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关于压裂支撑剂视密度影响因素分析探讨张贵玲 邵红云 牟英华 曲晓峰（中国石油化工有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院）摘 要：视密度是陶粒和石英砂的一项重要特性，按照标准要求，视密度操作过程比较复杂，影响因素较多，通过实验发现，视密度的重复性较差，为此对检测结果进行分析，发现影响检测结果的因素主要是以下3个方面：（1）标准没有确定选用的密度瓶规格；（2）不同测试液对检测结果影响较大；（3）检测过程中，加入的样品质量对实验数据也会有影响；为此文中从这3个方面入手，选出最合理的实验方案，以提高检测结果的平行性及准确性。
关键词：支撑剂，视密度，影响因素Analysis and Discussion on Factors Influencing the Apparent Density ofFracturing ProppantZHANG Gui-ling SHAO Hong-yun MU Ying-hua QU Xiao-feng(Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Shengli Oilfield Branch ）Abstract: Apparent density is an important characteristic of ceramic proppant and sand. According to the standard requirements, the operation process of apparent density is relatively complicated, and there are many factors affecting the result. Through the experiments, it is found that the repeatability of apparent density is very poor. Therefore, the analysis of the test results shows that the factors affecting the test results mainly include the following three aspects: firstly, the standard does not determine the specification of the selected density bottle; secondly, different testing solutions have a significant impact on the test results; thirdly, during the testing process, the quality of the added samples will also have an impact on the experimental data. Starting from these three aspects, this article selects the most reasonable experimental plan to improve the parallelism and accuracy of the testing results.Keywords: proppant, apparent density, influence factor作者简介：张贵玲，硕士研究生，现工作于中石化胜利油田石油工程技术研究院，高级工程师，主要从事油气增产及检测方面的工作和研究。
2021年03月江汉石油职工大学学报Journal of Jianghan Petroleum University of Staff and Workers第34卷第2期涪陵页岩气井出砂判断及管理方法杜家澄(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆涪陵408014 )[摘要]涪陵页岩气田治理气井出砂方法大多着眼于压裂试气，缺少基于采气生产过程中出砂判断和治理方法。
分析出砂井的生产数据，发现可以通过气井瞬时流量持续上升、瞬时流量异常波动来第一时间判断气井出砂，也可以通过设备异常来直观观察气井出砂情况。
实践表明，在合理配产的基础上从地质与工程两个方面着手 治理出砂井，可收到较好的治理效果。
[关键词]涪陵页岩气田；气井出砂；气井管理[中图分类号]TE357.6 [文献标识码]A[文章编号]1009—301X(2021)02—0017—03DOI：10.3969/j.issn. 1009 —301X.2021. 02. 006 开放科学（资源服务）标识码（o s r o):目前.涪陵页岩气田部分生产井出现了不同程度 的出砂情况，气井出砂不仅降低了地面设备的使用寿 命，而且损害管柱，影响生产的正常进行。
笔者以涪陵 页岩气田页岩气出砂井为例，探索气井生产过程中的 出砂判断方法，并提出相应的出砂井防治管理措施。
1涪陵页岩气田气井出砂现状存在出砂情况的井分为投产初期的新井、环空生产 瞬时产量较高的老井两类。
投产初期的新井出砂原因 主要是页岩储层裂缝尚未完全闭合，裂缝壁对支撑剂的 夹持力比较微弱，在天然气及压裂液的高速冲刷下，支 撑剂被拖拽人井筒;胶液在井下破胶不彻底，在返排期 间近井筒胶液具有较高的黏度，对支撑剂具有较大的拖 拽力，从而发生支撑剂回流。
