高長(zhǎng)龍，艾 池，徐 樂(lè)，王 鵬

石油化工

壓裂裂縫在氣井排采中導(dǎo)流能力的研究

高長(zhǎng)龍1，艾 池1，徐 樂(lè)2，王 鵬3

（1. 東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院， 黑龍江 大慶 163618； 2. 遼河油田鉆采工藝研究院，遼寧 盤(pán)錦 124010；3. 中國(guó)海洋石油總公司天津分公司渤海作業(yè)公司 ，天津 300450）

API線(xiàn)性導(dǎo)流儀是研究壓裂裂縫在氣井排采中導(dǎo)流能力的“利器”。通過(guò)研究知道影響壓裂裂縫的導(dǎo)流能力的因素不僅僅是支撐劑的種類(lèi)、強(qiáng)度、閉合壓力、鋪置濃度等，對(duì)其存在影響的因素還有微粒和滯留液。對(duì)壓裂裂縫導(dǎo)流能力的損害進(jìn)行評(píng)定，通過(guò)分析找出一條預(yù)防和降低壓裂裂縫導(dǎo)流損害的措施，以提高排采能力。

壓裂裂縫；影響因素；導(dǎo)流能力；損害

壓裂裂縫是氣藏壓裂常用手段，它有著改善油氣滲流情況和油氣流向井筒情況等優(yōu)點(diǎn)。因而支撐劑在控制裂縫于地下的張開(kāi)程度就顯得尤為重要，而想要使裂縫的導(dǎo)流能力得到長(zhǎng)足的提高，就必須注意地層、壓裂工藝、壓裂液及支撐劑等因素。裂縫滲流的主要評(píng)定條件在于裂縫導(dǎo)流能力的測(cè)評(píng)，而對(duì)于這樣研究國(guó)內(nèi)外的專(zhuān)家學(xué)者也提出了不少研究成果[1-3]。API就是國(guó)內(nèi)外研究壓裂裂縫導(dǎo)流能力最常見(jiàn)的手段之一，這種手段主要是在研究壓裂液的使用與不使用情況下的壓裂裂縫的導(dǎo)流能力，在研究中要使用到氯化鈉溶液及蒸餾水來(lái)測(cè)試其閉合壓力，并通過(guò)一定閉合壓力來(lái)測(cè)試裂縫的導(dǎo)流能力[4,5]。現(xiàn)今在壓裂裂縫導(dǎo)流能力的研究中對(duì)于油藏支撐裂縫的導(dǎo)流能力的研究比較多，而對(duì)于氣藏的研究相對(duì)較少[6]。通過(guò)對(duì) API導(dǎo)流儀的優(yōu)化，來(lái)進(jìn)行針對(duì)氣藏壓裂裂縫的導(dǎo)流能力的研究，并通過(guò)分析研究提出壓裂裂縫導(dǎo)流能力的提高手段，從而對(duì)未來(lái)壓裂裂縫在氣井排采中支撐劑的選用及工藝的提高起到參考作用。

1 地層條件與支撐劑選用

底層的溫度、壓力及硬度等都是壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響因素，其中影響力最大的是裂縫的閉合壓力。

如圖1所示不同產(chǎn)地、不同粗細(xì)的陶粒支撐劑對(duì)不同閉合壓力的氣體導(dǎo)流能力的影響。

圖1 不同支撐劑對(duì)氣體導(dǎo)流能力影響Fig.1 Impact of different proppant on the gas conductivity

通過(guò)線(xiàn)形圖可以看出，閉合壓力的主要影響是使導(dǎo)流能力下降，閉合壓力越大，導(dǎo)流能力下降越快。因而支撐劑的強(qiáng)度決定了抵御閉合壓力的能力，一旦支撐及破碎將直接影響導(dǎo)流能力。因而選用適用于該條件的支撐劑是保證壓裂裂縫導(dǎo)流能力的基礎(chǔ)。

