曲占慶 曹彥超 郭天魁 許華儒 龔迪光 田雨

中國石油大學（華東）石油工程學院

一種超低密度支撐劑的可用性評價

曲占慶 曹彥超 郭天魁 許華儒 龔迪光 田雨

中國石油大學（華東）石油工程學院

常規(guī)支撐劑的密度一般比較大，嚴重影響著有效水力裂縫的形成，并難以應(yīng)用于長縫壓裂，超低密度支撐劑的使用能夠增加裂縫有效長度，提高壓裂井的增產(chǎn)效益。采用室內(nèi)實驗與軟件模擬相結(jié)合的評價手段，對一種新型空心覆膜陶粒支撐劑（ST-I）進行酸溶解度、抗破碎率等基本性能評價，分析了其導流能力在不同閉合壓力、鋪砂濃度下的變化規(guī)律。同時將這種超低密度支撐劑與普通陶粒支撐劑進行性能比較，測試了其在不同壓裂液黏度下的沉降特性。結(jié)果表明，該支撐劑具有較好的物理、導流性能，在壓裂液中的沉降速度較普通陶粒支撐劑明顯較慢，完全滿足長縫壓裂的基本要求。通過后期合理的壓裂施工設(shè)計，能夠形成有效支撐半縫長達到180 m左右的裂縫。

長縫壓裂；超低密度支撐劑；導流能力；沉降特性

目前我國低滲透致密油藏的開發(fā)主要采用水力壓裂技術(shù)，而現(xiàn)有壓裂施工普遍存在作業(yè)成本高、技術(shù)難度大、風險系數(shù)高及效益回報低等問題。通過對低滲透致密儲層開發(fā)工藝的探索發(fā)現(xiàn)，采用直井壓裂造長縫技術(shù)不僅可以控制開采成本，而且能夠取得良好的開發(fā)效果［1］。目前這一技術(shù)沒有得到廣泛應(yīng)用，主要是由于壓裂過程中支撐劑的運移沉降嚴重制約著壓裂裂縫的有效支撐長度，難以形成理想長度裂縫，從而影響壓裂井的增產(chǎn)效果。R. Allan等認為采用空心結(jié)構(gòu)的超輕支撐劑（ULW）在裂縫中的沉降會明顯較慢，形成較大裂縫長度的同時還能顯著提高裂縫導流能力［2-4］。在對ST-Ⅰ型超低密度支撐劑的常規(guī)物理性能、導流性能及沉降特性進行實驗測試評價的基礎(chǔ)上，利用壓裂測試分析通用的數(shù)模軟件討論其在長縫壓裂技術(shù)中的應(yīng)用可行性，為長縫壓裂的順利實施提供保障。

1　裂縫中支撐劑的沉降特性分析

Settlement behaviors of proppants in fractures

支撐劑作為球形顆粒，在清水壓裂液中的自由沉降遵循Stokes定律，單個顆粒的沉降速度為［5］

式中，u為單個顆粒的沉降速度，m/s；ρ為壓裂液密度，kg/m3；ρs為支撐劑密度，kg/m3；Cd為阻力系數(shù)；dp為支撐劑粒徑，m。

一般水力壓裂中，常用的壓裂液通常是由水基植物凍膠或高分子聚合物制備而成，這種情況下壓裂液將被當作冪律流體來處理，在冪律流體中單個顆粒的沉降速度為［6-7］

式中，n為壓裂液的流變指數(shù)；Ka為裂縫中冪律流體流動時的稠度系數(shù)，Pa·sn。

由于壓裂過程中，支撐劑和壓裂液是成一定比例泵入裂縫的，支撐劑的沉降實際上是多顆粒條件下的沉降。與單顆粒條件下支撐劑自由沉降不同，這種條件下支撐劑的沉降除了自身顆粒間的相互干擾之外，還會受到攜砂液中砂濃度以及裂縫壁面等因素的影響?？紤]裂縫壁面效應(yīng)及砂濃度影響時，支撐劑顆粒的沉降速度為

