页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

贾长贵

(中国石化石油工程技术研究院,北京 100101)

涪陵页岩气田是北美以外首个成功进行商业化和规模化开发的页岩气区块。截至2013年底，投产试气19口井，平均单井测试产量34×104m3，新建页岩气产能6×108m3,预计2015年建成50×108m3产能。涪陵焦石坝等页岩气区块，需要进行长水平井大型分段压裂改造，形成大改造体积的网络裂缝，才能实现有效改造和商业开发[1-8]。页岩气水平井长缝网络压裂裂缝复杂，改造面积大，支撑剂铺置浓度低，嵌入伤害大，导流特性与常规油气藏不同，与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异[9-16]。另外，涪陵地区龙马溪组页岩储层压裂裂缝的闭合压力为48～52 MPa，明显高于同等深度的北美页岩[2]。闭合压力、支撑剂类型和铺砂浓度是影响导流能力的重要因素。因此，有必要对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行评价，为页岩气ESRV(effective stimulation reservoir volume)网络压裂裂缝导流能力优化和支撑剂优选提供依据[12]。

1 试验仪器及原理

采用 FCES-100 裂缝导流仪进行导流能力评价。试验温度为室温，最大闭合压力120 MPa，使用API标准导流室。试验用页岩岩板代替金属板来模拟裂缝。支撑剂导流能力的计算公式为：

(1)

式中：K为支撑裂缝渗透率，D；Q为裂缝内流量，cm3/s；μ为流体黏度，mPa·s；Δp为测试段两端的压差，MPa；wf为充填裂缝缝宽，cm。

由式(1)可看出，只需测得压差及流量,即可求得支撑剂的导流能力[17-18]。

2 页岩岩板及支撑剂

导流能力评价试验使用的页岩采自四川盆地志留系龙马溪组地层，X光衍射测定其黏土矿物含量14.0%～42.7%，平均30.4%；石英39.0%～56.0%，平均47.9%；长石5.0%～14.0%，平均8.4%；碳酸盐4.0%～20.0%，平均13.4%。根据 FCES-100 型导流仪(API标准)导流室尺寸，将页岩加工成长17.7 cm、宽3.8 cm、厚1.0～2.0 cm，端部呈半圆形的岩板。根据支撑剂应用现状和页岩气网络压裂技术需要，选取陶粒、石英砂、覆膜砂3种常用支撑剂：选用16/30目、20/40目、30/50目、40/60目和40/70目等5种粒径的陶粒；选用16/20目、20/40目、40/70目3种粒径的石英砂；选用30/50目和40/70目2种粒径的覆膜砂。陶粒磨圆度较高，颗粒表面有毛刺，覆膜砂裹有树脂，表面比较光滑。

3 试验方案及结果

在进行不同类型支撑剂、不同粒径支撑剂和不同铺砂浓度对页岩裂缝导流能力的影响试验时，铺砂浓度采用0.5，2.5和5.0 kg/m2，闭合压力从5 MPa开始，10～70 MPa每隔10 MPa测试一个压力点，每个压力点测试1 h，流体流量2～5 mL/min。

3.1 不同粒径支撑剂的导流能力

图1为在5.0 kg/m2铺砂浓度条件下，16/30目、20/40目和40/70目的石英砂在不同闭合压力下的导流能力测试结果。由图1可以看出：闭合压力低于40 MPa时，随着闭合压力的增大，导流能力下降较快；高于40 MPa以后，随着闭合压力增大，导流能力比较小，导流能力曲线趋于平缓。石英砂在闭合压力为40 MPa时破碎严重，20/40目和40/70目石英砂在该闭合压力下的导流能力与闭合压力为5 MPa时相比分别下降84.4%和95.7%。

图1 不同粒径石英砂在不同闭合压力下的导流能力Fig.1 Conductivity of different sizesand s under different closure pressure

图2为在5.0 kg/m2铺砂浓度条件下，30/50目和40/70目的覆膜砂在不同闭合压力下的导流能力测试结果。由图2可看出：闭合压力从5 MPa增至70 MPa时，2种粒径覆膜砂的导流能力分别下降94.4%和94.7%;当闭合压力高于50 MPa时，二者导流能力的差值逐渐减小；当闭合压力为70 MPa时，40/70目覆膜砂的导流能力仍然具有3.64 D·cm，而30/50目覆膜砂的导流能力比40/70目覆膜砂高27.4%；在5.0 kg/m2铺砂浓度条件下，当闭合压力为50 MPa时，40/70目覆膜砂的导流能力为5.14 D·cm，而40/70目石英砂仅为1.94 D·cm(见图1)，40/70目覆膜砂的导流能力比40/70目石英砂高165%。因此，对于中高闭合压力的页岩储层，压裂时支撑剂宜选用覆膜砂。

