畢文韜，盧擁軍，蒙傳幼，曲占慶，崔靜（.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣藏改造重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 廊坊 065007）

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頁巖儲(chǔ)層支撐裂縫導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)研究

畢文韜1，2，盧擁軍2，3，蒙傳幼2，3，曲占慶1，崔靜1
（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣藏改造重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 廊坊 065007）

為深入了解頁巖儲(chǔ)層支撐裂縫導(dǎo)流能力的大小及裂縫有效性，開展了支撐劑粒徑、類型、鋪置方式對(duì)導(dǎo)流能力影響的實(shí)驗(yàn)研究，并進(jìn)行了循環(huán)應(yīng)力加載模擬開、關(guān)井過程引起的地層應(yīng)力波動(dòng)對(duì)頁巖儲(chǔ)層導(dǎo)流能力影響的實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明：低閉合壓力下，粒徑越大，導(dǎo)流能力越高，隨著閉合壓力的增大，大粒徑支撐劑導(dǎo)流能力下降迅速；支撐劑均勻鋪置與完全混合鋪置相比，前者導(dǎo)流能力較好；開、關(guān)井過程引起的地層應(yīng)力波動(dòng)對(duì)頁巖導(dǎo)流能力的影響較大。以上因素的研究對(duì)壓裂方案設(shè)計(jì)優(yōu)化和現(xiàn)場(chǎng)施工具有一定的理論指導(dǎo)意義。

壓裂；支撐劑；導(dǎo)流能力；地層應(yīng)力波動(dòng)；導(dǎo)流實(shí)驗(yàn)

水力壓裂技術(shù)作為一種有效增產(chǎn)措施在各類油氣藏的開采過程中有著舉足輕重的作用［1］。頁巖儲(chǔ)層壓裂施工過程中將大量的支撐劑泵入地層，使得裂縫在儲(chǔ)層閉合應(yīng)力的作用下仍能保持張開狀態(tài)并提供較高的導(dǎo)流能力。支撐劑的有效使用影響著裂縫導(dǎo)流能力的強(qiáng)弱進(jìn)而決定了壓裂效果的好壞［2］。目前，頁巖氣現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際導(dǎo)流能力與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)得的數(shù)據(jù)相比差別較大，任何提高導(dǎo)流能力的措施都可以增加產(chǎn)量，為了選擇更加合理的施工方案，筆者針對(duì)支撐劑的種類、粒徑［3］、嵌入［4-5］、鋪置方式、閉合壓力［6］，以及開、關(guān)井過程引起的地層應(yīng)力波動(dòng)等因素進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究。掌握其對(duì)頁巖儲(chǔ)層支撐裂縫導(dǎo)流能力的影響規(guī)律，為現(xiàn)場(chǎng)的施工評(píng)價(jià)做出正確的判斷。

1　實(shí)驗(yàn)研究

1.1頁巖性質(zhì)

實(shí)驗(yàn)所用頁巖經(jīng)過X射線衍射，得知該頁巖礦物組成中黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.0%～44.2%，平均為32.8%；石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為38.0%～54.0%，平均為46.5%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.0%～12.5%，平均為7.4%；碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.0%～17.0%，平均為11.0%。該頁巖彈性模量為10 850 MPa，泊松比為0.31，密度為2.55 g/cm3，屬于較軟地層［7］。

1.2實(shí)驗(yàn)設(shè)備及原理

使用的導(dǎo)流能力測(cè)試儀器為中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院支撐劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)室自行設(shè)計(jì)研發(fā)的ZCJ-300長期導(dǎo)流能力測(cè)試系統(tǒng)。實(shí)驗(yàn)過程中使用的巖心板長17.70 cm，寬3.81 cm，高1.00 cm，兩端呈半圓形。導(dǎo)流能力測(cè)試壓力試驗(yàn)機(jī)為自主創(chuàng)新設(shè)計(jì)，采用雙向油缸，實(shí)現(xiàn)閉合壓力的增減可控，具有可控循環(huán)加載作用。開展循環(huán)加載長期導(dǎo)流能力測(cè)試更能真實(shí)地反映在開、關(guān)井生產(chǎn)壓力變化條件下，支撐裂縫導(dǎo)流能力的真實(shí)情況。

