水力壓裂單縫中常用壓裂液攜砂性能評價

溫慶志，李 楊，徐 希，李 猛，戰(zhàn)永平

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

·油氣鉆采工程·

水力壓裂單縫中常用壓裂液攜砂性能評價

溫慶志，李 楊，徐 希，李 猛，戰(zhàn)永平

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

水力壓裂是油氣藏增產(chǎn)的一項重要技術(shù)手段，其目的是在地層內(nèi)形成一條高導流能力的填砂裂縫，支撐劑在裂縫中沉降所形成的砂堤形態(tài)決定著壓裂增產(chǎn)效果。針對中國理論研究較多但實驗研究缺乏的現(xiàn)狀，利用大型可視裂縫模擬裝置進行支撐劑沉降模擬實驗，通過對比分析砂堤形態(tài)以及支撐劑顆粒的沉降速度與水平運移速度，對現(xiàn)場常用的滑溜水、線性膠、纖維和交聯(lián)4種壓裂液進行攜砂性能評價。結(jié)果表明：滑溜水壓裂液形成的砂堤短而高，其攜砂性能最差；交聯(lián)壓裂液形成的砂堤長而低，且最平緩，攜砂性能最好；線性膠壓裂液與纖維壓裂液攜砂性能介于兩者之間；支撐劑顆粒在4種壓裂液中的水平運移速度分別占液體流速的78%，85%，91%和95%，沉降速度由高到低分別為滑溜水壓裂液、線性膠壓裂液、纖維壓裂液和交聯(lián)壓裂液。因此現(xiàn)場應(yīng)根據(jù)儲層的實際情況以及所需裂縫的類型選擇合適的壓裂液。

水力壓裂 裂縫 壓裂液 支撐劑 沉降規(guī)律

水力壓裂的目的是在地層內(nèi)形成一條高導流 能力的填砂裂縫。要達到這個目的，必須保證支撐劑在裂縫中能夠合理充填。由于壓裂液粘度及地層條件等的限制，支撐劑在裂縫中的運移存在一定困難，如在頁巖氣藏采用滑溜水進行壓裂時［1-4］，由于滑溜水粘度低，攜砂能力差，支撐劑運移困難，常出現(xiàn)支撐劑沉積在裂縫底部、在裂縫上部及遠離井筒端沒有支撐劑鋪置的狀況，施工結(jié)束后，沒有支撐劑充填的部分裂縫會閉合，形成無效裂縫，嚴重影響了壓裂的效果。因此，水力壓裂中支撐劑的充填部位對決定作業(yè)的成功與否至關(guān)重要［5-7］。對支撐劑鋪置情況的預測是設(shè)計和評價水力壓裂措施的關(guān)鍵所在。

中國對壓裂過程中支撐劑的運移和鋪置規(guī)律的研究多是在理論方面，現(xiàn)場施工常憑經(jīng)驗或是軟件模擬，很少有實驗方面的研究。目前關(guān)于支撐劑沉降的理論主要基于Stokes沉降模型［8-9］，并不能完全適用于壓裂裂縫的復雜環(huán)境。為了研究支撐劑在裂縫中的具體沉降過程，為理論研究提供依據(jù)，采用大型可視裂縫模擬裝置，針對壓裂過程中裂縫內(nèi)支撐劑的沉降進行物理模擬實驗［10-11］。由于不同儲層壓裂施工時所選用的壓裂液不同，形成的裂縫也不同，壓裂效果相差很大。為此，評價了現(xiàn)場常用的4種壓裂液在水力壓裂單縫中的攜砂性能，以期為頁巖氣藏及低滲透油氣藏儲層改造提供依據(jù)。

1 實驗器材與方法

實驗采用由中國石油大學（華東）自主設(shè)計研發(fā)的大型可視裂縫模擬裝置（圖1），其為中國第1套研究不同類型支撐劑、不同類型壓裂液、施工排量等對裂縫內(nèi)支撐劑沉降規(guī)律影響的實驗裝置，能夠優(yōu)選支撐劑和壓裂液，確定合理的施工參數(shù)，從而達到提高裂縫導流能力、改善壓裂效果的目的。

圖1 大型可視裂縫模擬裝置Fig.1 Large scale visible fracture simulator

實驗采用粒度為20/40目的carbo陶粒支撐劑，視密度為2 800 kg/m3。所用壓裂液包括滑溜水壓裂液、線性膠壓裂液、纖維壓裂液（纖維的質(zhì)量分數(shù)為0.6%）和交聯(lián)壓裂液4種現(xiàn)場常用的壓裂液，其在室溫下的粘度分別為2，30，30，60mPa·s。

