多尺度體積壓裂支撐劑導流能力實驗研究及應用

劉建坤，謝勃勃，吳春方，蔣廷學，眭世元，沈子齊

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100101；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；3.中國石油大學，北京 102249）

0 引言

對于具有潛在天然裂縫或天然裂縫比較發育的致密砂巖或頁巖儲層，壓裂形成的裂縫一般具有多尺度特征，即形成多尺度的裂縫系統[1]：既有縫寬較大的主裂縫系統，又有天然裂縫張開后形成的縫寬較小的次裂縫系統，甚至還有細裂縫張開后形成的縫寬更小的微裂縫系統；微細裂縫及分支縫系統由于縫寬較小，優先與粒徑較小的支撐劑優先進行匹配；而大粒徑的支撐劑由于粒徑及運移阻力均較大，較難進入微細裂縫及分支縫系統，多數鋪置堆積在主裂縫系統中。體積壓裂改造的目標就是把支撐劑高效的輸送并鋪置到多尺度裂縫系統中，使多尺度裂縫得到有效支撐并保持較高導流能力。壓裂過程中采用的加砂方式、支撐劑組合方式等，不僅影響到支撐劑在多尺度裂縫中的鋪置狀態及支撐效率，而且決定壓后裂縫有效導流能力及壓裂增產的有效性。

近年內，國內學者針對裂縫中支撐劑的短期導流能力、長期導流能力變化規律以及導流能力影響因素等方面進行了大量的研究[2-22]，但針對體積壓裂主裂縫及分支縫系統導流能力變化機理方面的研究較少。結合鄂南致密油藏儲層實際溫度及閉合壓力條件，采用單一粒徑和組合粒徑的鋪置方式，在不同閉合壓力、粒徑組合方式、鋪置濃度及應力循化加載條件下，實驗探索了多尺度主裂縫及分支縫內支撐劑的導流能力變化規律及主控因素，研究結果對體積壓裂支撐劑優選、加砂方式優化具有重要的指導意義。

1 實驗設備及材料

1.1 實驗設備

采用由美國Core Lab 公司生產的“AFCS-845酸蝕裂縫導流能力評價試驗系統”，設備能進行壓裂支撐劑短期和長期導流能力評價、壓裂酸化工作液巖心板濾失試驗、API 標準導流能力評價、支撐劑嵌入巖板評價、裂縫寬度測量等；導流室按照API 標準設計，可以模擬地層溫度和閉合壓力下，開展兩級裂縫系統內支撐劑的長期及短期導流能力實驗研究。設備實驗溫度為0～177 ℃，加載閉合壓力為0～137.9 MPa，支撐劑試驗液體壓力為0～6.9 MPa，支撐劑試驗液體流量為0～20 mL/min，流動壓力測量范圍為0～20.7 MPa，裂縫寬度測量為12.7±0.002 5 mm，導流能力測試實驗周期0～720 h。

1.2 實驗材料

實驗巖心取自鄂南某致密油藏的全直徑巖心，然后加工成符合API 導流室尺寸的巖心片，以真實地模擬壓裂縫壁的嵌入及濾失情況。支撐劑選用國內壓裂常用的70/140 目、40/70 目、20/40 目3種不同粒徑的中密度陶粒支撐劑，3 種支撐劑在86 MPa 閉合壓力加載下破碎率均達到行業標準要求；實驗測量介質為蒸餾水。

圖1 導流實驗巖板及安裝巖板后的導流槽

2 實驗原理及方法

2.1 實驗原理

實驗原理是根據達西定律來計算支撐劑充填層在層流（達西流）條件下的支撐劑導流能力，其計算公式為：

式中，（Kw）f為裂縫導流能力，D·cm；μ為實驗溫度下實驗流體的黏度，mPa·s；Q為流量，cm3/min；Δp為導流室入口與出口的壓力差，kPa。

實驗方法參考標準SY/T 6302—2009 壓裂支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法及美國StimLab 短期導流能力測試推薦方法。

2.2 實驗方案

結合鄂南致密油藏儲層實際溫度條件，實驗溫度為90 ℃，閉合壓力按10、20、30、40、52、60、69、80、86 MPa 逐漸升高加載，實驗在1、5、10 mL/min 3 個流量下測試支撐劑導流能力并取平均值。

