自聚剂控制支撑剂回流技术研究

浮历沛, 张贵才, 葛际江, 蒋 平, 裴海华,廖凯丽

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580)



自聚剂控制支撑剂回流技术研究

浮历沛, 张贵才, 葛际江, 蒋 平, 裴海华,廖凯丽

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580)

针对水力压裂后支撑剂回流的问题提出一种基于降低支撑剂颗粒表面Zeta电位的支撑剂自聚处理技术,实现控制支撑剂回流。从自聚剂改性支撑剂的自聚性、再聚性及自洁性对其聚砂性进行评价,从支撑剂聚集体的流速敏感性和人工岩心的抗压强度验证改性支撑剂的自聚强度。结果表明:当流速为80 mL/min时,流动压差降低63.95%;80 ℃条件下制备的人工岩心抗压强度可达2.36 MPa;30 MPa的闭合压力下裂缝最大无砂流速增大96.51%;聚集体自身的抗压强度和再聚性可阻止粉砂运移,裂缝导流能力得到明显改善,平均提高96.48%。

支撑剂回流; 自聚剂; 水力压裂; 导流能力; 裂缝稳定性

支撑剂回流常会导致裂缝导流能力降低[1],甚至裂缝失效[2-4],腐蚀地面管线[5],增加洗井冲砂等作业而增大生产成本等问题[6-9]。化学剂控制支撑剂回流应用最广泛的是以Nguyen和Weaver等所提出的树脂覆膜支撑剂技术[10-11],但RCP技术中由于部分树脂已发生固化,其在裂缝中的固化强度降低[12];注入液体树脂(LRC)技术虽能使支撑剂充填具有足够的强度,但其对支撑剂充填层的导流能力伤害严重[13-14]。另外,Kadajian和Pratyush等提出的基于降低支撑剂表面Zeta电位的新型防砂技术使颗粒在液体环境中自发聚集,展示了优异的聚砂性能[15-18]。笔者使用一种杂环聚合物对石英砂支撑剂进行表面改性,实现自聚,通过对聚砂性、聚集强度、改善支撑剂回流及增大裂缝导流能力等方面性能的系统研究,验证其在控制支撑剂回流方面的适用性。

1 实 验

1.1 仪器与材料

实验仪器:超声振荡器(DSA50-GL,福建德森精工有限公司);混砂搅拌机(GJ-3S,胶南石油仪器厂);电子振荡器(SHA-C,江苏金坛中大仪器厂);裂缝导流仪(海安石油科研仪器有限公司);扫描电镜(EM-30,COXEM公司),万能材料试验机(HZ-1004A,东莞力显仪器科技有限公司)。

实验材料:石英砂支撑剂(0.425～0.850 mm,胜利方圆);自聚剂的主剂是实验室合成的一种杂环聚合物YB,自聚剂中还含有醇类主溶剂和一种芳烃溶剂;氯化钾(分析纯,国药集团化学有限公司)。

1.2 实验方法

1.2.1 改性支撑剂的制备

称取30 g支撑剂放于GJ-3S型混砂搅拌机中,并将转速设定为100 r/min,随后向搅拌桶中加入一定量的自聚剂(实验中均以主剂YB的量进行计算),搅拌1 min即可得到覆膜均匀的自聚剂改性支撑剂。

1.2.2 改性支撑剂自聚性能评价方法

主要包括两种评价方法:①定性评价，将制备好的30 g改性支撑剂装入到100 mL样品瓶中,并添满蒸馏水,倒置观察支撑剂颗粒是否能够聚集成砂柱;②定量评价,根据自聚剂改性支撑剂在液体发生自聚的特点,提出一种超声振荡砂柱垮塌的评价方法。首先,将20 g覆膜支撑剂装入圆柱状砂柱制备室(D=20 mm)中,简单摇晃使其顶面平整,接着沿壁面缓慢加入30 g蒸馏水,静置15 min,使支撑剂在其中发生自聚并形成砂柱;然后,将砂粒自聚后形成的砂柱从制备室中取出,并转移入超声振荡器的镂空网中心位置处;最后,打开超声振荡器并开始计时,在超声波的作用下,砂粒会一粒粒地从砂柱上剥离,砂柱也随之减小,当砂柱体积小到一定程度并从镂空网中脱落时,认为砂柱发生垮塌,结束计时,可得自聚砂柱垮塌时间,并以此作为改性支撑剂自聚性能的评价标准。