式中，u'為支撐劑顆粒實際沉降速度，m/s；fc為砂濃度校正系數(shù)；fw為壁面校正系數(shù)。

分析可知，裂縫中支撐劑的沉降主要受支撐劑粒徑、密度以及壓裂液黏度、密度、流變性等因素影響。當壓裂液性能一定時，支撐劑密度越小，粒徑越小，其沉降越慢，越容易隨攜砂液運移到裂縫遠端。為了減小裂縫內(nèi)支撐劑的沉降，增大裂縫的有效支撐長度，應(yīng)在減小支撐劑密度及粒徑方面研究。然而減小支撐劑的粒徑，在降低沉降速度的同時，填充層內(nèi)支撐劑的導流能力也會顯著降低，不符合油氣藏合理高效開發(fā)的需求［8］。所以選擇通過減小支撐劑密度的方法來改善壓裂液的攜砂性能，從而減少支撐劑的沉降，將更有利于裂縫的有效長度增大，壓裂效果增強。

2　超低密度支撐劑的物理性能評價

Physical performance of ultra-low-density proppants

隨著我國生產(chǎn)加工技術(shù)的發(fā)展，適用于深井壓裂的陶粒支撐劑性能大幅度提高，許多國產(chǎn)低密度高強度陶粒的性能指標甚至超過Carbo-Lite陶粒［9］。針對國產(chǎn)ST-Ⅰ型（空心覆膜）超低密度陶粒支撐劑進行了評價，驗證其各項性能指標是否可以滿足對支撐裂縫高導流能力的要求。

2.1ST-Ⅰ型超低密度支撐劑性能評價指標Performance indicators of ST-Ⅰultra-lowdensity proppant

對ST-Ⅰ型超低密度支撐劑進行密度、圓球度、濁度、酸溶解度、抗破碎率等基本性能評價，嚴格按照SY/T 5108—2006 《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》［10］進行。結(jié)果表明，該ST-Ⅰ型超低密度支撐劑視密度為2.37 g/cm3，體密度為1.26 g/cm3，52 MPa下破碎率為1.43%，圓球度等其他各項性能也均能達到國標要求。

2.2ST-Ⅰ型超低密度支撐劑導流能力評價

Conductivity of ST-Ⅰultra-low-density proppant

2.2.1超低密度支撐劑短期導流能力測試 按照SY/T 6302—2009 《壓裂支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法》［11］，使用依據(jù)API標準研制的支撐裂縫導流儀，選用20/40目支撐劑進行不同閉合壓力下導流能力隨時間變化的實驗［12-14］。實驗中支撐劑鋪置濃度設(shè)定為10.0 kg/m2，閉合壓力依次設(shè)為6.9 MPa、13.8 MPa、27.6 MPa、41.6 MPa、55.2 MPa，實驗流體介質(zhì)選用蒸餾水，支撐劑導流能力隨時間變化曲線如圖1所示。由測試結(jié)果可知，閉合壓力一定時，短時間內(nèi)支撐裂縫導流能力變化不明顯，基本為一定值，并且在55.2 MPa的高閉合壓力下，導流能力能夠維持在54.14 D·cm，具有較好的導流特性。說明ST-Ⅰ型支撐劑能夠很快達到一定導流能力并且具有足夠穩(wěn)定性。

圖1　ST-Ⅰ型支撐劑短期導流能力測試曲線Fig. 1 Test curve of short-term conductivity of ST-Ⅰultra-low-density proppant

2.2.2閉合壓力、鋪砂濃度對ST-Ⅰ型支撐劑導流能力的影響測試 實驗采用20/40目支撐劑，按不同的鋪砂濃度（分別為5.0 kg/m2、8.0 kg/m2、10.0 kg/ m2）常溫下承壓60 min，測得導流能力如圖2所示。當支撐劑鋪砂濃度為10.0 kg/m2時，閉合壓力從6.9 MPa增加到55.2 MPa過程中，導流能力由251.47 D·cm下降到54.28 D·cm，下降率為78.4%，支撐劑導流能力下降較明顯，42 MPa后其導流能力基本不再變化。閉合壓力為41.6 MPa時，支撐劑鋪砂濃度從5.0 kg/m2到10.0 kg/m2，對應(yīng)的導流能力為40.16 D·cm到72.54 D·cm，說明較大的鋪砂濃度可以獲得較大的導流能力，較小的鋪砂濃度獲得的導流能力較小。但是增加鋪砂濃度并不是取得最大導流能力的有效方法，實際壓裂設(shè)計時還需選取最優(yōu)鋪砂濃度值。

