压裂裂缝在气井排采中导流能力的研究

高长龙，艾 池，徐 乐，王 鹏

石油化工

压裂裂缝在气井排采中导流能力的研究

高长龙1，艾 池1，徐 乐2，王 鹏3

（1. 东北石油大学石油工程学院， 黑龙江 大庆 163618； 2. 辽河油田钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010；3. 中国海洋石油总公司天津分公司渤海作业公司 ，天津 300450）

API线性导流仪是研究压裂裂缝在气井排采中导流能力的“利器”。通过研究知道影响压裂裂缝的导流能力的因素不仅仅是支撑剂的种类、强度、闭合压力、铺置浓度等，对其存在影响的因素还有微粒和滞留液。对压裂裂缝导流能力的损害进行评定，通过分析找出一条预防和降低压裂裂缝导流损害的措施，以提高排采能力。

压裂裂缝；影响因素；导流能力；损害

压裂裂缝是气藏压裂常用手段，它有着改善油气渗流情况和油气流向井筒情况等优点。因而支撑剂在控制裂缝于地下的张开程度就显得尤为重要，而想要使裂缝的导流能力得到长足的提高，就必须注意地层、压裂工艺、压裂液及支撑剂等因素。裂缝渗流的主要评定条件在于裂缝导流能力的测评，而对于这样研究国内外的专家学者也提出了不少研究成果[1-3]。API就是国内外研究压裂裂缝导流能力最常见的手段之一，这种手段主要是在研究压裂液的使用与不使用情况下的压裂裂缝的导流能力，在研究中要使用到氯化钠溶液及蒸馏水来测试其闭合压力，并通过一定闭合压力来测试裂缝的导流能力[4,5]。现今在压裂裂缝导流能力的研究中对于油藏支撑裂缝的导流能力的研究比较多，而对于气藏的研究相对较少[6]。通过对 API导流仪的优化，来进行针对气藏压裂裂缝的导流能力的研究，并通过分析研究提出压裂裂缝导流能力的提高手段，从而对未来压裂裂缝在气井排采中支撑剂的选用及工艺的提高起到参考作用。

1 地层条件与支撑剂选用

底层的温度、压力及硬度等都是压裂裂缝导流能力的影响因素，其中影响力最大的是裂缝的闭合压力。

如图1所示不同产地、不同粗细的陶粒支撑剂对不同闭合压力的气体导流能力的影响。

图1 不同支撑剂对气体导流能力影响Fig.1 Impact of different proppant on the gas conductivity

通过线形图可以看出，闭合压力的主要影响是使导流能力下降，闭合压力越大，导流能力下降越快。因而支撑剂的强度决定了抵御闭合压力的能力，一旦支撑及破碎将直接影响导流能力。因而选用适用于该条件的支撑剂是保证压裂裂缝导流能力的基础。

地层岩石与支撑剂的关系是相辅相成，一旦二者强度不匹配，就会使支撑剂与岩石结合，从而降低导流能力。

2 铺置浓度及铺置方式影响

本次研究使用的是20～40目的陶粒，铺置浓度按0.1、0.3、0.5、0.7、1.0、2.0、3.0、5.0、7.0、10.0 kg/m2来设置，而闭合压力设置在10～60 MPa, 最后的导流能力如图2所示。

图2 铺设浓度与铺设方式对导流能力的影响Fig.2 Effect of laying concentration and way on the conductivity

用过研究发现铺设浓度与铺设方式会在极大程度上影响导流能力，如图所示，当支撑剂的浓度大于 1.0 kg/m2时,填充层的导流能力与铺置浓度呈线性关系。当支撑剂的浓度小于等于 1.0 kg/m2时,填充层浓度与铺设浓度呈非线性关系，“波峰”在铺置浓度为0.5 kg/m2时的位置，这表明在该位置的导流能力最强。