實驗方法主要分為7步：①按照實驗方案配制相應(yīng)粘度的壓裂液，量取20/40目carbo陶粒支撐劑20 L；②攜砂液中砂比為10%，以0.2m/s的混砂液流速將攜砂液泵入到可視化平板模型中，觀察支撐劑沉降情況，支撐劑泵入完畢后立即停泵，待支撐劑完全沉降后實驗結(jié)束；③全程錄像記錄實驗過程，將實驗時間平均分成4段，每隔一段時間記錄一次砂堤高度；④實驗結(jié)束后，根據(jù)實驗錄像選定幾個支撐劑的運移軌跡，記錄時間，求取沉降速度和水平運移速度的平均值；⑤利用實驗錄像與所記錄的砂堤高度，繪制不同時間段裂縫各部分砂堤高度曲線；⑥根據(jù)實驗錄像對一部分支撐劑進行染色，跟蹤選定的支撐劑顆粒的運移軌跡，并記錄時間，計算得到支撐劑的水平運移速度和沉降速度；⑦綜合分析在不同壓裂液類型下支撐劑在平板模型中形成的砂堤形態(tài)以及支撐劑顆粒的沉降速度和水平運移速度的均值，并進行對比評價。

2 攜砂性能評價

壓裂液攜砂性能越好，支撐劑能夠被攜帶到更遠的位置，形成的砂堤形態(tài)長而平緩，相同時間下形成的砂堤高度越小，所測得支撐劑的水平運移速度越大，沉降速度越小。

2.1 砂堤形態(tài)

圖2 4種壓裂液形成的砂堤形態(tài)Fig.2 Shape of sand bank developed by four kinds of fracturing fluid

滑溜水壓裂液 滑溜水壓裂液攜砂性能評價實驗用時3min，最終所形成的砂堤較短，高度最大（圖2）。滑溜水壓裂液攜砂實驗結(jié)果（表1）表明：裂縫各部位的砂堤高度不同。最終約有81.9%的支撐劑沉積在縫口至裂縫一半位置處，只有18.1%的支撐劑沉積在剩余處。說明在僅壓裂液類型不同的實驗條件下，滑溜水壓裂液攜砂性能差，支撐劑沉降較快且水平運移速度較小，支撐劑運移較近距離即沉降于裂縫底部，隨著砂堤的不斷增高，很快達到了平衡高度。在高度方向上，砂堤不再增加，只是在長度方向上繼續(xù)向前延伸。因此形成了前高后低的斜坡型砂堤，裂縫前半部分支撐劑較多，而后半部分只有很少支撐劑的現(xiàn)象。若要達到較好的支撐劑鋪置效果，需要加大施工排量。

表1 不同時間段下滑溜水壓裂液在裂縫不同部位的砂堤高度Table1 Settled sand of the slick water in different parts of the fractures at different time cm

線性膠壓裂液 當線性膠壓裂液形成的砂堤高度不再增加時，用時為3min。由線性膠壓裂液攜砂實驗結(jié)果可以看出：與滑溜水壓裂液相比，所形成的砂堤較為平緩（圖2，表2），通過測量被攜帶出的支撐劑體積，發(fā)現(xiàn)約有30%的支撐劑被帶出平板模型，表明線性膠壓裂液的攜砂性能較好，支撐劑能被輸送得更遠，從而造出更長的支撐劑裂縫。

表2 不同時間段下線性膠壓裂液在裂縫不同部分的砂堤高度Table2 Settled sand of the lineargel fracturing fluid in different parts of the fractures at different time cm

纖維壓裂液 纖維壓裂液攜砂性能評價實驗用時3min，其所形成砂堤的平緩程度介于滑溜水壓裂液和交聯(lián)壓裂液之間（圖2），砂堤的堤峰出現(xiàn)在裂縫模型的中部（表3），表明有較多的支撐劑不是在裂縫口附近沉降而是被攜帶得更遠，進入到更深的地層。

交聯(lián)壓裂液 交聯(lián)壓裂液攜砂實驗用時3min，砂堤在裂縫模型后部的砂堤高度大于前部（圖2），實驗過程中支撐劑在裂縫內(nèi)鋪置較為均勻（表4），所形成的砂堤形態(tài)是4種壓裂液中最平緩的。

表3 不同時間段下纖維壓裂液在裂縫不同部分的砂堤高度Table3 Settled sand of the fibre fracturing fluid in different parts of the fractures at different time cm

