王 雷，邵俊杰，韓晶玉，侯騰飛，程相征，賀雨南，伍 飛，莫司琪

(中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249)

?

通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力影響因素研究

王 雷，邵俊杰，韓晶玉，侯騰飛，程相征，賀雨南，伍 飛，莫司琪

(中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249)

為了研究高速通道壓裂裂縫內(nèi)的支撐規(guī)律及裂縫導(dǎo)流能力，利用FCES-100導(dǎo)流儀對砂巖巖板進行室內(nèi)導(dǎo)流能力測試。對比通道壓裂鋪砂與連續(xù)鋪砂裂縫導(dǎo)游能力的差異，分析了纖維濃度、鋪砂方式和支撐劑類型對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響。實驗結(jié)果表明：低閉合壓力下，通道壓裂裂縫比連續(xù)鋪砂裂縫導(dǎo)流能力大，隨著閉合壓力增加，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力下降速度更快；纖維纏繞支撐劑形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，增加支撐劑團的穩(wěn)定性，壓裂液中最佳纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%；支撐劑團的面積變化系數(shù)越大，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力越低；支撐劑團塊總面積大有利于增大通道壓裂裂縫承壓能力，但總面積過大裂縫導(dǎo)流能力反而會降低；對比通道壓裂中3種支撐劑，覆膜砂的效果最好，其次是陶粒，石英砂效果最差。

通道壓裂；裂縫導(dǎo)流能力；鋪砂方式；支撐劑類型；纖維濃度

王雷，邵俊杰，韓晶玉，等.研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2016，31(3):52-56.

WANG Lei,SHAO Junjie,HAN Jingyu，et al.Study on infleuence factors of channel fracturing fracture seepage ability[J].Journal of Xi'an Shiyou University(Natural Science Edition),2016,31(3):52-56.

引　言

高速通道壓裂是通過支撐劑不均勻充填來實現(xiàn)的。支撐劑顆粒之間不均勻鋪置形成支撐劑團，提供油氣流動的高導(dǎo)流通道，滲透率接近于無限大。通道壓裂使地層流體在人工裂縫中的流動不再局限于支撐劑間的孔隙，導(dǎo)流能力比常規(guī)壓裂高幾個數(shù)量級。通道壓裂有以下優(yōu)點：實現(xiàn)不均勻支撐劑充填；無支撐劑壓裂液和纖維束混合使用，事故率降低；由于支撐劑團存在，擴大壓裂區(qū)域，裂縫導(dǎo)流能力提高[1-4]。通道壓裂液中添加纖維后，增產(chǎn)效果顯著。纖維在通道壓裂中具有攜砂、固砂、減阻、助返排等作用[5-6]。2010年，Gillard等[7]首次提出通道壓裂，介紹了該工藝的技術(shù)要求，論證了其合理性和可行性，改進了通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的計算方法，原有的達西公式不再適用，采用了斯托克斯公式來計算導(dǎo)流能力。通過理論研究、實驗驗證得出了通道壓裂的導(dǎo)流能力比常規(guī)壓裂高幾個數(shù)量級。2011年，Turner等[8]闡述了通道壓裂在多級壓裂返排中的優(yōu)勢。通道壓裂不需要在每一級壓裂完后立即返排，大大縮短了作業(yè)時間，提高了作業(yè)效率。通道壓裂井180 d的歸一化產(chǎn)量比常規(guī)壓裂井高出19%。2012年，M.Samuelson[9]提出通道壓裂技術(shù)和常規(guī)壓裂產(chǎn)生的縫高和縫寬相似，同時提出將通道壓裂與混合壓裂結(jié)合，使用滑溜水作為前置液，再注入交聯(lián)凍膠壓裂液。同年，A.Sadykov等[10]介紹了通道壓裂在Taylakovskoe地區(qū)的應(yīng)用，得出通道壓裂產(chǎn)油指數(shù)Jd高于常規(guī)壓裂。他將通道壓裂的應(yīng)用范圍進一步拓寬，在油水過渡帶應(yīng)用通道壓裂技術(shù)后減少了水侵量，并將通道壓裂技術(shù)應(yīng)用到重復(fù)壓裂中，取得增產(chǎn)效果。2013年，A.Medvedev等[11]研究了支撐劑在泵注入過程和裂縫運移過程中的穩(wěn)定性，進行了多種脫砂實驗，室內(nèi)實驗分析了不同地區(qū)應(yīng)用通道壓裂后的導(dǎo)流能力和裂縫半長的變化情況。本文對比了通道壓裂鋪砂與連續(xù)鋪砂的區(qū)別，室內(nèi)實驗分析了纖維濃度、鋪砂方式和支撐劑類型對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響。實驗結(jié)果對通道壓裂現(xiàn)場施工具有一定的指導(dǎo)意義。

