支撑裂缝导流能力评价及影响因素实验研究

刘安邦 贺沛 董晨曦 米伟伟

摘要：水力加砂压裂效果取决于支撑裂缝的导流能力，不同的支撑裂缝具有不同的导流能力。通过API导流室和裂缝岩心实验，研究了闭合压力、不同流体以及支撑剂类型及粒径对主要裂缝和次要裂缝导流能力的影响。结果表明，主要裂缝具有较好的导流能力，是主要的油水流动通道;次要裂缝是次要的油水渗流通道。闭合压力越大，流体粘度越大，支撐剂粒径越小，支撑裂缝的导流能力越差;闭合压力是影响主要裂缝导流能力的主要因素，且相同条件下导流能力陶粒最好，石英砂次之，覆膜石英砂导流能力最差;次要裂缝的导流能力更容易受到损害，受到闭合压力和流体的粘度影响最大。

关键词：支撑裂缝;导流能力;渗流通道;闭合压力;粘度

引言

鄂尔多斯盆地三叠系延长组广泛发育低渗透—超低渗透—致密砂岩储层，其具有物性差、孔喉结构复杂和非均质性强的特点[1]。使得该类储层的开发往往需要压裂技术对储层进行改造，因此，大量研究学者对支撑剂性能、压裂工作液及压裂参数对支撑裂缝导流能力进行评价。

1 实验部分

1.1实验材料及条件

实验所用陶粒、石英砂和覆膜石英砂均为延长油田矿场目前所用支撑剂，粒径为20/40和40/70目两种规格。实验所用蒸馏水室温条件下密度ρ=0.999g/cm3，粘度m=1.12 mPa·s;所用活性水室温下的密度为0.973g/cm3，粘度为1.35mPa·s。实验所用破胶压裂液为胍胶破胶液，完全破胶后室温下密度ρ=0.993g/cm3，粘度3.67 mPa·s;所用滑溜水室温条件下密度ρ=0.997g/cm3，粘度为7.42 mPa·s。

实验所用岩心均取自延长油田低孔、低渗砂岩岩心，以保证劈开裂缝为岩心渗流通道;取心长度4.5 cm～5.0 cm，直径2.5 cm左右，经洗油烘干后用岩心切割机造缝，造缝前气测渗透率小于1mD，孔隙度6%～12%，造缝后铺置一定支撑剂在岩心切面，再用热塑胶带固定。

1.2实验方法

API导流室实验方法：依据SY/T 5108-2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐作法》，铺砂浓度5 kg/m2，设置闭合压力为10MPa、20 MPa、30 MPa、40 MPa、50 MPa和60 MPa下，在一定闭合压力、驱替流量维持2mL/min恒速模式稳定后进行导流能力实验评价，再改变闭合压力重复试验。压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统使用API标准导流室，按照API的程序操作，支撑剂渗透率及导流能力计算公式可表达为下面形式。

支撑剂裂缝渗透率：

支撑剂充填层导流能力：

式中：Wf充填裂缝缝宽， cm;Q为裂缝内流量，cm3/s;μ为流体粘度，mPa·s;L为测试段长度，cm;A为支撑裂缝截面积，cm2;Δp为测试段两端的压力差，KPa。

人造裂缝岩心实验方法：依据SY/T5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，设置围压为3MPa、5MPa、7MPa、9MPa、11MPa、13MPa和15MPa条件下，恒压驱替岩心稳定一段时间后测试其渗透率，并根据渗透率与裂缝宽度的关系（公式1-3）[12]，得到裂缝岩心导流能力（公式1-4）。

岩心裂缝宽度和液测渗透率的关系：

裂缝岩心导流能力：

2 实验结果及分析

2.1闭合压力对导流能力的影响

选择40/70目粒径的陶粒，设置不同闭合压力，进行API导流室和造缝岩心的导流能力测试实验，所测主要裂缝和次要裂缝的导流能力实验结果见图1和图2。

由图1可知，支撑裂缝的导流能力随闭合压力的逐渐增加而不断降低。前期闭合压力值相对较低时，支撑裂缝导流能力下降明显。但随着闭合压力增大到一定程度时，裂缝导流能力值变化趋于平缓。因为前期增大闭合压力时，由于超过支撑剂颗粒的抗压强度后，支撑剂不断破碎，造成支撑剂颗粒表面积增大，圆球度变差，尺寸减小，粒径不均匀，同时裂缝孔隙不断被支撑剂碎屑充填，阻碍液体渗流，从而导致裂缝导流能力急剧下降。在后期较高闭合压力时，支撑剂主要处于被压实状态，破碎后的颗粒孔隙度低，此时渗透率较低，但导流能力变化不再明显。导流能力从10MPa条件下的256.8μm2·cm下降到60MPa条件下的96.6μm2·cm，下降了66.3%，说明闭合压力是主要支撑裂缝的影响因素。由图可知，次要裂缝导流能力随闭合压力的逐渐增加也不断降低，基本呈现线性下降趋势。3MPa条件下的导流能力为69.2×10-3μm2·cm，在15MPa围压下的导流能力下降到了25.7×10-3μm2·cm，下降幅度为62.9%，但是在3～9MPa的围压下下降幅度较大，9～15MPa条件下下降趋于平缓。同时可以看出，次要裂缝的导流能力要远小于主要裂缝，相差103倍以上，说明压裂过程中近井地带的支撑裂缝是主要的油水流动区域;次要裂缝主要位于压裂远端和充填支撑剂的天然裂缝中，其油水渗流能力要小于支撑裂缝，但其渗流能力要远大于基质储层，是次要的油水渗流通道。

