不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究_肖勇军

表 2 长期导流能力测试后支撑剂破碎情况
样品 20~40 目 30~50 目 20~40 目∶30~50 目
组合方式 单粒径 单粒径 7∶3
破 碎 率 /% 14.6 10.2 10.9
3.3 支撑剂长期导流能力 如图 3 所示， 随着时间的增加， 在闭合压力 82.7
MPa 下 3 种支撑剂的长期导流能力逐渐下降， 但不同 支撑剂的导流能力随时间变化的趋势不尽相同。 支撑 剂粒径越大，导流能力随时间下降的趋势越大。对比长 期导流能力实验结果可知，20~40 目与 7∶3 组合支撑剂 的初始导流能力相近， 随着时间的增加，7∶3 组合支撑 剂导流能力的下降趋势明显比 20~40 目单粒径支撑剂 缓慢。
关键词 导流能力；破碎率；支撑剂组合；闭合压力
中 图 分 类 号 ：TE357.1+2
文 献 标 识 码 ：A
Study on flow conductivity of proppant with different size combination
Xiao Yongjun1 Guo Jianchun1 Wang Wenyao1 Yuan Canming1 Chen Yuanlin2 (1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2.Research Institute of Gas Production Engineering, Southwest Oil and Gas Field Company, CNPC, Guanghan 618300, China)
表 1 短期导流能力测试后支撑剂破碎情况
组别
样品
20~40 目 1
30~50 目
20~40 目∶30~50 目
2
20~40 目∶30~50 目
20~40 目∶30~50 目
Hale Waihona Puke Baidu
组合方式 单粒径 单粒径 4∶1 7∶3 1∶1
破 碎 率 /% 11.6 6.4 10.3 7.4 7.1
2.3 支撑剂短期导流能力 分别采用单一粒径及其不同比例组合支撑剂进行
短期导流能力测试，结果如图 2 所示。 2.3.1 单一粒径支撑剂导流能力
在不同闭合压力下，对比 20~40 目、30~50 目单一 粒径支撑剂的导流能力（见图 2）。 在闭合压力较低时，
图 2 支撑剂短期导流能力实验结果
2.3.2 不同比例组合支撑剂导流能力 在不同闭合压力下，对比 20~40 目、30~50 目支撑
Key words: flow conductivity, crushing rate, proppant combination, closure pressure.
目前油田所用支撑剂多数为单一粒径支撑剂。 复 杂油井中使用单一大粒径支撑剂， 虽然可以提供较高 的裂缝导流能力，但施工中可能出现加砂困难，易造成 砂堵，并且支撑剂在长期高闭合压力下易破碎，不能提 供长期、有效的高裂缝导流能力；若使用单一小粒径支 撑剂，虽然可以满足施工和抗高闭合压力的要求，但由 于粒径较小，不能提供足够的裂缝导流能力，增产效果 欠佳。 通过调研国内外文献 并 ［1-5］ 综合考虑上述 2 方面 因素， 进行了不同粒径组合支撑剂短期和长期导流能 力的实验研究， 其研究成果对现场应用具有重要的指 导意义。
在不同闭合压力下，对比 20~40 目、30~50 目单一 粒径及按 4∶1、7∶3 方式组合支撑剂的导流能力。 从图 2 可以看出， 在低闭合压力下，20~40 目支撑剂比其他 3 种方式的导流能力都高，随着闭合压力的增加，导流能 力的差距逐渐变小。 当闭合压力达到 55.2 MPa 以后， 20~40 目、4∶1 组合、7∶3 组合这 3 种方式的导流能力已 非常接近。 在闭合压力达到 82.7 MPa 时，4∶1 组合、7∶3 组合的导流能力已超过 20~40 目单一粒径支撑剂，而 30~50 目支撑剂由于粒径较小， 高闭合压力下其导流 能力也较前 3 种情况稍小。
剂分别按 4∶1、7∶3 和 1∶1 这 3 种方式组合的导 流 能 力 （见图 2）。 在闭合压力较低时， 支撑剂组合的比例不 同，导流能力差距较大；随着闭合压力的增加，这种差 距逐渐变小。 当闭合压力 达 到 55.2 MPa 以 后 ，4∶1 与 7∶3 这 2 种比例组合的导流能力已非常接近，而 1∶1 组 合由于小粒径比例较大，导流能力比前 2 种组合偏小。 2.3.3 导流能力对比
粒径的陶粒。 实验温度 50 ℃，闭合压力 6.9~82.7 MPa， 铺砂浓度 10 kg·m-3。 实验分 2 组，第 1 组为单粒径支 撑剂实验；第 2 组为 2 种支撑剂不同体积比组合实验。 支撑剂组合实验按图 1 所示方式均匀铺置。 实验结束 后，测定不同方式下支撑剂的破碎率。
粒径不同，其导流能力差别很大，粒径越大的支撑剂导 流能力越高。 随着闭合压力的增加，2 种支撑剂导流能 力的差距也逐渐减小， 其主要原因是由于高闭合压力 下，大粒径支撑剂的破碎率比小粒径支撑剂大。
分析上述现象，低闭合压力下，由于 20~40 目支撑 剂粒径大，堆积时形成的孔隙较大，流通性较强，因此 其导流能力相应地比小粒径支撑剂要高。 随着闭合压 力的增加， 大粒径支撑剂由于接触面积小， 承压能力 弱，破碎率较高。 支撑剂破碎后，碎屑充填孔隙导致其 流动能力变差，导流能力急剧下降。进行不同粒径支撑 剂组合之后， 由于小粒径的加入增加了支撑剂之间的 接触面积，使得组合后的支撑剂承压能力增强，高闭合 压力下支撑剂破碎率降低。 此外，对于 4∶1、7∶3 这 2 种
During the oil and gas field development, the deep and ultra-deep wells usually have many complex situations as high temperature, high pressure and high closure stress. Hydraulic fracturing operations in such wells are often faced with many questions. For example, at the high closure stress, the flow conductivity of large diameter proppant drops very quickly because of the low compressive resistance ability and high crushing rate caused by small contacted area. On the other hand, the small size proppant can′t supply enough flow conductivity because of limited flow pore. Based on the above two aspects, the experimental study on the short-term and long-term flow conductivity of proppant with different size combination is carried out. The results show that the proppant combination with an appropriate proportion has much higher compressive resistance ability and flow conductivity than that of single size proppant.