另外,为研究改性支撑剂对储层微粒的吸附作用,通过流动试验进行了覆膜颗粒对微粒的动态聚砂性能。将45 g 0.425～0.850 mm覆膜支撑剂与5 g 0.075～0.100 mm煤粉依次加入填砂管中,以10 mL/min的流量冲刷20VP(VP为孔隙体积),并对排出液中的固含量进行测定,对照实验中的支撑剂采用未经处理的0.425～0.850 mm石英砂支撑剂,其中填砂管出口端滤网为0.282 mm。

1.2.3 自聚强度的评价

(1)流速敏感性。将洗净干燥好的0.425～0.850 mm石英砂支撑剂缓慢加入到有机玻璃填砂管中(长度为20 cm,直径为2.5 cm),在填装砂子过程中,要不断振荡填砂管,使支撑剂颗粒夯实。流动试验使用2% KCl溶液模拟地层水,流量设定为5 mL/min冲刷20 min,此后按照每20 min增加5 mL/min的流速梯度增大流量,直至流量达到80 mL/min时结束试验。分别进行了未处理石英砂和1% YB处理后的石英砂支撑剂的流速敏感性评价。

(2)砂柱抗压强度。为了研究砂粒聚集体的强度,借用树脂固砂抗压强度评价方法对人工岩心的抗压强度进行评价,其评价方法参照行业标准化学防砂人工岩心抗折强度、抗压强度及气体渗透率的测定(SY/T5276-2000)进行。

1.2.4 导流能力评价

裂缝导流能力评价参照压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法(SY/T 6302-2009)进行。将制备好的改性支撑剂铺置于导流室中,然后将闭合压力升至1.0 MPa,并通蒸馏水,最后按照0.5 MPa/min的速度增大闭合压力,进行导流能力测试。实验中所使用的测试液体为2% KCl溶液,实验温度为60 ℃,铺砂浓度为15 kg/m2。

1.2.5 裂缝中支撑剂回流控制能力评价

支撑剂回流试验的评价指标为最大无砂流速。将一定量的0.425～0.850 mm改性石英砂支撑剂平铺于导流室中,施加闭合压力到相应数值,待其平衡后按照5 mL/min的速度增大流速,当排出液中有砂粒出现时停止实验,此时的流速即为最大无砂流速。其中,其他参数均与导流能力测试实验一致。

2 结果分析

2.1 聚砂性

2.1.1 自聚性

静置15 min后,将样品瓶倒置可以发现改性支撑剂并未随着液体下落,而是像吸盘一样整体吸附于瓶底,几分钟后,砂粒以砂柱的形式整体下落,而未处理的石英砂支撑剂则以散砂状立即下沉,如图1所示,说明改性支撑剂在蒸馏水中能够自发聚集,并形成一个聚集体。通过扫描电镜对支撑剂聚集体进行观察(图2),可以看出支撑剂颗粒紧密堆叠在一起,形成一个相互嵌插的稳定结构,正是这种稳定结构使支撑剂聚集体具有一定的抗压强度。

图1 改性支撑剂在液体中自聚行为Fig.1 Status of proppants in solution

图2 改性支撑剂自聚后的扫描电镜图片Fig.2 SEM of modified proppants

分别测定了0.425～0.850 mm (20/40目)、0.250～0.425 mm(40/60目)石英砂支撑剂经不同用量的自聚剂处理后,于蒸馏水中自聚形成的砂柱在超声波震荡作用下的垮塌时间,结果如图3所示。