不同的铺设浓度与不同的铺设方式之所以产生差异，其原因主要在于多层铺置的某一闭合压力的实验条件下，支撑剂堆砌方式及缝隙结构都已固定，而由于多孔介质的自身特点，可推演出导流能力与裂缝宽度成正比，裂缝宽度与浓度和层数也成正比。

通过图2可以得知压裂裂缝的导流能力随闭合压力的上升而下降，这一结论是用于单层或多层的铺设。与此同时通过图2也可以看出铺设浓度会直接影响导流能力的敏感度，通过分析知道其原因主要在于支撑剂的抗压能力，低铺设浓度要高于高铺设浓度，且低铺设浓度支撑剂破碎率较高。

图3 支撑剂在不同铺置浓度和闭合压力下破碎率Fig.3 Proppant crushing rate under different concentrations and laying closure pressure

通过图3可以看出支撑剂的破碎率会随铺置浓度下降而上升，因而铺置浓度低的支撑剂更容易破碎。而抗压能力较强的区域在于铺置浓度为2 kg/m2以上时。而无论支撑剂的破碎与否，其颗粒都会对裂缝产生一定支撑作用，只是产生的导流能力的大小不同，但一旦破碎的支撑剂失效，则导流能力也会直线下降。

3 液体对气体导流能力的影响

由于液体会对气体的流动会有所阻碍，且填充层与多孔介质很是相像。因而本次研究选用的陶粒在20～40目，5 kg/m2的浓度, 50 MPa的压力,通过N2驱水，来测定不同饱和度的水的压裂裂缝气体的导流性能。如图4所示是液体对裂缝填充层气体导流能力与岩心气体渗透率影响对比，二则实验结果很是相似，气液两相共存时，气体导流能力降低。

图4 液体对裂缝填充层气体导流能力与岩心气体渗透率影响对比Fig.4 Comparison of effects of liquid on crack filling layer gas flow capacity and core gas permeability

通过实验可以看出，填充层中的微粒及液体同时存在时，气体导流能力会随微粒的增加而降低。从这一现象中可以得到支撑剂填充层在气液共存时对压裂裂缝导流能力的影响较大。

在加砂时，填充层中的微粒主要来自于固体降滤剂、支撑剂破碎物残留、压裂液残留及其他机械杂质。因而为提高压裂裂缝导流能力，必须控制填充层中的微粒，以此同时液体的反排也有待提高，以提高填充层压裂裂缝气体的导流能力。

4 压裂液破胶效果影响

如图 5所示不同压裂液破胶液对气体导流能力保持率影响，其中压裂液破胶对压裂裂缝的导流能力影响最大，包括破胶程度、液相粘度、表面张力及残渣都会很大程度上影响导流能力。

图5 不同压裂液破胶液对气体导流能力保持率影响Fig.5 Effect of different gel breaking and fracturing fluid on the conductivity retention

液体粘度与压裂液下破胶有关，破胶程度越小，液体越粘，在保证反排率及饱和度的情况下，气体导流能力越差在。透过这一现象可以看出在反排过程中，压裂液的有机基团能破坏气体导流能力，知识压裂裂缝气体导流遭到破坏。如上述所说破胶程度越小，液体越粘，反排越不容易，需要较大的压力和较长的时间，且液相滞留也较长，因而对填充层造成一定的损害，只是导流能力降低。

而驱替时间的加长给导流能力带来希望，但由于滞留液的影响也较大，知识导流能力不可能复原。在实现中人们也发现，排液周期、反排率、破胶程度都会影响压裂裂缝气体的导流效果。欲使气井提高产量，则必须降低排液周期，提高反排率，这也是长期排采得出的结论。

如图6实验采用蒸馏水和1% SD2-9助排剂作为介质，来比较这二者的反排率及导流的影响。

通过研究可以看出，驱替流量直接影响残余饱和度，使之下降，而助排表面活性剂的加入，可增强反排效果，降低液相滞留的发生，从而提高反排率；且助排剂不需大量使用，只要保持较低流量即可达到较好的效果,一旦助排剂用量过猛，就会导致微粒运移，从而降低压裂裂缝气体的导流性能。

