支撐劑鋪砂方式對其導流能力影響研究

熊俊杰

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

支撐劑鋪砂方式對其導流能力影響研究

熊俊杰

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

本文測定了在不同閉合壓力下，不同支撐劑粒徑、鋪砂濃度、鋪砂方式下的導流能力。實驗結果表明：在閉合壓力較低時，支撐劑粒徑越大，導流能力越高，但隨著閉合壓力逐漸增大，粒徑越大支撐劑導流能力降低較快；支撐劑鋪砂濃度越高，導流能力越高；在相同的閉合壓力、鋪砂濃度下，不同支撐劑存在最佳鋪砂方式。當閉合壓力大于24.15MPa，鋪砂濃度為10 kg/m2時，鋪砂方式為2:1（20/40目：30/50目）的導流能力最大；當閉合壓力大于20.7MPa，鋪砂濃度為5 kg/m2時，鋪砂方式為1:1（20/40目：30/50目）的導流能力最大。本文認為在進行壓裂時，應針對不同的儲層地質情況、儲層物性選擇最佳的支撐劑粒徑、鋪砂濃度及支撐劑組合方式，提高油氣開采經濟效益。

支撐劑；導流能力；鋪砂方式；鋪砂濃度；粒徑

對于低孔低滲油氣儲層，一般需要進行水力壓裂從而形成具有一定導流能力的支撐裂縫，提高油氣產量。但由于在壓裂結束后地層閉合，在閉合壓力下，部分支撐劑將嵌入地層，導致有效支撐寬度降低，從而導致支撐劑導流能力降低。同時支撐劑在閉合壓力的作用下會受到破壞而產生支撐劑碎塊，這些碎塊會堵塞孔隙通道，進一步導致滲透率和導流能力降低[1-4]。

在影響壓裂支撐劑導流能力因素中，支撐劑類型、支撐劑粒徑、鋪砂濃度、閉合壓力等是主要因素[5-7]。

1 實驗原理及實驗過程

1.1 實驗原理

支撐劑導流實驗儀器工作原理遵循達西定律[6]：

導流能力測試儀使用API標準導流室，并嚴格按照API程序操作，支撐劑滲透率及導流能力計算公式見式（2）、式（3）。

支撐裂縫滲透率：

支撐劑裂縫導流能力：

式中：k-支撐裂縫滲透率，mD；Q-裂縫內流量，cm3/s；μ-流體黏度，mPa·s；Δp-測試段兩端的壓力差，kPa；Wf-充填裂縫縫寬，cm。

1.2 實驗過程

支撐劑導流能力測試操作流程如下：（1）將下部巖板放入導流室；（2）適當旋緊底部固定螺絲，避免鋪支撐劑時，支撐劑沉到下部；（3）按實驗鋪砂濃度鋪置石英砂支撐劑；（4）將上部巖板放入導流室；（5）旋緊所有固定螺絲，將安裝好的導流室放在液壓框架的兩平行板之間；（6）關閉放空閥；（7）加一定閉合壓力；（8）讀取導流能力數據。

該實驗使用20/40目、30/50目兩種不同石英砂粒徑，5 kg/cm2和10 kg/cm2兩種支撐劑鋪砂濃度及20/40目、30/50目支撐劑不同鋪砂方式進行導流能力測試。

2 實驗結果及分析

2.1 支撐劑綜合性能評價

參照SY/T 5108-2014《水力壓裂和礫石充填作業用支撐劑性能測試方法》，對實驗用20/40目、30/50目支撐劑綜合性能進行了評價，結果（見表1）。

表1 支撐劑綜合性能

由表1可看出，支撐劑各項性能滿足標準要求，所以采用該樣品進行相關研究。

2.2 不同粒徑支撐劑鋪砂濃度導流能力

研究了20/40目、30/50目兩種粒徑石英砂在不同鋪砂濃度、不同閉合壓力下的導流能力（見圖1）。

圖1 不同粒徑支撐劑鋪砂濃度導流能力

由圖1可知，初期隨著閉合壓力增大，支撐劑導流能力快速降低，當閉合壓力增大到20MPa左右時，導流能力降幅減緩。

閉合壓力為24.14MPa、鋪砂濃度為10 kg/m2時，20/40目、30/50目的導流能力分別為80.2 D·cm和30.23 D·cm；閉合壓力為24.14MPa、鋪砂濃度為5 kg/m2時，20/40目、30/50目導流能力分別為 8.29 D·cm、13.32 D·cm。即支撐劑鋪砂濃度越高，導流能力越高。所以在壓裂時，可適當提高砂比，提高鋪砂濃度，提高支撐劑導流能力。

在閉合壓力為20MPa左右，鋪砂濃度為5 kg/m2時，20/40目支撐劑導流能力急劇下降，而30/50目支撐劑導流能力下降不明顯，這主要是由于在高閉合壓力下，大粒徑支撐劑由于接觸面積小，承壓能力低，所以破碎率較高，破碎后的碎屑堵塞支撐劑充填層，導致導流能力急劇下降。所以針對閉合壓力大于20MPa的地層壓裂，鋪砂濃度為5 kg/m2時，可考慮選用30/50目支撐劑，降低施工砂堵風險。

