一种超低密度支撑剂的可用性评价

曲占庆 曹彦超 郭天魁 许华儒 龚迪光 田雨

中国石油大学（华东）石油工程学院

一种超低密度支撑剂的可用性评价

曲占庆 曹彦超 郭天魁 许华儒 龚迪光 田雨

中国石油大学（华东）石油工程学院

常规支撑剂的密度一般比较大，严重影响着有效水力裂缝的形成，并难以应用于长缝压裂，超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度，提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段，对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价，分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较，测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明，该支撑剂具有较好的物理、导流性能，在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢，完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计，能够形成有效支撑半缝长达到180 m左右的裂缝。

长缝压裂；超低密度支撑剂；导流能力；沉降特性

目前我国低渗透致密油藏的开发主要采用水力压裂技术，而现有压裂施工普遍存在作业成本高、技术难度大、风险系数高及效益回报低等问题。通过对低渗透致密储层开发工艺的探索发现，采用直井压裂造长缝技术不仅可以控制开采成本，而且能够取得良好的开发效果［1］。目前这一技术没有得到广泛应用，主要是由于压裂过程中支撑剂的运移沉降严重制约着压裂裂缝的有效支撑长度，难以形成理想长度裂缝，从而影响压裂井的增产效果。R. Allan等认为采用空心结构的超轻支撑剂（ULW）在裂缝中的沉降会明显较慢，形成较大裂缝长度的同时还能显著提高裂缝导流能力［2-4］。在对ST-Ⅰ型超低密度支撑剂的常规物理性能、导流性能及沉降特性进行实验测试评价的基础上，利用压裂测试分析通用的数模软件讨论其在长缝压裂技术中的应用可行性，为长缝压裂的顺利实施提供保障。

1　裂缝中支撑剂的沉降特性分析

Settlement behaviors of proppants in fractures

支撑剂作为球形颗粒，在清水压裂液中的自由沉降遵循Stokes定律，单个颗粒的沉降速度为［5］

式中，u为单个颗粒的沉降速度，m/s；ρ为压裂液密度，kg/m3；ρs为支撑剂密度，kg/m3；Cd为阻力系数；dp为支撑剂粒径，m。

一般水力压裂中，常用的压裂液通常是由水基植物冻胶或高分子聚合物制备而成，这种情况下压裂液将被当作幂律流体来处理，在幂律流体中单个颗粒的沉降速度为［6-7］

式中，n为压裂液的流变指数；Ka为裂缝中幂律流体流动时的稠度系数，Pa·sn。

由于压裂过程中，支撑剂和压裂液是成一定比例泵入裂缝的，支撑剂的沉降实际上是多颗粒条件下的沉降。与单颗粒条件下支撑剂自由沉降不同，这种条件下支撑剂的沉降除了自身颗粒间的相互干扰之外，还会受到携砂液中砂浓度以及裂缝壁面等因素的影响。考虑裂缝壁面效应及砂浓度影响时，支撑剂颗粒的沉降速度为

式中，u'为支撑剂颗粒实际沉降速度，m/s；fc为砂浓度校正系数；fw为壁面校正系数。

分析可知，裂缝中支撑剂的沉降主要受支撑剂粒径、密度以及压裂液黏度、密度、流变性等因素影响。当压裂液性能一定时，支撑剂密度越小，粒径越小，其沉降越慢，越容易随携砂液运移到裂缝远端。为了减小裂缝内支撑剂的沉降，增大裂缝的有效支撑长度，应在减小支撑剂密度及粒径方面研究。然而减小支撑剂的粒径，在降低沉降速度的同时，填充层内支撑剂的导流能力也会显著降低，不符合油气藏合理高效开发的需求［8］。所以选择通过减小支撑剂密度的方法来改善压裂液的携砂性能，从而减少支撑剂的沉降，将更有利于裂缝的有效长度增大，压裂效果增强。

