支撑剂铺砂方式对其导流能力影响研究

熊俊杰

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

支撑剂铺砂方式对其导流能力影响研究

熊俊杰

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

本文测定了在不同闭合压力下，不同支撑剂粒径、铺砂浓度、铺砂方式下的导流能力。实验结果表明：在闭合压力较低时，支撑剂粒径越大，导流能力越高，但随着闭合压力逐渐增大，粒径越大支撑剂导流能力降低较快；支撑剂铺砂浓度越高，导流能力越高；在相同的闭合压力、铺砂浓度下，不同支撑剂存在最佳铺砂方式。当闭合压力大于24.15MPa，铺砂浓度为10 kg/m2时，铺砂方式为2:1（20/40目：30/50目）的导流能力最大；当闭合压力大于20.7MPa，铺砂浓度为5 kg/m2时，铺砂方式为1:1（20/40目：30/50目）的导流能力最大。本文认为在进行压裂时，应针对不同的储层地质情况、储层物性选择最佳的支撑剂粒径、铺砂浓度及支撑剂组合方式，提高油气开采经济效益。

支撑剂；导流能力；铺砂方式；铺砂浓度；粒径

对于低孔低渗油气储层，一般需要进行水力压裂从而形成具有一定导流能力的支撑裂缝，提高油气产量。但由于在压裂结束后地层闭合，在闭合压力下，部分支撑剂将嵌入地层，导致有效支撑宽度降低，从而导致支撑剂导流能力降低。同时支撑剂在闭合压力的作用下会受到破坏而产生支撑剂碎块，这些碎块会堵塞孔隙通道，进一步导致渗透率和导流能力降低[1-4]。

在影响压裂支撑剂导流能力因素中，支撑剂类型、支撑剂粒径、铺砂浓度、闭合压力等是主要因素[5-7]。

1 实验原理及实验过程

1.1 实验原理

支撑剂导流实验仪器工作原理遵循达西定律[6]：

导流能力测试仪使用API标准导流室，并严格按照API程序操作，支撑剂渗透率及导流能力计算公式见式（2）、式（3）。

支撑裂缝渗透率：

支撑剂裂缝导流能力：

式中：k-支撑裂缝渗透率，mD；Q-裂缝内流量，cm3/s；μ-流体黏度，mPa·s；Δp-测试段两端的压力差，kPa；Wf-充填裂缝缝宽，cm。

1.2 实验过程

支撑剂导流能力测试操作流程如下：（1）将下部岩板放入导流室；（2）适当旋紧底部固定螺丝，避免铺支撑剂时，支撑剂沉到下部；（3）按实验铺砂浓度铺置石英砂支撑剂；（4）将上部岩板放入导流室；（5）旋紧所有固定螺丝，将安装好的导流室放在液压框架的两平行板之间；（6）关闭放空阀；（7）加一定闭合压力；（8）读取导流能力数据。

该实验使用20/40目、30/50目两种不同石英砂粒径，5 kg/cm2和10 kg/cm2两种支撑剂铺砂浓度及20/40目、30/50目支撑剂不同铺砂方式进行导流能力测试。

2 实验结果及分析

2.1 支撑剂综合性能评价

参照SY/T 5108-2014《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》，对实验用20/40目、30/50目支撑剂综合性能进行了评价，结果（见表1）。

表1 支撑剂综合性能

由表1可看出，支撑剂各项性能满足标准要求，所以采用该样品进行相关研究。

2.2 不同粒径支撑剂铺砂浓度导流能力

研究了20/40目、30/50目两种粒径石英砂在不同铺砂浓度、不同闭合压力下的导流能力（见图1）。

图1 不同粒径支撑剂铺砂浓度导流能力

由图1可知，初期随着闭合压力增大，支撑剂导流能力快速降低，当闭合压力增大到20MPa左右时，导流能力降幅减缓。

闭合压力为24.14MPa、铺砂浓度为10 kg/m2时，20/40目、30/50目的导流能力分别为80.2 D·cm和30.23 D·cm；闭合压力为24.14MPa、铺砂浓度为5 kg/m2时，20/40目、30/50目导流能力分别为 8.29 D·cm、13.32 D·cm。即支撑剂铺砂浓度越高，导流能力越高。所以在压裂时，可适当提高砂比，提高铺砂浓度，提高支撑剂导流能力。

在闭合压力为20MPa左右，铺砂浓度为5 kg/m2时，20/40目支撑剂导流能力急剧下降，而30/50目支撑剂导流能力下降不明显，这主要是由于在高闭合压力下，大粒径支撑剂由于接触面积小，承压能力低，所以破碎率较高，破碎后的碎屑堵塞支撑剂充填层，导致导流能力急剧下降。所以针对闭合压力大于20MPa的地层压裂，铺砂浓度为5 kg/m2时，可考虑选用30/50目支撑剂，降低施工砂堵风险。

2.3 不同支撑剂铺砂方式导流能力

研究了在不同闭合压力下，20/40目、30/50目单一粒径及在 1:3、1:2、1:1、2:1、3:1（20/40 目：30/50 目）组合下，铺砂浓度分别为10 kg/m2和5 kg/m2下的导流能力（见图 2、图 3）。

图2 不同支撑剂铺砂方式导流能力（10 kg/m2）

由图2可知，当铺砂浓度为10 kg/m2时，在闭合压力小于24.15MPa时，20/40目支撑剂导流能力最高，随着闭合压力的增大，导流能力差距逐渐变小，当闭合压力增大到24.15MPa时，组合方式为2:1的导流能力最高；继续增大闭合压力，各种铺砂方式下的导流能力逐渐降低，同时组合方式为2:1的导流能力一直保持最大。