2.3 不同支撐劑鋪砂方式導流能力

研究了在不同閉合壓力下，20/40目、30/50目單一粒徑及在 1:3、1:2、1:1、2:1、3:1（20/40 目：30/50 目）組合下，鋪砂濃度分別為10 kg/m2和5 kg/m2下的導流能力（見圖 2、圖 3）。

圖2 不同支撐劑鋪砂方式導流能力（10 kg/m2）

由圖2可知，當鋪砂濃度為10 kg/m2時，在閉合壓力小于24.15MPa時，20/40目支撐劑導流能力最高，隨著閉合壓力的增大，導流能力差距逐漸變小，當閉合壓力增大到24.15MPa時，組合方式為2:1的導流能力最高；繼續增大閉合壓力，各種鋪砂方式下的導流能力逐漸降低，同時組合方式為2:1的導流能力一直保持最大。

圖3 不同支撐劑鋪砂方式導流能力（5 kg/m2）

由圖3可知，當鋪砂濃度為5 kg/m2時，在閉合壓力小于17.25MPa時，20/40目支撐劑導流能力比其他組合方式下的導流高，隨著閉合壓力的增大，導流能力差距逐漸變小，當閉合壓力增大到20.7MPa時，組合方式為1:1的導流能力最大；繼續增大閉合壓力，各種鋪砂方式下的導流能力逐漸降低，同時組合方式為1:1的導流能力一直保持最高。

同時由圖2、圖3可知，在低閉合壓力下，支撐劑破碎率低，能夠保持較高的導流能力。當閉合壓力逐漸增大時，單一粒徑支撐劑之間由于接觸面積小，承壓能力低，更容易破碎，破碎后碎屑填充在孔隙中，導致導流能力降低較快。而不同粒徑組合下支撐劑由于接觸面積大，承壓能力相對更高，更不易破碎，所以導流能力更高。

同時由圖2及圖3可看出，對于相同支撐劑，鋪砂濃度越高，導流能力越高，這是因為鋪砂濃度越高，支撐劑支撐寬度越大，所以導流能力越高。

2.4 長期導流能力

研究了閉合壓力24.15MPa、鋪砂濃度為10 kg/m2下，20/40目、30/50目單一粒徑支撐劑及在2:1（20/40目、30/50目）組合下長期導流能力（見圖4）。

圖4 長期導流能力

由圖4可知，在閉合壓力24.15MPa下，隨著時間的增加，導流能力逐漸下降，但下降幅度很低，最后趨于穩定。鋪砂方式為2：1的導流能力一直比20/40目、30/50目單一粒徑支撐劑導流能力高，這主要是因為在一定的閉合壓力下，鋪砂方式為2：1的支撐劑接觸面積大、承壓能力高，破碎率低，所以一直能保持較高的導流能力。

3 結論及建議

（1）影響支撐劑導流能力的因素較多，主要有閉合壓力、支撐劑粒徑、支撐劑鋪砂濃度、支撐劑鋪砂方式等。

（2）在高閉合壓力下，大粒徑支撐劑由于接觸面積小，承壓能力低，所以破碎率較高，破碎后的碎屑堵塞支撐劑充填層，導致導流能力急劇下降。同時在一定閉合壓力下，鋪砂濃度越高，導流能力越高。所以在壓裂時，可適當提高砂比，提高鋪砂濃度，從而提高支撐劑導流能力。

（3）研究表明，當閉合壓力大于24.15MPa，鋪砂濃度為10 kg/m2時，鋪砂方式為2:1（20/40目：30/50目）的導流能力最大；當閉合壓力大于20.7MPa，鋪砂濃度為5 kg/m2時，鋪砂方式為1:1（20/40目：30/50目）的導流能力最大。所以，在壓裂設計時，需要根據不同的閉合壓力、鋪砂濃度，選擇最佳的鋪砂方式。

（4）研究表明，在相同閉合壓力下，隨著時間的增加，導流能力下降幅度很低，最后趨于穩定。同時在相同條件下，短期導流能力高的支撐劑，長期導流能力也高。所以短期導流能力可為長期導流能力提供參考。

（5）本文選用的是石英砂支撐劑，對于不同的石英砂產地、性能，導流能力特征會有一定的差別，所以需要根據具體石英砂性能進行具體研究，但是本文相關研究結論可作為常用石英砂支撐劑導流能力特征的參考。

［1]盧聰，郭建春，王文耀，等.支撐劑嵌入及對裂縫導流能力損害的實驗［J］.天然氣工業，2008，28（2）：99-101.

［2]劉巖，張遂安，石惠寧，等.支撐劑嵌入不同堅固性煤巖導流能力實驗研究［J］.石油鉆采工藝，2013，35（2）：75-78.

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［4]郭建春，盧聰，趙金洲，等.支撐劑嵌入程度的實驗研究［J］.煤炭學報，2008，2（6）：661-664.

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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-），工程師，2011年畢業于西南石油大學，獲碩士學位，現主要從事油氣田壓裂酸化技術研究等工作，郵箱：xiongjj@cnooc.com.cn。