2　超低密度支撑剂的物理性能评价

Physical performance of ultra-low-density proppants

随着我国生产加工技术的发展，适用于深井压裂的陶粒支撑剂性能大幅度提高，许多国产低密度高强度陶粒的性能指标甚至超过Carbo-Lite陶粒［9］。针对国产ST-Ⅰ型（空心覆膜）超低密度陶粒支撑剂进行了评价，验证其各项性能指标是否可以满足对支撑裂缝高导流能力的要求。

2.1ST-Ⅰ型超低密度支撑剂性能评价指标Performance indicators of ST-Ⅰultra-lowdensity proppant

对ST-Ⅰ型超低密度支撑剂进行密度、圆球度、浊度、酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价，严格按照SY/T 5108—2006 《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》［10］进行。结果表明，该ST-Ⅰ型超低密度支撑剂视密度为2.37 g/cm3，体密度为1.26 g/cm3，52 MPa下破碎率为1.43%，圆球度等其他各项性能也均能达到国标要求。

2.2ST-Ⅰ型超低密度支撑剂导流能力评价

Conductivity of ST-Ⅰultra-low-density proppant

2.2.1超低密度支撑剂短期导流能力测试 按照SY/T 6302—2009 《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》［11］，使用依据API标准研制的支撑裂缝导流仪，选用20/40目支撑剂进行不同闭合压力下导流能力随时间变化的实验［12-14］。实验中支撑剂铺置浓度设定为10.0 kg/m2，闭合压力依次设为6.9 MPa、13.8 MPa、27.6 MPa、41.6 MPa、55.2 MPa，实验流体介质选用蒸馏水，支撑剂导流能力随时间变化曲线如图1所示。由测试结果可知，闭合压力一定时，短时间内支撑裂缝导流能力变化不明显，基本为一定值，并且在55.2 MPa的高闭合压力下，导流能力能够维持在54.14 D·cm，具有较好的导流特性。说明ST-Ⅰ型支撑剂能够很快达到一定导流能力并且具有足够稳定性。

图1　ST-Ⅰ型支撑剂短期导流能力测试曲线Fig. 1 Test curve of short-term conductivity of ST-Ⅰultra-low-density proppant

2.2.2闭合压力、铺砂浓度对ST-Ⅰ型支撑剂导流能力的影响测试 实验采用20/40目支撑剂，按不同的铺砂浓度（分别为5.0 kg/m2、8.0 kg/m2、10.0 kg/ m2）常温下承压60 min，测得导流能力如图2所示。当支撑剂铺砂浓度为10.0 kg/m2时，闭合压力从6.9 MPa增加到55.2 MPa过程中，导流能力由251.47 D·cm下降到54.28 D·cm，下降率为78.4%，支撑剂导流能力下降较明显，42 MPa后其导流能力基本不再变化。闭合压力为41.6 MPa时，支撑剂铺砂浓度从5.0 kg/m2到10.0 kg/m2，对应的导流能力为40.16 D·cm到72.54 D·cm，说明较大的铺砂浓度可以获得较大的导流能力，较小的铺砂浓度获得的导流能力较小。但是增加铺砂浓度并不是取得最大导流能力的有效方法，实际压裂设计时还需选取最优铺砂浓度值。

图2　ST-Ⅰ型支撑剂导流能力变化Fig. 2 Change of ST-Ⅰ proppant flow conductivity

2.3ST-Ⅰ型超低密度支撑剂静态沉降测试

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

水力压裂过程中，支撑剂会随着压裂液的运移而不断沉降，为观察该支撑剂在压裂液中的沉降特性，进行了不同黏度压裂液的沉降测试。实验所用压裂液为水基胍胶压裂液，黏度分别为50 mPa·s、100 mPa·s、150 mPa·s、200 mPa·s。其配制方法为定量蒸馏水与质量分数为0.45%的胍胶粉及体积分数为0.3%的黏土稳定剂、0.3%的助排剂、0.2%的杀菌剂、0.07%的pH调节剂、0.15%的交联剂充分均匀混合。等量均匀支撑剂在清水以及不同黏度压裂液中的具体沉降结果如图3所示，结果表明该支撑剂在上述不同黏度压裂液中的沉降时间依次为14 s、32 s、45 s、54 s，沉降普遍较慢。

