体积压裂裂缝前端粉砂分布规律试验研究

张衍君， 葛洪魁， 徐田录， 黄文强， 曾 会， 陈 浩

（1.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆吉木萨尔 831700；3.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

为了取得良好的压裂改造效果，致密储层体积压裂过程中的粉砂用量越来越大，粒径越来越小[1]。但截至目前，粉砂在体积压裂中起什么作用尚不明确，其在裂缝前端的分布规律也不清楚。为了明确粉砂的作用机理，认识其在体积裂缝前端的分布规律具有重要意义[2–3]。

已有研究表明[4–8]，支撑剂运移过程中，裂缝宽度、缝面粗糙度、压裂液黏度、支撑剂密度等因素影响其在裂缝中的分布。在此基础上，潘林华等人[9]通过室内模拟试验发现，支撑剂在压裂裂缝中存在悬浮运移和滑移滚动2种方式，在支撑裂缝前缘主要以滑移滚动为主；张矿生等人[10]通过模拟发现，较小粒径的支撑剂在裂缝中铺置得更均匀，大粒径的支撑剂更容易在入口处沉降；潘林华等人[11]为研究页岩储层体积压裂复杂裂缝中支撑剂的运移与展布规律，测试了次级裂缝角度、注入排量、加砂浓度、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响，发现次级裂缝角度和加砂浓度与支撑剂分流体积比成反比，注入排量和压裂液黏度与支撑剂分流体积比成正比。但是，截至目前，有关支撑剂运移方面的研究多采用大规模平行板模拟试验，无法模拟支撑剂在小尺度缝端的分布情况，且平行板模拟试验未考虑真实缝面的粗糙度，受试验设备限制也无法承压。

粉砂作为支撑剂用于封堵天然裂缝，具有成本低、现场可操作性强等优势。目前，已有学者对其效果和机理进行了相关探索：李栋等人[12]通过室内试验评价了粉陶、粉砂和可降解纤维的降滤失效果，发现降滤失效果都比较好，但在高压下用粉砂封堵天然裂缝对生产不利；张国亮等人[3]提出采取以胶塞降低近井摩阻、粉砂封堵天然裂缝、多段粉砂段塞注入为主的技术措施，提高火山岩气藏的压裂增产效果；徐传奇等人[13]评价了不同浓度聚合醇JH-1、纳米LAT和纳米Fe3O4在不同温度下的封堵性能，并分析了它们的封堵机理；李丹等人[14]通过调研，优选纳米体膨颗粒为堵剂，用其进行了裂缝封堵试验，分析了纳米体膨颗粒对水流和油流裂缝通道的封堵能力；李志勇等人[15]通过试验研究了凝胶堵漏材料在地层温度、压力环境下流变性和抗压强度的变化情况；E.van Oort等人[16]认为固相材料在裂缝内部通过架桥封堵、阻断压力向裂缝尖传递来提高地层承压能力。但是，仅借鉴粉砂封堵天然裂缝方面的经验，无法充分认识其在压裂中所起的作用和规律，给压裂设计带来诸多问题。

基于上述现状，建立了利用动态滤失分析仪评价体积裂缝前端粉砂分布情况的模拟试验方法，研究了粉砂在裂缝前端的分布特征及影响因素，以期为压裂设计提供技术支持。

1 试验材料与试验方法

1.1 试验材料与设备

选用松辽盆地营城组致密火山岩和四川盆地龙马溪组页岩制作岩心进行试验。该火山岩的平均杨氏模量为25 GPa，泊松比为0.15，黏土矿物含量为30%；该页岩的平均杨氏模量为20 GPa，泊松比为0.28，黏土矿物含量为35%。试验采用70/100目和100/140目的粉砂。除此之外，试验还用到胍胶、蒸馏水、垫片、防水塑封胶带等。

为形成稳定的悬砂液，且实现动态输砂，采用了动态滤失分析仪，其基本结构如图1所示。

图1 动态滤失分析仪基本结构示意Fig.1 Dynamic fluid loss analysis device

1.2 试验方法及步骤

为直观认识粉砂在体积裂缝前端的分布特征，将试验分为2组（一组用火山岩岩样V-1、V-2和V-3，一组用页岩岩样S-1、S-2和S-3），分别表征缝面形貌、测试最长运移距离。为探究影响裂缝中粉砂分布的主要因素，开展了有关缝端开度、缝面粗糙度、压裂液黏度、粉砂粒度等方面的试验，进行了因素分析。试验步骤如下：