圖2　ST-Ⅰ型支撐劑導流能力變化Fig. 2 Change of ST-Ⅰ proppant flow conductivity

2.3ST-Ⅰ型超低密度支撐劑靜態(tài)沉降測試

Static settlement test of ST-Ⅰ ultra low-density proppant

水力壓裂過程中，支撐劑會隨著壓裂液的運移而不斷沉降，為觀察該支撐劑在壓裂液中的沉降特性，進行了不同黏度壓裂液的沉降測試。實驗所用壓裂液為水基胍膠壓裂液，黏度分別為50 mPa·s、100 mPa·s、150 mPa·s、200 mPa·s。其配制方法為定量蒸餾水與質(zhì)量分數(shù)為0.45%的胍膠粉及體積分數(shù)為0.3%的黏土穩(wěn)定劑、0.3%的助排劑、0.2%的殺菌劑、0.07%的pH調(diào)節(jié)劑、0.15%的交聯(lián)劑充分均勻混合。等量均勻支撐劑在清水以及不同黏度壓裂液中的具體沉降結(jié)果如圖3所示，結(jié)果表明該支撐劑在上述不同黏度壓裂液中的沉降時間依次為14 s、32 s、45 s、54 s，沉降普遍較慢。

圖3　不同壓裂液黏度下支撐劑沉降對比曲線Fig. 3 Correlation curve of proppant settlement in fracturing fluids with different viscosities

3　不同類型支撐劑的性能分析

Performance of different proppants

3.1性能指標對比

Comparison of performance indicators

將ST-Ⅰ型超低密度支撐劑與目前壓裂施工過程中常用的3種不同陶粒支撐劑（A、B、C）進行常規(guī)性能指標對比，見表1。結(jié)果表明，與其他3種普通陶粒支撐劑相比，ST-Ⅰ型超低密度支撐劑在密度、酸溶解度等方面具有明顯優(yōu)勢。

3.2不同支撐劑靜態(tài)沉降性能對比

Comparison of static settlement behaviors of different proppants

選取上述普通陶粒支撐劑中密度較低的兩種普通陶粒B、C與ST-Ⅰ型超低密度陶粒進行實驗對比，具體操作方法如2.3中所述。如圖3所示，和其他低密度陶粒支撐劑相比，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑的沉降效果明顯較好。壓裂液黏度為100 mPa·s時，普通陶粒支撐劑的沉降時間為13 s，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑的沉降時間為32 s；壓裂液黏度為200 mPa·s時，普通陶粒支撐劑的沉降時間為33 s，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑的沉降時間為54 s。在較低壓裂液黏度下，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑的沉降較其他2種普通陶粒要慢1倍以上；在較高壓裂液黏度下，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑的沉降較其他2種普通陶粒要慢0.5倍以上。

表1　不同支撐劑常規(guī)物理性能對比Table 1 Comparison of conventional physical performance for different proppants

3.3不同鋪砂濃度、閉合壓力條件下支撐劑導流能力對比

Comparison of conductivities of proppants under different sanding concentrations and closure pressures

按照2.2.1中所述實驗方法，鋪砂濃度依次設(shè)為5.0 kg/m2、10.0 kg/m2，對比相同條件下密度較低的3種類型支撐劑（普通陶粒B、C和ST-Ⅰ型陶粒）不同閉合壓力下導流能力的變化情況，測試結(jié)果如圖4所示。

圖4　不同鋪砂濃度下支撐劑導流能力隨閉合壓力變化曲線Fig. 4 Variation of proppant conductivity with closure pressure under different sanding concentrations

隨著閉合壓力的增加，3種支撐劑導流能力都呈減小趨勢。這主要是由于高閉合壓力下3種支撐劑均會發(fā)生不同程度的破碎，堵塞流體的流動通道，造成導流能力的降低。閉合壓力小于42 MPa時，導流能力隨閉合壓力增加而降低的趨勢較明顯，但ST-Ⅰ型陶粒導流能力仍要高于其他2種普通陶粒；大于42 MPa的高閉合壓力下，導流能力隨閉合壓力的增加變化較小，3種支撐劑導流能力相似，鋪砂濃度為5.0 kg/m2時，導流能力在34 D·cm左右，鋪砂濃度為10.0 kg/m2時，導流能力在58 D·cm左右。