图3　不同压裂液黏度下支撑剂沉降对比曲线Fig. 3 Correlation curve of proppant settlement in fracturing fluids with different viscosities

3　不同类型支撑剂的性能分析

Performance of different proppants

3.1性能指标对比

Comparison of performance indicators

将ST-Ⅰ型超低密度支撑剂与目前压裂施工过程中常用的3种不同陶粒支撑剂（A、B、C）进行常规性能指标对比，见表1。结果表明，与其他3种普通陶粒支撑剂相比，ST-Ⅰ型超低密度支撑剂在密度、酸溶解度等方面具有明显优势。

3.2不同支撑剂静态沉降性能对比

Comparison of static settlement behaviors of different proppants

选取上述普通陶粒支撑剂中密度较低的两种普通陶粒B、C与ST-Ⅰ型超低密度陶粒进行实验对比，具体操作方法如2.3中所述。如图3所示，和其他低密度陶粒支撑剂相比，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂的沉降效果明显较好。压裂液黏度为100 mPa·s时，普通陶粒支撑剂的沉降时间为13 s，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂的沉降时间为32 s；压裂液黏度为200 mPa·s时，普通陶粒支撑剂的沉降时间为33 s，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂的沉降时间为54 s。在较低压裂液黏度下，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂的沉降较其他2种普通陶粒要慢1倍以上；在较高压裂液黏度下，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂的沉降较其他2种普通陶粒要慢0.5倍以上。

表1　不同支撑剂常规物理性能对比Table 1 Comparison of conventional physical performance for different proppants

3.3不同铺砂浓度、闭合压力条件下支撑剂导流能力对比

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

按照2.2.1中所述实验方法，铺砂浓度依次设为5.0 kg/m2、10.0 kg/m2，对比相同条件下密度较低的3种类型支撑剂（普通陶粒B、C和ST-Ⅰ型陶粒）不同闭合压力下导流能力的变化情况，测试结果如图4所示。

图4　不同铺砂浓度下支撑剂导流能力随闭合压力变化曲线Fig. 4 Variation of proppant conductivity with closure pressure under different sanding concentrations

随着闭合压力的增加，3种支撑剂导流能力都呈减小趋势。这主要是由于高闭合压力下3种支撑剂均会发生不同程度的破碎，堵塞流体的流动通道，造成导流能力的降低。闭合压力小于42 MPa时，导流能力随闭合压力增加而降低的趋势较明显，但ST-Ⅰ型陶粒导流能力仍要高于其他2种普通陶粒；大于42 MPa的高闭合压力下，导流能力随闭合压力的增加变化较小，3种支撑剂导流能力相似，铺砂浓度为5.0 kg/m2时，导流能力在34 D·cm左右，铺砂浓度为10.0 kg/m2时，导流能力在58 D·cm左右。

3.4纤维对不同支撑剂导流性能的影响

Effects of fiber on conductivities of different proppants

为减少支撑剂的沉降，通常也采用纤维加砂的压裂方式，纤维不仅防止支撑剂回流，而且对支撑剂起网络携砂的作用，减少支撑剂的沉降。但是纤维的加入也会不同程度阻碍流体运移，使支撑裂缝导流能力产生变化［15-16］。实验采取质量分数（即加入纤维质量与支撑剂质量之比）分别为0.3%、0.5%、1.0%的普通玻璃纤维，结果如图5、图6所示。实验测试过程中，两种普通陶粒支撑剂B、C表现出较为相似的导流能力变化，故其结果都采用图6进行对比说明。

图5　加入纤维时ST-Ⅰ型支撑剂的导流能力变化曲线Fig. 5 Variation of conductivity of ST-I proppant with fiber added

图6　加入纤维时普通支撑剂B/C的导流能力变化曲线Fig. 6 Variation of conductivity of B/C proppant with fiber added

