压裂用陶粒支撑剂短期导流能力试验研究_张毅

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 higherthan 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].Journalof 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]。

第51卷第5期 辽 宁 化 工 Vol.51，No. 5 2022年5月 Liaoning Chemical Industry May，2022收稿日期： 2021-08-08 不同粒径支撑剂组合导流能力 变化规律实验研究陈庆栋，周际永，陈维余，高双，宋爱莉，张宸，安恒序（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）摘 要： 形成具有一定渗流能力的支撑裂缝是水力压裂实现高效改造的重要前提，在压裂的不同阶段往往会加入不同粒径的支撑剂，目前对多种支撑剂混合后导流能力变化规律研究尚不系统和深入。

因此，通过对20/40、30/50、40/70目陶粒及其不同组合下导流能力开展了实验评价，并通过导流能力保留率这一参数对其变化规律进行分析。

结果表明：支撑剂导流能力与支撑剂粒径成正相关的关系；不同粒径支撑剂组合的导流能力介于该组合的最大最小两种支撑剂的导流能力区间之内；支撑剂组合的导流能力值更接近于占比更高的支撑剂；当支撑剂粒径差别大时，会导致导流能力变低、导流能力保留率较低且受闭合压力的影响大。

研究成果得到了不同粒径支撑剂组合下导流能力的变化规律，为现场压裂施工中支撑剂优选及压裂效果预测提供了重要的指导。

关 键 词： 压裂；支撑剂组合；导流能力；变化规律中图分类号：TE357.12 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2022）05-0593-03随着低渗、特低渗及其他非常规储层的不断动用和开发，水力压裂作为此类储层高效改造的重要技术，起到越来越重要的作用[1-3]。

在水力压裂工艺中，形成具有较大渗流能力的支撑裂缝是实现高效改造的重要指标[4-5]。

在压裂施工效果预测中，需使用到裂缝的导流能力这一关键参数[6-8]。

在进行压裂工艺改造中，在施工的不同阶段往往会泵入不同粒径的支撑 剂[9-10]，当不同粒径的支撑剂混合后，其导流能力与单一粒径的支撑剂相比会产生一定的变化，无法使用单一支撑剂导流能力进行计算[11-12]。

1、 覆膜支撑剂长期导流能力评价覆膜支撑剂有单涂层和双涂层两类。

单涂层支撑剂外壳有一层热固性酚醛树脂，当支撑剂进入裂缝后，树脂层在地层温度条件和固化剂作用下发生反应而固化，支撑剂颗粒之间因聚合作用而键合在一起，从而提高了支撑剂的抗破碎能力，防止支撑剂吐出，减少支撑剂嵌入地层的现象发生。

双涂层支撑剂有一层完全固化的树脂内涂层，以提高粒料的抗压碎能力。

在此涂层外是一层部分固化的外涂层，以提高在压裂作业中支撑剂颗粒之间的键合作用。

(1) 实验流程实验导流能力评价采用FCES-100导流仪，该仪器最高模拟闭合压力可达210MPa ，模拟地层温度最高可达170℃，数据采集和处理为微机自动采集，数据处理符合SY/T6302—1997行业标准，实验仪器流程图见图1。

图1 导流仪实验流程图1、2．电子天平；3、4．容器；5、6．背压阀；7、8、17、18．压力表；9、1O．节流阀；11、12．压差传感器；13．压力传感器；14、15．导流池及加压和加热装置；16．脱氧装置；19、20．储液罐；21．储水罐；22．真空泵；23．真空表；24．高压气瓶及调压阀 (2)实验原理和步骤:p W QLKW f ∆=μ式中：K——裂缝渗透率，；2m μ Wf——裂缝宽度，cm；μ——测试流体粘度，mPa·s；Q——流速，cm^3/s；L——测压孔距离，cm；W——导流室宽度，cm；——压差，10p -1MPa。

(3)实验条件实验流体为2％NaCl 溶液，铺砂浓度为5kg/m^2，实验固化温度为120℃，固化剂类型为加成型固化剂，固化时间为4h，闭合压力为60MPa，导流能力实验测试时间约为25d。