1　實驗裝置及實驗方法

1.1實驗儀器及材料

主要實驗設(shè)備：FCES-100導(dǎo)流儀，可以模擬地層條件下液體的流動，通過測量導(dǎo)流室進出口壓差及流量來計算導(dǎo)流能力。

主要實驗材料：砂巖巖板，長17.7 cm，寬3.8 cm，厚1.5 cm，端部呈半圓形。支撐劑為S-1陶粒、C-5覆膜砂、T-1石英砂，粒徑都為40/70目。QJC纖維，長度為12 mm。

1.2實驗方法

連續(xù)鋪砂導(dǎo)流能力測試實驗：巖板放入導(dǎo)流室，根據(jù)鋪砂濃度和巖板面積計算支撐劑質(zhì)量，將支撐劑均勻鋪置于巖板表面，測試導(dǎo)流能力。

通道壓裂導(dǎo)流能力測試實驗：根據(jù)鋪砂濃度和支撐劑團的面積計算每個支撐劑團的質(zhì)量。纖維和支撐劑按照設(shè)定的比例攪拌均勻，至穩(wěn)固成團為止。巖板放入導(dǎo)流室，將鏤空的鋼圈放置在巖板上，支撐劑團加入鋼圈內(nèi)壓實，測試導(dǎo)流能力。

閉合壓力范圍：10～90 MPa每隔10 MPa測試一個壓力點，每個點測試1 h，流體速度2～5 mL/min。

2　實驗結(jié)果及其分析

2.1通道壓裂鋪砂與連續(xù)鋪砂導(dǎo)流能力比較

選擇不同鋪砂方式進行導(dǎo)流能力測試，比較通道壓裂鋪砂導(dǎo)流能力與連續(xù)鋪砂導(dǎo)流能力。支撐劑選用陶粒，鋪砂濃度為10 kg/m2、5 kg/m2，實驗參數(shù)如表1。

表1　不同鋪砂方式導(dǎo)流能力測試實驗方案

按照上述方案進行實驗，通道壓裂鋪砂形態(tài)和連續(xù)鋪砂形態(tài)見圖1。

圖1　不同鋪砂方式Fig.1　Different proppant laying methods

圖2為導(dǎo)流能力與閉合壓力的半對數(shù)曲線圖，對比了不同鋪砂方式及鋪砂濃度對壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響。無論是何種鋪砂方式，高鋪砂濃度所測得的導(dǎo)流能力更大。隨著閉合壓力增大，導(dǎo)流能力均下降，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力下降幅度更大。

圖2　鋪砂方式對導(dǎo)流能力的影響Fig.2　Influence of proppant laying methods on fracture seepage ability

鋪砂濃度都為10 kg/m2，當(dāng)閉合壓力為10 MPa時，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力是連續(xù)鋪砂裂縫的1.89倍；當(dāng)閉合壓力小于20 MPa時，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力一直高于連續(xù)鋪砂裂縫；當(dāng)閉合壓力高于30 MPa時，通道壓裂裂縫比連續(xù)鋪砂裂縫導(dǎo)流能力小。原因主要有2點：在高閉合壓力下，支撐劑團被壓散，無法穩(wěn)固支撐，導(dǎo)致鋪砂濃度降低；其次在高閉合壓力下，支撐劑團相對于連續(xù)鋪砂更容易嵌入砂巖巖板中。當(dāng)鋪砂濃度為5 kg/m2時，出現(xiàn)類似的現(xiàn)象。

2.2纖維濃度對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響

為了研究纖維濃度對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響，選用長度為12 mm的纖維與陶?；旌蠑嚢?，纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0%、0.3%、0.5%、0.7%，測試不同纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的導(dǎo)流能力。

圖3為不同纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)下通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力與閉合壓力的半對數(shù)曲線?？梢娫诘烷]合壓力下，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力隨纖維濃度的增大而增加。隨著閉合壓力增大，支撐劑團被壓散，支撐劑層被壓實，存在于支撐劑孔隙間的纖維對孔隙起到阻塞作用，導(dǎo)流能力減小。因此，在高閉合壓力下，0.5%纖維加量的效果比0.7%纖維加量效果好。從攜砂能力角度考慮，纖維濃度增加，有利于增大攜砂能力，纖維濃度不宜過低。因此纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%最佳。