3.4纖維對不同支撐劑導流性能的影響

Effects of fiber on conductivities of different proppants

為減少支撐劑的沉降，通常也采用纖維加砂的壓裂方式，纖維不僅防止支撐劑回流，而且對支撐劑起網(wǎng)絡(luò)攜砂的作用，減少支撐劑的沉降。但是纖維的加入也會不同程度阻礙流體運移，使支撐裂縫導流能力產(chǎn)生變化［15-16］。實驗采取質(zhì)量分數(shù)（即加入纖維質(zhì)量與支撐劑質(zhì)量之比）分別為0.3%、0.5%、1.0%的普通玻璃纖維，結(jié)果如圖5、圖6所示。實驗測試過程中，兩種普通陶粒支撐劑B、C表現(xiàn)出較為相似的導流能力變化，故其結(jié)果都采用圖6進行對比說明。

圖5　加入纖維時ST-Ⅰ型支撐劑的導流能力變化曲線Fig. 5 Variation of conductivity of ST-I proppant with fiber added

圖6　加入纖維時普通支撐劑B/C的導流能力變化曲線Fig. 6 Variation of conductivity of B/C proppant with fiber added

測試結(jié)果表明，加入纖維后不同種類陶粒支撐劑導流能力均有不同程度減小，并且隨著纖維濃度的增大，導流能力下降越多，因此，實際纖維加砂壓裂過程中纖維的質(zhì)量分數(shù)最應(yīng)控制在0.4%～0.7%。當加入纖維質(zhì)量分數(shù)為1.0%、閉合壓力為41.6 MPa時， ST-Ⅰ型陶粒支撐劑導流能力下降22.3%，普通陶粒支撐劑導流能力下降50.2%，其他纖維濃度也有類似規(guī)律。從而說明，如果壓裂過程中應(yīng)用纖維加砂的壓裂方式，ST-Ⅰ型陶粒支撐劑對支撐裂縫導流能力影響更小，壓裂效果更為顯著。

4　超低密度支撐劑長縫壓裂應(yīng)用效果預(yù)測

Prediction on long fracture induction results of ultra low-density proppant

為了直觀表現(xiàn)超低密度支撐劑在形成較長支撐裂縫方面的優(yōu)勢，應(yīng)用壓裂設(shè)計過程中常用的Fracpro-PT軟件對上述不同類型支撐劑（ST-Ⅰ型和普通陶粒B、C）的應(yīng)用效果進行對比，觀察所選3種不同支撐劑壓裂后形成的裂縫形態(tài)及參數(shù)。

4.1油井基本資料

Basic information of oil wells

A150區(qū)塊地處廣饒縣丁莊鄉(xiāng)李滄村東，其中A150-7井所在的油藏屬于低滲透致密砂巖油藏。該油井經(jīng)過長時間開發(fā)后，表現(xiàn)為日產(chǎn)油量下降，水驅(qū)效果變差，有必要進行壓裂改造。該區(qū)地層壓力系數(shù)約為1.198～1.509，油層溫度為76.1 ℃，油層厚度為28.9 m，孔隙度為11.4%，滲透率為4.3 mD，射孔位置為1 440.3～1 450.2 m，射孔數(shù)為2。

4.2壓裂施工設(shè)計及裂縫參數(shù)預(yù)測

Design of fracturing treatment and prediction of fracture parameters

選用上述3種不同支撐劑及黏度為50 mPa·s的水基胍膠壓裂液對A150-7井進行壓裂。通過Fracpro-PT軟件模擬預(yù)測，3種不同支撐劑條件下裂縫的擴展形態(tài)是相似的，并且具有基本相似的裂縫縫長、縫寬和縫高，但最終裂縫閉合后形成的有效支撐縫長是不同的。在相同的泵注程序下，采用ST-Ⅰ型超低密度支撐劑時，形成的有效支撐半縫長為177 m，而采用普通陶粒支撐劑B時，形成的有效支撐半縫長為152 m，采用普通陶粒支撐劑C時，形成的有效支撐半縫長為156 m。

