页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

毕文韬，卢拥军，蒙传幼，曲占庆，崔静（.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室，河北 廊坊 065007）



页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

毕文韬1，2，卢拥军2，3，蒙传幼2，3，曲占庆1，崔静1
（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室，河北 廊坊 065007）

为深入了解页岩储层支撑裂缝导流能力的大小及裂缝有效性，开展了支撑剂粒径、类型、铺置方式对导流能力影响的实验研究，并进行了循环应力加载模拟开、关井过程引起的地层应力波动对页岩储层导流能力影响的实验研究。结果表明：低闭合压力下，粒径越大，导流能力越高，随着闭合压力的增大，大粒径支撑剂导流能力下降迅速；支撑剂均匀铺置与完全混合铺置相比，前者导流能力较好；开、关井过程引起的地层应力波动对页岩导流能力的影响较大。以上因素的研究对压裂方案设计优化和现场施工具有一定的理论指导意义。

压裂；支撑剂；导流能力；地层应力波动；导流实验

水力压裂技术作为一种有效增产措施在各类油气藏的开采过程中有着举足轻重的作用［1］。页岩储层压裂施工过程中将大量的支撑剂泵入地层，使得裂缝在储层闭合应力的作用下仍能保持张开状态并提供较高的导流能力。支撑剂的有效使用影响着裂缝导流能力的强弱进而决定了压裂效果的好坏［2］。目前，页岩气现场的实际导流能力与室内实验测得的数据相比差别较大，任何提高导流能力的措施都可以增加产量，为了选择更加合理的施工方案，笔者针对支撑剂的种类、粒径［3］、嵌入［4-5］、铺置方式、闭合压力［6］，以及开、关井过程引起的地层应力波动等因素进行了实验研究。掌握其对页岩储层支撑裂缝导流能力的影响规律，为现场的施工评价做出正确的判断。

1　实验研究

1.1页岩性质

实验所用页岩经过X射线衍射，得知该页岩矿物组成中黏土质量分数为15.0%～44.2%，平均为32.8%；石英质量分数为38.0%～54.0%，平均为46.5%；长石质量分数为4.0%～12.5%，平均为7.4%；碳酸盐质量分数为4.0%～17.0%，平均为11.0%。该页岩弹性模量为10 850 MPa，泊松比为0.31，密度为2.55 g/cm3，属于较软地层［7］。

1.2实验设备及原理

使用的导流能力测试仪器为中国石油勘探开发研究院廊坊分院支撑剂评价实验室自行设计研发的ZCJ-300长期导流能力测试系统。实验过程中使用的岩心板长17.70 cm，宽3.81 cm，高1.00 cm，两端呈半圆形。导流能力测试压力试验机为自主创新设计，采用双向油缸，实现闭合压力的增减可控，具有可控循环加载作用。开展循环加载长期导流能力测试更能真实地反映在开、关井生产压力变化条件下，支撑裂缝导流能力的真实情况。

该实验是利用达西定律来测定支撑裂缝的导流能力。用来计算支撑剂充填层在层流（达西流）条件下渗透率的模型［8］为

支撑剂充填层的导流能力：

式中：K为充填层渗透率，μm2；μ为实验条件下实验液体的黏度，mPa·s；Q为流量，cm3/s；Wf为支撑剂充填厚度，cm；Δp为压差（上游压力减去下游压力），kPa。

1.3实验条件

测试样品：支撑剂为20/40，40/70，70/140目陶粒，20/40目石英砂、树脂砂。

实验液体：2%KCl溶液，流体流量为6 mL/min。实验温度：页岩为80℃。

实验压力：常规实验闭合压力为10～60 MPa，增幅为10 MPa。研究地层应力波动因素时，实验一为对照实验，压力设定10～70 MPa，当达到储层闭合应力时稳载。实验二前期与实验一相同，后期当压力加载到地层闭合应力时，稳载72 h后逐渐减小、增大压力，模拟开、关井过程中地层应力的变化。