图3 自聚砂柱强度与自聚剂用量的关系Fig.3 Relationship between column strength and dosage of self-aggregating agent

可以看出,当自聚剂用量低于0.6%时,砂柱强度较低,这是因为低剂量的自聚剂未能对支撑剂颗粒形成完整覆膜,进而造成砂粒的自聚力度较低。当用量高于0.7%时,两种粒径的支撑剂颗粒所形成的自聚砂柱的垮塌时间都急剧增大,并趋于平衡。当自聚剂用量超过1.0%时,40/60目颗粒的垮塌时间要长于20/40目颗粒,这是因为,对于后者,其饱和用量为1.0%,继续增大自聚剂用量,并不会对其自聚性能产生更显著的作用,而40/60目支撑剂由于总的表面积较大,因此可能尚未实现均匀覆膜。同时,对于同等质量的颗粒,目数越小,颗粒总数越多,因此在超声振荡下砂粒剥蚀所需要的时间也越长。

改性颗粒能在液体中发生自聚的机制可从以下两个方面解释。首先,杂环聚合物的极性基团R对杂环上的电子云密度分布产生很大影响,使π电子云发生偏移,因此极性较强,能够与石英砂表面的硅羟基形成氢键,使杂环聚合物通过氢键作用吸附于支撑剂颗粒表面。由于乙醇溶剂的存在会占据杂环聚合物上的一部分极性基团,此时,仅有部分极性基团锚定于砂粒表面。当加入蒸馏水后,聚合物在乙醇水溶液中的溶解度会急剧降低,析出的极性基团可能通过氢键连接在同一颗粒表面,也可能连接到不同的颗粒上,两个支撑剂颗粒通过氢键建立联系。另外,分别连接在两个支撑剂颗粒上的杂环聚合物分子也可能通过与同一水分子形成氢键而桥接在一起,从而使改性支撑剂颗粒在蒸馏水中形成聚集体。单个氢键的作用力虽然相对较弱,但是多个聚合物分子中大量的极性基团同时与颗粒表面发生作用时,总的作用也较为可观。

图4 YB固体颗粒在水中的分散状态Fig.4 Dispersed state of YB particles in distilled water

其次,当两个颗粒发生接触后,颗粒表面的杂环聚合物覆膜层在水中会发生软化并融合,见图4所示。可以看出,当YB固体颗粒刚放入蒸馏水中时,颗粒呈分散状态(图4(a)),且颗粒棱角分明。而一段时间后,YB颗粒变得圆润,颗粒接触部分相互融合,小颗粒桥接于大颗粒之间(图(b))。说明蒸馏水可以使YB软化,当颗粒接触后,发生软化的外层膜能够相互交联融合为整体。这就是当YB覆膜支撑剂在蒸馏水中发生自聚后,聚集体具有一定抗压强度的原因。

Zeta电位在胶体体系稳定性的判断中有着重要作用。通常当颗粒的Zeta电位的绝对值较大时,颗粒会相互排斥,从而使整个体系处于稳定状态。相反,若颗粒的Zeta电位较低,颗粒间相互吸引,体系表现出不稳定性。一般来说,在水相中若颗粒的电位处于-30～30 mV时,颗粒间稳定性降低,颗粒间的静电斥力减小,范德华力开始起主要作用,并促使颗粒发生自聚[16-18]。采用自聚剂对支撑剂颗粒改性后,颗粒表面的Zeta电位如图5所示。可以看出,未处理砂粒的Zeta电位约为-40 mV,随着自聚剂用量的增大,Zeta电位急剧增大,当用量为1.0%时,Zeta电位为-2 mV,颗粒间斥力作用减弱,此时引力起主要作用,颗粒发生自聚。对比图3和5,可以看出随着自聚剂用量的变化,两条曲线的趋势大体一致,说明Zeta电位的改变也是引发颗粒自聚的影响因素之一。