测试结果表明，加入纤维后不同种类陶粒支撑剂导流能力均有不同程度减小，并且随着纤维浓度的增大，导流能力下降越多，因此，实际纤维加砂压裂过程中纤维的质量分数最应控制在0.4%～0.7%。当加入纤维质量分数为1.0%、闭合压力为41.6 MPa时， ST-Ⅰ型陶粒支撑剂导流能力下降22.3%，普通陶粒支撑剂导流能力下降50.2%，其他纤维浓度也有类似规律。从而说明，如果压裂过程中应用纤维加砂的压裂方式，ST-Ⅰ型陶粒支撑剂对支撑裂缝导流能力影响更小，压裂效果更为显著。

4　超低密度支撑剂长缝压裂应用效果预测

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

为了直观表现超低密度支撑剂在形成较长支撑裂缝方面的优势，应用压裂设计过程中常用的Fracpro-PT软件对上述不同类型支撑剂（ST-Ⅰ型和普通陶粒B、C）的应用效果进行对比，观察所选3种不同支撑剂压裂后形成的裂缝形态及参数。

4.1油井基本资料

Basic information of oil wells

A150区块地处广饶县丁庄乡李沧村东，其中A150-7井所在的油藏属于低渗透致密砂岩油藏。该油井经过长时间开发后，表现为日产油量下降，水驱效果变差，有必要进行压裂改造。该区地层压力系数约为1.198～1.509，油层温度为76.1 ℃，油层厚度为28.9 m，孔隙度为11.4%，渗透率为4.3 mD，射孔位置为1 440.3～1 450.2 m，射孔数为2。

4.2压裂施工设计及裂缝参数预测

Design of fracturing treatment and prediction of fracture parameters

选用上述3种不同支撑剂及黏度为50 mPa·s的水基胍胶压裂液对A150-7井进行压裂。通过Fracpro-PT软件模拟预测，3种不同支撑剂条件下裂缝的扩展形态是相似的，并且具有基本相似的裂缝缝长、缝宽和缝高，但最终裂缝闭合后形成的有效支撑缝长是不同的。在相同的泵注程序下，采用ST-Ⅰ型超低密度支撑剂时，形成的有效支撑半缝长为177 m，而采用普通陶粒支撑剂B时，形成的有效支撑半缝长为152 m，采用普通陶粒支撑剂C时，形成的有效支撑半缝长为156 m。

5　结论与建议

Conclusions and suggestions

（1）实验表明，ST-Ⅰ型超低密度支撑剂各项物理性能参数均能满足国标要求，并且较低的密度使得该支撑剂在不同压裂液中具有明显的沉降优势。ST-Ⅰ型超低密度支撑剂具有稳定的导流能力，低闭合压力和高铺砂浓度下导流能力较高，高闭合压力和低铺砂浓度下导流能力较小，但依然能够维持在54 D·cm。

（2）支撑剂的导流能力会由于压裂液中纤维质量分数的增加而降低。当普通陶粒支撑剂导流能力下降51.4%时，ST-Ⅰ型支撑剂因其低密度优势导流能力只下降24.7%。在纤维加砂压裂过程中应优选最合适的纤维加入量与裂缝导流能力。

（3）模拟预测表明，相同的压裂程序下，采用超低密度支撑剂能够使裂缝有效支撑半缝长达到177 m，明显高于相同条件下普通支撑剂156 m的有效支撑半缝长度。通过后续压裂液以及支撑剂铺置工艺的合理优化，将使得超低密度支撑剂在长缝压裂中具有更为广阔的应用前景。

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（修改稿收到日期 2016-02-16）

〔编辑 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

曹彦超（1990-），中国石油大学（华东）油气田开发专业硕士研究生，现主要从事油井压裂酸化增产技术相关研究工作。通讯地址：（266580）山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）。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.

国家自然科学基金青年基金项目“径向钻孔引导水力压裂裂缝定向扩展机理研究”（编号：51404288）；中国石油大学（华东）研究生创新工程资助项目（编号：YCX2014010）。

曲占庆（1963 -），1986年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现主要从事采油工程技术及油井增产技术方面的研究工作，教授，博士生导师。通讯地址：（266580）山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）。电话：0532-86981155。E-mail：quzhq@upc.edu.cn

引用格式：曲占庆，曹彦超，郭天魁，许华儒，龚迪光，田雨.一种超低密度支撑剂的可用性评价［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：372-377.