致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究_田鸿照.pdf

致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究田鸿照1，王涛2，聂芬意3，朱会娟4，孙野1（1.中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦124010；2.中国石油长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司，辽宁盘锦124010；3.中国石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津300280；4.中国石油长庆油田分公司第四采油厂，陕西靖边718500）摘要：以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象，基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验，通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态，分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明，单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布，组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的导流能力，同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（10 mPa s）与低密度支撑剂作为组合，可满足支撑剂远距离铺置的目标，获得较长的有效支撑裂缝，后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态，确定合理的施工参数，提高该类气藏水力压裂的成功率。关键词：致密气藏；水力压裂；支撑剂运移；实验研究中图分类号：TE357.12文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）03-0012-07DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.003*收稿日期：202302-06基金项目：中国石油天然气股份有限公司“十四五”科技专项“复杂天然气田开发关键技术研究”，项目编号：2021DJ1704。作者简介：田鸿照（1983-），男，硕士，高级工程师，2011 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，主要从事油气藏工程研究工作，邮箱：。Experimental study on the laws of hydraulic fracturingproppant migration in tight gas reservoirsTIAN Hongzhao1，WANG Tao2，NIE Fenyi3，ZHU Huijuan4，SUN Ye1（1.Geological Research Institute of GWDC，PetroChina，Panjin Liaoning 124010，China；2.Sulige Gasfield Company of GWDC，PetroChina，Panjin Liaoning 124010，China；3.Exploration and Development Research Institute of Dagang Oilfield Branch，PetroChina，Tianjin 300280，China；4.Oil Production Plant 4 of PetroChinaChangqing Oilfield Company，Jingbian Shaanxi 718500，China）Abstract:Taking Sulige tight sandstone gas reservoir as the research object,based on thephysical simulation experiment of hydraulic fracturing proppant migration,the migration law油气工程石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.2023苏里格气田是中国陆上最大的气田，也是致密砂岩气藏的典型代表12，具有储量丰度低、储层非均质性强、气藏压力系数低、单层厚度薄等特征。