变黏滑溜水裂缝内携砂运移特征研究

任伟，张宝岩，王贤君，张浩，吴浩兵

变黏滑溜水裂缝内携砂运移特征研究

任伟1,2，张宝岩1,2，王贤君1,2，张浩1,2，吴浩兵1,2

（1. 中国石油大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆 163000； 2. 黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江 大庆 163000）

滑溜水在裂缝中的携砂运移规律，对指导滑溜水压裂实践有重要意义。采用可视化平行板裂缝模拟装置，测试了不同注入参数组合的输砂剖面。结果表明，造缝滑溜水+70～140目支撑剂+8%砂比时，滑溜水携砂能力好，裂缝入口端未出现砂堤，支撑剂对裂缝的充填不充分；在低黏滑溜水+40～70目支撑剂+15%砂比和高黏滑溜水+20～40目支撑剂+20%砂比条件下，裂缝填砂量较大，深部裂缝砂堤较高，但裂缝入口处充填差；随着施工排量的增加，几种组合模式均表现出砂堤前缘距入口距离增大，前缘高度减小，平衡高度变化不大的情况。注入组合是影响砂堤形态的重要因素，不同注入参数组合模式对应的砂堤形态和表征参数相差较大，现场需对组合模式进行优化，提高入口处裂缝的导流能力。

滑溜水； 运移规律； 前缘位置； 平衡高度； 砂堤形态

1 实验设备和材料

1.1 实验设备

大型可视化平行板裂缝模拟装置如图1所示，其规格为3.000 m×0.500 m×0.004 m（通过文献调研及现场数据资料反馈，一般认为水力压裂形成的裂缝宽度为0.004 m，为模拟裂缝真实情况，设定裂缝宽度为0.004 m），江苏迪航新能源科技有限公司设计生产，由6块裂缝单元组装而成；DV⁃Ⅲ ULTRA旋转黏度仪，BROOKFIELD 公司生产；304不锈钢离心泵2台，排量分别为18、8 m3/h，上海人民机电设备有限公司生产；SKISIA搅拌电机3台，转速为0～1 680 r/min，厦门伊诗图电气有限公司生产；混砂罐3具，规格为直径0.8 m、高1.5 m，带锥形下开口，江苏中宁塑业有限公司生产；压力表、流量传感器、5个调频器，由江苏沭阳县东方电子元件厂生产。

图1　大型可视化平行板裂缝模拟装置主体结构

1.2 实验材料

1.3 室内排量与现场排量的转换方法

室内排量与现场排量的计算存在差异。为使实验结果能更直观地反映实际情况，达到指导滑溜水压裂施工设计的目的，需要将室内测试排量转换为现场排量。

若压裂液在室内平行板裂缝中流速与地层裂缝实际流速相同，则实验管道中的流量与地层裂缝中流量转换公式推导过程为：

式中，为压裂液在室内平行板裂缝中的流速，m/s；为室内流量，m3/h；为平行板裂缝缝宽，mm；为平行板裂缝高度，mm；为压裂液在地层裂缝中的实际流速，m/s；为地层裂缝中的流量，m3/min；为地层裂缝缝宽，mm；为地层裂缝高度，mm。

2 实验方法和步骤

（1）打开总电源，启动操控台，将所有数据清零。（2）检查管路，确保实验用管线上的所有阀门均处于对应状态。（3）根据实验方案，在混砂罐内加水至设计高度，同时启动搅拌电机到设定转速，缓慢加入称取的聚合物粉末，待聚合物溶胀2 h测其黏度。（4）按设计用量称取支撑剂并加入储液罐中，保持搅拌电机一直搅动，使压裂液与支撑剂混合均匀，控制转速，预防支撑剂堵塞。（5）将摄像机对准实验装置并调好焦距、定焦；通过调频器设定调控离心泵至设计排量，启动“大型可视化平行板裂缝模拟系统”。（6）开启离心泵，通过水罐循环，排出管路气体；调整阀门，实现携砂罐排砂内循环，确保一次性泵砂；打开摄像机录制携砂液输送过程。（7）调阀门泵砂，当支撑剂铺置形态稳定时关闭离心泵、阀门和摄像机。（8）用清水大排量清洗裂缝、管路，直到无支撑剂残留。（9）对摄制录像进行图像处理，获取有关砂堤形态。（10）设定下一个实验排量，重复（5）-（9）步骤直至一套实验方案完成。