图3 不同支撑剂铺砂方式导流能力（5 kg/m2）

由图3可知，当铺砂浓度为5 kg/m2时，在闭合压力小于17.25MPa时，20/40目支撑剂导流能力比其他组合方式下的导流高，随着闭合压力的增大，导流能力差距逐渐变小，当闭合压力增大到20.7MPa时，组合方式为1:1的导流能力最大；继续增大闭合压力，各种铺砂方式下的导流能力逐渐降低，同时组合方式为1:1的导流能力一直保持最高。

同时由图2、图3可知，在低闭合压力下，支撑剂破碎率低，能够保持较高的导流能力。当闭合压力逐渐增大时，单一粒径支撑剂之间由于接触面积小，承压能力低，更容易破碎，破碎后碎屑填充在孔隙中，导致导流能力降低较快。而不同粒径组合下支撑剂由于接触面积大，承压能力相对更高，更不易破碎，所以导流能力更高。

同时由图2及图3可看出，对于相同支撑剂，铺砂浓度越高，导流能力越高，这是因为铺砂浓度越高，支撑剂支撑宽度越大，所以导流能力越高。

2.4 长期导流能力

研究了闭合压力24.15MPa、铺砂浓度为10 kg/m2下，20/40目、30/50目单一粒径支撑剂及在2:1（20/40目、30/50目）组合下长期导流能力（见图4）。

图4 长期导流能力

由图4可知，在闭合压力24.15MPa下，随着时间的增加，导流能力逐渐下降，但下降幅度很低，最后趋于稳定。铺砂方式为2：1的导流能力一直比20/40目、30/50目单一粒径支撑剂导流能力高，这主要是因为在一定的闭合压力下，铺砂方式为2：1的支撑剂接触面积大、承压能力高，破碎率低，所以一直能保持较高的导流能力。

3 结论及建议

（1）影响支撑剂导流能力的因素较多，主要有闭合压力、支撑剂粒径、支撑剂铺砂浓度、支撑剂铺砂方式等。

（2）在高闭合压力下，大粒径支撑剂由于接触面积小，承压能力低，所以破碎率较高，破碎后的碎屑堵塞支撑剂充填层，导致导流能力急剧下降。同时在一定闭合压力下，铺砂浓度越高，导流能力越高。所以在压裂时，可适当提高砂比，提高铺砂浓度，从而提高支撑剂导流能力。

（3）研究表明，当闭合压力大于24.15MPa，铺砂浓度为10 kg/m2时，铺砂方式为2:1（20/40目：30/50目）的导流能力最大；当闭合压力大于20.7MPa，铺砂浓度为5 kg/m2时，铺砂方式为1:1（20/40目：30/50目）的导流能力最大。所以，在压裂设计时，需要根据不同的闭合压力、铺砂浓度，选择最佳的铺砂方式。

（4）研究表明，在相同闭合压力下，随着时间的增加，导流能力下降幅度很低，最后趋于稳定。同时在相同条件下，短期导流能力高的支撑剂，长期导流能力也高。所以短期导流能力可为长期导流能力提供参考。

（5）本文选用的是石英砂支撑剂，对于不同的石英砂产地、性能，导流能力特征会有一定的差别，所以需要根据具体石英砂性能进行具体研究，但是本文相关研究结论可作为常用石英砂支撑剂导流能力特征的参考。

［1]卢聪，郭建春，王文耀，等.支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验［J］.天然气工业，2008，28（2）：99-101.

［2]刘岩，张遂安，石惠宁，等.支撑剂嵌入不同坚固性煤岩导流能力实验研究［J］.石油钻采工艺，2013，35（2）：75-78.

［3]郭天魁，张士诚.影响支撑剂嵌入的因素研究［J］.断块油气田，2011，18（4）：527-529.

［4]郭建春，卢聪，赵金洲，等.支撑剂嵌入程度的实验研究［J］.煤炭学报，2008，2（6）：661-664.

［5]孙海成，胥云，蒋建方，等.支撑剂嵌入对水力压裂裂缝导流能力的影响［J］.油气井测试，2009，18（3）：8-10.

［6]温庆志，张士诚，王雷，等.支撑剂嵌入对裂缝长期导流能力的影响研究［J］.天然气工业，2005，25（5）：65-68.

［7]Cobbs S L，Farrell J J.Evaluation of long term proppant stalility ［A］.SPE 14133，present at the SPE international meeting on petroleum engineers，Beijing，China，1986:483-492.

The research of the influence of sanding way on proppant flow conductivity

XIONG Junjie
（CNOOC EnerTech-Drilling&Production CO.，Tianjin 300452，China）

The influence of closure pressure,proppant size,sanding concentrations,sanding way on proppant flow conductivity was researched in this paper.The results show that the bigger proppant size,the higher flow conductivity in low closure pressure,but flow conductivity of big size proppant decreased rapidly with increasing closure pressure.The higher sanding concentration,the higher flow conductivity.There is best sanding way in the same closure pressure,sanding concentration,et al.The optimum sanding way is the ratio of 2:1（20/40 mesh:30/50 mesh）at the condition of closure pressure is higher 24.15MPa,sanding concentration is 10 kg/m2.And the optimum sanding way is the ratio of 1:1（20/40 mesh:30/50 mesh）at the condition of closure pressure is higher 20.7MPa,sanding concentration is 5 kg/m2.The article thinks that there are some conditions should be considered including reservoir physical property,sanding concentration,sanding way when fracturing design in order to increasing economic benefit of oil and gas development.

proppant；flow conductivity；sanding way；sanding concentration；proppant size

TE357.12

A

1673-5285（2017）09-0032-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.008

2017－07-27

熊俊杰，男（1985-），工程师，2011年毕业于西南石油大学，获硕士学位，现主要从事油气田压裂酸化技术研究等工作，邮箱：xiongjj@cnooc.com.cn。