在气田 10 多年的开发实践中，水平井多段压裂技术得到了广泛应用，是实现该类型气藏高效开发的重要手段之一。水力压裂造出足够的缝长和缝宽是压后效果的决定因素3，支撑剂进入到已压开的裂缝、保证足够的支撑宽度、从而形成有效的导流能力。通过物理模拟实验描述不同压裂参数下支撑剂在压裂裂缝中砂堤形态变化，是深化认识支撑剂运移展布规律有效手段。笔者充分调研水力压裂支撑剂在压裂裂缝中的运移展布规律的研究成果，发现关于苏里格致密砂岩气藏的实验研究相对较少410，本文应用三维可视化裂缝支撑剂运移模拟实验装置，模拟了不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等参数下压裂裂缝内支撑剂的运移展布规律，有助于优化加砂方式和施工参数，为提高水力压裂效果提供指导。1实验器材与方案1.1实验器材实验采用一种可模拟储层滤失、裂缝壁面粗糙、不同角度天然裂缝等储层条件下，不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等施工参数下支撑剂运移铺置形态的大型可视化组合裂缝支撑剂运移铺置模拟实验装置（图 1）。图 1三维可视化裂缝支撑剂运移模拟实验装置本装置利用透明有机玻璃板代替人工裂缝，使用螺杆泵将含有一定砂比的压裂液从裂缝的一端注入，通过观察砂堤的形态实现对裂缝内支撑剂运移展布过程的模拟。实验可在平板裂缝模型中的主缝及分支缝中开展（主缝缝长 5 m、缝宽 5 mm、缝高 0.6 m，两侧设置 30、45、90、135、150、水平缝、与水平面夹角60斜水平缝 7 种分支缝，分支缝的半缝长 1 m、缝高0.6 m、缝宽 3 mm），经测试将分支缝关闭后对主缝中支撑剂运移沉降过程不产生影响，可分别模拟单一缝及不同组合裂缝中的支撑剂运移铺置情况。为更真实模拟压后储层裂缝壁面，每块平板上粘贴不同粒径和数量的石英砂并均匀分布三十个滤失孔，用以模拟裂缝的粗糙壁面和压裂液在裂缝中的滤失情况。1.2实验方案本次实验模拟单一裂缝内支撑剂运移情况，从压of proppant is analyzed by describing the placement shape of sand embankment under theconditions of different fracturing fluid pump displacement,sand ratio,viscosity,proppantparticle size and density.The research results show that a single particle size cannot meetthe uniform distribution of the conductivity in the fracture,and the combination of sandadding can effectively improve the conductivity of the artificial fracture.At the same time,the combination of low viscosity fracturing fluid（10 mPa s）that meets the requirements ofsand carrying performance and low density proppant can meet the goal of proppant long-distance placement and obtain a long effective support for the fracture.Later,high-densityproppant or reduced construction displacement will be used to effectively support the fractures near the well.The research results can be used to analyze the shape of hydraulic fracturing sand dike of tight sandstone gas reservoir,determine reasonable construction parameters,and improve the success rate of hydraulic fracturing of such gas reservoir.Keywords：tight gas reservoir；hydraulic fracturing；proppant migration；experimental study水平缝搅拌配液罐自动加砂装置储液罐90 