3 实验方案

为了比较分析不同黏度滑溜水、不同规格石英砂在不同砂比下砂体在裂缝内的堆积形态、充填效果，设计了表1所示实验方案。

表1　裂缝内单一粒径支撑剂裂缝充填效果实验方案

4 结果与分析

4.1 造缝滑溜水+70～140目粉砂

图2为方案1在裂缝内充填稳定时的形态。

图2　造缝滑溜水+70～140目石英砂时4个排量下的砂堤形态

由图2可知，排量为5.1、6.6、7.4、8.2 m3/min对应的砂堤前缘距入口距离分别为25.0、37.0、47.0、50.0 cm；各排量下对应的砂堤平衡高度约占裂缝高度的2/5，即20.0 cm左右；砂堤前缘离滑溜水入口近，砂堤高度低，随着砂堤前缘距入口距离的增加，砂堤高度明显增加，大约在砂堤前缘距入口距离100.0 cm后，砂堤高度变化不大，总的形态差别不大，但呈现多个凹凸面。分析认为，随砂子的沉降堆积，砂堤高度增加，致使裂缝可流动面减小，此截面的线性流速增大，对紧随其后的砂堤有冲刷作用，致使砂堤高度变小，流速变小，砂子的沉降相对加大，砂堤高度再次增加，如此重复，便形成多个凹凸顶面。在支撑剂规格与砂比、压裂液黏度相同的情况下，随排量增加，压裂液线速度增大，支撑剂沉降达到平衡所需时间变长，平衡高度变小，砂堤前缘距入口距离增加。

图3为造缝滑溜水+70～140目石英砂在排量为7.4 m3/min时不同时刻的砂堤形态。由图3可知，支撑剂进入裂缝后快速充满整个裂缝，并有小量支撑剂开始下沉，以后部居多，前端较少；随时间和注入量增加，支撑剂的沉降量慢慢变大，5 min后砂堤前缘约在51.0 cm，砂堤高度在12.0～13.0 cm，有少量的凹凸面；10 min后砂堤前缘距入口距离变化不明显，但砂堤高度有一定程度增加，为16.0～17.0 cm，凹凸面开始变大；15 min后砂堤前缘距入口距离增加缓慢，约在48.0 cm处砂堤高度增加到20.0 cm，砂堤后面的凹凸面变得平缓，基本处于动平衡状态，砂堤前缘和高度变化不明显，但前部存在明显凹凸，与入口前部受到的流体冲击大有关；20 min后砂堤前缘距入口距离约为47.0 cm，砂堤高度基本在20.0 cm波动，砂堤凹凸面进一步变小，凹处充填更多石英砂；入口前部受注入滑溜水冲击，砂堤呈斜切面，后部基本平行，高度基本稳定，达到平衡高度。

图3　造缝滑溜水+70～140目石英砂在7.4 m3/min排量下不同时刻的砂堤形态

造缝滑溜水+70～140目石英砂在上述4个排量下未在入口端出现砂堤，砂堤平衡高度为20.0 cm左右，并且整体沉砂量少。分析认为，尽管造缝滑溜水黏度较低，但由于石英砂的粒径小，且有较大排量或流速，造缝滑溜水具备较好的携带能力，导致支撑剂对裂缝的充填不够饱满充分，单纯使用粉砂级粒径具有局限性。在致密油气或页岩油气体积压裂现场施工后期，需要添加大粒径和高砂比支撑剂，以防出现“包饺子”现象，避免裂缝端口流动能力过低。