图2 不同粒径覆膜砂在不同闭合压力下的导流能力Fig.2 Conductivity of differen resin coated sand size ts under different closure pressure

3.2 不同类型支撑剂的导流能力

在进行不同类型支撑剂导流能力试验时，支撑剂粒径为40/70目，覆膜砂和陶粒的铺砂浓度均为5.0，2.5，1.0和0.5 kg/m2，石英砂的铺砂浓度为5.0和2.5 kg/cm2。试验结果见图3—图6。

图3 5.0 kg/m2铺砂浓度下不同支撑剂的导流能力Fig.3 Conductivity of different proppant under 5.0 kg/m2 sand concentration

图4 2.5 kg/m2铺砂浓度下不同支撑剂的导流能力Fig.4 Conductivity of different proppants under 2.5 kg/m2 sand concentration

图5 1.0 kg/m2铺砂浓度下陶粒/覆膜砂的导流能力Fig.5 Conductivity of different proppant under 1.0 kg/m2 sand concentration

由图3—图6可以看出：在5 kg/m2铺砂浓度下，闭合压力在30 MPa以下时，随着闭合压力的增大，陶粒、石英砂和覆膜砂3种支撑剂的导流能力下降幅度比较大；当闭合压力超过40 MPa后，导流能力下降幅度均变小，在相同闭合压力下，40/70目陶粒的导流能力最高，覆膜砂次之，石英砂最低。在2.5 kg/m2铺砂浓度下，石英砂的导流能力远小于陶粒和覆膜砂，在闭合压力为40MPa时，陶粒与覆膜砂的导流能力接近，而石英砂不足二者的1/4；随着铺砂浓度的降低，陶粒在闭合压力较低时具有较高的导流能力；随着闭合压力增大，陶粒的导流能力下降速度较快；闭合压力增至60 MPa时，在0.5 kg/m2铺砂浓度(单层铺砂)下覆膜砂的导流能力比陶粒高23.4%。

图6 0.5 kg/m2铺砂浓度下陶粒/覆膜砂的导流能力Fig.6 Conductivity of different proppant under 0.5 kg/m2 sand concentration

3.3 不同铺砂浓度下支撑剂的导流能力

支撑剂类型、铺砂浓度和铺砂方式等因素决定了主裂缝的导流能力，并影响着微小裂缝，支撑剂的选择必须根据真实的地层条件来决定。当支撑剂铺砂浓度减小到只有裂缝局部铺有支撑剂时，在这些零散分布的支撑剂之间就会形成超高导流能力的孔道，这对于页岩网络裂缝或复杂裂缝，判断微缝或支缝中支撑剂浓度较低，形不成连续铺砂时，能否提供足够的导流能力，进而优化裂缝导流能力和压裂参数具有重要意义[18-20]。

测试了40/70目的陶粒和覆膜砂在单层局部铺砂(铺砂浓度0.1 kg/m2)、单层全局铺砂(铺砂浓度0.5 kg/m2)、双层全局铺砂(铺砂浓度1.0 kg/m2)和多层铺砂(铺砂浓度2.5 kg/m2)4种情况下的导流能力，结果见图7。

由图7可看出,低铺砂浓度下，裂缝导流能力与支撑剂铺砂浓度正相关，但不是线性关系。页岩气网络压裂时，支撑剂铺砂浓度过低，导流能力不足，但过高也不经济，每段压裂时可能存在一定的临界加砂规模，这点应引起页岩气水平井压裂设计人员的重视。

图7 不同铺砂浓度陶粒/覆膜砂导流能力Fig.7 Conductivity of ceramic/resin coated sand @different sand concentrations

3.4 长期导流能力试验

在研究长期导流能力变化规律时，支撑剂选用40/70目的覆膜砂和陶粒，铺砂浓度采用2.5 kg/m2，闭合压力为52 MPa，测试时间为168 h ，流体流量2～5 mL/min，结果见图8。