(3)实验结果及分析 ①覆膜高强度陶粒长期导流能力实验结果图2 覆膜高强度陶粒长期导流能力与时间关系图覆膜高强度陶粒长期导流能力在早期降低较快，约7d 后趋于缓和。

覆膜陶粒支撑剂随时间早期导流能力降低急剧，其主要原因可能是支撑剂颗粒之间的压实作用，而经过一段时间，这种作用将减缓。

支撑剂裂缝导流能力实验一、引言支撑剂裂缝导流能力实验是石油勘探和开采过程中的重要环节之一，通过在地下岩层中注入支撑剂，形成裂缝以增加油气储集层的渗透性和产能。

然而，支撑剂在注入过程中可能出现聚集现象，导致裂缝未能达到预期的效果。

因此，为了评估支撑剂的裂缝导流能力，需要进行相应的实验研究。

本文将介绍支撑剂裂缝导流能力实验的目的、实验装置和流程、实验结果及其分析，以及对实验结果的讨论和应用前景。

二、目的支撑剂裂缝导流能力实验的目的是评估不同类型支撑剂在地下岩层中形成裂缝后的导流能力，为石油开发提供理论依据和技术支持。

三、实验装置和流程1. 实验装置实验装置主要由以下部分组成： - 岩心模型：模拟地下岩层，用于注入支撑剂和测量裂缝导流能力。

- 注入装置：用于将支撑剂注入岩心模型，可以控制注入压力、注入速度等参数。

- 测量装置：用于测量裂缝导流能力，包括压力传感器、流量计等。

2. 实验流程实验流程如下： 1. 准备岩心模型：选择合适的岩心样本，按照实验要求进行处理和制备。

2. 注入支撑剂：将支撑剂注入岩心模型，控制注入参数，例如注入压力、注入速度等。

3. 测量裂缝导流能力：通过压力传感器等测量装置，记录裂缝导流能力相关的数据，如注入压力、裂缝宽度、流量等。

4. 分析数据：对实验数据进行分析和统计，计算裂缝导流能力的指标。

四、实验结果及其分析1. 实验结果实验得到的主要结果如下： - 支撑剂注入过程中，裂缝宽度和注入压力的变化曲线。

- 不同类型支撑剂在地下岩层中形成的裂缝宽度。

- 支撑剂注入后的裂缝导流能力，包括流量、渗透率等指标。

2. 数据分析根据实验结果，可以进行如下数据分析： - 不同类型支撑剂的裂缝导流能力对比：比较不同支撑剂的导流能力，评估其在实际应用中的优劣。

- 注入参数对裂缝导流能力的影响：分析注入压力、注入速度等参数对裂缝导流能力的影响程度，为优化注入过程提供依据。

- 支撑剂聚集对裂缝导流能力的影响：研究支撑剂聚集现象对裂缝导流能力的影响，探讨减少聚集的方法。

油井压裂支撑剂实验目的探究现如今，油田上油气井的增产措施有很多，其中水力压裂技术已成为十分重要而且必要的增加油气产量的措施之一。

在以往学习中，了解到水力压裂的目的就是在井筒附近地层形成一条比较高的渗流通道以便供油气渗流通道，水力压裂作业的关键是能否形成比较高的裂缝导流能力。

而要使水力裂缝能够拥有比较好的导流能力，那么支撑剂选取好坏占有了相当大的比重，则通过实验对支撑剂的选取有较好的指导性意义。

标签：支撑剂；导流能力；实验1 国外发展现状美国CARBO公司在国际市场生产较高强度压裂支撑剂处于领先地位，CARBO公司的产品在69MPa压力下破碎率≤5%，中国部分公司的产品质量现在能达到破碎率≤5%，与美国CARBO公司处于同一水平，在86MPa的压力下破碎率≤9%，技术已经达到国内领先水平，接近于国际先进水平。