5　結(jié)論與建議

Conclusions and suggestions

（1）實驗表明，ST-Ⅰ型超低密度支撐劑各項物理性能參數(shù)均能滿足國標要求，并且較低的密度使得該支撐劑在不同壓裂液中具有明顯的沉降優(yōu)勢。ST-Ⅰ型超低密度支撐劑具有穩(wěn)定的導流能力，低閉合壓力和高鋪砂濃度下導流能力較高，高閉合壓力和低鋪砂濃度下導流能力較小，但依然能夠維持在54 D·cm。

（2）支撐劑的導流能力會由于壓裂液中纖維質(zhì)量分數(shù)的增加而降低。當普通陶粒支撐劑導流能力下降51.4%時，ST-Ⅰ型支撐劑因其低密度優(yōu)勢導流能力只下降24.7%。在纖維加砂壓裂過程中應(yīng)優(yōu)選最合適的纖維加入量與裂縫導流能力。

（3）模擬預(yù)測表明，相同的壓裂程序下，采用超低密度支撐劑能夠使裂縫有效支撐半縫長達到177 m，明顯高于相同條件下普通支撐劑156 m的有效支撐半縫長度。通過后續(xù)壓裂液以及支撐劑鋪置工藝的合理優(yōu)化，將使得超低密度支撐劑在長縫壓裂中具有更為廣闊的應(yīng)用前景。

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（修改稿收到日期 2016-02-16）

〔編輯 李春燕〕

Evaluation on applicability of an ultra-low-density proppant

QU Zhanqing， CAO Yanchao， GUO Tiankui， XU Huaru， GONG Diguang， TIAN Yu
School of Petroleum Engineering， China Uniνersity of Petroleum， Qingdao， Shandong 266580， China

Conventional proppants usually have a high density， which greatly affects the creation of effective hydraulic fractures and makes these proppants inapplicable for long fracture induction. Whereas， ultra-low-density proppants can be used to increase the effective length of fractures and thereby improve the performance of fractured wells. In this paper， an innovative hollow and coated ceramic proppant （ST-I） was evaluated for its basic properties （e.g. acid solubility and crush resistivity） through the combination of lab experiment and software simulation， and the changes of its conductivity with closure pressure and sanding concentration were analyzed. Moreover， this ultra-low-density proppant was compared with ordinary ceramic proppant for performance， and its settlement behaviors in fracturing fluids with different viscosities were tested. The results show that this ultra-low-density proppant has good physical performance and conductivity， and it settles at an apparently low rate in fracturing fluids， which make it ideal for long fracture induction. Together with rational design of fracturing treatment in late stage， this innovative proppant can help to create fractures with effective half length up to 180 m.

long fracture induction； ultra-low-density proppant； conductivity； settlement behavior

曹彥超（1990-），中國石油大學（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)碩士研究生，現(xiàn)主要從事油井壓裂酸化增產(chǎn)技術(shù)相關(guān)研究工作。通訊地址：（266580）山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號中國石油大學（華東）。E-mail:cyc901019@163.com

TE357.1

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0372- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.018

QU Zhanqing， CAO Yanchao， GUO Tiankui， XU Huaru， GONG Diguang， TIAN Yu. Evaluation on applicability of an ultra-low-density proppant［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 372-377.

國家自然科學基金青年基金項目“徑向鉆孔引導水力壓裂裂縫定向擴展機理研究”（編號：51404288）；中國石油大學（華東）研究生創(chuàng)新工程資助項目（編號：YCX2014010）。

曲占慶（1963 -），1986年畢業(yè)于中國石油大學（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事采油工程技術(shù)及油井增產(chǎn)技術(shù)方面的研究工作，教授，博士生導師。通訊地址：（266580）山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號中國石油大學（華東）。電話：0532-86981155。E-mail：quzhq@upc.edu.cn

引用格式：曲占慶，曹彥超，郭天魁，許華儒，龔迪光，田雨.一種超低密度支撐劑的可用性評價［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：372-377.