2　实验结果及分析

2.1支撑剂粒径

实验使用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，铺置浓度为5 kg/m2。

由图1可以看出，3种不同粒径的支撑剂在闭合压力较低的情况下，导流能力有明显差异，粒径越大，导流能力越高。40/70目大约为70/140目支撑剂导流能力的4倍，支撑剂粒径由40/70目增加到20/40目时，导流能力提高了3～4倍，但闭合压力加载到一定数值后，导流能力下降迅速，且粒径越大，下降幅度越大［9-12］。

图1　不同支撑剂粒径对导流能力的影响

在支撑剂相同铺置浓度的情况下，造成上述结果的原因是粒径越大，支撑剂颗粒之间的点接触越少，所承受的应力更大，使得嵌入程度较小颗粒有所增大（见图2）。低闭合压力条件下，虽然大颗粒支撑剂的嵌入程度对小颗粒来说较大，但是提供的有效支撑缝宽和粒径之间的孔隙通道弥补了嵌入的问题，所以大粒径支撑剂比小粒径支撑剂有着更高的导流能力。而高闭合压力条件下，根据实验测得的裂缝宽度数据知，大颗粒支撑剂嵌入程度过于严重，有效支撑缝宽下降幅度较大，且压力超过支撑剂强度时还会发生破碎，破碎的支撑剂以及剥落的岩屑运移填充到颗粒孔隙当中，堵塞流动通道，导致导流能力下降，与小颗粒之间的差距减小。

图2　不同粒径支撑剂缝宽变化值

2.2支撑剂类型

铺砂浓度为5 kg/m2，使用20/40目不同类型的支撑剂进行实验，结果见图3。由图3可以看出，相同的实验条件下，随着闭合压力的增大，陶粒、石英砂、树脂砂3种不同类型支撑剂的导流能力呈下降趋势。石英砂的导流能力远小于陶粒和树脂砂，初期陶粒支撑剂硬度大、强度高，低闭合应力下不易发生形变，导流能力远大于树脂砂。但超过30 MPa时，随着闭合压力的增大，高强度的陶粒嵌入程度明显高于树脂砂，使得有效缝宽变小。实验过程中，岩石壁面因刻蚀而剥落的岩屑会阻塞孔隙通道，且随着闭合压力的增大，破碎率也明显高于树脂砂，导致导流能力降低，与树脂砂相接近。树脂砂的导流能力较为稳定，虽然闭合应力增大，但一定程度的形变降低了嵌入深度的增加，减少了岩屑的剥落，且相同压力下树脂砂的破碎率要低于陶粒。

图3　不同类型支撑剂对导流能力的影响

2.3支撑剂组合、铺置方式

实验选择20/40目、40/70目2种粒径支撑剂，同时按照一定比例分段铺置和完全混合铺置时测试其导流能力，实验固定裂缝宽度为3 mm，计算各粒径的铺置浓度，实验结果如图4。

图4　不同粒径支撑剂组合对导流能力的影响

由图4可以看出，低闭合压力条件下，大颗粒支撑剂的导流能力较大，20/40目陶粒支撑剂的导流能力大约是40/70目的2.5倍，且大粒径支撑剂所占的比例越大，其导流能力越高，但当闭合压力增大到60 MPa时，各种组合方式导流能力的差距逐渐减小。分段铺置与混合铺置方式相比，前期混合铺置导流能力高，随着闭合压力增大到60 MPa以后，分段铺置方式下的导流能力较好。因此，页岩储层压裂施工过程中，以复杂缝网和更好地携砂能力为前提，不要将不同粒径支撑剂混合注入，前期应使用小粒径支撑剂，低黏度压裂液的条件下更好的充填裂缝网络系统，有利于缝长的延伸，后期尾追大粒径支撑剂，主要填充在井筒附近，形成高渗流带，使整个裂缝形成一个“楔形”形状，近而提高近井地带的导流能力。

2.4地层应力波动

实验一导流能力变化趋势与常规实验相同 （见图5），随着闭合压力增大导流能力降低，当压力增大到储层闭合压力时，导流值基本趋于稳定。实验二的结果见图6，结果表明经过循环加载后与之前稳载过程相比较，导流能力降低了约25%。