但是，我国石油压裂支撑剂行业发展并不迅速，企业数量多而不强，大多是中小型企业，不仅产量低，而且技术含量较低，竞争方式也主要集中在产品的价格上面。

近年来随着我国石油行业迅速发展，石油压裂支撑剂生产技术已经有了一定的提升。

但与国外大型生产企业相比，仍然存在着一定距离的技术差距。

这些差距主要表现在产品的技术含量不高，研发投入金额有限等方面。

依据目前的情况来看，国外在高强度压裂支撑剂方面处于国际领导地位，我国在一定的程度上还依赖于进口。

支撑剂的技术问题必须要从技术方面入手，与质量监控相关的工作还需进一步加强。

质量效益的现代化理念正在逐渐升入人心。

产品正向着划分更为细致的趋势发展，产品系列会越来越丰富丰富。

未来几年，石油行业支撑剂研发技术发展的速度将增快，国内企业在技术研发方面的投入也将日益增加。

新的高端产品必将在国内实现大规模的生产。

另外，产品的专利数量也将逐渐增多。

目前，世界上最大的支撑剂生产厂家是美国CARBO公司，他们的资金额技术力量都非常雄厚，其技术及产品质量在国际上处于领先水平，是一家专业的用于生产支撑剂的厂家，该公司采用的是回转窑的生产设备，长度大约为40多米，其中使用了先进的流化床设备造粒，半成品密实度良好，表面光滑度也很高，产品烧结温度可以达到1600℃，烧结时间为4～5小时。

中国石油大学（采油工程）实验报告实验日期： 2014.11.15 成绩：班级： 学号： 姓名： 教师： 同组者：实验三 裂缝导流能力模拟实验一、实验目的1.了解岩石被支撑裂缝的导流能力随闭合压力变化的关系、以及在相同闭合压力条件下铺有不同层数的支撑剂的裂缝导流能力的差异；2.分析说明达西公式与二项式公式计算出的结果不同的原因；3.熟悉压力试验机的操作及实验流程。

二、实验原理裂缝的渗透率可由气体渗流的流量来反映，测量气体在不同入口和出口压力下的流量后，可通过气体径向渗流的达西公式来确定裂缝的导流能力。

三、实验仪器和材料1. 仪器：NYL —200D 型压力试验机或NYL —2000D 型压力试验机，空气压缩机—供气源，定值器—气源开关，精密压力表，浮子流量计，岩心（钢板）模，游标卡尺，放大镜。

2. 材料：不同产地的压裂砂、陶粒。

四、实验步骤（一）实验准备1. 在附表1中记录使用的砂子产地、粒径、名称及某温度下的气体粘度；2. 用游标卡尺量出岩心模的外径Ro 及孔眼的内径Re 记录附表1中，用作计算岩心模面积；3. 称一定重量的砂子（记下砂子的颗粒直径）均匀地铺在缠有铜网的岩心面上，要保持单层，铺完后用放大镜检查一下砂子是否铺的均匀和紧密。

然后称剩余砂子的重量，二者之差即为铺在岩心上的砂重，并按下式计算出支撑剂的浓度：2cm g ，铺有支撑剂岩心的面积单层支撑剂的重量支撑剂（砂子）的浓度将此浓度值记入表1中。

4. 将上岩心片（孔眼向下）放于下岩心片的上方，然后上下岩心片放在试验机下承压板中心位置。

5. 认真记录试验机载荷刻度盘上读出加载值。

（二）岩心加压法1. 岩心放在下承压板上，用手旋转螺杆将上承压板合并，压住岩心模型，准备加载。

2. 旋紧回油阀，按绿钮开机器，用送油阀慢慢加压，通过控制送油阀开启程度控制加压速度，当主动指针（黑针）转到1.5吨（或1KN）时,将送油阀放慢关闭维持此点上，将定值器打开使气体进入浮子流量计中，同时浮子上升，调节定值器旋钮,使浮子指示到流量计刻度的最高度值。

实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法标题：实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的新方法探究摘要：实验确定致密砂岩储层水力压裂技术对于提高油气井产能具有重要意义。