該實(shí)驗(yàn)是利用達(dá)西定律來測(cè)定支撐裂縫的導(dǎo)流能力。用來計(jì)算支撐劑充填層在層流（達(dá)西流）條件下滲透率的模型［8］為

支撐劑充填層的導(dǎo)流能力：

式中：K為充填層滲透率，μm2；μ為實(shí)驗(yàn)條件下實(shí)驗(yàn)液體的黏度，mPa·s；Q為流量，cm3/s；Wf為支撐劑充填厚度，cm；Δp為壓差（上游壓力減去下游壓力），kPa。

1.3實(shí)驗(yàn)條件

測(cè)試樣品：支撐劑為20/40，40/70，70/140目陶粒，20/40目石英砂、樹脂砂。

實(shí)驗(yàn)液體：2%KCl溶液，流體流量為6 mL/min。實(shí)驗(yàn)溫度：頁巖為80℃。

實(shí)驗(yàn)壓力：常規(guī)實(shí)驗(yàn)閉合壓力為10～60 MPa，增幅為10 MPa。研究地層應(yīng)力波動(dòng)因素時(shí)，實(shí)驗(yàn)一為對(duì)照實(shí)驗(yàn)，壓力設(shè)定10～70 MPa，當(dāng)達(dá)到儲(chǔ)層閉合應(yīng)力時(shí)穩(wěn)載。實(shí)驗(yàn)二前期與實(shí)驗(yàn)一相同，后期當(dāng)壓力加載到地層閉合應(yīng)力時(shí)，穩(wěn)載72 h后逐漸減小、增大壓力，模擬開、關(guān)井過程中地層應(yīng)力的變化。

2　實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1支撐劑粒徑

實(shí)驗(yàn)使用20/40目（0.850/0.425 mm）陶粒，40/70目（0.425/0.212 mm）陶粒，70/140目（0.212/0.106 mm）陶粒，鋪置濃度為5 kg/m2。

由圖1可以看出，3種不同粒徑的支撐劑在閉合壓力較低的情況下，導(dǎo)流能力有明顯差異，粒徑越大，導(dǎo)流能力越高。40/70目大約為70/140目支撐劑導(dǎo)流能力的4倍，支撐劑粒徑由40/70目增加到20/40目時(shí)，導(dǎo)流能力提高了3～4倍，但閉合壓力加載到一定數(shù)值后，導(dǎo)流能力下降迅速，且粒徑越大，下降幅度越大［9-12］。

圖1　不同支撐劑粒徑對(duì)導(dǎo)流能力的影響

在支撐劑相同鋪置濃度的情況下，造成上述結(jié)果的原因是粒徑越大，支撐劑顆粒之間的點(diǎn)接觸越少，所承受的應(yīng)力更大，使得嵌入程度較小顆粒有所增大（見圖2）。低閉合壓力條件下，雖然大顆粒支撐劑的嵌入程度對(duì)小顆粒來說較大，但是提供的有效支撐縫寬和粒徑之間的孔隙通道彌補(bǔ)了嵌入的問題，所以大粒徑支撐劑比小粒徑支撐劑有著更高的導(dǎo)流能力。而高閉合壓力條件下，根據(jù)實(shí)驗(yàn)測(cè)得的裂縫寬度數(shù)據(jù)知，大顆粒支撐劑嵌入程度過于嚴(yán)重，有效支撐縫寬下降幅度較大，且壓力超過支撐劑強(qiáng)度時(shí)還會(huì)發(fā)生破碎，破碎的支撐劑以及剝落的巖屑運(yùn)移填充到顆?？紫懂?dāng)中，堵塞流動(dòng)通道，導(dǎo)致導(dǎo)流能力下降，與小顆粒之間的差距減小。

