支撑剂在人工裂缝储层中的应用研究

赵鸿楠，欧阳传湘，李鑫羽，曾羽佳

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

在致密储层中开采油气、压裂储层，使人工压裂裂缝和天然裂缝构成复杂的裂缝网络，是发展最为成熟的技术之一[1]。为了提高油气的采收率，需改造原始储层结构、提高渗透率，向裂缝中加入支撑剂成为不可或缺的方式之一。

目前，对支撑剂的应用研究主要包括支撑剂的类型、粒度以及铺砂浓度等影响参数[2]。在此基础上，金智荣等[3]探究了不同粒径支撑剂对裂缝导流能力的影响；M G Much等[4]在实验中加入时间、温度等因素对不同支撑剂的影响，进而探究各种因素对充填层导流能力的伤害评估；王雷等[5]研究了防回流纤维对裂缝内支撑剂导流能力的影响，探究不同粒径支撑剂在纤维以及压裂液影响下的导流能力。导流能力的影响因素及支撑剂的运用是目前研究提高油气采收率关注的重点之一，然而，部分文献[6-7]未考虑支撑剂的排列方式对充填层的导流能力及储层应力敏感性的影响。

针对支撑剂充填层对应力敏感性和导流能力的影响实验还不够完善，大量文献研究集中于各种影响因素，或定量研究充填层形变理论模型研究，而未曾考虑支撑剂充填层的排列方式。笔者分别设计2种排列方式(铺砂浓度、铺砂空间)的充填层及4种充填程度(铺砂浓度和铺砂空间分别设为各自100%、80%、60%、40%初始充填层)，用2种实验方式(储层应力敏感性实验和导流能力测试实验)进行对比分析，通过函数模型拟合等方法，分析充填层的排列方式对储层应力敏感性和导流能力的影响，最后总结提出支撑剂运用研究思路和现实油气田开发中的应用。

1 储层应力敏感性实验

将岩心放入岩心夹持器中，通过计算机控制所需的围压[6-7]。由出口处计算出流量，获取所需数据。实验为液泵驱动，工作压力为0.5 MPa，最小流速为0.01 mL/min。实验支撑剂采用20/40目球体陶瓷颗粒填充，初始铺砂浓度设为10 kg/m2，各岩心均填充不同的方式和程度的支撑剂。

实验步骤：①对岩心进行人工裂缝和支撑剂填充处理。②初始铺砂浓度设为10 kg/m2，梯次百分比设为100%、80%、60%、40%；后将铺砂浓度为10 kg/m2的排列方式设为初始铺砂空间，梯次百分比设为100%、80%、60%、40%。③将已填充支撑剂的岩心放入夹持器中，进行实验。④改变实验中的围压，分别设为5、10、15、20、25、30、35 MPa，测出岩心渗透率数据。⑤观察各个岩心在不同有效应力下的渗透率变化规律，得出结论。

1.1 不同的填充方式

取自塔里木吐格尔明段同一地层的样块，取出7块岩心制造人工裂缝，填充支撑剂，分为2组。对2组具有近似初始渗透率的致密岩心进行实验(图1、图2)。

图1 不同铺砂浓度充填层Fig.1 Filling layer with different sand laying concentration

图2 不同铺砂空间充填层Fig.2 Filling layers in different sand laying spaces

对7块岩心进行应力敏感性实验，观察各岩心孔隙度和渗透率的变化曲线(图3、图4)。实验结果显示：2组岩心的渗透率和孔隙度均随着有效应力的增大而降低，造成岩心损失率。其中，随着有效应力的增大，孔隙度损失率相对较小，实验后7块岩心的孔隙度处于同一数量级；相对岩心渗透率损失较大，且实验后7块岩心的渗透率彼此间存在明显差距，当有效应力在5～10 MPa时，不同铺砂浓度充填层的岩心渗透率损失接近，而铺砂空间的岩心渗透率相对较高，随着有效应力的增大，充填层中整体支撑剂含量较低的岩心渗透率急剧下降，表现出较强的应力敏感性。

1.2 2种填充方式对比分析

对铺砂浓度和铺砂空间充填层同为80%的致密岩心进行对比实验，并对所得数据进行函数拟合(图5)。结果显示，随着有效应力的增加，2块岩心的渗透率下降规律呈现出“先陡后缓”2段式递减，80%铺砂浓度充填层致密岩心的临界压力为16.08MPa，80%铺砂空间充填层致密岩心的临界压力为17.13 MPa，前半段体现裂缝储层渗透率的应力敏感性，后半段体现基质渗透率的应力敏感性。

图3 不同铺砂浓度充填层致密岩心孔隙度和渗透率应力敏感性Fig.3 Porosity and permeability stress sensitivity of dense core with different sand laying concentration

图4 不同铺砂空间充填层致密岩心孔隙度和渗透率应力敏感性Fig.4 Porosity and permeability stress sensitivity of dense core in different sand laying spaces

图5 80%铺砂浓度与80%铺砂空间充填层致密岩心应力敏感性函数拟合对比Fig.5 Fitting comparison between 80% sand laying concentration and 80% sand laying space filling layer tight core stress sensitivity function

对铺砂浓度和铺砂空间充填层同为60%的致密岩心进行对比实验，并对所得数据进行函数拟合(图6)。如图6所示，对比发现2块岩心有效应力的分界点接近，60%铺砂浓度充填层岩心为17.21 MPa，60%铺砂空间充填层岩心为17.24 MPa，且2块岩心斜率分别为-0.067、-0.045。当岩心裂缝处于开启状态时，是油气渗流的主要通道，前半段升高相同程度的有效应力时，60%铺砂浓度充填层岩心渗透率损失更严重。