4.2 低黏滑溜水+40～70目小粒径石英砂

图4为方案2在裂缝内达到平衡砂堤高度时的裂缝充填形态。

图4　低黏滑溜水+40～70目小粒径支撑剂在不同排量下的砂堤形态

由图4可知，在排量为5.1 m3/min时，砂堤前缘高度为10.5 cm，砂堤平衡高度为10.0～30.0 cm，砂堤前部平衡高度小，后部较大，砂堤顶部存在6个凹凸面；在排量为6.6 m3/min时，砂堤前缘高度为6.5 cm，砂堤平衡高度在7.5～32.0 cm，砂堤前部平衡高度小，后部较大，砂堤顶部有4个凹凸面，后面顶部凹凸幅度小；在排量分别为8.2、10.5 m3/min时，随排量增大，砂堤前缘高度进一步降低，砂堤平衡高度略有降低，甚至不变，维持在32.0 cm左右，砂堤前部的平衡高度变小，而后部趋于平坦，尽管砂堤顶部也有少量凹凸面。砂堤前缘高度和砂堤前部平衡高度随排量增大而降低，分析认为与携砂液入口端的排量增大、流体流动拖拽力增大有关；随排量增大，砂堤中、后部的平衡高度变化不大，甚至更平坦，凹凸面较少，与理论上平衡高度减小、顶部凹凸明显不一致，原因在于携砂液是循环使用的，与携砂液在长时间内的高速搅拌剪切实验有关，一定程度上降低了携砂液的黏度，实测结果证实存在这种现象，但对其进行定量分析具有一定难度。

图5为低黏滑溜水+40～70目小粒径石英砂在排量为8.2 m3/min时的砂堤形成过程。由图5可知，注入滑溜水携砂液5 min后，砂堤前缘距入口距离大约为37.5 cm，砂堤前缘高度极小，大约为1.0 cm，在砂堤前缘距入口距离81.0 cm处达到相对稳定高度，约为28.5 cm，砂堤顶面存在明显凹凸面；10 min后砂堤前缘距入口距离为12.5 cm，前缘尖端细小，但砂堤前缘明显前移，砂堤前缘高度基本在81.0 cm处达到平衡，约为32.0 cm，砂堤后部相对变得平缓；15 min后砂堤整体前移，前缘进一步前移到入口端，砂堤高度小，只有少量石英砂沉积，砂堤平衡高度基本稳定在32.0 cm左右，砂堤顶部比较平缓，上部携砂液流速快而稳定；20 min后砂堤整体向前稍有移动，砂堤前缘高度有所增加，但前缘的充填很不充分。

图5　低黏滑溜水+40～70目小粒径支撑剂在8.2 m3/min排量下砂堤形成过程

从方案2的砂堤形成看，达到了平衡砂堤，排量越大，砂堤前缘距入口距离越大，前缘高度越小，砂堤平衡高度越小，但是这种现象不是很明显；大排量注入低黏滑溜水携砂液，普遍存在砂堤前缘高度过小的情况，现场施工中容易下沉，裂缝在入口处闭合，严重降低裂缝导流能力，需要现场调整砂比、支撑剂规格、排量等，通过“尾追”措施，减小其影响。

4.3 高黏滑溜水+20～40目大粒径石英砂

采用相同方法进行方案3的携砂充填裂缝形态实验，结果如图6所示。由图6可知，其变化趋势、规律与前述的造缝滑溜水+70～140目粉砂和低黏滑溜水+40～70目小粒径石英砂的情况基本一致，区别在于砂堤前缘距入口距离、前缘高度、平衡砂堤高度等参数的具体值稍有不同；当排量足够大时，砂堤前缘距入口距离和平衡高度明显变小，对裂缝的充填不利，表明实际现场作业过程中，需要对排量、携砂液黏度、砂比和支撑剂规格等参数进行优化，以获得好的裂缝充填形态，达到较好的裂缝导流效果。