圖2　不同粒徑支撐劑縫寬變化值

2.2支撐劑類型

鋪砂濃度為5 kg/m2，使用20/40目不同類型的支撐劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，相同的實(shí)驗(yàn)條件下，隨著閉合壓力的增大，陶粒、石英砂、樹脂砂3種不同類型支撐劑的導(dǎo)流能力呈下降趨勢(shì)。石英砂的導(dǎo)流能力遠(yuǎn)小于陶粒和樹脂砂，初期陶粒支撐劑硬度大、強(qiáng)度高，低閉合應(yīng)力下不易發(fā)生形變，導(dǎo)流能力遠(yuǎn)大于樹脂砂。但超過30 MPa時(shí)，隨著閉合壓力的增大，高強(qiáng)度的陶粒嵌入程度明顯高于樹脂砂，使得有效縫寬變小。實(shí)驗(yàn)過程中，巖石壁面因刻蝕而剝落的巖屑會(huì)阻塞孔隙通道，且隨著閉合壓力的增大，破碎率也明顯高于樹脂砂，導(dǎo)致導(dǎo)流能力降低，與樹脂砂相接近。樹脂砂的導(dǎo)流能力較為穩(wěn)定，雖然閉合應(yīng)力增大，但一定程度的形變降低了嵌入深度的增加，減少了巖屑的剝落，且相同壓力下樹脂砂的破碎率要低于陶粒。

圖3　不同類型支撐劑對(duì)導(dǎo)流能力的影響

2.3支撐劑組合、鋪置方式

實(shí)驗(yàn)選擇20/40目、40/70目2種粒徑支撐劑，同時(shí)按照一定比例分段鋪置和完全混合鋪置時(shí)測(cè)試其導(dǎo)流能力，實(shí)驗(yàn)固定裂縫寬度為3 mm，計(jì)算各粒徑的鋪置濃度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4。

圖4　不同粒徑支撐劑組合對(duì)導(dǎo)流能力的影響

由圖4可以看出，低閉合壓力條件下，大顆粒支撐劑的導(dǎo)流能力較大，20/40目陶粒支撐劑的導(dǎo)流能力大約是40/70目的2.5倍，且大粒徑支撐劑所占的比例越大，其導(dǎo)流能力越高，但當(dāng)閉合壓力增大到60 MPa時(shí)，各種組合方式導(dǎo)流能力的差距逐漸減小。分段鋪置與混合鋪置方式相比，前期混合鋪置導(dǎo)流能力高，隨著閉合壓力增大到60 MPa以后，分段鋪置方式下的導(dǎo)流能力較好。因此，頁巖儲(chǔ)層壓裂施工過程中，以復(fù)雜縫網(wǎng)和更好地?cái)y砂能力為前提，不要將不同粒徑支撐劑混合注入，前期應(yīng)使用小粒徑支撐劑，低黏度壓裂液的條件下更好的充填裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，有利于縫長的延伸，后期尾追大粒徑支撐劑，主要填充在井筒附近，形成高滲流帶，使整個(gè)裂縫形成一個(gè)“楔形”形狀，近而提高近井地帶的導(dǎo)流能力。

2.4地層應(yīng)力波動(dòng)

實(shí)驗(yàn)一導(dǎo)流能力變化趨勢(shì)與常規(guī)實(shí)驗(yàn)相同 （見圖5），隨著閉合壓力增大導(dǎo)流能力降低，當(dāng)壓力增大到儲(chǔ)層閉合壓力時(shí)，導(dǎo)流值基本趨于穩(wěn)定。實(shí)驗(yàn)二的結(jié)果見圖6，結(jié)果表明經(jīng)過循環(huán)加載后與之前穩(wěn)載過程相比較，導(dǎo)流能力降低了約25%。

圖5　常規(guī)壓力加載模式下導(dǎo)流能力變化

圖6　循環(huán)應(yīng)力加載模式下導(dǎo)流能力變化

以上研究表明，循環(huán)應(yīng)力加載對(duì)該類頁巖的導(dǎo)流能力影響較大。一方面，由于該類頁巖彈性模量較低，屬于較軟頁巖，支撐劑嵌入較為嚴(yán)重，循環(huán)應(yīng)力加載后與之前穩(wěn)載過程相比，縫寬降低了約0.1 mm，使得導(dǎo)流能力有所降低；另一方面，循環(huán)加載過程加劇了支撐劑破碎率的增大，隨著應(yīng)力循環(huán)加載次數(shù)的增加，破碎率上升明顯，且破碎率開始上升較快，隨著循環(huán)次數(shù)的增加上升緩慢［10］。破碎的支撐劑阻塞孔隙之間的流體通道，使得滲透率降低，導(dǎo)流能力下降。