图6 60%铺砂浓度与60%铺砂空间充填层致密岩心应力敏感性函数拟合对比Fig.6 Fitting comparison of stress sensitivity function between 60% sand laying concentration and 60% sand laying space filling layer

2 导流能力测试实验

2.1 实验原理

将导流能力测试实验按照线性流设计，确保地层水在稳定的流速下通过岩心[8-10]。根据达西定律推导支撑剂充填层导流公式：

式中，K为支撑剂充填层渗透率；Wf为支撑剂充填层厚度；μ为黏度；Q为流量；Δρ为压差。

2.2 铺砂浓度的影响

支撑剂采用20/40目球体陶瓷颗粒，设初始铺砂浓度为10 kg/m2，实验中所需的4块岩心铺砂浓度百分比逐次为：100%、80%、60%、40%。不同铺砂浓度充填层致密岩心的导流能力实验结果如图7所示。实验数据表明，4块岩心的导流能力均随闭合压力的增大而降低，当闭合压力增加到70 MPa时，导流能力下降70%以上。实验中，铺砂浓度相对较高的充填层，其导流能力相对较大。其中，以80%铺砂浓度充填层的导流能力大于初始铺砂浓度充填层，说明当铺砂浓度大于某个临界值时，导流能力会随之降低；此外，初始铺砂浓度充填层与80%铺砂浓度充填层的导流能力差距值在10～60 MPa闭合压力区间保持稳定，当闭合压力在60～70 MPa时，导流能力差距值逐渐接近，而60%铺砂浓度充填层与40%铺砂浓度充填层的导流能力差距值在闭合压力10～40 MPa闭合压区间已逐渐减小，随闭合压力的增大，2块岩心的导流能力近乎一致。

图7 不同铺砂浓度充填层致密岩心导流能力对比Fig.7 Comparison of dense core conductivity of different sand laying concentration filling layers

2.3 空间密度的影响

将初始铺砂浓度为10 kg/m2充填层设为初始铺砂空间充填层，梯次百分比设为100%、80%、60%、40%。不同铺砂空间充填层致密岩心的导流能力实验结果如图8所示。实验结果显示，初始阶段，当闭合压力为10 MPa时，支撑剂与岩心表面接触，可以支撑裂缝，形成大孔径裂缝通道，促使4块岩心有着较大的初始导流能力；随着闭合压力的增大，较大铺砂空间充填层有着良好的导流能力，较低铺砂空间充填层难以支撑，支撑剂发生形变或嵌入，导致导流能力迅速下降；80%铺砂空间充填层的导流能力损失率约63.7%，优于初始铺砂空间充填层，而40%与60%铺砂空间充填层的岩心在闭合压力30～70 MPa区间的导流能力近乎一致，表明低铺砂空间充填层中的支撑剂更易于发生形变、破碎或嵌入储层表面，不能为裂缝提供良好的导流空间。

图8 不同铺砂空间充填层致密岩心导流能力对比Fig.8 Comparison of dense core conductivity of filling layers in different sand laying spaces

3 在油气田开发中的应用

国内外学者主要对支撑剂的类型、粒径和铺砂浓度对裂缝导流能力的影响进行研究[11]。然而，此次实验结果得出，部分支撑面由充填层支撑，形成桥梁式的通道，可以有效提高充填层的导流能力。现场油气开采过程中，人工压裂裂缝在储层的内部形成复杂的网状结构，是实验室中岩心难以模拟的重要因素之一[12-15]。实验中，充填层的排列排列不适用于现实中油气开采现场应用，针对此难题，提出基本的解决思路[16]。

铺砂排列效果如图9所示。对裂缝填充支撑剂时，选择合适的方位、浓度大小等因素，使不同的铺砂浓度充填层交替填入裂缝不同位置，使较高的铺砂浓度充填层形成支撑桥梁，较低的铺砂浓度充填层作为导流通道。

图9 铺砂排列效果Fig.9 Arrangement effect of sand laying

4 结论

(1)2种铺砂方式均存在当充填层中支撑剂含量较少时，随有效应力或闭合压力的增大，支撑剂难以支撑储层表面，渗透率和导流能力迅速下降。原因：①低含量支撑剂铺置方式更易发生形变、破碎或嵌入储层表面等现象；②非均匀支撑剂铺置方式，由于存在受力面积小等原因，会导致所受压力增加。

(2)通过储层应力敏感性实验结果表明，岩心的渗透率下降规律呈现出“先陡后缓”2段式递减，80%铺砂浓度充填层岩心的临界压力为16.08 MPa，80%铺砂空间充填层岩心的临界压力为17.13 MPa，表明铺砂空间排列方式可以减缓应力敏感性；此外，导流能力测试实验结果表明，当闭合压力在10～70 MPa时，80%铺砂空间充填层的导流能力明显高于80%铺砂浓度充填层的导流能力。总体说明支撑剂的排列方式对应力敏感性和导流能力有着不可忽视的影响。

(3)对于油气田开发中的应用，提出把充填层看作桥梁支架，可摆脱支撑剂运用的固有思维，通过结构设计获得更多更有效的运用方法，以实现改造提高储层的导流能力，进而达到提高采收率的目的。

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