2.2不同流体对导流能力的影响

选择40/70目陶粒，主要裂缝在40MPa条件下、次要裂缝在围压11MPa的条件下，选择四种不同流体进行导流能力评价，实验结果见表1。实验结果可知，四种不同粘度的流体驱替对陶粒的导流能力具有较大的影响，其流体的粘度越大，支撑裂缝的导流能力越差;从主要裂缝和次要裂缝的来看，用蒸馏水驱替下的导流能力最大，主要裂缝的导流能力为132.6μm2·cm，次要裂缝导流能力为33.6×10-3μm2·cm，活性水驱替条件下的导流能力有所下降，但是下降幅度不大;当驱替流体为粘度3.67mPa·s的破胶液时，主要裂缝的导流能力下降到了110.8μm2·cm，相对蒸馏水下降了16.4%;次要裂缝导流能力下降到18.8×10-3μm2·cm，导流能力下降了44.0%;当粘度为7.42mPa·s的滑溜水时，主要裂缝的导流能力下降了32.7%，次要裂缝下降了75.0%。并且，从不同粘度流体驱替下支撑裂缝的导流能力下降幅度看出，相对主要裂缝而言，次要裂缝的导流能力受到流体粘度的影响更大，流体粘度越大，次要裂缝的导流能力受到的损害程度越高，说明次要裂缝的导流能力易受到闭合压力和流体粘度的影响。

2.3支撑剂类型及粒径对导流能力的影响

选择延长油田目前矿场所用的陶粒、石英砂和覆膜石英砂及2种粒徑规格，主要裂缝在40MPa条件下、次要裂缝在围压11MPa的条件下进行蒸馏水驱替，并且进行一组次要裂缝不充填支撑剂时候的导流能力，其导流能力评价实验结果见表3。实验结果可见，三种矿场所用支撑剂类型和粒径大小均对支撑裂缝的导流能力有一定的影响。三种支撑剂在主要和次要裂缝的导流能力可以看出，铺置20/40目下陶粒的导流能力最好，其次为石英砂，覆膜石英砂的导流能力相对最差。并且，对于主要裂缝的导流能力，三类支撑剂的粒径为20/40目的导流能力要大于40/70目，说明支撑剂的粒径越小，导流能力越小，且对主要裂缝的导流能力具有较大的影响;次要裂缝在不同粒径支撑剂下的导流能力类似于主要裂缝，粒径越大其导流能力越大，但是导流能力基本大于30×10-3μm2·cm，但是当不充填支撑剂时，次要裂缝在围压11MPa条件下的导流能力为12.9×10-7μm2*cm，说明在压裂前端和部分天然裂缝中，当裂缝中充填支撑剂时，其裂缝在一定压力条件下相对较难闭合，具有一定的导流能力;当裂缝没有充填支撑剂时，次要裂缝的导流能力下降明显，容易在一定压力条件下闭合。

4 结论

（1）支撑裂缝可以分为主要裂缝和次要裂缝，主要裂缝具有较好的导流能力，形成的裂缝宽度较大，是主要的油水流动通道;次要裂缝相对导流能力较差，裂缝宽度较小，是次要的油水渗流通道;

（2）主要裂缝和次要裂缝的导流能力会受到闭合压力、不同粘度的流体以及不同类型和粒径的支撑剂影响，闭合压力越大，驱替流体粘度越大，支撑剂粒径越小，其导流能力越差。

主要裂缝的导流能力受闭合压力和支撑剂类型的影响较大，闭合压力是影响主要裂缝导流能力的主要因素，且相同条件下导流能力陶粒最好，石英砂次之，覆膜石英砂导流能力最差;次要裂缝在围压较小条件下导流能力易受到损害，粘度最大的滑溜水的导流能力最小;次要裂缝受到支撑剂类型和粒径的影响较小，但若无支撑剂充填裂缝时，其裂缝导流能力下降极大，基本失去渗流能力。

参考文献：

[1]姚泾利，邓秀芹，赵彦德，等.鄂尔多斯盆地延长组致密油特征[J]. 石油勘探与开发，2013，40（2）：150-158.