页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究

页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究
王雷;王琦
【摘要】为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试.实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35％～ 40％,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近.%In order to study the seepage capacity of complex fracture after fracturing of shale gas well,the outcrop shale being processed into the core plates whose size meets the requirements of the experiments,the complex fractures in the shale being simplified to two types:turning fractures and branching fractures,and ceramsite and coated sand being used as proppant,the seepage capacity of 2 kinds of complex fractures was tested by FCES-100 fracture flow deflector.The experimental results show that:the fracture morphology has a great influence on its seepage capacity,the seepage capacity of turning fracture is lower 35％～40％ than that of single fracture under low closing pressure,and the difference between both increases gradually with the increase of closing pressure;under low closure pressure,the seepage capacity of the ceramic proppant fracture is higher
than that of the coated proppant fracture,but with the increase of the closure pressure,the seepage capacity of the coated proppant fracture increases gradually and exceeds that of the ceramic proppant fracture,and the exceeding trend becomes more obvious under low sand concentration;the equivalent seepage capacity of branching fracture is lower than that of single fracture under the same amount of proppant,the difference between both dwindles with the increase of the difference in the sand concentration of different branch cracks under high closure pressure.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2017(032)003
【总页数】5页(P73-77)
【关键词】页岩气井;水力压裂;裂缝导流能力;支撑剂;复杂裂缝
【作者】王雷;王琦
【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.1
王雷,王琦.页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2017,32(3):73-77.
WANG Lei,WANG Qi.Experimental research on seepage capacity of complex fracture in shale gas reservoir after hydraulic fracturing[J].Journal
of Xi′an Shiyou University (Natural Science Edition),2017,32(3):73-77.
页岩气储层渗透率低、物性差，不采取增产改造措施一般没有工业产能[1-2]，而水力压裂是提高页岩气井生产能力的有效措施[3]。

目前页岩气开发通常采用水平井多段压裂的方式[4-7]。

常规砂岩储层压裂后形成沿井筒对称的双翼裂缝，而页岩由于其储层脆性较强，常形成网状复杂裂缝。

压裂裂缝导流能力是决定储层压后效果的重要因素[8-10]，对于常规砂岩储层压裂形成的简单裂缝，前人已进行了大量的导流能力研究工作[11-13]，而对于页岩气储层压裂形成的复杂裂缝，目前研究较少[14-15]。

借鉴煤层气储层压裂裂缝形态研究成果[16]，将页岩气储层压裂复杂裂缝形态归结为转向裂缝和分支裂缝两种形式，通过实验测试研究其导流能力变化规律。

1.1 实验仪器
实验使用美国Core Lab公司生产的FCES-100裂缝导流仪，导流室按照API标准设计，可以测试模拟地层温度、压力条件下的裂缝导流能力。

1.2 实验原理
实验原理可用达西定律表示，即
k=。

式中：k为支撑裂缝渗透率，μm2；Q为裂缝内流量，cm3/s；μ为流体黏度，mPa·s；L为测试段长度，cm；A为支撑裂缝截面积，cm2；Δp为测试段两端的压力差，kPa。

FCES-100导流仪使用API标准导流室，并严格按照API的程序操作，支撑裂缝渗透率及导流能力计算公式可以进一步表达为：
(1)支撑裂缝渗透率
k=；
(2)裂缝导流能力
kWf=。

式中：Wf为充填裂缝缝宽，cm；Q为裂缝内流量，cm3/min；其他参数同上。

1.3 实验方案
转向裂缝和分支裂缝的示意图如图1、图2所示。

在研究复杂裂缝导流能力变化规律时，将页岩地面露头岩心加工成符合实验尺寸要求的岩心板，利用多块短岩板增加裂缝复杂程度做出转向裂缝，模拟实际地层中页岩气藏水力压裂可能存在的裂缝支撑形式。

在分支裂缝导流能力实验中，采用2.5 kg/m2的总铺砂浓度。

为模拟次生裂缝存在时导流能力差异，将支撑剂分成不同体积的两份，其中一条裂缝铺砂浓度为2 kg/m2，另一条为0.5 kg/m2。

在低铺砂浓度实验中，采用1.0 kg/m2的总铺砂浓度，其中一条裂缝铺砂浓度为0.1 kg/m2，另一条为0.9 kg/m2。

转向裂缝与分支裂缝导流能力实验方案如表1、表2所示。

运用FCES-100裂缝导流仪按实验方案进行测试，得到不同实验条件下转向裂缝与分支裂缝导流能力结果。

2.1 转向裂缝导流能力实验
实验选用40/70目陶粒、覆膜砂进行转向裂缝导流能力实验，实验结果如图3、图4所示。

转向裂缝导流能力小于单一裂缝的导流能力，其中覆膜砂转向裂缝导流能力比单一裂缝降低约35%～40%。

在2.5 kg/m2铺砂浓度下，20 MPa时单一裂缝和转向裂缝中陶粒支撑剂均表现出较高的导流能力，转向裂缝中陶粒高达9.89 μm2·cm，高于单一裂缝中覆膜砂的导流能力12.9%，但不足单一裂缝中陶粒导流能力的50%。

