南海低渗透储层支撑剂导流能力试验研究

吴百烈， 杨 凯， 程宇雄， 刘善勇， 张 艳

（1. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；4. 长江大学录井技术与工程研究院，湖北荆州 434023；5. 陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室，陕西西安710065；6. 长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

珠江口盆地是我国南海富集油气的重点区域，目前开发的主力油层多为新近系珠江组[1]。随着勘探开发不断深入，勘探重心逐渐转向陆丰凹陷古近系地层，并在文昌组取得重要油气突破，文昌组油层埋藏较深（深于3 500 m），储层物性差，平均孔隙度12.6%，平均渗透率16.5 mD，属于典型的低孔低渗储集层[2-3]。对于低渗油气田，陆上一般采用水力压裂方式开发，但海上油田受平台空间和作业成本的限制，难以实施水力压裂，造成该类储层动用程度较低[4]。目前，针对南海古近系储层进行了9井次的增产改造，主要措施为爆燃压裂，改造效果较差。另外，还针对文昌组油层在1口井进行了水力压裂试验，但由于加砂强度仅0.31 m3/min，铺砂浓度低，影响了裂缝导流能力，压裂效果也不甚理想，亟需提高压裂效果。

压裂的目的是将支撑剂高效输送并铺置到开启的人工裂缝中，使裂缝得到有效支撑并保持较高的导流能力[5-6]。压裂过程中的加砂工艺、支撑剂组合方式等，不仅会影响支撑剂在裂缝中的铺置状态及支撑效率，还会影响压裂后裂缝的导流能力和压裂增产效果[7]。国内外学者针对裂缝中支撑剂短期和长期导流能力的变化规律以及导流能力影响因素等进行了大量研究：郭天魁、曲占庆等人[8-9]利用FCES-100型裂缝导流仪分析了气测导流能力的影响因素，并提出了改善导流能力的有效措施；A.Khanna等人[10]研究了支撑时间、闭合压力、温度以及支撑剂嵌入等因素对导流能力的影响，评估了上述各因素对导流能力的伤害程度；R.Duenckel、王中学等人[11-12]分析了压裂液对不同类型支撑剂裂缝导流能力的影响，发现破胶液残渣滞留是造成导流能力下降的主要原因，其对导流能力的伤害率可达90%以上；李超等人[13]考虑岩石矿物组成以及力学性质对导流能力的影响，分析总结了影响致密油储层支撑剂嵌入的因素；李勇明等人[14]基于微元受力分析，讨论了不同因素对裂缝导流能力的影响，定量分析了支撑剂的嵌入程度。但是，以上研究只分析了导流能力的影响因素，未系统分析各因素对导流能力的影响程度。南海LF油田开展了微压裂、小规模爆燃压裂与酸化配合的储层改造增产试验，取得了一定的效果，但这些方法在近井地带形成的裂缝规模较小，同时裂缝没有支撑，后期裂缝可能闭合，有效期较短。目前，针对海上低渗透储层水力压裂的研究较少，尚未开展裂缝导流能力的研究。为此，笔者以南海LF油田储层为研究对象，在分析目标储层特征的基础上，通过室内试验分析了黏土矿物含量、支撑剂组合方式以及压裂液破胶液黏度对压裂裂缝导流能力的影响，研究结果可为海上低渗储层压裂设计优化提供依据。

1 研究区储层特征

1.1 LF油田矿物组分分析

LF油田文昌组存在泥岩夹层，储层非均质性显著，收集了该油田9口井不同埋深处储层的岩屑，采用X-衍射方法分析了岩屑全岩矿物和黏土矿物，结果见表1和表2。

从表1和表2可以看出，目标储层全岩矿物以石英为主，含量31.7%～69.9%，脆性矿物含量较高，含有少量钾长石、斜长石、方解石、石盐、方沸石和重晶石等；黏土矿物含量差异性较大，在13.7%～46.2%，主要以伊/蒙混层为主，含量基本都在50%以上，平均为61.5%，不含纯蒙脱石，伊/蒙混层的混层比为10%～20%。进行水力压裂时，需要考虑黏土矿物对支撑剂嵌入的影响。

1.2 天然裂缝发育情况

利用扫描电子显微镜扫描LF油田储层的岩样，结果如图1所示。从图1可以看出，LF油田储层岩石裂缝不发育，只有一些晶间微裂缝，因此在评价裂缝导流能力时可忽略天然裂缝的影响。

2 试验原理、设备及材料

2.1 试验原理

参考石油天然气行业标准“支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法”（SY/T6302—2009），测试支撑裂缝的导流能力。利用达西定律计算支撑剂充填层在层流（达西流）下的导流能力，设支撑剂填充层厚度为Wf，则支撑裂缝导流能力KWf为：