圖3　纖維濃度對導(dǎo)流能力的影響Fig.3　Influence of fiber concentration on fracture seepage ability

2.3鋪砂形態(tài)對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響

研究鋪砂形態(tài)對通道壓裂導(dǎo)流能力影響實驗基本參數(shù)設(shè)計以及實驗前后參數(shù)變化見表2。其中方案4采用5個直徑為1.42 cm的支撐劑團塊和4個直徑為1 cm的支撐劑團塊組合鋪砂方式。

根據(jù)上述實驗方案，支撐劑團塊導(dǎo)流能力測試實驗前后鋪置形態(tài)如圖4。

面積變化系數(shù)為實驗后支撐劑團塊總面積與實驗前支撐劑團塊總面積的比值。由于支撐劑團塊在閉合壓力下被壓散，面積變化系數(shù)都大于1。面積變化系數(shù)越小，支撐劑團塊的穩(wěn)定性越強。

圖5為不同鋪砂方式下裂縫導(dǎo)流能力與閉合壓力的半對數(shù)曲線。方案1的鋪砂濃度為10 kg/m2，方案2的鋪砂濃度為5 kg/m2，支撐劑團塊數(shù)都為4，團塊直徑都為3.28 cm。方案2的鋪砂濃度小，在高閉合壓力下導(dǎo)流能力卻大于方案1。 對比方案1和2實驗后的照片可知，方案1的支撐劑團塊穩(wěn)定性差，在高閉合壓力下被壓散，導(dǎo)致其導(dǎo)流能力降低。方案1和2的面積變化系數(shù)分別為1.66、1.18，通過面積變化系數(shù)也能看出方案1的支撐劑團塊穩(wěn)定性差。因此支撐劑團塊的穩(wěn)定性和承壓能力對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力影響大。

表2　不同鋪砂形態(tài)的裂縫導(dǎo)流能力實驗方案及結(jié)果

圖4　不同鋪砂形態(tài)Fig.4　Different proppant laying forms

圖5　鋪砂方式對導(dǎo)流能力影響Fig.5　Influence of proppant laying forms on fracture seepage ability

方案3中有5個支撐劑團塊，直徑都為1.42 cm，方案4在方案3的基礎(chǔ)上增加了4個直徑為1 cm的支撐劑團塊。方案3、4實驗前支撐劑團塊總面積分別為7.92 cm2、11.06 cm2。方案3的形變量系數(shù)比方案4大0.25，方案3中支撐劑團穩(wěn)定性稍差。由圖5可以看出方案3的導(dǎo)流能力比方案4大。這說明支撐劑團塊在能承受住閉合壓力的條件下，團塊總面積過大，反而會阻擋液體的流動，導(dǎo)致導(dǎo)流能力降低。

2.4支撐劑類型對通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響

為了研究不同類型支撐劑對砂巖通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響，選用陶粒、石英砂、覆膜砂作為支撐劑，測量不同閉合壓力下的導(dǎo)流能力。鋪砂濃度均為5 kg/m2，團塊直徑為1.42 cm。

圖6為導(dǎo)流能力與閉合壓力的半對數(shù)曲線，可以看出使用覆膜砂的效果最好，其次是陶粒，石英砂效果最差。覆膜砂表面有樹脂包裹，在高閉合壓力下變形重塑，化點接觸為面接觸， 增大受力面積，不易破碎。陶粒強度較大，不易發(fā)生破碎，但在高閉合壓力下易嵌入巖層，導(dǎo)流能力隨之降低。當(dāng)閉合壓力超過30 MPa，石英砂會大量破碎，難以支撐起高速通道裂縫。

圖6　支撐劑類型對導(dǎo)流能力影響Fig.6　Influence of proppant types on fracture seepage ability

3　結(jié)　論

(1)低閉合壓力下，通道壓裂鋪砂裂縫比連續(xù)鋪砂裂縫導(dǎo)流能力大，隨著閉合壓力增加，通道壓裂鋪砂裂縫導(dǎo)流能力下降速度更快；在高閉合壓力下，通道壓裂鋪砂裂縫比連續(xù)鋪砂裂縫導(dǎo)流能力小。

(2)纖維可以纏繞支撐劑形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，增加支撐劑團的穩(wěn)定性。最佳纖維質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%。

(3)支撐劑團塊的面積變化系數(shù)越大，支撐劑團越不穩(wěn)定，通道壓裂裂縫導(dǎo)流能力越低；支撐劑團塊總面積大有利于增大通道壓裂裂縫承壓能力，但總面積過大反會增加滲流阻力，降低裂縫導(dǎo)流能力。

(4)對比通道壓裂中3種支撐劑，覆膜砂的效果最好，其次是陶粒，石英砂效果最差。

[1]劉向軍.高速通道壓裂工藝在低滲透油藏的應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率,2015,22(2):122-126.