分支缝螺杆泵主缝30 分支缝45 分支缝60 斜水平缝电磁流量计田鸿照等致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究第 3 期13图 2不同压裂液泵注排量下的砂堤形态编号黏度/（mPa s）砂比支撑剂粒径/目支撑剂密度/（kg m-3）压裂液泵注排量砂浓度/（kg m-3）砂比/%入口流速/（m s-1）实验排量/（m3 h-1）现场排量/（m3 min-1）15（滑溜水）152.1920/402 5000.204.328.0020.408.6410.0030.6012.9612.0040.8017.2814.00510（滑溜水）202.8920/402 5500.163.463.50650（线性胶）202.8920/402 55075（滑溜水）101.4620/402 5500.408.6410.008202.8129152.1930/502 5501040/7011152.1920/402 7541230/502 400表 1支撑剂运移物理模拟实验方案裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度五个因素研究支撑剂运移及最终砂堤形态，共进行 12 组实验，实验方案见表 1。实验开始前应首先将压裂液泵注排量、砂比、黏度等信息输入装置控制软件，准备所需的支撑剂、胍胶粉及水，在搅拌配液罐中配制压裂液并测量黏度；实验开始后注入泵的排量从小排量逐渐加至设计排量，支撑剂进入后对平行板进行实时图片采集，记录裂缝模块中支撑剂的铺置过程，直至支撑剂完全进入且入口处支撑剂砂堤基本消失，停止实验。为了更加真实地模拟支撑剂在施工条件下的运移铺置过程，实验流速设定为与实际压裂施工时地下裂缝中的流速相同，实验排量取值范围是 3.6718.79 m3/h，砂比数据为 6%、9%和 12%；选用的陶粒支撑剂粒径为 20/40 目（0.64 mm）、30/50 目（0.45 mm）及 40/70 目（0.32 mm），支撑剂密度选用 2 400 kg/m3、2 550 kg/m3、2 754 kg/m3三个等级；选用的压裂液为5 mPa s、10 mPa s 滑溜水和 50 mPa s 线性胶。2实验结果与分析2.1压裂液泵注排量的影响实验 14 是压裂液泵注排量对砂堤形态的影响，实验排量 Q 设置为 4.32 m3/h、8.64 m3/h、12.96 m3/h、17.28 m3/h，最终砂堤形态见图 2：支撑剂无因次砂堤平衡高度随压裂液泵注排量的增加而降低，由0.70 降至 0.50，降低幅度为 28.6%；砂堤平衡时间也显著降低，Q=12.96 m3/hQ=4.32 m3/hQ=8.64 m3/hQ=17.28 m3/h石油化工应用2023 年第 42 卷14由 10.50 min降至 2.25 min，降低幅度为 78.6%。低压裂液泵注排量下近缝口端铺置面积较大；高压裂液泵注排量下支撑剂向裂缝远端运移，在裂缝深处的铺置面积较大，而近缝口端由于冲蚀作用，砂堤铺置面积减小。携砂液的拖曳作用是支撑剂颗粒的运移动力，而压裂液泵注排量的变化直接影响了携砂液的运移速度，从而影响颗粒在裂缝内的运移过程和砂堤形态11。低压裂液泵注排量造成的低流速使得支撑剂颗粒运动能量偏低，进而使其运移距离减小，在裂缝入口处快速沉积形成砂堤，随着裂缝内携砂液流动受到阻挡，后续支撑剂进入后在裂缝入口附近沉积，但随着砂堤高度逐步上升，砂堤上部流场流速逐渐加大达到平衡流速，后续继续沉积的支撑剂会被携砂液重新携带至裂缝远端。因此，在低压裂液泵注排量下要达到流场的平衡速度，需要更高的砂堤高度以形成更小的过流面积。高压裂液泵注排量造成的高流速使得砂堤形成后期受到更强的冲蚀作用，使得裂缝内流场更早的达到平衡流速，在此之后沉降的支撑剂又重新被携带，以滚动、滑移或者跳跃的方式运移至裂缝远端沉降。若压裂施工后裂缝入口处未能填充足量的支撑剂，返排泄压后裂缝会重新闭合，即使裂缝深处能够得到支撑剂有效的支撑，也不会达到预期的增产效果，因此压裂液泵注排量不能过大。而若压裂液泵注排量过低，携砂液的携带能力降低，支撑剂在近井地带就开始大量沉积，易造成砂堵，同样影响压裂施工效果。该组实验条件下，56 m3/min 压裂液泵注排量可以满足现场支撑剂的铺置要求。2.2砂比的影响实验 2、7、8 研究砂比对砂堤形态的影响，砂比 S设置为 6%、9%、12%，最终砂堤形态见图 3：支撑剂无因次砂堤平衡高度随砂比增加而增加，由 0.48 增至0.83，增加幅度为 72.9%；砂堤平衡时间逐渐降低，由7.0 min 降至 3.5 min，降低幅度为 50.0%。砂比是压裂施工参数中重要的组成部分，砂比可表征携砂液中支撑剂的浓度，直接决定了进入裂缝中的支撑剂体积，最终影响支撑剂的砂堤形态1213。