图6　高黏滑溜水+20～40目大粒径支撑剂在不同排量下的砂堤形态

图7　高黏滑溜水+20～40目大粒径支撑剂在8.2 m3/min排量下的砂堤形成过程

4.4 裂缝充填形态主要参数对比

3种注入参数组合模式、不同排量下，砂堤前缘距入口距离、前缘高度及达到平衡砂堤时的高度如表2所示。

表2　滑溜水携砂液充填裂缝形态参数比较

由表2可以看出，在一种具体注入模式下，普遍表现出随排量增大，砂堤前缘距入口距离增大，而前缘高度减小，平衡高度变化不大；不同注入参数组合模式对前缘位置的影响比较明显，模式1在4个排量下砂堤前缘距入口距离大，入口端没有支撑剂，这与排量较大、支撑剂粒径小、砂比较低有密切关系，造缝滑溜水的拖拽力比较大，现场施工容易形成“包饺子”，需要进行“尾追”措施；模式2的前缘位置在入口处，沉积有砂，随排量增大，前缘高度变化明显，当前缘高度仅有1.5 cm时，入口处导流能力很低，近似“包饺子”，需要进行“尾追”；模式3的砂堤前缘距入口距离变化明显，当排量较小时，砂堤前缘在入口处，前缘高度和砂堤的平衡度较为理想，当排量增加到一定程度，如9.8 m3/min时，尽管支撑剂粒径大、砂比高，但由于携砂液具有较高黏度，配合合适的排量，也形成了砂堤前缘距入口距离大、前缘高度小的情况，入口处砂堤形态差，同样需要进行“尾追”措施，补强入口处的砂埋形态。可见，排量需要优化，多个施工参数更需要进行组合优化。从表2还可以看出，支撑剂粒径大、砂比高有利于提高支撑剂对裂缝的充填效果，但不是简单采用这种组合模式就能满足要求；不同注入参数组合模式形成的砂堤形态不同，而且差异较大，表明注入模式是影响砂堤形态的重要方面；非常规改造大液量施工，排量比较大，实验室内难以满足。砂堤前缘在入口处，前缘高度比较大时，施工后期需要采取“尾追”措施。压裂施工过程中无论是提高砂比还是增大支撑剂粒径，或者适度降低排量，都需要考虑改善入口处支撑剂的填充程度。

5 结 论

（1）高黏滑溜水+大粒径+高砂比形成的砂堤前缘距入口距离相对最小，平衡砂堤大，充填较为充分。

（2）不同组合模式对砂堤形态影响明显，表征砂堤的特征参数相差较大，在设计施工方案时有必要对组合模式进行优化，其中排量的优化是一个重要方面。

（3）非常规油气藏大规模改造时，排量大，易形成前缘距入口距离大、前缘高度小，出现“包饺子”现象，有必要在施工后期采取“尾追”等措施，提高入口处的裂缝导流能力。

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Sand⁃Carrying Migration Characteristics of Variable⁃Viscosity Slick Water in Fracture

Ren Wei1,2， Zhang Baoyan1,2， Wang Xianjun1,2， Zhang Hao1,2， Wu Haobing1,2

（1.Oil Production Engineering Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co.， Ltd.， Daqing Heilongjiang 163000，China；2.Heilongjiang Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation and Injection，Daqing Heilongjiang 163000， China）

The sand⁃carrying migration law of slick water in fractures is of great guiding significance to the practice of slick water fracturing.Sand transport profiles with different injection parameter combinations were tested by a visual parallel plate fracture simulator.The results show that the sand⁃carrying capacity of the slick water is favorable under the combination of slick water for fracturing +70～140 mesh proppant +8% sand ratio.In this case,no sand banks are observed at the fracture inlets,and the proppant does not fill the fractures adequately,under the combinations of low⁃viscosity slick water +40～70 mesh proppant +10% sand ratio and high⁃viscosity slick water +20～40 mesh proppant +20% sand ratio, the amount of sand filling fractures is large, and the sand banks in deep fractures are high,while the filling at fracture inlets is poor.With the increase in construction displacement, the various combination modes all exhibit growing positions of the front edges of the sand banks, decreasing heights of front edges, and insignificant changes in balance heights. Injection combination is an important aspect affecting the sand bank pattern. The sand bank patterns and characterization parameters corresponding to different injection parameter combination modes vary greatly. Therefore, the combination mode needs to be optimized on site to improve the conductivity of fractures at the inlet.

Slick water； Migration law； Front edge position； Balance height； Sand bank pattern

TE357.1

A

10.3969/j.issn.1006⁃396X.2022.02.004

1006⁃396X（2022）02⁃0022⁃07

2021⁃03⁃10

2021⁃04⁃23

国家科技重大专项“松辽盆地致密油开发示范工程”资助项目(2017ZX05071)。

任伟（1986⁃），男，硕士，工程师，从事油气藏增产改造技术及提高油气采收率方面研究；E⁃mail：249688960@qq.com。

张宝岩（1990⁃），男，硕士，工程师，从事油气藏增产改造技术及提高油气采收率方面研究；E⁃mail：369499907@qq.com。

（编辑 王戬丽）