3　結(jié)論

1）對(duì)于較軟頁巖，支撐劑嵌入程度非常嚴(yán)重，且粒徑越大嵌入越深，支撐劑的嵌入加劇了巖石表面碎屑的產(chǎn)生，運(yùn)移過程中堵塞了孔隙通道，導(dǎo)致導(dǎo)流能力的降低。

2）通過實(shí)驗(yàn)，得到了使用陶粒、石英砂、樹脂砂時(shí)頁巖儲(chǔ)層導(dǎo)流能力的變化規(guī)律。針對(duì)嵌入程度和充填層泥化問題，可使用樹脂砂來降低影響效果。根據(jù)頁巖儲(chǔ)層的實(shí)際情況，選擇不同類型的支撐劑，為現(xiàn)場(chǎng)施工提供了理論指導(dǎo)。

3）對(duì)支撐劑粒徑組合、鋪置方式的研究，可指導(dǎo)頁巖儲(chǔ)層壓裂施工。施工過程中，前期應(yīng)使用小粒徑支撐劑，后期尾追大顆粒支撐劑。這有利于造縫以及整個(gè)充填層裂縫導(dǎo)流能力的提高。施工過程中混合支撐劑容易影響后期的導(dǎo)流能力，盡量避免。

4）使用創(chuàng)新設(shè)計(jì)的壓力試驗(yàn)機(jī)，首次開展了循環(huán)應(yīng)力加載模擬開、關(guān)井過程對(duì)頁巖儲(chǔ)層支撐裂縫導(dǎo)流能力的影響實(shí)驗(yàn)，取得了良好的進(jìn)展，該因素對(duì)較軟頁巖的導(dǎo)流能力影響較大，循環(huán)加載過程后與前期穩(wěn)載過程相比導(dǎo)流能力下降了約25%。

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（編輯楊會(huì)朋）

Flow conductivity of propped fracture in shale formation

Bi Wentao1，2，Lu Yongjun2，3，Meng Chuanyou2，3，Qu Zhanqing1，Cui Jing1
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Langfang 065007，China；3.Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Stimulation，CNPC，Langfang 065007，China）

In order to understand the flow conductivity and effectiveness of the shale formation′s propped fracture，the effects of proppant types，sizes and different arrangement modes on flow conductivity were studied.Besides，cyclic stress loading test is firstly done in this study to simulate the influence of the reservoir stress fluctuation on the fracture conductivity caused by well startup and well off.Experimental results show that the flow conductivity grows with particle size increasing under low closure stress；as the closure stress increases，the flow conductivity of proppant with large particle size decreases sharply；compared with the condition that proppants are totally mixed and laid，the flow conductivity is better when the proppants are uniformly laid；in shale formation，the reservoir stress fluctuation caused by well startup and well off in procedure has great effect on the flow conductivity.The study of these factors has guiding significance on the design offracturing and site operation.

fracturing；proppant；flow conductivity；reservoir stress fluctuation；flow experiment

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”課題“頁巖氣儲(chǔ)層增產(chǎn)改造技術(shù)”（2012ZX05018-004）

TE357

A

10.6056/dkyqt201601030

2015-07-11；改回日期：2015-12-22。

畢文韜，男，1991年生，在讀碩士研究生，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)勝利學(xué)院石油工程專業(yè)，從事油氣藏儲(chǔ)層改造研究工作。E-mail：648815724@qq.com。

引用格式：畢文韜，盧擁軍，蒙傳幼，等.頁巖儲(chǔ)層支撐裂縫導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)研究［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：133-136.

Bi Wentao，Lu Yongjun，Meng Chuanyou，et al.Flow conductivity of propped fracture in shale formation［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：133-136.