2.2.1 主裂縫內支撐劑導流能力實驗

1）在10 kg/m3鋪砂濃度下，開展3 種粒徑支撐劑（70/140 目、40/70 目、20/40 目）在單一粒徑鋪置條件下的主裂縫內支撐劑短期導流能力；實驗結束后泄壓，然后再按10、20、30、40、52、60、69、80、86 MPa 進行應力循環加載，研究應力循環加載變化對主裂縫導流能力的影響。

2）在10 kg/m3鋪砂濃度下，開展3 種目數支撐劑在組合粒徑鋪置條件下的支撐劑短期導流能力，研究3 種粒徑支撐劑占比對導流能力的影響，優選出主裂縫內最佳、最經濟支撐劑組合方式；實驗結束后泄壓，參照上面進行應力循環加載，研究應力循環加載變化對主裂縫導流能力的影響。

3）在最佳支撐劑組合方式下，開展不同鋪砂濃度下（5、10、15 kg/m3）支撐劑短期導流能力實驗，研究主裂縫內鋪砂濃度對導流能力影響規律。具體實驗方案見表1。

表1 主裂縫內支撐劑導流能力實驗方案

2.2.2 分支縫內最小鋪砂濃度測定實驗

①分別在0.5、1.0 kg/m3鋪砂濃度下，開展2種目數支撐劑（70/140 目、40/70 目）在單一粒徑及組合粒徑鋪置、不同閉合壓力下分支縫內的支撐劑短期導流能力；②通過實驗結果分析，單一粒徑鋪置條件下，70/140 目支撐劑在0.5 kg/m3的支撐劑鋪置濃度下，加載閉合壓力后，導流能力基本歸零，在儀器測量范圍內無法測出有效的導流能力；40/70 目支撐劑在0.5 kg/m3支撐劑鋪置濃度下，當閉合壓力超過30 MPa 后導流能力基本歸零，無法測出有效的導流能力。而在1.0 kg/m3鋪砂濃度下，在最大閉合壓力下，單一粒徑鋪置的2 種粒徑支撐劑均能測出有效導流能力。③組合粒徑鋪置條件下，以0.5 kg/m3鋪置濃度鋪置支撐劑，當閉合壓裂超過30 MPa 后也無法測出有效的導流能力；以1.0 kg/m3鋪砂濃度鋪置支撐劑時，在最大閉合壓力下，也能測出有效導流能力。④在儀器有效測量范圍內，確定分支縫內最小鋪砂濃度為1.0 kg/m3。

2.2.3 分支縫內支撐劑導流能力實驗

①在1 kg/m3鋪砂濃度下，開展2 種目數支撐劑（70/140 目、40/70 目）在單一粒徑鋪置條件下的分支縫支撐劑短期導流能力，實驗結束后泄壓，進行應力循環加載，研究應力循環加載變化對分支縫導流能力的影響；②在1 kg/m3鋪砂濃度下，開展2 種目數支撐劑在組合粒徑鋪置條件下的支撐劑短期導流能力，研究2 種粒徑支撐劑占比對導流能力的影響，優選出分支裂縫內最佳、最經濟支撐劑組合方式，實驗結束后泄壓，進行應力循環加載，研究應力循環加載變化對分支縫導流能力的影響；③在最佳支撐劑組合方式下，開展不同鋪砂濃度下（0.5、1.0、2 kg/m3）支撐劑短期導流能力實驗，研究分支裂縫內鋪砂濃度對導流能力影響規律。實驗方案見表2。

表2 分支縫內支撐劑導流能力實驗方案

3 實驗結果與分析

3.1 主裂縫內支撐劑導流能力

分析主裂縫內支撐劑導流能力變化曲線（見圖2）可知，無論是在單一粒徑還是組合粒徑鋪置條件下，支撐劑導流能力隨閉合壓力的增加而降低，這種降低趨勢存在2 個明顯轉折點，分別在閉合壓力為30、69 MPa 時，閉合壓力在10～30 MPa 為導流能力緩慢降低階段，閉合壓力在30～60 MPa為導流能力快速降低階段，當閉合壓力在60～86 MPa 時導流能力降低趨勢又逐漸變緩。