图8 陶粒/覆膜砂的长期导流能力Fig.8 Long-term conductivity of ceramic/resin coated sand

由图8可以看出：当闭合压力为52 MPa，铺砂浓度为2.5 kg/m2时，在试验初期40/70目陶粒和覆膜砂均表现出较高的导流能力，但陶粒的导流能力要高于覆膜砂；前30 h内，导流能力急剧下降，陶粒降低57.05%，覆膜砂降低43.12%，30 h以后，2种支撑剂的导流能力下降幅度变小，但覆膜砂的导流能力已经明显高于陶粒;80 h后导流能力曲线已经接近水平,168 h后陶粒和覆膜砂的导流能力分别下降71.58%和60.65%。分析认为，陶粒硬度较大，部分陶粒嵌入页岩岩板表面，单颗陶粒嵌入深度达其粒径50%以上，缝宽损失较大，同时岩板表面随时间增长泥化现象严重，陶粒之间相互挤压导致支撑剂破碎；相比之下，覆膜砂在裂缝中逐渐被压实，相互粘结，嵌入程度和破碎率与硬度较大的陶粒相比均较弱。另外，陶粒和覆膜砂长时间受流体浸泡，其强度受损，也会导致其导流能力持续下降，但影响程度还需要进一步通过试验评价。

4 综合分析

从上述试验结果可以看出，石英砂仅在较低的闭合压力时才有足够的导流能力。闭合压力高于40 MPa后，石英砂的导流能力远小于陶粒和覆膜砂，不足二者的20%。因此，闭合压力超过40 MPa的页岩储层在进行压裂时，原则上不推荐选用石英砂做为支撑剂。如果考虑到石英砂成本低和降低支撑剂费用，需要使用石英砂时，必须增大加砂规模，提高铺砂浓度，以保证达到设计的导流能力。北美部分页岩油气已成功地进行了类似的尝试。陶粒强度高，不易变形，导流能力一般也比较高；但闭合压力超过40 MPa，陶粒的嵌入程度比覆膜砂高，颗粒破碎严重，导流能力下降幅度较大。相对而言，覆膜砂韧性好，嵌入程度低，裂缝壁面颗粒脱落也少，嵌入程度、破碎率及微粒产生量是3种类型支撑剂中最低的，其导流能力比较稳定。同时，覆膜砂的韧性好，有利于控制压后排采时支撑剂回流，尤其对高产高压页岩气井更是如此。

页岩气网络压裂中，支撑剂铺置浓度较低，甚至在裂缝中形不成连续的单层局部铺砂，加之页岩裂缝壁面强度偏低，需要重视和加强支撑剂嵌入和微粒运移对导流能力影响的研究。针对不同页岩，应选择强度与页岩相匹配的、有一定韧性和变形能力的支撑剂；同时，对支撑剂的粒径和铺砂浓度进行优化，以提高裂缝导流能力，从而获得更好的压裂效果。

5 结论与建议

1) 闭合压力、支撑剂类型和铺砂浓度是影响导流能力的重要因素。中高闭合压力和低铺置浓度条件下，覆膜砂导流能力最大，陶粒次之，石英砂最小。

2) 随着铺砂浓度的降低，支撑剂在闭合压力较低时具有较高的导流能力，随着闭合压力的增大，导流能力下降速度较快；闭合压力大于50 MPa时，单层铺砂或单层局部铺砂情况下陶粒的导流能力远低于覆膜砂。

3) 选择强度与页岩相匹配的、有一定韧性和变形能力的支撑剂，同时对支撑剂的粒径和铺砂浓度进行优化，可以提高裂缝导流能力和压裂效果。

4) 长期导流能力受时间影响较大，随时间的增长，覆膜砂和陶粒的导流能力会急剧降低，后期下降幅度逐渐变小。对于中高闭合压力的页岩地层，覆膜砂的长期导流能力高于陶粒。

5) 不同区块的页岩特性差别比较大，应根据具体页岩开展针对性的支撑剂导流特性试验，为支撑剂优选和压裂设计优化提供依据。

参考文献
References

[1] 路保平．中国石化页岩气工程技术进步及展望[J]．石油钻探技术，2013，41(5)：1-8．

Lu Baoping.Sinopec engineering technical advance and its developing tendency in shale gas[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(5):1-8.

[2] 周德华，焦方正，贾长贵，等．JY1HF大型水平井分段压裂技术[J]．石油钻探技术，2013，41(1)：75-80．

Zhou Dehua,Jiao Fangzheng,Jia Changgui,et al.Large-scale multiple staged hydraulic fracturing technology for JY1HF horizontal shale gas well[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(1):75-80.

[3] 曾义金．页岩气开发的地质与工程一体化技术[J]．石油钻探技术，2014，42(1)：1-6．

Zeng Yijin.Integration technology of geology & engineering for shale gas development[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(1):1-6.