表1 LF油田储层岩屑全岩矿物组分Table 1 Whole-rock mineral composition of reservoir cuttings in LF Oilfield

表2 LF油田储层岩屑黏土矿物组分Table 2 Clay mineral composition of reservoir cuttings in LF Oilfield

式中：K为支撑裂缝渗透率，D；Wf为裂缝中支撑剂的填充厚度，c m；Q为流过裂缝的流体流量，cm3/min；μ为流体黏度，mPa·s；Δp为支撑裂缝两端的压差，kPa。

基于气体达西渗流定律测试裂缝的导流能力。单向线性流裂缝的导流能力为：

式中：Q0为气体流过裂缝的流量，cm3/min；μ0为气体黏度，mPa·s；L为压力端口间的长度，cm；A为支撑裂缝截面积，cm2；p0为大气压，atm；p1，p2为支撑裂缝入口、出口测试点的压力，kPa。

图1 LF油田储层岩心扫描电子显微镜扫描结果Fig. 1 Results of scanning electron microscopy on reservoir cores in LF Oilfield

由于入口前压力表一般测试压力较大，而精度较低，因此将式（2）修正为：

2.2 试验设备

采用HXDL-2C支撑剂长期导流能力评价系统（见图2）测试支撑剂的导流能力。HXDL-2C支撑剂长期导流能力评价系统的导流室按照API标准设计，利用该系统能进行支撑剂短期和长期导流能力评价、压裂酸化工作液岩心板滤失试验、支撑剂嵌入岩板评价、裂缝宽度测量等。该系统有测试液体和气体导流能力的2个导流室，可以同时测试液体和气体的导流能力；最高测试温度120 ℃，最大加载闭合压力150 MPa，试验液体压力0～10 MPa，试验液体流量0～20 mL/min，气体流量0～1 000 mL/min，流动压力0～10 MPa，位移传感器最大位移20 mm。

图2 支撑剂导流能力评价系统Fig.2 Proppant conductivity evaluation system

2.3 试验材料

为了准确模拟地层条件下水力裂缝的导流能力，考虑目标储层黏土矿物组分差异，根据LF油田储层的矿物组分，制作了4组不同黏土矿物含量的人工岩板。研究了不同工程条件对导流能力的影响，选用了国内水力压裂中常用的2 0/4 0目、30/50目和40/70目3种不同粒径的中密度陶粒。根据试验目流体介质，选用蒸馏水、N2、黏度为1，10和20 mPa·s的破胶压裂液。

3 储层黏土矿物含量对导流能力的影响

在不同黏土矿物含量岩板间分别铺置浓度为10 kg/m3的20/40目、40/70目陶粒，测试40 MPa闭合压力下的短期导流能力和10 h后的长期导流能力，结果见表3。

由表3可知，对于相同粒径的支撑剂，随着黏土矿物含量增大，支撑剂导流能力逐渐降低，钢板导流能力最高，黏土矿物含量50%的岩板最低。考虑黏土矿物对支撑剂嵌入的影响，闭合压力40 MPa下保持10 h，黏土矿物含量从15%增至50%，20/40目陶粒导流能力的降低率从13.84%增至31.34%，40/70 目陶粒也有相同的变化规律。对于不同粒径的支撑剂，在闭合压力长时间作用下（承压范围内），大粒径支撑剂相比小粒径支撑剂更能保持裂缝导流能力，其导流能力变化率明显更低。

试验结束后，观察岩板和支撑剂，发现：支撑剂的破碎率没有随黏土含量变化而变化，但黏土含量越高，支撑剂嵌入情况越严重；岩板间的支撑剂因挤压而破碎的不多，少量破碎主要是由支撑剂颗粒相互挤压造成的，如图3所示。

表3 不同黏土矿物含量下的导流能力试验结果Table 3 Experimental results of conductivity under different clay mineral contents

4 不同粒径支撑剂组合方式对导流能力的影响

压裂施工时，常规泵注程序是先泵入小粒径支撑剂，用于开启人工裂缝，支撑剂随压裂液运移至裂缝端部，保持有效裂缝长度。然后，再加入大粒径支撑剂，大粒径支撑剂铺置于裂缝入口处，保持裂缝宽度、保证近井筒地带的裂缝导流能力[15-16]。地层条件下，地层中的流体经支撑剂支撑裂缝流向井筒，因此试验中流体入口填充粒径较小的支撑剂，向裂缝出口部位支撑剂粒径逐渐增大，不同粒径支撑剂的填充顺序为40/70目、30/50目和20/40目。按此泵注顺序研究不同粒径支撑剂以不同比例铺置时的导流能力。

图3 不同黏土矿物含量下支撑剂的破碎情况Fig.3 Proppant crushing under different clay mineral contents