5 压裂液对裂缝导流能力的损害

如图7所示，在50 MPa及60 ℃的模拟实验条件下, 关井 3 h，在压裂液破胶后，在流量 200 μm2·cm下用N2驱替反排4 h随后进行压裂裂缝气体导流能力测评。

图6 水、助排剂的残余饱和度和气体导流能力保持率对比图Fig.6 Comparison chart of water, residual gas saturation and drainage aid flow capacity retention rate

图7 压裂液对气体导流能力损害柱状图Fig.7 Gas conductivity damage caused by fracturing fluid

由图7可知，破胶后压裂裂缝的导流能力保持率保持在35.0%～46.8%；而损害率则保持在50%以上。因此可以看出压裂液对填充层压裂裂缝导流能力的影响之大。以此同时，通过水测的方法，也可得到压裂液对导流能力的影响，压裂液可使导流保持率保持在39.5% ～47.4%，而损害率仍在50%以上。而解堵剂LX的使用明显的减小了压裂液的损害性，使导流能力保持率增加1.91～2.24倍,说明该解堵剂对压裂液造成的损害解堵效果非常明显。

6 结束语

通过实验分析研究可以看出压裂裂缝在气井排采中的导流能力的影响主要是在于压裂液对导流能力造成的损害，又通过一系列的数据图表深刻的解释了造成导流能力下降的原因，又通过对这些原因的分析，找到了一条提高压裂裂缝导流能力保持率的措施，从而降低了压裂液对其的损害，最后提高了产量。

［1］ 王鸿勋，张士诚．水力压裂设计数值计算方法[M]．北京：石油工业出版社．1998：1-77．

［2］ 何更生．油层物理[M]．北京：石油工业出版社，1997．

［3］ 林启才，张士诚，潘正富．川西侏罗系低渗气藏压裂增产措施中地层损害研究[J]．天然气工业，2005，25(7)：86-88．

［4］ 林启才，张士诚，潘正富．低渗气藏压裂过程中裂缝导流能力损害影响因素研究[J]．天然气工业，2006，26(增刊A)：147-149

［5］ 张毅，周志齐．压裂用陶粒支撑剂短期导流能力试验研究[J]．西安石油学院学报(自然科学版)，2000，15(5)：39-41．

［6］ 龚云蕾，刘平礼，罗志峰，等．酸压裂缝导流能力计算模型的研究现状[J]．长江大学学报（自科版），2013，20：129-132+163．

Study on Flow Conductivity of Fracturing Fractures in Gas Drainage

GAO Chang-long1，AI Chi1，XV Le2，WANG Peng3
（1. College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163618，China; 2. Liaohe Oilfield Drilling Technology Research Institute, Liaoning Panjin 124010, China; 3. China National Offshore Oil Corporation Tianjin Branch Bohai Operating Company, Tianjin 300450，China）

API fluid diversion meter is a good tool to research flow conductivity of fracturing fractures in gas drainage. The previous research results show that factors to affect flow conductivity of fracturing fractures include type, intensity, closure pressure, laying concentration of the proppants, as well as its existence particles and fluid retention. In this paper, fracture conductivity damage was assessed; a measure to prevent and reduce the damage was put forward to improve the drainage capacity.

Fracture; Influencing factors; Conductivity; Damage

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）04-0754-03

国家自然科学基金“基于混沌理论煤层气井压裂孔裂隙分形演化与渗流特征研究，项目号：51274067。

2015-02-06

高长龙（1990-），男，硕士研究生，研究方向非常规油气储层水力压裂理论方面的研究。E-mail：gaochanglong1991@163.com。

艾池（1957-），男，教授，博士生导师，博士学位，研究方向：油气井工程力学、油水井增产增注方面研究。E-mail：aichi2001@163。