地層巖石與支撐劑的關(guān)系是相輔相成，一旦二者強(qiáng)度不匹配，就會(huì)使支撐劑與巖石結(jié)合，從而降低導(dǎo)流能力。

2 鋪置濃度及鋪置方式影響

本次研究使用的是20～40目的陶粒，鋪置濃度按0.1、0.3、0.5、0.7、1.0、2.0、3.0、5.0、7.0、10.0 kg/m2來(lái)設(shè)置，而閉合壓力設(shè)置在10～60 MPa, 最后的導(dǎo)流能力如圖2所示。

圖2 鋪設(shè)濃度與鋪設(shè)方式對(duì)導(dǎo)流能力的影響Fig.2 Effect of laying concentration and way on the conductivity

用過(guò)研究發(fā)現(xiàn)鋪設(shè)濃度與鋪設(shè)方式會(huì)在極大程度上影響導(dǎo)流能力，如圖所示，當(dāng)支撐劑的濃度大于 1.0 kg/m2時(shí),填充層的導(dǎo)流能力與鋪置濃度呈線(xiàn)性關(guān)系。當(dāng)支撐劑的濃度小于等于 1.0 kg/m2時(shí),填充層濃度與鋪設(shè)濃度呈非線(xiàn)性關(guān)系，“波峰”在鋪置濃度為0.5 kg/m2時(shí)的位置，這表明在該位置的導(dǎo)流能力最強(qiáng)。

不同的鋪設(shè)濃度與不同的鋪設(shè)方式之所以產(chǎn)生差異，其原因主要在于多層鋪置的某一閉合壓力的實(shí)驗(yàn)條件下，支撐劑堆砌方式及縫隙結(jié)構(gòu)都已固定，而由于多孔介質(zhì)的自身特點(diǎn)，可推演出導(dǎo)流能力與裂縫寬度成正比，裂縫寬度與濃度和層數(shù)也成正比。

通過(guò)圖2可以得知壓裂裂縫的導(dǎo)流能力隨閉合壓力的上升而下降，這一結(jié)論是用于單層或多層的鋪設(shè)。與此同時(shí)通過(guò)圖2也可以看出鋪設(shè)濃度會(huì)直接影響導(dǎo)流能力的敏感度，通過(guò)分析知道其原因主要在于支撐劑的抗壓能力，低鋪設(shè)濃度要高于高鋪設(shè)濃度，且低鋪設(shè)濃度支撐劑破碎率較高。

圖3 支撐劑在不同鋪置濃度和閉合壓力下破碎率Fig.3 Proppant crushing rate under different concentrations and laying closure pressure

通過(guò)圖3可以看出支撐劑的破碎率會(huì)隨鋪置濃度下降而上升，因而鋪置濃度低的支撐劑更容易破碎。而抗壓能力較強(qiáng)的區(qū)域在于鋪置濃度為2 kg/m2以上時(shí)。而無(wú)論支撐劑的破碎與否，其顆粒都會(huì)對(duì)裂縫產(chǎn)生一定支撐作用，只是產(chǎn)生的導(dǎo)流能力的大小不同，但一旦破碎的支撐劑失效，則導(dǎo)流能力也會(huì)直線(xiàn)下降。

3 液體對(duì)氣體導(dǎo)流能力的影響

由于液體會(huì)對(duì)氣體的流動(dòng)會(huì)有所阻礙，且填充層與多孔介質(zhì)很是相像。因而本次研究選用的陶粒在20～40目，5 kg/m2的濃度, 50 MPa的壓力,通過(guò)N2驅(qū)水，來(lái)測(cè)定不同飽和度的水的壓裂裂縫氣體的導(dǎo)流性能。如圖4所示是液體對(duì)裂縫填充層氣體導(dǎo)流能力與巖心氣體滲透率影響對(duì)比，二則實(shí)驗(yàn)結(jié)果很是相似，氣液兩相共存時(shí)，氣體導(dǎo)流能力降低。

