取三种支撑剂的粒径都为20/40目（0.42～0.84mm），铺砂浓度均为5kg/m2,分别在 10、20、30、40、50、60MPa压力下测试其支撑剂导流能力，闭合压力提高后每2h测一次支撑剂的导流能力，例如闭合压力从10MPa加大到20MPa后，在20MPa的闭合压力下经2h后测支撑剂的导流能力。

实验测试数据如图2所示。

图2 三种支撑剂的导流能力与压力关系曲线

从图2可以看出，人造陶粒在30MPa以上的导流能力远高于石英砂和树脂砂的导流能力。通过人造陶粒实验后的电镜图（图3）可看出，在强压力下人造陶粒支撑剂发生很小的变形即可保持较高的孔隙度和渗透率。

图3 人造陶粒实验后的电镜图片

与陶粒相比，树脂砂在30MPa以上发生变形使得树脂砂支撑剂形成的沙堤的孔隙度减小，渗透率变小。树脂砂和石英砂相比，树脂砂由于树脂的包裹在30MPa闭合压力以上还可以保持一定的孔隙度和渗透率，如图4所示。石英砂在30MPa以上发生变形甚至破碎，并随着闭合压力的增加最终破碎，其孔隙度和渗透率大大降低,石英砂的实验压力达到60MPa时测得数据后将闭合压力降为5Pa，其在5～25MPa低闭合压力下所测的导流能力如图5所示。

图4 树脂砂实验后的电镜图图像

图5 石英砂破碎后的导流能力

图5是在60MPa压力下测得导流能力后，降低闭合压力5～25MPa低压区域的导流能力，其数据说明石英砂已经破碎且被压实。

2.2 支撑剂颗粒均匀程度对裂缝导流能力的影响

选取不同粒径范围的陶粒支撑剂（选用陶粒支撑剂尽量减少支撑剂变形和破碎对这个实验数据的影响）：第一个粒径范围为16/40目（1.18～0.425mm）；第二个粒径范围为20/40目（0.854～0.425mm）；第三个粒径范围为16/20目（1.18～0.850mm）。闭合压力从10、20、30、40MPa，一直到50MPa，实验测试支撑剂导流能力随闭合压力数值的变化情况。实验结果如图6所示。

不同粒径范围的支撑剂之所以产生导流能力如此大的差别，其原因在于其在裂缝中的分布形式不同所致。三种不同粒径范围支撑剂在裂缝中的分布如图7所示。

图6 不同粒径范围的陶粒支撑剂导流能力

图7 三种粒径范围支撑剂在裂缝中的分布

16/20目的支撑剂颗粒与颗粒之间的空隙很大，且颗粒相当均，所以有较高的孔隙度和导流能力；16/40的支撑剂虽然大颗粒之间有较大的空隙，但由于其小的颗粒填充了大颗粒之间的空隙最终导致沙堤的孔隙度和渗透率都相当低；20/40目支撑剂的孔隙度和渗透率是介于16/20目支撑剂和16/40目支撑剂之间。

3 结 论

（1）应该选择相对硬度较大、粒度均匀、圆球度较好的支撑剂，在不发生砂堵的前提下尽量选择较大颗粒的支撑剂以得到较大的裂缝导流能力，支撑剂的选择、筛选、清洗等必须严格要求，支撑剂适用与否直接决定着最后压裂的效果。

（2）在选择石英砂和陶粒均可的情况下，应选择陶粒支撑剂来得到裂缝长期稳定的导流能力，支撑剂破碎对裂缝渗透率的影响主要发生在裂缝闭合以后。

（3）在支撑剂粒径的选择上应该本着粒径相对集中的原则来选择，一定不能选择粒径范围较大的支撑剂。

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The Effect of Abnormal Proppant on Fracture Conductivity

WANG Zong-zhiYANG Zhong-ping SUN Jun TAO Jun-yi
(1.Institute of Safety and Environment Technology,CNPC，Beijing 100083；2.State Key Laboratory，Southwest Petroleum University,Chengdu 610500)

The paper elaborates the comprehensive performance evaluation of quartz sand,resin sand and artificial aggregate physical.The conductivity of three proppants such as quartz sand,resin sand and artificial ceramsite are tested under different pressures and conductivity of different particle sizes of the same proppant was also tested.Different form the previous laboratory testing,the flow capacity is reduced to a certain value when the closure pressure is reduced to zero,then test three kinds of proppants again after high closure pressure.The findings has a guiding significance for future selection of proppants in fracturing construction and field application.

proppant；closure pressure；conductivity；particle size

TE254

A

1673-1980（2011）06-0041-03

2011-06-03

王宗智 (1985-)，男，河北阜平人，助理工程师，研究方向为含油污泥处理、油气田增产技术。