圖2 主裂縫內不同鋪砂方式下支撐劑導流能力變化規律

單一粒徑鋪置條件下，大粒徑支撐劑（20/40目）的導流能力對閉合壓力更敏感，導流能力隨閉合壓力增加遞減更快，在52、69 和86 MPa 的閉合壓力下導流能力分別下降了63.1%、82.3%和90.8%；而小粒徑支撐劑（70/140 目）和中粒徑支撐劑（40/70 目）的導流能力隨閉合壓力增加遞減則相對較緩；小粒徑支撐劑在52、69 和86 MPa 的閉合壓力下導流能力分別下降了33.8%、50.4%和65.5%，中粒徑支撐劑在52、69 和86 MPa 的閉合壓力下導流能力分別下降了18.6%、41.4%和65.8%。

3 種粒徑組合鋪置條件下，不同比例組合支撐劑的導流能力對閉合壓力敏感性與單一大粒徑鋪置情況基本相當，但比起小粒徑支撐劑及中粒徑支撐劑對閉合壓力更敏感；在52、69 和86 MPa 的閉合壓力下導流能力分別下降了63.5%～69.4%、80.8%～86.0%和89.9%～92.0%。

3 種粒徑組合鋪置條件下（圖2），支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力優于單一小粒徑及單一中粒徑鋪置。3 種粒徑支撐劑在不同比例組合下，以10%（70/140 目）+30%（40/70 目）+60%（20/40 目）組合方式最優，以33%（70/140 目）+33%（40/70 目）+33%（20/40 目）均勻組合方式最差，以20%（70/140目）+30%（40/70 目）+50%（20/40 目）及10%（70/140目）+40%（40/70 目）+50%（20/40 目）組合方式導流能力較優，以20%（70/140 目）+40%（40/70 目）+40%（20/40 目）組合方式較差。通過分析發現，在不同閉合壓力下的壓裂組合加砂中，存在一個最優的組合方式[20%（70/140 目）+30%（40/70 目）+50%（20/40 目）]，既能滿足體積壓裂工藝的要求，又能保持較高的導流能力。

3 種粒徑在同一比例組合鋪置條件下（圖3），裂縫內支撐劑鋪置砂濃度越大，在不同閉合壓力下的導流能力也越大；但隨著閉合壓力的逐漸增大，高濃度鋪砂條件下導流能力與低濃度鋪砂條件下導流能力差距逐漸變小。所以對于致密油、頁巖油等油藏，在滿足工藝條件下，應盡可能地提高壓裂加砂強度和縫內鋪砂濃度，力求壓后實現縫內高導流；但對于深層、超深層儲層，由于閉合壓力高，在工藝上實現高強度及高砂比加砂較難，可采用中等砂比、中等加砂強度來加砂，兼顧安全加砂及壓后裂縫保持較高的導流能力。

圖3 主裂縫內不同鋪砂濃度下支撐劑導流能力變化規律

3.2 分支縫內支撐劑導流能力

分析分支裂縫內支撐劑導流能力變化曲線（見圖4）可知，無論是在單一粒徑還是組合粒徑鋪置條件下，支撐劑導流能力隨閉合壓力的增加而降低。單一粒徑鋪置條件下，這種降低趨勢存在2 個轉折點，分別在閉合壓力為40、60 MPa 時，閉合壓力在10～40 MPa 為分支縫導流能力快速降低階段，閉合壓力在40～60 MPa為導流能力緩慢降低階段；當閉合壓力在60～86 MPa 時，導流能力降低趨勢進一步變緩，分支縫內導流能力對高閉合壓力敏感性逐漸減弱。2 種粒徑組合鋪置條件下，這種降低趨勢在閉合壓力為52 MPa 時發生變化；閉合壓力在10～50 MPa 時，分支縫導流能力隨閉合壓力增加快速降低；閉合壓力在52～86 MPa 時，隨著閉合壓力增加，導流能力降低趨勢逐漸變緩，分支縫內導流能力對閉合壓力敏感性也逐漸減弱。