圖4 液體對(duì)裂縫填充層氣體導(dǎo)流能力與巖心氣體滲透率影響對(duì)比Fig.4 Comparison of effects of liquid on crack filling layer gas flow capacity and core gas permeability

通過(guò)實(shí)驗(yàn)可以看出，填充層中的微粒及液體同時(shí)存在時(shí)，氣體導(dǎo)流能力會(huì)隨微粒的增加而降低。從這一現(xiàn)象中可以得到支撐劑填充層在氣液共存時(shí)對(duì)壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響較大。

在加砂時(shí)，填充層中的微粒主要來(lái)自于固體降濾劑、支撐劑破碎物殘留、壓裂液殘留及其他機(jī)械雜質(zhì)。因而為提高壓裂裂縫導(dǎo)流能力，必須控制填充層中的微粒，以此同時(shí)液體的反排也有待提高，以提高填充層壓裂裂縫氣體的導(dǎo)流能力。

4 壓裂液破膠效果影響

如圖 5所示不同壓裂液破膠液對(duì)氣體導(dǎo)流能力保持率影響，其中壓裂液破膠對(duì)壓裂裂縫的導(dǎo)流能力影響最大，包括破膠程度、液相粘度、表面張力及殘?jiān)紩?huì)很大程度上影響導(dǎo)流能力。

圖5 不同壓裂液破膠液對(duì)氣體導(dǎo)流能力保持率影響Fig.5 Effect of different gel breaking and fracturing fluid on the conductivity retention

液體粘度與壓裂液下破膠有關(guān)，破膠程度越小，液體越粘，在保證反排率及飽和度的情況下，氣體導(dǎo)流能力越差在。透過(guò)這一現(xiàn)象可以看出在反排過(guò)程中，壓裂液的有機(jī)基團(tuán)能破壞氣體導(dǎo)流能力，知識(shí)壓裂裂縫氣體導(dǎo)流遭到破壞。如上述所說(shuō)破膠程度越小，液體越粘，反排越不容易，需要較大的壓力和較長(zhǎng)的時(shí)間，且液相滯留也較長(zhǎng)，因而對(duì)填充層造成一定的損害，只是導(dǎo)流能力降低。

而驅(qū)替時(shí)間的加長(zhǎng)給導(dǎo)流能力帶來(lái)希望，但由于滯留液的影響也較大，知識(shí)導(dǎo)流能力不可能復(fù)原。在實(shí)現(xiàn)中人們也發(fā)現(xiàn)，排液周期、反排率、破膠程度都會(huì)影響壓裂裂縫氣體的導(dǎo)流效果。欲使氣井提高產(chǎn)量，則必須降低排液周期，提高反排率，這也是長(zhǎng)期排采得出的結(jié)論。

如圖6實(shí)驗(yàn)采用蒸餾水和1% SD2-9助排劑作為介質(zhì)，來(lái)比較這二者的反排率及導(dǎo)流的影響。

通過(guò)研究可以看出，驅(qū)替流量直接影響殘余飽和度，使之下降，而助排表面活性劑的加入，可增強(qiáng)反排效果，降低液相滯留的發(fā)生，從而提高反排率；且助排劑不需大量使用，只要保持較低流量即可達(dá)到較好的效果,一旦助排劑用量過(guò)猛，就會(huì)導(dǎo)致微粒運(yùn)移，從而降低壓裂裂縫氣體的導(dǎo)流性能。

5 壓裂液對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的損害

如圖7所示，在50 MPa及60 ℃的模擬實(shí)驗(yàn)條件下, 關(guān)井 3 h，在壓裂液破膠后，在流量 200 μm2·cm下用N2驅(qū)替反排4 h隨后進(jìn)行壓裂裂縫氣體導(dǎo)流能力測(cè)評(píng)。

圖6 水、助排劑的殘余飽和度和氣體導(dǎo)流能力保持率對(duì)比圖Fig.6 Comparison chart of water, residual gas saturation and drainage aid flow capacity retention rate