1）将标准岩心（ϕ25.0 mm×50.0 mm）沿中轴线剖成2半，如图2所示，然后进行缝面形貌扫描；

2）使2半的一部分剖切面合起来后能相互接触，另一部分中间放入垫片相隔（见图2），以形成具有一定开度的缝口，2半合起来后用防水塑封胶带包裹来模拟体积裂缝缝端，然后放入夹持器施加2 MPa围压，测量缝口开度（模拟裂缝如图3所示）；

图2 试验用岩心制作方法示意Fig.2 Method of core making for testing

图3 模拟的体积裂缝缝端Fig.3 Simulated volume fracture ends

3）用胍胶与蒸馏水配成所需黏度的携砂液，加入粉砂，将粉砂和携砂液的混合物缓慢倒入悬砂器，打开搅拌动力装置，使悬砂器中形成稳定的含砂液；

4）设定含砂液排量为15 mL/min，启动注液泵，监测模拟裂缝中压力的变化情况，待电子天平增加的质量稳定后停止注液；

5）拆下岩心，测量粉砂在岩心缝面的最长运移距离；

6）重复步骤 2）、3）、4）和 5），直至全部试验任务完成。

2 试验结果分析

2.1 缝端裂缝面形貌表征

大尺度支撑剂运移试验和数值模拟常假设裂缝面光滑，忽略缝面粗糙度对支撑剂运移的影响[17–19]，但体积裂缝缝端尺度较小，缝面形貌对粉砂运移有较大影响。因此，试验前先采用三维光学测量系统（TNS-M）对缝端裂缝面进行测量与表征。该系统的有效扫描面积大于 200 mm×150 mm，单面范围内最佳测量精度0.02 mm，单幅测量时间短于5 s。扫描结果如图4所示：裂缝投影近似长方形，长约5.0 cm、宽约2.5 cm；成像的颜色与缝面粗糙度成正比，颜色越红表示岩心对应区域的高度越大，颜色越蓝表示岩心对应区域的高度越小（深度越大），同一岩心中颜色变化差异越大说明缝面粗糙度变化越明显。

图4 裂缝缝端的裂缝面形貌Fig.4 Fracture surface morphology at fracture ends

由图4可知，火山岩岩样裂缝面的粗糙度整体大于页岩岩样裂缝面。其中，火山岩岩样裂缝面的粗糙度由大到小的顺序为V-1、V-2和V-3，页岩岩样裂缝面的粗糙度由大到小的顺序为S-1、S-2和S-3。裂缝面形貌表征为分析影响粉砂分布的因素奠定了基础。

2.2 裂缝缝端粉砂分布特征

将携砂液注入体积裂缝，测量粉砂在裂缝中的最长运移距离，结果如图5所示（图5中，标注的长度为粉砂在体积裂缝中的最长运移距离）。

图5 裂缝缝端粉砂分布特征Fig.5 Silt distribution characteristics at fracture ends

由图5可知：携砂液在体积裂缝中逐渐滤失，滤失达到平衡后滞留在裂缝缝端粉砂的分布具有很大差异；火山岩岩样V-1、V-2和V-3裂缝面的粗糙度依次减小，粉砂在其裂缝中的最长运移距离依次增长，页岩岩样S-1、S-2和S-3反映出同样的规律。分析认为，随着裂缝面粗糙度增大，粉砂与缝面的摩擦力增加，同时裂缝面越粗糙（裂缝面凹凸变化越大），为粉砂的滞留提供了充足的空间。

2.3 影响裂缝中粉砂分布的主要因素

初步判断，缝端开度、裂缝面粗糙度、压裂液黏度、粉砂粒度等均为影响裂缝中粉砂分布的因素。为明确上述因素对粉砂分布的影响程度和规律，进行了试验分析。

2.3.1 缝端开度的影响

在不同缝端开度（0.80，1.06和 1.26 mm）条件下，进行了缝内压力和粉砂最长运移距离试验，结果如图6所示（图6（a）中w代表缝端开度）。

由图6可知：缝端开度越小，缝内的稳定压力越高，说明在较小缝端开度下粉砂聚集更容易对裂缝中的流动通道造成封堵。缝端开度越大，粉砂在裂缝中的最长运移距离越大，说明缝端开度越大，含砂压裂液在裂缝中运移时受缝面粗糙度的影响越小，阻力越低。因此，在施工过程中，可考虑优选压裂液的注入速率，既保证压开新裂缝，还能兼顾压裂液在体积裂缝前端的滤失，使粉砂能够进入主裂缝前端起到封堵作用，获得更大的改造体积。