本文深入讨论了实验方法，以确定致密砂岩储层的水力压裂支撑裂缝导流能力。

首先，我们介绍了该实验的背景和目的，然后详细阐述了实验步骤和操作要点。

进一步，我们提供了数据收集和分析的方法，并对实验结果进行了解读。

最后，我们总结了这个方法的优点和局限性，并提出了未来研究方向。

关键词：实验方法，致密砂岩储层，水力压裂，支撑裂缝导流能力引言：致密砂岩储层是一种具有特殊渗透性质的油气储层，压裂技术是提高该砂岩储层产能的重要手段之一。

通过水力压裂，可以在致密砂岩储层中形成裂缝，使得储层通透性提高，从而增加油气流动性。

然而，水力压裂的有效性取决于压裂液尽可能多地进入并支撑裂缝，以提高导流能力。

本文旨在探讨一种新的实验方法，可用于确定致密砂岩储层的水力压裂支撑裂缝导流能力。

实验方法：1. 实验目的：本实验旨在确定致密砂岩储层水力压裂过程中裂缝导流能力的新表述方法。

2. 实验设备和样品准备：选择一块致密砂岩样品，并进行充分清洁和预处理，确保其自然孔隙度和渗透率的一致性。

3. 实验步骤：a. 制备压裂液：根据实验需求，制备不同浓度和粘度的压裂液，并保持稳定的化学成分。

b. 搭建压力和流量控制系统：采用合适的压力和流量计，搭建一个能够准确控制压力和液体流动的系统。

c. 进行水力压裂：将致密砂岩样品放置在实验装置中，逐渐施加压力，使得压裂液通过样品形成裂缝。

d. 数据采集：记录实验过程中的压力和流量数据，并计算出支撑裂缝导流能力的参数。

4. 数据分析与解读：将实验数据进行分析，通过统计学方法和数学模型，解读实验结果，并提出新的表述方法。

实验结果与讨论：通过实验数据的统计和分析，我们获得了关于致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的新表述方法。

根据实验结果，我们发现压力和流量是影响裂缝导流能力的主要参数之一。

泥岩裂缝油藏支撑剂短期导流的影响因素分析摘要：依据压裂增产措施大庆油田泥岩储层在现场应用的过程中出现的实际问题，实验使用FCS-842型裂缝导流仪，对不同粒径的同种支撑剂在不同泥质含量情况下的人造岩心复合板的导流能力进行了实验研究。

以金属板数据为基础，对比出不同粒径的支撑剂在不同泥质含量的人造岩心复合板的嵌入导流能力。

实验结果表明：对相同泥质含量的岩心板，支撑剂越大嵌入数量越小，对导流能力影响也越小。

对相同粒径支撑剂，支撑剂在岩心板中的嵌入程度随泥质含量的增加而增加，对导流能力影响也越大，支撑剂破碎率随压力增大而减少。

研究结果为压裂设计中支撑剂的优选原则提供依据。

关键词：压裂增产支撑剂泥质含量导流能力随着勘探开发形势的不断发展，一种特殊类型的油气藏——泥岩裂缝油藏越来越引起人们的重视。

泥岩裂缝油藏是以裂缝为主要储集空间而形成的特殊油藏[1]。

油藏开发难度较大，受油层及隔层厚度薄、岩性复杂、物性差、丰度低等原因，其储层的孔隙度很小，岩石物性参数变化不灵敏，并表现出很强的各向异性，勘探难度很大，由于泥岩遇水软化、塑性较强的特性，在压裂过程和裂缝闭合后，支撑剂与裂缝面相互作用，产生支撑剂嵌入现象，降低支撑裂缝的宽度，同时泥岩在碾压、振动或击实的作用下很容易破碎，嵌入的碎屑降低了支撑剂充填层的导流能力[2，3]。