图5 自聚剂用量与颗粒表面Zeta电位的关系曲线Fig.5 Relationship between Zeta potential of particles and dosage of self-aggregating agent

2.1.2 再聚性

已发生垮塌并形成散砂的覆膜颗粒在蒸馏水中重新静置一段时间后,支撑剂颗粒仍能再次发生聚集并形成结构完整的聚集体。再聚砂柱的垮塌时间与重复次数的关系如图6所示,其中自聚剂的用量为0.7%。可以看出,随着重复次数的增加,自聚砂柱的垮塌时间逐渐减低。因为在用力振甩作用下,会有氢键发生破坏,尤其是连接在不同砂粒间的氢键更易发生断裂,因此聚并的砂柱会被振散。静置过程中,聚合物中游离的极性基团再次通过氢键使相邻的颗粒间发生作用,加之Zeta电位变化所引起的引力作用,颗粒再次发生聚集。聚集后颗粒表面覆膜层重新交联融合,因而再聚体亦能保持一定的强度。

由于连接于两个颗粒间的聚合物氢键破坏后游离的极性基团可能通过氢键吸附于自身所在的砂粒,造成了聚合物中游离的极性基团的减少,从而降低了再次聚集后杂环聚合物在不同颗粒间所形成的氢键数量。

再聚砂柱的垮塌时间依次缩短。由图6也可以看出,首次自聚形成的砂柱中颗粒间排列较为密实,而重复8次后,颗粒聚结疏松且颗粒间出现较多的空腔,因而砂柱强度降低也较为明显。

生产过程中,地层应力的变化会引起支撑剂充填层的受力状态发生变化,从而导致支撑剂的破碎,或是生产流体的长期冲刷侵蚀作用所引起的支撑剂颗粒运移,都有可能导致裂缝堵塞,渗透率降低。改性支撑剂的这种再聚性能够使支撑剂碎屑及已发生位移的支撑剂颗粒在于覆膜支撑剂颗粒发生接触时再次自聚并形成稳定的结构,从而减少支撑剂发生回流及裂缝缩小的风险。因此,改性支撑剂的这一再聚性在控制支撑剂回流及保持支撑剂充填层具有较高的导流能力方面具有重要的意义。

图6 改性支撑剂自聚次数与再聚后砂柱强度关系Fig.6 Relationship between sand column strength and repeated times

2.1.3 自洁性

通过流动冲刷试验研究了覆膜颗粒对未覆膜微粒的动态聚砂作用,其排出液中固含量见表1。

表1 排出液中的固含量

可以看出,经1.0%和0.7%的自聚剂处理后,冲刷试验排出液中固含量分别降低了94.9%和87.4%。说明覆膜后的支撑剂颗粒能够对粉砂颗粒起到很好的固砂作用,即经自聚剂处理后支撑剂充填层能够有效地阻挡因生产流体的冲刷带动而发生运移的储层微粒,使裂缝长期保持清洁,预防储层孔喉堵塞,保持裂缝的长期有效。

2.2 自聚强度

(1)流速敏感性。对YB处理后的支撑剂及未处理的石英砂支撑剂进行了流速敏感性试验,结果如图7所示。可以看出,随着流速逐渐增大,压差均随之增大。当流速低于20 mL/min时,两组试验的压差差异并不明显,当流量继续增大,两者的差异也随之增大。尤其是当流速超过40 mL/min后,未处理石英砂填砂管的压差急剧增大,相比YB处理石英砂填砂管,未处理石英砂的流动压差增大了近两倍,从曲线变化率上看,随着流速的继续增大,两者差异大有愈发增大的趋势。这是因为大流速可能引起填砂管内的颗粒发生运移,堵塞液体流动通道,致使流动阻力增大,压差亦随着增大。处理后的颗粒由于在液体中的自聚性能,所形成的支撑剂颗粒聚集体在高流速流体的冲刷下能够有效地维持聚集体的整体性,足见颗粒聚集体具有较好的抗流体冲刷强度。