圖4 分支縫內不同鋪砂方式下支撐劑導流能力變化規律

單一粒徑鋪置條件下，不同比例組合支撐劑的導流能力對閉合壓力敏感性與兩種粒徑組合鋪置情況基本相當；在52、69 和86 MPa 的閉合壓力下導流能力分別下降了64.9%～69.5%、75.8%～82.1%和84.1%～87.9%。2 種粒徑組合鋪置條件下（圖4），支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力優于單一小粒徑支撐劑鋪置，但差于單一中粒徑支撐劑鋪置。2 種粒徑支撐劑在不同比例組合下，以50%（70/140 目）+50%（40/70 目）均勻組合方式最優，以80%（70/140 目）+20%（40/70 目）組合方式最差，65%（70/140 目）+35%（40/70 目）組合方式介于兩者之間。所以在分支縫開啟后加砂階段，采用等量的小粒徑支撐劑與大粒徑支撐劑依次進行加砂，以實現壓后分支縫內保持較高的導流能力。

2 種粒徑在同一比例組合鋪置條件下（見圖5），分支縫內支撐劑鋪置砂濃度越大，在不同閉合壓力下的導流能力也越大；但隨著閉合壓力的逐漸增大，尤其是超過69 MPa 后，高濃度鋪砂條件下導流能力與低濃度鋪砂條件下導流能力差距逐漸變小。

3.3 應力循環加載條件下支撐劑導流能力

分析主裂縫內應力循環加載前后支撐劑導流能力變化情況可知（見圖6），無論支撐劑采用單一粒徑鋪置還是采用組合鋪置的方式，第一輪實驗結束泄壓后，隨著第二輪閉合壓力從10 MPa 開始依次加載，主裂縫內支撐劑導流能力隨著閉合壓力增加繼續減小，當閉合壓裂達到86 MPa 時，支撐劑導流能力相比第一輪對應閉合壓力下加載時降低了68.9%～71.4%，導流能力損失將近70%；即使在低閉合壓力下也無法恢復到第一輪應力加載時的導流能力，應力加載破壞對支撐劑導流能力的影響是不可逆的。

圖5 分支縫內不同鋪砂濃度下支撐劑導流能力變化規律

圖6 主裂縫內應力循環加載前后支撐劑導流能力

分析分支縫內應力循環加載前后支撐劑導流能力變化情況可知（圖7），無論支撐劑采用單一粒徑鋪置還是采用組合鋪置的方式，也具有和主裂縫同樣的規律，但第二輪應力循環加載達到86 MPa時，支撐劑導流能力相比第一輪對應閉合壓力下加載時降低了58.3%～64.2%，導流能力損失將近60%，降低速率稍低于主裂縫。

圖7 分支縫內應力循環加載前后支撐劑導流能力

4 現場試驗應用

基于上述多尺度體積壓裂支撐劑導流能力實驗研究結果，在中石化鄂南、泌陽凹陷、北部凹陷等致密油藏區域多口井進行了現場試驗應用，以下重點以泌陽凹陷探井A 井為例說明具體實施過程（圖8、圖9）。

A 井壓裂目的層段（3592.0～3597.0 m，5.0 m/1 層）為灰色含礫細砂巖，壓力系數為0.93，油層溫度為139.7 ℃，為低孔低滲（孔隙度為5.78%，滲透率為2.5×10-3μm2）常溫常壓油層。壓裂采用了多尺度體積壓裂的技術思路：①綜合控縫高措施：綜合儲層地質條件，通過射孔、酸預處理及施工參數優化，有效控制裂縫縱向過度延伸；②充分造主縫：前置液造縫液體類型、壓裂液黏度、排量及造縫模式優化，使主裂縫充分延伸；③多尺度分支縫開啟及擴展：主裂縫充分延伸基礎上通過交替注入膠凝酸段塞及縫端封堵提高縫內凈壓力，使得分支縫、天然裂縫得到開啟延伸；④多尺度裂縫飽充填：通過攜砂液類型、支撐劑類型及加入模式綜合優化，優化裂縫砂堤剖面，提高裂縫充填度；⑤低傷害壓裂液體系：在壓裂造縫、低砂比加砂、高砂比加砂階段分別采用三種不同黏度（低黏度、中黏度、高黏度）的清潔壓裂液體系，盡可能降低稠化劑使用濃度，降低基質傷害及裂縫傷害。⑥采用變排量施工，結合液體黏度增加，逐漸提高縫內靜壓力，從壓裂造縫、低砂比加砂、高砂比加砂階段分別采用不同排量，排量依次為2.5 m3/min～3.0 m3/min～4.0 m3/min～5.0 m3/min。