随着闭合压力的增加，转向裂缝导流能力下降较快，闭合压力增加到40 MPa后，覆膜砂优势更加明显，陶粒导流能力开始低于覆膜砂导流能力，60 MPa闭合压力下陶粒导流能力仅为0.31 μm2·cm，覆膜砂导流能力为0.82 μm2·cm，两者相差62.2%。

在1.0 kg/m2铺砂浓度条件下，裂缝中支撑剂约为2层，随闭合压力增加，支撑
剂嵌入影响逐渐明显，单一裂缝和转向裂缝的整体导流能力均小于多层铺砂(2.5
kg/m2)。

20 MPa闭合压力下陶粒转向裂缝导流能力为5.89 μm2·cm，并没有高于单一裂缝覆膜砂的导流能力，但相比覆膜砂转向裂缝的导流能力(4.92 μm2·cm)还具有一定优势。

但陶粒导流能力随着闭合压力增加下降较快，当闭合压力超过
50 MPa后，转向裂缝中覆膜砂仍具有0.18 μm2·cm的导流能力，而陶粒导流能
力几乎为零。

通过实验后岩板照片图5可见，裂缝表面支撑剂嵌入较明显，但支撑剂破碎程度
并不高，裂缝壁面处岩板有泥化现象，裂缝中部的支撑剂可以较好地连通孔隙并允许流体通过，但流体通过裂缝壁面近似滤饼地带的流动阻力增加，部分支撑剂以及裂缝壁面脱落下的颗粒运移至裂缝转向处，导致部分支撑剂失效。

裂缝形态的改变使流体流动阻力大大增加，这些都对裂缝整体的导流能力造成较大损害。

2.2 分支裂缝导流能力实验
分支裂缝导流能力实验结果如图6—图8所示。

等量支撑剂条件下，多条分支裂
缝的等效导流能力小于单一裂缝，但在低闭合压力时导流能力差异不大，随着闭合压力增加，这种差异逐渐明显。

一方面由于裂缝条数增加，造成支撑剂较为分散，铺砂浓度降低，增加支撑剂嵌入；另一方面，裂缝形态的扭曲改变了流体流动模式，产生附加渗流阻力，致使导流能力进一步降低。

不同类型支撑剂分支裂缝导流能力对比如图9所示。

在20 MPa闭合压力下，陶
粒具有较高导流能力，平均高出覆膜砂53.5%，当闭合压力高于40 MPa后，陶
粒导流能力开始低于覆膜砂，同时分支裂缝中两种不同比例铺砂的导流能力差距开始增大，闭合压力达到70 MPa后，覆膜砂(0.5/2)导流能力为1.41 μm2·cm，高于平均分配覆膜砂(1.25/1.25)导流能力30.5%，陶粒(0.5/2)导流能力高于陶粒平
均分配(1.25/1.25)导流能力38.1%。

由此可见，在高闭合压力时多条裂缝同时存
在，分支裂缝中铺砂浓度差异越大，导流能力与单一裂缝越接近。

2.3 不同类型裂缝导流能力对比
不同类型裂缝导流能力对比如图10、图11所示。

在2.5 kg/m2铺砂浓度下，对
于覆膜砂和陶粒支撑剂，单一裂缝导流能力均大于转向裂缝和分支裂缝，而转向裂缝导流能力又低于分支裂缝。

相比于单一裂缝，50 MPa闭合压力下转向裂缝导流能力平均下降 55.03%，分支裂缝导流能力平均下降13.01%。

转向裂缝导流能力之所以低于分支裂缝，是由于裂缝每次转向都相当于增加了一次附加阻力，因此在几次转向后，导流能力有了很大程度的降低。

(1)裂缝形态对导流能力影响较大，裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝，低闭
合压力下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35%～40%，随闭合应力增大，差距
逐渐增大。

(2)低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂，而当闭合压力增大加到40 MPa后覆
膜砂的导流能力反超陶粒，低铺砂浓度下反超趋势更加明显。

(3)转向裂缝中适当增加铺砂浓度可以减小嵌入以及微粒运移对导流能力的影响，
减小导流能力的下降程度。

铺砂浓度由1 kg/m2增加到2.5 kg/m2，转向裂缝相对于单一裂缝导流能力下降程度可减小40%左右。

(4)分支裂缝存在时，等量支撑剂时多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝，
降低值约为15%。

分支裂缝导流能力随闭合压力增大而下降的速度高于单一裂缝。

(5)高闭合压力下分支裂缝不同分支铺砂浓度的差异越大，等效导流能力越高，与
单一裂缝越接近。

(6)单一裂缝导流能力高于转向裂缝和分支裂缝，相比于单一裂缝，50 MPa闭合
压力下转向裂缝导流能力平均下降55.03%，分支裂缝导流能力平均下降13.01%。

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