表4 不同時間段下交聯(lián)壓裂液在裂縫不同部分的砂堤高度Table4 Settled sand of the cross linked fracturing fluid in different parts of the fractures at different time cm

2.2 支撐劑顆粒的沉降速度與水平運移速度

從圖3可以看出，壓裂液類型對支撐劑的運移影響較大，顆粒的平均水平運移速度由小到大依次為滑溜水壓裂液、線性膠壓裂液、纖維壓裂液、交聯(lián)壓裂液，其水平運移速度占液體流速的比例分別為78%，85%，91%和95%；平均沉降速度由小到大依次為交聯(lián)壓裂液、纖維壓裂液、線性膠壓裂液、滑溜水壓裂液。更高的水平運移速度和更低的沉降速度說明支撐劑顆粒被攜帶到了更遠的位置，反映出交聯(lián)壓裂液的攜砂性能最好，纖維壓裂液次之，線性膠壓裂液第三，滑溜水壓裂液攜砂性能最差。造成這種現(xiàn)象的主要原因是液體粘度的差異，粘度增加了支撐劑顆粒的浮力以及液體對支撐劑的沖擊力，因此粘度越大，顆粒的沉降速度越小，水平運移速度越大。在粘度相同的情況下，纖維的加入使得支撐劑顆粒除受液體作用力外，還受到纖維的作用力，進而提高了壓裂液的攜砂性能。

圖3 4種壓裂液中顆粒的平均沉降速度與平均水平運移速度Fig.3 Average settling velocity and average horizontal migration velocity of four kinds of fracturing fluid

3 結(jié)論

壓裂液類型對所形成的砂堤形態(tài)影響較大，在相同的實驗條件下，滑溜水壓裂液所形成的砂堤短而高，交聯(lián)壓裂液形成的砂堤長而低，且最平緩，纖維壓裂液與線性膠壓裂液壓裂液介于兩者之間。

壓裂液類型對顆粒的平均水平運移速度影響較大。顆粒在滑溜水壓裂液、線性膠壓裂液、纖維壓裂液和交聯(lián)壓裂液中的水平運移速度占液體流速的比例分別為78%，85%，91%和95%。

不同的壓裂液中顆粒的平均沉降速度由小至大依次為交聯(lián)壓裂液、纖維壓裂液（纖維質(zhì)量分數(shù)為0.6%）、線性膠壓裂液和滑溜水壓裂液。因此在現(xiàn)場壓裂時，應(yīng)根據(jù)儲層特性優(yōu)選合理的壓裂液以提高攜砂性能。

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編輯 常迎梅

Evaluation on sand carrying capacity of commonly used fracturing fluid in the single fracture by hydraulic fracturing

Wen Qingzhi，Li Yang，Xu Xi，Li Meng，Zhan Yongping
（School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（East China），Qingdao City，Shandong Province，266580，China）

Hydraulic fracturing is an important technical method for improving the reservoir production，whose aim is forming fractures with high conductivity.The shape of sand banks developed by the settlement of proppant particles determines the stimulation performance.Large scale visible fracture simulator was used to carry out the proppant settlement stimulation experiment based on abundant theoretical researches and scarce experimental studies in China.The sand carrying capability of four kinds of commonly used fracturing fluids，including slick water，linear gel，fiber liquid and cross linked fluid，have been evaluated after the shape of sand banks，and the proppant settlement velocity and horizontal migration velocity were analyzed.The results show that the slick water can develop short and high sand banks，so it has the worsts and carrying capability.Cross linked fluid can develop long and low sand banks，which is also the most gradual one，so it has the best sand carrying capability.The sand carrying capabilities of the linear gel and fiber liquid are between them.The horizontal migration velocities of proppant particles in four kinds of fracturing fluids are 78 percent，85 percent，91 percent and 95 percent of fluid velocity，and the settlement velocities from high to low are slick water，linear gel，fiber liquid and cross linked fluid respectively.So the appropriate fracturing fluids should be chosen based on the reservoir parameters and the typesof fractures in the field.

hydraulic fracturing；fracture；fracturing fluid；proppant；settlement rule

TE357.12

A

1009-9603（2015）04-0123-04

2015-05-05。

溫慶志（1976—），男，江西贛州人，副教授，博士，從事低滲透油氣藏增產(chǎn)機理方面的教學與科研工作。聯(lián)系電話：13963368795，E-mail：wenqingzhi@163.com。

山東省自然科學基金“頁巖氣藏水平井滑溜水壓裂支撐劑輸送機理研究”（ZR2012EEM001）。