图7 流速敏感性比较Fig.7 Comparison of sensitivity to flow velocity

(2)砂柱抗压强度。制备了一系列的YB覆膜支撑剂颗粒,其中石英砂粒径为0.250～0.425 mm(40/60目),YB的用量为0.5%、0.75%、1.0%、1.25%、1.5%。分别在3个温度(100、80、60 ℃)下老化24 h,随后进行抗压强度试验,结果见图8所示。可以看出,YB覆膜石英砂颗粒经高温老化后,砂柱具有一定的强度。因为高温时,杂环聚合物的溶剂(乙醇)将会完全蒸发,YB最终以固体膜的形式留在颗粒表面,并在颗粒间形成固体连接物,从而整体上形成具有一定强度的连续稳定体。显然自聚剂改性支撑剂的抗压强度并不突出,远小于常用的树脂覆膜砂的抗压强度(8 MPa),但树脂覆膜砂(通过试验研究了酚醛树脂、环氧树脂、有机硅树脂)在液体中均无“自聚”和“抱团”的性能,仅能通过外界作用使其接触并发生固化后方能保证聚集体的强度。因此,从“相遇则聚”、降低支撑剂回流及改善储层粉砂运移角度讲,自聚剂改性支撑剂在保持裂缝稳定性方面具有独特的优势。

图8 砂柱抗压强度与YB用量的关系Fig.8 Relationship of compressive strength of sand column and dosage of YB

2.3 支撑剂回流控制能力

分别对自聚剂处理支撑剂和未处理支撑剂进行了不同闭合压力下裂缝中最大无砂流速的测定,结果如图9所示。可以看出,自聚剂处理后,当闭合压力为10和30 MPa时,两种支撑剂的最大无砂流速差值分别为43和83 mL/min。随着闭合压力的增大,两者的差值进一步增大,即在较高的闭合压力下,自聚剂控制支撑剂回流的优势也更为明显。

图9 支撑剂处理前后最大无砂流速的变化Fig.9 Maximum sand flow rate at different closure stresses

一方面是因为改性支撑剂自聚后所形成的聚集体本身具有一定的强度,能承受相对更高的上覆压力,降低破碎率;另一方面,改性支撑剂的“再聚性”及“自洁性”能对已破碎的支撑剂碎屑重新定位,以防止碎屑运移而堵塞孔道或发生回流,从而增大无砂流速。由此可见,自聚剂对支撑剂回流的有效控制能够使裂缝维持较好的几何形态,并保持裂缝的长期稳定性。

2.4 导流能力

石英砂支撑剂经自聚剂处理前后在不同闭合压力下的导流能力如图10所示。可以看出,在各闭合压力下自聚剂改性支撑剂的导流能力都大于未处理支撑剂。当闭合压力较低时,改性支撑剂所形成的砂粒聚集体具有一定的强度,能对裂缝起到一定程度的支撑作用,因此在相同的闭合压力下,改性支撑剂充填裂缝的缝宽减小程度应小于未处理支撑剂。当闭合压力较大时,可能会有部分支撑剂被压碎,压碎的粉砂会随着液体运移导致渗流通道的堵塞,流动阻力增大,裂缝导流能力降低。但是对于自聚剂改性支撑剂,由于其“再聚性”可使运移的颗粒在支撑剂充填层中被重新定位,阻拦碎屑运移,降低渗流通道被堵塞的风险,因此渗透率不会有较大程度的降低,裂缝导流能力降低幅度减小。再者,由于支撑剂碎屑被重新锚定在支撑剂充填层内部,能有效减小缝宽的降低,保持裂缝几何形态。由此可见,随着闭合压力的增大,两种支撑剂充填裂缝的导流能力差值也进一步增大。