由图3 可知，随着砂比的增大，进入裂缝中的支撑剂就越多，在其他条件相同时会有更多的支撑剂发生沉降，且支撑剂间更加剧烈的相互作用也加剧了支撑剂在裂缝入口处大量沉降形成砂堤，随着后续支撑剂持续不断地进入裂缝并沉积，砂堤高度也随之增加，直至增长至该实验条件下的平衡流速，因此砂堤平衡时间减小。砂比的增加对砂堤高度的影响主要存在于支撑剂间的相互碰撞消耗掉了大量携砂液赋予其的能量，提高砂比的主要作用是减少砂堤达到平衡高度的时间，促使支撑剂从砂堤上方运移，越过砂堤在背面沉降。2.3黏度的影响实验 2、5、6 研究黏度对砂堤形态的影响，黏度 设置为5 mPa s（滑溜水）、10 mPa s（滑溜水）、50 mPa s（线性胶），最终砂堤形态见图 4：随着黏度的增大，支撑剂无因次砂堤平衡高度显著减小，由 0.70 减至0.02，降低幅度为 97.1%；砂堤平衡时间由 5.75 min 增至 9.75 min，增加幅度为 69.6%。黏度对支撑剂在裂缝中的运移与沉降有着重要影响，是流体携砂能力的体现。根据斯托克斯（stokes）沉降定律，黏度的增加、颗粒的沉降速度会降低14，从而增加了流体对于颗粒的拖曳作用，进而增加颗粒在水平方向上的运移距离。在低黏流体中，由于携砂液的低携带性，支撑剂进入裂缝后快速在裂缝底部沉积，砂堤高度随之增加，并随着砂堤对裂缝内携砂液的阻挡，后续进入裂缝的支撑剂在裂缝入口附近沉积，砂堤高度迅速增长，直至增长至该实验条件下的平衡流速。随着黏度的增加，压裂液的携砂能力加强，支撑剂可以悬浮在压裂液中被携带至裂缝深处，因此高黏度下支撑剂图 3不同砂比下的砂堤形态S=6%S=9%S=12%田鸿照等致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究第 3 期15图 5不同支撑剂粒径的砂堤形态图 4不同黏度下的砂堤形态砂堤的平衡高度更低，平衡时间越长，同时砂堤面积越小。在压裂工艺设计时应该根据地层条件及压裂目标选用不同黏度的压裂液。若面对长缝压裂，较高的黏度虽有助于携砂，但高黏压裂液在裂缝中运移时会受到较强的沿程阻力，能量损失较大，压力传递困难。因此选用合理黏度的低黏压裂液与低密度支撑剂作为组合，即可满足支撑剂远距离铺置的目标，获得较长的有效支撑裂缝。该组实验条件下，压裂液在裂缝中剪切稀释后的黏度大于 10 mPa s 即可满足携砂性能要求。2.4支撑剂粒径的影响实验 2、9、10 研究支撑剂粒径对砂堤形态的影响，支撑剂粒径设置为 20/40 目、30/50 目、40/70 目，最终砂堤形态见图 5：支撑剂无因次砂堤平衡高度随粒径的增大而增大，由 0.54 增至 0.70，增加幅度为 29.6%；砂堤平衡时间略有降低，由 5.75 min 降至 5.0 min，降低幅度为 13.0%。大粒径 20/40 目支撑剂主要在近缝口处沉降，而小粒径 40/70 目支撑剂可以输送到裂缝远端沉降。根据斯托克斯（Stokes）沉降定律，固相颗粒的沉降速度与颗粒直径的平方成正比，而流体对固相颗粒的拖曳力则与粒径成正比15。由图 5 可知，支撑剂粒径从40/70 目增加到 20/40 目，支撑剂沉降速度和砂堤高度都呈快速增加的趋势，这使得裂缝内携砂液的流动受到阻挡，后续支撑剂更易在裂缝入口附近沉降，使得砂堤的铺置形态向裂缝入口处整体移动，这更加剧了砂堤高度的增长，直至砂堤高度增至其上部过流面积内的流速达到平衡流速。但携砂液对大粒径颗粒的拖曳作用小于小粒径颗粒，因此支撑剂粒径越大，平衡时间越短。虽然较小粒径的支撑剂颗粒更易泵送至裂缝远端，但砂堤的平衡高度较低，砂堤面积较小，近井地带的支撑剂充填效果不如大粒径支撑剂。但大粒径支撑剂同样存在不易将支撑剂泵入裂缝深处，用量大时在近井地带易形成砂堵等问题。因此，在泵入携砂液的初期，支撑剂的粒径不宜过大，便于输送至裂缝远端铺置，将人工裂缝远端进行有效支撑。后期携砂液携带粒径较大的支撑剂在裂缝近端进行充填，组合加砂技术可有效提高人工裂缝的有效支撑长度及导流能力。该组实验条件下，单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布，宜采用组合加砂方式：小粒径（40/70 目）、中粒径（30/50 目）、大粒径（20/40 目）。2.5支撑剂密度的影响实验 2、9、11、12 研究支撑剂密度对砂堤形态的影响，20/40 目支撑剂密度 设置为中密度 2 550 kg/m3、=5 mPa s=10 mPa s=50 mPa s20/40 目30/50 目40/70 目石油化工应用2023 年第 42 卷16图 6不同支撑剂密度的砂堤形态高密度 2 754 kg/m3，30/50 目支撑剂密度 设置为低密度 2 400 kg/m3、中密度 2 550 kg/m3，最终砂堤形态见图 6。