图6 不同缝端开度下的缝内压力和粉砂最长运移距离Fig.6 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracture apertures

2.3.2 裂缝面粗糙度的影响

利用火山岩岩样V-1、V-2和V-3，进行了不同裂缝面粗糙度条件下的缝内压力和粉砂最长运移距离试验，结果如图7所示。

图7 不同缝面粗糙度下的缝内压力和粉砂最长运移距离Fig.7 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracture surface roughness

由图7可知：缝面粗糙度越小，缝内压力上升速率越慢，最终稳定的缝内压力越低。说明在相同裂缝开度下，缝面粗糙度较大时粉砂更容易积聚，能快速起到封堵效果；缝面粗糙度减小，压裂液运移的阻力降低，粉砂更容易被输送到体积裂缝前端，但缝面粗糙度是储层岩石的固有属性，难以通过压裂工艺改变。

2.3.3 压裂液黏度的影响

在不同压裂液黏度（5，10 和 15 mPa·s）条件下，进行了缝内压力和粉砂最长运移距离试验，结果如图8所示。

图8 不同压裂液黏度下的缝内压力和粉砂最长运移距离Fig.8 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracturing fluid viscosity

由图8可知：压裂液黏度越高，缝内压力越高，粉砂最长运移距离越长，说明高黏压裂液具有良好的携砂性能，同时在缝内流动的黏滞力更大，更容易形成较高的缝内压力，高黏压裂液也更容易将粉砂携带到裂缝前端。压裂液的携砂性能是施工中要重点考虑的，为了获得较好的携砂性能可适当提高压裂液黏度，但避免因其黏度过高导致单一裂缝扩展。

2.3.4 粉砂粒度的影响

在不同粉砂粒度（70/100和100/140目）条件下，进行了缝内压力和粉砂最长运移距离试验，结果如图9所示。

图9 不同粉砂粒度下的缝内压力和粉砂最长运移距离Fig.9 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different particle sizes of silt

由图9可知：大粒度粉砂在体积裂缝前端形成的缝内压力明显低于小粒度粉砂，同时大粒度粉砂最长运移距离较小，因为大粒径粉砂受粗糙缝面摩擦，在体积裂缝中运移较为困难。

压裂过程中添加的粉砂随压裂液的流动及滤失进入体积裂缝前端，逐渐在裂缝前端形成封堵，使缝内压力变得更高，促进主缝两侧的分支裂缝扩展[20]，同时抑制主裂缝进一步增长。压裂时如不添加粉砂，形成的主裂缝可能延伸较长，裂缝改造带狭长；添加粉砂，则形成的主裂缝可能较短，但改造带较宽，形成的裂缝网络更复杂。

3 结论与建议

1）建立了利用动态滤失分析仪评价粉砂在体积裂缝缝端分布的模拟试验方法。试验表明，粉砂最长运移距离和缝内稳定压力能够合理表征粉砂在裂缝缝端的分布特征。

2）缝端开度增大、裂缝面粗糙度减小、压裂液黏度增加，均会导致粉砂最长运移距离增大；粉砂粒度越小，最长运移距离越大；裂缝缝端开度越小、裂缝面粗糙度越大、压裂液黏度越高、粉砂粒度越小，缝内稳定压力越高。

3）压裂过程中添加粉砂可对裂缝前端进行封堵，有利于提高缝内压力，抑制裂缝在某一方向过快增长，进而增加缝网复杂度。

4）本文采用人造裂缝模拟体积裂缝缝端，实际上粉砂在缝端的分布和封堵过程与裂缝开裂同步进行，因此本文模拟只能达到与真实情况的几何相似和物理相似，建议继续完善试验条件进行更深入的模拟研究，以更好地指导现场作业。