图10 两种支撑剂的裂缝导流能力比较Fig.10 Fracture conductivity at different closure stresses

另外,常用于支撑剂回流控制的树脂覆膜支撑剂主要是靠着砂粒表面的黏性树脂使颗粒黏接成为一个整体(图11),覆膜树脂固化后能够为支撑剂充填层提供较大的抗压强度,从而抑制支撑剂的回流,但却对支撑剂充填层的渗透性有较大的伤害。而自聚剂通过氢键吸附于支撑剂颗粒表面,吸附层仅为一层薄膜,颗粒间也未发现黏连部分(图11),因此,尽管支撑剂颗粒间发生聚集,但导流能力并未因此而降低。

图11 改性支撑剂颗粒的聚集结构Fig.11 SEM of aggregation structure of modified proppant

3 结 论

(1)通过使用一种杂环聚合物对支撑剂进行表面改性,降低颗粒表面Zeta电位,使颗粒能够在液体中自发聚集,聚合物的氢键作用及颗粒间覆膜层的交联融合作用赋予自聚体一定的强度。

(2)在支撑剂回流实验中,30 MPa的闭合压力下,裂缝最大无砂流速增大了96.51%。同时自聚体抗压强度可达2.36 MPa,增大裂缝导流能力。自聚体的抗压强度虽低于树脂覆膜砂,但其再聚性和自洁性能够防止支撑剂碎屑及储层粉砂运移。因此,自聚剂改性支撑剂既能有效降低水力压裂后支撑剂高回流率的问题,又能稳定裂缝充填层,使裂缝保持高导流状态。

[1] 焦国盈,裴苹汀,戚志林,等.压裂气井支撑剂回流研究进展[J]. 重庆科技学院学报(自然科学版), 2012,14(1):82-84.

JIAO Guoying, PEI Pingting, QI Zhilin, et al. The latest development of proppant flowback of fractured gas well[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Science Edition), 2012,14(1):82-84.

[2] 陈冬林,张保英,谭明文,等.支撑剂回流控制技术的新发展[J].天然气工业,2006,26(1):101-103.

CHEN Donglin, ZHANG Baoying, TAN Mingwen, et al. New advancement of proppant backflow control technology[J]. Natural Gas Industry, 2006,26(1):101-103.

[3] MCLENNAN J, WALTON I, MOORE J, et al. Proppant backflow: mechanical and flow considerations[J]. Geothermics, 2015,57(1):224-237.

[4] FRANCESCO M E, AHMAD D D, SALVATORE B, et al. Efficient proppantflowback prevention strategy allows production of a multi fractured offshore horizontal well equipped with ESP and screenless completion[R]. SPE 174208, 2015.

[5] 焦国盈,王嘉淮,潘竟军,等.支撑剂回流研究进展[J].西部探矿工程,2007,19(4):64-67.

JIAO Guoying, WANG Jiahuai, PAN Jingjun, et al. Mechanism, prediction and control of propellant backflow[J].West-China Exploration Engineering,2007,19(4):64-67.

[6] ALEXANDER L, ALEXEY P, LYUDMILA B, et al. Proppant flow back control for fracturing low temperature formations of Russia methodology and case studies[R]. SPE 176650, 2015.

[7] 朱新春,陈付虎,李嘉瑞,等.大牛地气田生产中支撑剂回流机制及影响因素分析[J].油气藏评价与开发,2015,5(4):73-82.

ZHU Xinchun, CHEN Fuhu, LI Jiarui, et al. Research on proppant backflow mechanism and its influential factors of Daniudi gasfield[J]. Reservoir Evaluation and Development, 2015,5(4):73-82.

[8] 马彪,刘书落,李锋,等.勘探井压裂后支撑剂回流现象及预防措施[J].油气井测试,2015,24(6):67-69.

MA Biao, LIU Shuluo, LI Feng, et al. Backflow phenomenon of proppant after fracturing for the exploration well and its preventive measure[J]. Well testing, 2015,24(6):67-69.