考慮多尺度體積壓裂裂縫高導流支撐的需要及儲層實際閉合壓力，依據本文研究成果：①選用抗壓86 MPa 的3 種類型的陶粒支撐劑（70/140目、40/70 目、20/40 目）；②主裂縫內支撐劑最優的組合方式為20%（70/140 目）+30%（40/70 目）+50%（20/40 目）；③分支縫內支撐劑最優的組合方 式 為50%（70/140 目）+50%（40/70 目）。綜 合考慮主裂縫及分支縫的綜合支撐情況，3 種支撐劑 選 擇 了22.5%（70/140 目）+27.5%（40/70 目）+50.0%（20/40 目）的最佳組合方式，以滿足壓后保持高導流能力的需要。

壓裂施工注入壓裂液538.11 m3，其中膠凝酸47.0 m3，低黏度壓裂液（0.2%增稠劑SRFP-1+2%黏土穩定劑SRCS-1+0.1%助排劑SRCU-1+0.12%交聯劑SRFC-1+1%納米驅油劑SRFN-1，黏度為24～27 mPa·s）143.0 m3，中黏度壓裂液（0.3%增稠劑SRFP-1+2% 黏土穩定劑SRCS-1+0.1%助排劑SRCU-1+0.16% 交聯劑SRFC-1+1% 納米驅油劑SRFN-1，黏度為48～51 mPa·s）201.0 m3，高黏壓裂液（0.45% 增稠劑SRFP-1+2% 黏土穩定劑SRCS-1+0.1% 助 排 劑SRCU-1+0.25% 交 聯 劑SRFC-1+1%納米驅油劑SRFN-1，黏度為90～100 mPa·s）147.0 m3；共加入36.6 m3支撐劑，排量為2.5～5.0 m3/min，最高施工壓力為72.8 MPa，最高砂比為35%。

壓后分析表明，該井綜合控制縫高技術有效，壓裂過程中裂縫多尺度壓裂特征明顯，多粒徑組合加砂方式合理有效，多尺度體積壓裂工藝及低傷害組合液體體系應用均比較成功。壓后初期液體返排效率達到90%，壓裂液返排率和見油時間均優于鄰區鄰井，初期產能達到3 t/d，后期穩產在5 t/d左右，是鄰區同層位井產量的3～4 倍，實現了多尺度體積壓裂及徹底改造儲層的目的，壓后取得了較好的增產改造效果。

圖8 A 井多尺度壓裂施工曲線

圖9 A 井壓裂施工縫內凈壓力變化曲線

5 結論與認識

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、支撐劑鋪砂組合方式、支撐劑鋪砂濃度等；隨著閉合壓力增加，大粒徑支撐劑導流能力與小粒徑支撐劑導流能力差距逐漸變小，主裂縫及分支縫內支撐劑導流能力逐漸降低，而且這種降低趨勢存在明顯的轉折點。

2.不同粒徑支撐劑在組合鋪置條件下，主裂縫及分支縫內支撐劑組合均存在最優的組合方式；主裂縫及分支縫內支撐劑鋪砂濃度越高，導流能力也越高；隨著閉合壓力增大，高濃度鋪砂與低濃度鋪砂條件下的導流能力差距逐漸變小；應力加載破壞對裂縫內導流能力的影響是不可逆的。

3.現場應用表明，在滿足壓裂工藝要求前提下，通過支撐劑的優選、支撐劑組合方式及加砂方式的優化，可有效提高裂縫導流能力及壓后產量。在壓裂工藝及施工安全前提下，應根據儲層實際條件，選擇滿足地層閉合壓力匹配的支撐劑及與液體輸砂能力匹配的最佳加砂方式，盡可能提高壓裂加砂強度和縫內鋪砂濃度，力求實現不同尺度裂縫的高導流能力。

4.該研究僅采用中密度陶粒支撐劑，針對不同粒徑支撐劑在不同閉合壓力、粒徑組合方式、鋪置濃度及應力循化加載條件下，對多尺度主裂縫及分支縫內支撐劑的導流能力進行了實驗研究。低密度支撐劑、不同密度組合及混合粒徑加砂方式等也廣泛應用于體積壓裂中，可參照文中方法，針對性地開展不同工藝要求下的導流能力變化規律，為致密及非常規儲層高效壓裂改造提供基礎理論支持。