图5　常规压力加载模式下导流能力变化

图6　循环应力加载模式下导流能力变化

以上研究表明，循环应力加载对该类页岩的导流能力影响较大。一方面，由于该类页岩弹性模量较低，属于较软页岩，支撑剂嵌入较为严重，循环应力加载后与之前稳载过程相比，缝宽降低了约0.1 mm，使得导流能力有所降低；另一方面，循环加载过程加剧了支撑剂破碎率的增大，随着应力循环加载次数的增加，破碎率上升明显，且破碎率开始上升较快，随着循环次数的增加上升缓慢［10］。破碎的支撑剂阻塞孔隙之间的流体通道，使得渗透率降低，导流能力下降。

3　结论

1）对于较软页岩，支撑剂嵌入程度非常严重，且粒径越大嵌入越深，支撑剂的嵌入加剧了岩石表面碎屑的产生，运移过程中堵塞了孔隙通道，导致导流能力的降低。

2）通过实验，得到了使用陶粒、石英砂、树脂砂时页岩储层导流能力的变化规律。针对嵌入程度和充填层泥化问题，可使用树脂砂来降低影响效果。根据页岩储层的实际情况，选择不同类型的支撑剂，为现场施工提供了理论指导。

3）对支撑剂粒径组合、铺置方式的研究，可指导页岩储层压裂施工。施工过程中，前期应使用小粒径支撑剂，后期尾追大颗粒支撑剂。这有利于造缝以及整个充填层裂缝导流能力的提高。施工过程中混合支撑剂容易影响后期的导流能力，尽量避免。

4）使用创新设计的压力试验机，首次开展了循环应力加载模拟开、关井过程对页岩储层支撑裂缝导流能力的影响实验，取得了良好的进展，该因素对较软页岩的导流能力影响较大，循环加载过程后与前期稳载过程相比导流能力下降了约25%。

［1］ 朱怡晖，贾长贵，蒋廷学.多因素影响下的页岩支撑裂缝导流能力计算［J］.石油天然气学报，2014，36（8）：129-132，145.

［2］ 黄禹忠，何红梅，孙光权.压裂支撑剂导流能力影响因素新研究［J］.天然气技术与经济，2012，6（5）：59-61.

［3］ Parker M A，McDaniel B W.Fracturing treatment design improved by conductivity measurements under in situ conditions［R］.SPE 16901，1987.

［4］卢聪，郭建春，王文耀，等.支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验［J］.天然气工业，2008，28（2）：99-101.

［5］刘岩，张遂安，石惠宁，等.支撑剂嵌入不同坚固性煤岩导流能力实验研究［J］.石油钻采工艺，2013，35（2）：75-78.

［6］沈宝明，冯彬，李治平，等.高闭合压力裂缝导流能力变化规律理论推导［J］.大庆石油学院学报，2010，34（6）：83-86.

［7］Britt L K，Schoeffler J.The geomechanics of a shale play：What makes a shale prospective［C］//Society of Petroleum Engineers.SPE Eastern Regional Meeting.Society of Petroleum Engineers，2009.

［8］肖勇军，郭建春，王文耀，等.不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究［J］.断块油气田，2009，16（3）：102-104.

［9］邹雨时，马新仿，王雷，等.中、高煤阶煤岩压裂裂缝导流能力实验研究［J］.煤炭学报，2011，36（3）：474-476.

［10］宋时权.循环应力加载条件下支撑剂破碎率实验研究［J］.重庆科技学院学报：自然科学版，2012，14（1）：85-86.

［11］张守鹏，滕建彬，尹玉梅，等.胜利探区低渗透油层产液量不足的原因及改造对策［J］.石油实验地质，2015，37（4）：518-524.

［12］毕文韬，卢拥军，蒙传幼，等.页岩储层导流能力影响因素新研究［J］.科学技术与工程，2015（30）：115-118.

（编辑杨会朋）

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

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“页岩气储层增产改造技术”（2012ZX05018-004）

TE357

A

10.6056/dkyqt201601030

2015-07-11；改回日期：2015-12-22。

毕文韬，男，1991年生，在读硕士研究生，2013年毕业于中国石油大学胜利学院石油工程专业，从事油气藏储层改造研究工作。E-mail：648815724@qq.com。

引用格式：毕文韬，卢拥军，蒙传幼，等.页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究［J］.断块油气田，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.