[9] HU J H, ZHAO J Z, LI Y M. A proppant mechanical model in postfracflowbacktreatment[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2014,20(1):23-26.

[10] KATRINA D P, CHRISTOPHER C D, RIGOBERTO C A. Polymers for proppants used in hydraulic fracturing[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2016,145(1):154-160.

[11] ZOVEIDAVIANPOOR M, GHARIBI A. Application of polymers for coating of proppant in hydraulic fracturing of subterraneous form ations: a comprehensive review[J].Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015,24(1):197-209.

[12] NGUYEN P D, WEAVER J D, RICKMAN R D, et al. Remdiation of proppantflowback: laboratory and field studies[R]. SPE 106108, 2007.

[13] NGUYEN P D, WEAVER J D, RICKMAN R D, et al. Application of diluted consolidation systems to improve effectiveness of proppantflowback remediation: laboratory and field results[R]. SPE 106105, 2009.

[14] NGUYEN P D, WEAVER J D. Enhancing well productivity in a tight-gas formation with an aqueous-based surface-modification agent: laboratory study[R]. SPE 137136, 2010.

[15] KAKADJIAN S, ZAMORA F, VENDITTO J. Zeta potential altering system for increased fluid recovery, production, and fins control[R]. SPE 106112, 2007.

[16] PRATYUSH S, RONVAN P. A novel chemical sand and fines control using Zeta potential altering chemistry and placement technique[R]. SPE 17614, 2014.

[17] JAIMES M G, VALENCIA D, BAHAMON J I, et al. Modifying the Zeta potential of formation fines utilizing chemical treatment: an alternative to sand control to increase productivity, a Colombian field application[R]. SPE 169397, 2014.

[18] TREYBIG D S, SAINI R, VIGDERMAN L, et al. Consolidating sand with new generation Zeta potential altering systems[R]. SPE 179022, 2016.

(编辑 刘为清)

Study of proppant flowback control by self-aggregating agent

FU Lipei, ZHANG Guicai, GE Jijiang, JIANG Ping, PEI Haihua, LIAO Kaili

(SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

Due to the proppant flowbak after hydraulic fracturing, a processing technology of self-aggregating proppant was proposed on the basis of reducing the Zeta potential of the proppant particles. The comprehensive evaluation was conducted in terms of the self-aggregating property, reaggregating property, and self-cleaning property of the modified proppant. The self-aggregating strength of the proppant congeries was evaluated through the velocity sensitivity testing and the compressive strength of artificial cores. It is found that the differential pressure is reduced by 63.95% when the flow rate is 80 mL/min. And the compressive strength of the proppant sand column prepared at 80 ℃ is 2.36 MPa. Also the maximum sand free flow rate is increased by 96.51% under the closure stress of 30 MPa. It is considered that the compressive strength of the proppant congeries, as well as the reaggregating property of the coated particles can prevent the migration of the crushed fines, through which the fracture conductivity is significantly improved by an average of 96.48%.

proppant flowback; self-aggregating agent; hydraulic fracturing; conductivity; fracture stability

2016-02-18

国家自然科学基金项目(51474234，51574266)；山东省自然科学基金项目(ZR2012EEM007，ZR2014EZ002，ZR2015EQ013)；中央高校基本科研业务费专项(24720156031A，24720156035A，16CX02018A)；中国石油科技创新基金项目(2015D-5006-0205)

浮历沛(1988-)，男，博士研究生，研究方向为油藏增产及低渗储层改造。E-mail:fulipeiupc@163.com。

1673-5005(2016)04-0176-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.04.025

TE 355

A

浮历沛,张贵才,葛际江,等.自聚剂控制支撑剂回流技术研究[J].中国石油大学学报(自然科学版)，2016,40(4)：176-182.

FU Lipei, ZHANG Guicai, GE Jijiang, et al. Study of proppant flowback control by self-aggregating agent[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(4):176-182.