大庆油田泥岩裂缝油藏进行压裂增产改造，分别对四口典型井实施压裂措施。

其中两口井应用常规水基压裂，现场施工压力过高，出现砂堵现象，分析原因是裂缝宽度窄、加砂困难所造成的；其余两口井采用高能气体压裂，压裂后产量远小于压裂前测试产量。

鉴于上述情况，开展支撑剂嵌入对泥岩裂缝油藏短期导流能力影响的研究是十分必要的。

一、实验部分1.实验装置实验使用FCS-842型裂缝导流仪，该仪器可以模拟地层温度和闭合压力，API标准导流室，并严格按照API的程序操作。

实验装置由以下几部分组成：①API导流室；②压力系统（液压控制压力仪和回压调节器）；③供液系统（恒压恒流泵和脉冲阻尼器）；④测量系统（温度补偿电子压力传感器、压力传感器、罗斯蒙特的差压差变送器、位移传感器、温度传感器及电子天平）；⑤监测及数据自动采集、计算机处理系统。

页岩气压裂用石英砂替代陶粒导流实验研究高新平;彭钧亮;彭欢;王良;周玉超;冯艳【摘要】四川盆地页岩气已进入规模开发阶段,然而单井开发成本高,压裂施工难度大,严重制约着页岩气开发的进度及效果.目前主要采用陶粒作为压裂支撑剂,用量大、价格高,而对陶粒替代品的寻找探索及论证则较少.为此,从寻找压裂支撑剂入手,通过对国内不同地区可能成为陶粒替代品的石英砂支撑剂进行筛选,利用API支撑裂缝导流仪进行实验研究.结果表明,石英砂具有较好的性价比、满足生产需要的导流能力、且施工难度明显降低、有利于增加页岩储层的体积改造,满足页岩气降本增效、规模开发的客观需要.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2018(041)005【总页数】4页(P35-37,41)【关键词】页岩气;体积压裂;降本增效;支撑剂筛选;替代陶粒【作者】高新平;彭钧亮;彭欢;王良;周玉超;冯艳【作者单位】中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;页岩气开采与评价四川省重点实验室;中国石油集团油气藏改造重点实验室【正文语种】中文一、研究背景近年来，油气价格的持续低迷，降本增效已成为页岩气开发的主旋律。

北美除钻完井提速增效外，减少陶粒用量，同时增加石英砂在压裂施工中所占比例，甚至不用陶粒，大幅降低了压裂材料的费用，实现了低油气价下的页岩气效益开发。

水力压裂过程中陶粒支撑剂运移规律及粒级配比优化
张苗;邹明俊;吕乐乐;石勇丽;李林记
【期刊名称】《煤矿安全》
【年(卷),期】2022(53)2
【摘要】对比了传统石英砂与陶粒支撑剂在压裂过程中的运移情况,认为石英砂压裂产生的砂堤和悬砂区范围明显小于陶粒支撑剂,且造缝能力弱于陶粒;之后,采用物理实验与数值模拟相结合的方法研究了沁水盆地高河地区煤层气井QS01井在压裂过程中陶粒的运移规律及粒径配比。

结果表明:在闭合压力相同时,大粒径陶粒的导流能力强于小粒径陶粒;大粒径陶粒随闭合压力增加导流能力下降速度变慢,说明大粒径陶粒在高闭合压力下仍得到了有效的支撑;250~380μm,380~1 000μm和830~1 400μm的陶粒配比为1∶6∶2时,平均支撑剂浓度最大,裂缝导流能力最高;粒径配比为3∶1∶2时,压裂裂缝长度与支撑缝长最大,导流能力最低;粒径配比为1∶1∶1时的压裂效果基本介于其它2种配比效果之间。

因此,压裂过程中陶粒粒径配比建议选择1∶6∶2(250~380μm∶380~1 000μm∶830~1 400μm)。

【总页数】5页(P16-19)
【作者】张苗;邹明俊;吕乐乐;石勇丽;李林记
【作者单位】河南省煤炭地质勘察研究总院;华北水利水电大学;河南省资源环境调查二院
【正文语种】中文
【中图分类】TD712
【相关文献】
1.煤层气水力压裂缝内变密度支撑剂运移规律
2.压裂裂缝内支撑剂沉降及运移规律研究现状与展望
3.通道压裂支撑剂运移规律试验
4.水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展
5.煤储层压裂轻质陶粒支撑剂粒级配比优化
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