1）钢板间铺置浓度为10 kg/m3的20/40目、30/50目和40/70目陶粒（20/40目、30/50目和40/70目陶粒的比例为1∶1∶1），以蒸馏水为工作液，测试其分别在10，20，30和40 MPa闭合压力下的短期导流能力，结果见图4；

2）在上述同样条件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例铺置在钢板间，测试其分别在10，20，30和40 MPa闭合压力下的短期导流能力，结果见图4；

3）在上述同样条件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶3∶1的比例铺置在钢板间，测试其分别在10，20，30和40 MPa闭合压力下的短期导流能力，结果见图4；

4）在上述同样条件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶1∶3的比例铺置在钢板间，测试其分别在10，20，30和40 MPa闭合压力下的短期导流能力，结果见图4。

由图4可知：大粒径支撑剂的占比越大，导流能力越高；随着闭合压力升高，导流能力下降明显，闭合压力由10 MPa升至40 MPa，20/40目、30/50目和40/70目陶粒的4种不同比例组合，其导流能力分别降低45.9%、43.9%、49.5%和55.6%；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例铺置时最优，40 MPa闭合压力下导流能力为116.7 D·cm；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶1∶3的比例铺置时最差，4 0 M P a闭合压力下导流能力为59.6 D·cm。

图4 裂缝导流能力与闭合压力的关系Fig. 4 Relationship between fracture conductivity and closure pressure

随着闭合压力升高，裂缝宽度的下降幅度不大（见图5），裂缝渗透率的下降幅度明显（见图6）。所以，对于南海低渗透油藏，对压裂后裂缝导流能力影响最大的是渗透率。试验结束后，用显微镜观察试验用支撑剂，发现大粒径支撑剂的破碎程度相比小粒径支撑剂更大（见图7），主要是因为大粒径支撑剂虽然破碎程度大，但破碎后的支撑剂颗粒仍具有一定的尺寸，仍有支撑能力，且大粒径支撑剂颗粒间空隙较大，而小粒径支撑剂由于本身颗粒间距离小，破碎后易堵塞流动通道，造成小粒径支撑剂占比大时裂缝渗透率急剧降低。

图5 裂缝宽度与闭合压力的关系Fig. 5 Relationship between fracture width and closure pressure

图6 裂缝渗透率与闭合压力的关系Fig. 6 Relationship between fracture permeability and closure pressure

5 破胶液黏度对导流能力的影响

压裂液对导流能力的影响主要包括：1）压裂液与岩石相互作用导致岩石物理力学性质发生变化，增加支撑剂的嵌入；2）压裂液残留在裂缝和支撑剂表面，降低了裂缝的导流能力[17-18]。为了规避其他因素对试验结果的影响，笔者以钢板为岩板。

压裂液对裂缝导流能力的伤害与压裂液的破胶性能密切相关，破胶液黏度和残渣是其破胶性能的主要表现。笔者主要讨论破胶液黏度对导流能力的影响。将20/40目陶粒以10 kg/m3的浓度铺置在钢板间，首先以N2为工作流体，测试20/40 目陶粒在40 MPa闭合压力下的导流能力；接着，泵入不同黏度的破胶液，排量在每个压差下稳定15 min；最后，再以N2为工作流体，测定40 MPa闭合压力下的导流能力，结果见表4。

表4 不同破胶液黏度下的导流能力Table 4 Experimental results of conductivity under different gel-breaking liquid viscosity

由表4可知，压裂液破胶液的黏度越高，支撑剂支撑裂缝的导流能力越低，说明压裂液破胶越彻底，压裂裂缝的导流能力越高。

图7 不同粒径支撑剂的破碎情况Fig. 7 Crushing of proppants with different grain sizes

6 结论与建议

1）黏土矿物对支撑剂嵌入有较大影响，随着黏土矿物含量增大，裂缝导流能力下降明显，大粒径支撑剂相比小粒径支撑剂更能保持裂缝导流能力，在支撑剂承压范围内，支撑剂破碎主要由于颗粒间的相互挤压而非支撑剂与储层间的相互作用。

2）随着闭合压力升高，裂缝的导流能力降低明显，但在相同条件下，大粒径支撑剂的占比越大，裂缝的导流能力越高。在高闭合应力条件下，渗透率降低对导流能力的影响要高于裂缝宽度减小的影响，这主要是因为，支撑剂破碎后，破碎颗粒填充于流动通道孔隙中造成的。

3）在相同条件下，压裂液破胶越彻底，破胶液的黏度越低，压裂裂缝的导流能力越高。因此，压裂时应优选易破胶的清洁压裂液。为提高压裂液的返排率，可加入N2或CO2等进行助排，以提高裂缝的导流能力。