摘 要 在油气田开发过程中，深井、超深井通常具有高温、高压、高闭合压力等复杂情况。 在此类油井中进行水力压 裂作业时，由于上述特点而面临诸多问题。高闭合压力下，大粒径支撑剂由于颗粒间接触面积小，承压能力差，破碎率高，支 撑裂缝的导流能力下降快；小粒径支撑剂由于粒径小，形成的流动孔隙小，不能提供足够的裂缝导流能力。综合考虑以上因 素，开展不同粒径组合支撑剂短期和长期导流能力的实验研究。实验结果表明：高闭合压力下，不同粒径支撑剂按照适当比 例组合后，其抗破碎能力和导流能力较单一粒径支撑剂有显著的改善。
图 1 支撑剂组合铺置方式
2.2 支撑剂破碎率 从表 1 分析可知，支撑剂粒径越大，高闭合压力下
破碎率越高。按照不同比例组合后，随着小粒径颗粒比 例的增加，支撑剂破碎率呈现降低趋势，说明相同情况 下，粒径越小，其承压能力越强，抗破碎能力越高。主要 原因是由于小粒径支撑剂颗粒与颗粒间的接触面积比 大粒径支撑剂大，在相同压力下所受压强要小，因此更 不容易破碎。
1 实验准备
1.1 实验仪器［6］ 实验仪器采用西南石油大学设计、 海安石油科研
仪器厂生产的压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统。
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该仪器可以模拟地层温度和闭合压力， 导流室按照 API 标准导流室设计， 可同时满足支撑剂短期和长期 导流能力测试。 1.2 实验原理
支撑剂导流能力测试的原理是达西定律， 压裂酸 化裂缝导流能力测试分析系统使用 API 标准导流室， 严格按照 API 程序操作，支撑剂渗透率的计算公式为
第 16 卷第 3 期
肖勇军，等：不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究
2009 年 5 月
式中：K 为支撑裂缝的渗透率，μm2；μ 为黏度 ，mPa·s； Q 为 流 量 ，cm3·min-1；△p 为 导 流 室 压 差 ，MPa；Wf 为 支 撑剂铺置厚度，cm。
2 短期导流能力实验
2.1 实验方案 实验选用国内常用 20~40 目、30~50 目 2 种 不 同
K= 5.555μQ △pWf
导流能力可以进一步表达为
KWf
=
5.555μQ △p
收 稿 日 期 ：2008-06-06 ；改 回 日 期 ：2009-02-26 。 作 者 简 介 ：肖 勇 军 ，男 ，1978 年 生 ，在 读 硕 士 研 究 生 ，研 究 方 向 为 油气田开发和增产技术。 E-mail：xyjun91@126.com。
3 长期导流能力实验
3.1 实验方案 选用与短期导流能力测试规格相同的 20~40 目、
30~50 目 陶 粒 及 其 7∶3 比 例 组 合 ， 在 闭 合 压 力 82.7 MPa、实验温度 50 ℃、承压时间 50 h 的条件下进行长 期导流能力的测试。 3.2 支撑剂破碎率
从表 2 分析可知，支撑剂粒径越大，在高闭合压力 下，其破碎率越高。 进行支撑剂组合后，由于小粒径支 撑剂的加入，支撑剂之间的接触面积增加，承压能力增 强，支撑剂破碎率呈降低趋势。7∶3 比例组合之后，破碎 率下降明显。
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2009 年 5 月
断
块
油
气
田
第 16 卷第 3 期
组合方式，由于大粒径支撑剂比例占主导地位，故在高 闭合压力下它们的导流能力能保持较高水平， 甚至略 大于相同条件下 20~40 目单粒径支撑剂的导流能力。
综上所述，在高闭合压力下，适当比例的组合支撑 剂在导流能力和抗压能力上都能显示一定的优势。 考 虑 到 导 流 能 力 的 大 小 及 现 场 施 工 加 砂 的 难 易 程 度 ，20~ 40 目与 30~50 目支撑剂按 7∶3 的比例组合较合适。
2009 年 5 月 文 章 编 号 ：1005-8907 （2009 ）03-102-03
断块油气田 断FAULT-块BLOCK 油OIL & GA气S FIELD田
第 16 卷第 3 期
不同粒径组合支撑剂导流能力实验研究
肖勇军 1 郭建春 1 王文耀 1 袁灿明 1 陈远林 2
（1．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2．西南油气田分公司采气工程研究院，四川 广汉 618300）