LIU Xiangjun.Application of hiway technology in the low permeability reservoirs[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2015,22(2):122-126.

[2]許國慶,張士誠,王雷,等.通道壓裂支撐裂縫影響因素分析[J].斷塊油氣田,2015,22(4):534-537.

XU Guoqing,ZHANG Shicheng,WANG Lei,et al.Infleuence factors analysis of proppant fracture in channel fracturing[J].FaultBlock Oil & Gas Field,2015,22(4):534-537.

[3]鐘森,任山,黃禹忠,等.高速通道壓裂技術(shù)在國外的研究與應(yīng)用[J].中外能源,2012,17(6):39-42.

ZHONG Sen,REN Shan,HUANG Yuzhong,et al.Research and application of channel fracturing technique in foreign oil and gas field[J].Sino-Global Energy,2012,17(6):39-42.

[4]嚴(yán)俠,黃朝琴,辛艷萍,等.高速通道壓裂裂縫的高導(dǎo)流能力分析及其影響因素研究[J].物理學(xué)報,2015,64(13):259-269.

YAN Xia,HUANG Zhaoqin,XIN Yanping,et al.Theoretical analysis of high flow conductivity of a fracture induced in hiway fracturing[J].Acta Phys Sinica,2015,64(13):259-269.

[5]劉玉婷,管保山,劉萍,等.纖維對壓裂液攜砂能力的影響[J].油田化學(xué),2012,29(1):75-79.

LIU Yuting,GUAN Baoshan,LIU Ping,et al.Effects of fiber on the proppant carrying capacity of fracturing fluid[J].Oilfield Chemistry,2012,29(1):75-79.

[6]任斌,劉國良,張冕,等.蘇里格氣田加纖維壓裂技術(shù)的應(yīng)用研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2014,36(1):121-128.

REN Bin,LIU Guoliang,ZHANG Mian,et al.Application research of fiber fracturing technology at sulige gas field[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition),2014,36(1):121-128.

[7]Gillard M.A new approach to generating fracture conductivity[C].SPE 135034,2010.

[8]Turne M.Raising the bar in completion practices in jonah field:Channel fracturing increases gas production and improves operational efficiency[C].SPE 147587,2011.

[9]Samuelson M.Field development study:Channel hydraulic fracturing achieves both operational and productivity goals in the Barnett shale[C].SPE 155684,2012.

[10] Sadykov A.Channel fracturing in the remote Taylakovskoe oil field:Reliable stimulation treatments for significant production increase[C].SPE 160767,2012.

[11] Medvedev A.On the mechanisms of channel fracturing[C].SPE 163836,2013.

責(zé)任編輯：賀元旦

Study on Infleuence Factors of Channel Fracturing Fracture Seepage Ability

WANG Lei,SHAO Junjie,HAN Jingyu,HOU Tengfei,CHENG Xiangzheng，HE Yunan,WU Fei,MO Siqi

(Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

In order to study the proppant support law and the fracture seepage ability of channel fracturing,the seepage ability of fracture was tested using FCES-100 instrument.The fracture seepage abilities of channel fracturing sand laying and cotinuous sand laying are are comparied,and the effects of fiber concentration,proppant laying form and proppant type on the fracture seepage ability are analyzed.It is shown that under low clousure stress pressure,the seepage ability of channel fracturing fracture is greater and it decreases more quick with the clousure pressure increasing than that of continuous proppant laying fracture;the network structure formed by fiber winding proppant increases the stability of proppant groups,the optimal fiber mass fraction is 0.5%;the greater the area variation of the proppant groups,the lower the the seepage ability of channel fracturing fracture;the large total area of the proppant groups is favourable to the increase of the pressure bearing capacity of channel fracturing fracture,but too large total area will reduce the seepage ability of channel fracturing fracture;of three types of proppant,the effect of coated sand is the best,the effect of ceramsite is secondary,and the effect of quartz sand is the worst.The experimental results have certain guiding significance to laboratory research and field construction of channel fracturing.

channel fracturing;fracture seepage ability;proppant laying form;proppant type;fiber concentration

2015-03-10

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(編號：2011ZX05014)

王雷(1980-)，男，助理研究員，主要從事為油氣田儲層改造的研究。E-mail：legend-wl@163.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.03.008

TE357.1

1673-064X(2016)03-0052-05

A