支撑剂无因次砂堤平衡高度随支撑剂密度的增大而增大，高密度支撑剂易在缝口处沉降，低密度支撑剂更易在裂缝远端沉降。颗粒密度越大其沉降速度也就越快16，由于携带能力减弱，使得泵入的支撑剂难以运至裂缝远端，砂堤在裂缝入口附近堆积。随着后续支撑剂的持续进入，砂堤高度继续增加，直至达到平衡流速，但高密度支撑剂难以携带，因此其所需平衡流速更大，需要更小的砂堤上部过流断面，因此砂堤高度随支撑剂密度增大而增大，砂堤面积也随之增大。虽然高密度支撑剂沉降速度快，但支撑剂的密度高、砂堤平衡高度也就更高，受两项因素的共同作用，砂堤平衡时间略有减小。低密度支撑剂由于其自身质量轻，易被携带至裂缝远端，因此在压裂施工设计时，应结合地层条件选用合适密度的支撑剂，若针对长裂缝压裂或者组合裂缝压裂，需首先使用低密度支撑剂以便于其在裂缝远端或者分支缝中沉降；高密度支撑剂更易在缝口处沉降，因而后续需采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。3结论（1）通过三维可视化裂缝支撑剂运移模拟实验，描述压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等不同压裂参数下支撑剂在压裂裂缝中砂堤形态变化，分析了各参数对支撑剂运移展布规律的影响，有助于优化加砂方式和施工参数。（2）单一粒径的支撑剂不能满足裂缝内导流能力的均匀分布，组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的有效支撑长度和导流能力，同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（10 mPa s）与低密度支撑剂作为组合，可满足支撑剂远距离铺置的目标，获得较长的有效支撑裂缝，后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。参考文献：1 费世祥，陈兴官，靳锁宝，等.鄂尔多斯盆地苏里格气田有效砂体展布规律与开发方式研究以苏东南区为例 J.天然气勘探与开发，2018，41（4）：55-61，68.2 刘乃震.致密砂岩气藏水平井高效开发技术 M.北京：石油工业出版社，2017.3 脱直霖.滑溜水压裂主裂缝支撑剂运移模拟实验研究 J.云南化工，2020，47（8）：58-60.4 潘林华，王海波，贺甲元，等.水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展 J.天然气工业，2020，40（10）：54-65.5 张矿生，张同伍，吴顺林，等.不同粒径组合支撑剂在裂缝中运移规律模拟 J.油气藏评价与开发，2019，9（6）：72-77.6 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井动储量拟合典型图版pD1.00.80.60.41.00.80.60.40.20.0pD0.010.11.0GpD0.010.11.0Gp/（108m3）方法原理适用条件优缺点考虑高压气藏压缩系数的物质平衡法定容封闭气藏物质平衡方程，结合地层压缩系数有地层压敏实验资料及单井测压资料优点：能够利用压敏资料对动储量计算结果进行一定程度校正缺点：岩石压缩系数实验资料较少且不确定性较大基于生产动态改进的定容高压气藏物质平衡法定容气藏变产量-拟稳态流动方程单井生产动态资料丰富优点：计算快速，无需测压缺点：估算井筒损失存在一定不确定性，且无法考虑井筒积液影响异常高压气藏物质平衡实用化无因次图版法物质平衡方程引入无量纲变量，消除压缩系数影响有单井测压资料，测压点越多，计算精度越高优点：消除压缩系数影响，图版直观，求解唯一缺点：目前在生产油气田单井测压点较少表 5三种异常高压定容气藏动储量计算方法的原理、适用条件、优缺点对比表该图版进行数据点拟合，提高动储量评价的可靠性。参考文献：1 李士伦.天然气工程：第 2 版 M.北京：石油工业出版社，2008.2 陈元千.油气藏工程计算方法 M.北京：石油工业出版社，1990.3 黄炳光，刘蜀知，唐海，等.气藏工程与动态分析方法 M.北京：石油工业出版社，2004.4 FETKOVICH M J，REESE D E，WHITSON C H.Applicationof a general material balance for high-pressure gas reservoirsR.SPE 22921，1991：355-370.5 李传亮.油藏工程原理 M.北京：石油工业出版社，2005.6 孙贺东，曹雯，李君，等.提升超深层超高压气藏动态储量评价可靠性的新方法物质平衡实用化分析方法 J.天然气工业，2020，40（7）：49-56.（上接第 17 页）王理等海上异常高压定容气藏动储量评价方法应用第 3 期23