圖7 壓裂液對(duì)氣體導(dǎo)流能力損害柱狀圖Fig.7 Gas conductivity damage caused by fracturing fluid

由圖7可知，破膠后壓裂裂縫的導(dǎo)流能力保持率保持在35.0%～46.8%；而損害率則保持在50%以上。因此可以看出壓裂液對(duì)填充層壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響之大。以此同時(shí)，通過(guò)水測(cè)的方法，也可得到壓裂液對(duì)導(dǎo)流能力的影響，壓裂液可使導(dǎo)流保持率保持在39.5% ～47.4%，而損害率仍在50%以上。而解堵劑LX的使用明顯的減小了壓裂液的損害性，使導(dǎo)流能力保持率增加1.91～2.24倍,說(shuō)明該解堵劑對(duì)壓裂液造成的損害解堵效果非常明顯。

6 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析研究可以看出壓裂裂縫在氣井排采中的導(dǎo)流能力的影響主要是在于壓裂液對(duì)導(dǎo)流能力造成的損害，又通過(guò)一系列的數(shù)據(jù)圖表深刻的解釋了造成導(dǎo)流能力下降的原因，又通過(guò)對(duì)這些原因的分析，找到了一條提高壓裂裂縫導(dǎo)流能力保持率的措施，從而降低了壓裂液對(duì)其的損害，最后提高了產(chǎn)量。

［1］ 王鴻勛，張士誠(chéng)．水力壓裂設(shè)計(jì)數(shù)值計(jì)算方法[M]．北京：石油工業(yè)出版社．1998：1-77．

［2］ 何更生．油層物理[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1997．

［3］ 林啟才，張士誠(chéng)，潘正富．川西侏羅系低滲氣藏壓裂增產(chǎn)措施中地層損害研究[J]．天然氣工業(yè)，2005，25(7)：86-88．

［4］ 林啟才，張士誠(chéng)，潘正富．低滲氣藏壓裂過(guò)程中裂縫導(dǎo)流能力損害影響因素研究[J]．天然氣工業(yè)，2006，26(增刊A)：147-149

［5］ 張毅，周志齊．壓裂用陶粒支撐劑短期導(dǎo)流能力試驗(yàn)研究[J]．西安石油學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2000，15(5)：39-41．

［6］ 龔云蕾，劉平禮，羅志峰，等．酸壓裂縫導(dǎo)流能力計(jì)算模型的研究現(xiàn)狀[J]．長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)（自科版），2013，20：129-132+163．

Study on Flow Conductivity of Fracturing Fractures in Gas Drainage

GAO Chang-long1，AI Chi1，XV Le2，WANG Peng3
（1. College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163618，China; 2. Liaohe Oilfield Drilling Technology Research Institute, Liaoning Panjin 124010, China; 3. China National Offshore Oil Corporation Tianjin Branch Bohai Operating Company, Tianjin 300450，China）

API fluid diversion meter is a good tool to research flow conductivity of fracturing fractures in gas drainage. The previous research results show that factors to affect flow conductivity of fracturing fractures include type, intensity, closure pressure, laying concentration of the proppants, as well as its existence particles and fluid retention. In this paper, fracture conductivity damage was assessed; a measure to prevent and reduce the damage was put forward to improve the drainage capacity.

Fracture; Influencing factors; Conductivity; Damage

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）04-0754-03

國(guó)家自然科學(xué)基金“基于混沌理論煤層氣井壓裂孔裂隙分形演化與滲流特征研究，項(xiàng)目號(hào)：51274067。

2015-02-06

高長(zhǎng)龍（1990-），男，碩士研究生，研究方向非常規(guī)油氣儲(chǔ)層水力壓裂理論方面的研究。E-mail：gaochanglong1991@163.com。

艾池（1957-），男，教授，博士生導(dǎo)師，博士學(xué)位，研究方向：油氣井工程力學(xué)、油水井增產(chǎn)增注方面研究。E-mail：aichi2001@163。