[4] 周德华，焦方正，郭旭升，等．川东南涪陵地区下侏罗统页岩油气地质特征[J]．石油与天然气地质，2013，34(4)：450-454．

Zhou Dehua,Jiao Fangzheng,Guo Xusheng,et al.Geological features of the Lower Jurassic shale gas play in Fuling Area,the southeastern Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2013,34(4):450-454.

[5] 张金成，孙连忠，王甲昌，等．“井工厂”技术在我国非常规油气开发中的应用[J]．石油钻探技术，2014，42(1)：20-25．

Zhang Jincheng,Sun Lianzhong,Wang Jiachang,et al.Application of multi-well pad in unconventional oil and gas development in China[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(1):20-25.

[6] 贾长贵．页岩气高效变黏滑溜水压裂液[J]．油气田地面工程，2013，32(11)：1-2．

Jia Changgui.Research and application on high reduction and adjustable Viscosity slick water fracturing fluid for shale gas[J].Oil-Gasfield Surface Engineerin,2013,32(11):1-2.

[7] Mayerhofer M J,Lolon E,Warpinski N R,et al.What is stimulated rock volume?[R].SPE 119890,2008.

[8] Wang Y,Miskimins J L.Experimental investigations of hydraulic fracture growth complexity in slick water fracturing treatments[R].SPE 137515,2010.

[9] 贾长贵，路保平，蒋廷学，等．DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术[J]．石油钻探技术，2014，42(2)：85-90．

Jia Changgui,Lu Baoping,Jiang Tingxue,et al.Multi-Stage horizontal well fracturing technology in deep shale gas Well DY2HF[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(2):85-90.

[10] 蒋廷学，卞晓冰，袁凯，等．页岩气水平井分段压裂优化设计新方法[J]．石油钻探技术，2014,42(2)：1-6．

Jiang Tingxue,Bian Xiaobing,Yuan Kai,et al.A new method in staged fracturing design optimization for shale gas horizontal wells[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(2):1-6.

[11] King G E.Thirty years of gas shale fracturing:what have we learned?[R].SPE 133456,2010.

[12] 贾长贵，李双明，王海涛，等．页岩储层网络压裂技术研究与试验[J]．中国工程科学，2012,14(6)：106-112．

Jia Changgui,Li Shuangming,Wang Haitao,et al.Shale reservoir network fracturing technology research and experiment[J].Engineering Science,2012,14(6):106-112.

[13] 蒋廷学，贾长贵，王海涛，等．页岩气网络压裂设计方法研究[J]．石油钻探技术，2011，39(3)：36-40．

Jiang Tingxue,Jia Changgui,Wang Haitao,et al.Study on network fracturing design method in shale gas[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(3):36-40.

[14] Cipolla C L,Warpinski N R,Mayerhofer M,et al.The relationship between fracture complexity,reservoir properties,and fracture-treatment design[R].SPE 115769,2010.

[15] 张旭，蒋廷学，贾长贵，等．页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究[J]．石油钻探技术，2013，41(2)：70-74．

Zhang Xu,Jiang Tingxue,Jia Changgui,et al.Physical simulation of hydraulic fracturing of shale gas reservoir[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(2):70-74.

[16] 陈勉．页岩气储层水力裂缝转向扩展机制[J]．中国石油大学学报:自然科学版，2013，37(5)：88-94．

Chen Mian.Re-orientation and propagation of hydraulic fractures in shale gas reservoir[J].Journal of China University of Petroleum:Edition of Natural Science,2013,37(5):88-94.

[17] Economides,M J,Nolte K G,et al.Reservoir stimulation [M].3rd ed.Hoboken:John Wiley Sons,2002:312-313.

[18] 邹雨时，张士诚，马新仿．页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评价[J]．天然气工业，2012，32(9)：52-55．

Zou Yushi,Zhang Shicheng,Ma Xinfang.Assessment on the effectiveness of propped fracturing of shale gas reservoirs[J].Natural Gas Industry,2012,32(9):52-55.

[19] 吴国涛，胥云，杨振周，等．考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟[J]．天然气工业，2013，33(5)：65-68．

Wu Guotao,Xu Yun,Yang Zhenzhou,et al.Numerical simulation considering the impact of proppant and its embedment degree on fracture flow conductivity[J].Natural Gas Industry,2013,33(5):65-68.

[20] 邹雨时，张士诚，马新仿．页岩压裂剪切裂缝形成条件及其导流能力研究[J]．科学技术与工程，2013，13(18)：5152-5157．

Zou Yushi,Zhang Shicheng,Ma Xinfang.Research on the formation conditions and conductivity of shear fracture for hydraulic fracturing in gas-shale[J].Science Technology and Engineering,2013,13(18):5152-5157.