环空生产瞬时产量较高的 老井出砂原因主要是超出合理配产，导致出砂。
2出砂井的判断及时识别出砂井是现阶段气田出砂井治理的关键。
由于气田多数集气站点不是单井单计.准确判断 出砂井有较大困难。
压裂支撑剂研究与应用进展
张敬春;任洪达;俞天喜;尹剑宇;周健;周洪涛
【期刊名称】《新疆石油天然气》
【年(卷),期】2023(19)1
【摘要】支撑剂作为支撑水力裂缝的关键材料,其相关性能与压裂改造效果密切相关,关于压裂支撑剂的研究受到了持续而广泛的关注。
本文分类概述了压裂用支撑剂及相关技术的研究与应用情况,包括石英砂、陶粒、覆膜支撑剂等常规支撑剂及近年来报道的自悬浮支撑剂、气悬浮支撑剂、原位生成支撑剂等新型支撑剂及相关技术等共计10个类别。
最后对压裂支撑剂及相关技术的发展方向进行了展望,以期为相关领域的研究者提供参考,促进压裂支撑剂技术的进步。
【总页数】8页(P27-34)
【作者】张敬春;任洪达;俞天喜;尹剑宇;周健;周洪涛
【作者单位】中国石油新疆油田分公司工程技术研究院(监理公司);新疆页岩油勘探开发重点实验室;中国石油大学(北京);中国石油大学(北京)克拉玛依校区
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
【相关文献】
1.加砂压裂中固体支撑剂对压裂管道的冲蚀磨损研究
2.压裂用支撑剂应用现状和研究进展
3.水力压裂支撑剂应用现状与研究进展
4.油气开采用功能压裂支撑剂的研究进展
5.压裂支撑剂研究进展
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多尺度支撑剂组合加砂技术在压裂过程中的应用研究X钟安海(中石化胜利油田分公司采油工艺研究院压裂酸化与天然气所,山东东营 257000) 摘 要:随着勘探开发井深度的增加及开采难度的加大,压裂裂缝的复杂程度也越来越大,窄裂缝、弯曲裂缝、多裂缝不断涌现,经常导致加砂困难或支撑裂缝质量差等问题。
同时在压后返排过程中时常出现支撑剂返吐现象。
以上问题严重影响了压裂效果。
多尺度支撑剂组合加砂技术是把不同粒径支撑剂的优点结合起来,在裂缝复杂或狭窄的区域加入流动性较好的小粒径支撑剂,在裂缝条件较好的区域添加大粒径支撑剂,提高压裂成功率及支撑裂缝的质量,减少了支撑剂回吐的几率,避免在裂缝口部出现瓶颈现象。
本文分别从理论上研究了小粒径加砂、大粒径加砂以及组合支撑剂加砂技术的特点,然后进行了室内试验研究以及产能分析,最终得出了不同粒径支撑剂组合加砂技术的优点及应用方法,为提高压裂成功率及裂缝的质量提供了依据。
关键词:压裂;组合支撑剂技术;导流能力;裂缝 中图分类号:T E357.3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0091—03 前言:随着低渗透油气藏勘探开发的难度增大以及定向井、大斜度井的增加,压裂过程中产生多裂缝、窄裂缝,弯曲裂缝的情况已经被采用多种手段所证[1,2]。
不管这些复杂裂缝是期望得到的还是设法避免的,它们共同的特点是裂缝窄、滤失量大,加砂难度,施工成功率低或支撑裂缝相对较短,最终导致了压裂改造程度低。
同时在大量的研究与实践中表明[3],由于支撑剂返吐,在近井筒地带容易形成裂缝相对较窄的区域,裂缝瓶颈直接影响了裂缝的导流能力。
多尺度支撑剂组合加砂技术是在一次压裂施工中按一定次序添加多种尺度的支撑剂,分别利用不同尺度支撑剂的各自特性,在裂缝端部或空间狭窄的区域添加小粒径支撑剂,在缝口或造缝质量良好的区域添加大粒径支撑剂,保障施工成功、防止支撑剂返吐、提高裂缝质量,使裂缝导流能力达到最佳。
支撑剂对低渗透油藏压裂影响分析【摘要】我国现有的油田中，低渗透储量占有很大的比例，各大油田都有大规模的低渗透层。
但是这些资源开发利用的难度很大，其中水力压裂广泛用于低渗透油气藏，是油气井增产增注的一种有效措施。
本文研究支撑剂性能的好坏对水力压裂的影响，对支撑剂的酸溶解度、密度及抗破碎能力、浊度等性质进行分析，分析其对低渗透油藏压裂的影响。
【关键词】天然石英砂性能测试低渗透地层伤害水力压裂技术是现在油气井增产的主要措施，已经大面积运用到各种油气田的开发，包括高、中、低渗透油藏中，决定支撑剂在裂缝中的分布规律的主要因素有支撑剂性能、施工压力、压裂液等，支撑剂性能的提高可以大幅提高水基压裂的增产效果。
1 压裂支撑剂的性能压裂技术是改造油气田的重要技术手段之一，它利用人工方法把流体注入到岩石基层，一定要超过地层强度的压力，使得井筒周围能够产生大量的裂隙，然后加入一定量的支撑剂来维持，这样就可以形成一个高导流的通道。
也是保持油气物能够顺着压裂后的裂隙流出的一种重要的技术措施。
油气井在经过压裂后，其增产效果往往取决于裂缝的导流能力，因此，能够研发高性能的支撑剂对油气田的开采有很大的实用价值。
支撑剂的性能大致如下：（1）支撑剂的相对密度要低，这样便于泵入到地下。
（2）支撑剂颗粒粒径要根据油井的设计不同而有不同的设计要求。
大都为0.4～0.8mm，而且为获得高的导流能力，必须要求表面光滑，颗粒饱满，浊度值小于100FTU。
（3）支撑剂要有足够的抗压强度能耐受住强大的压力，要有足够的抗磨损能力，能抵抗强大的摩擦力，并且有能够支撑人工裂缝的能力（4）支撑剂颗粒在温度为2000C的条件下，不会与压裂液发生化学作用，而且酸溶解度最好小于7%。
虽然支撑剂的费用在压裂油井的施工总费用中所占的比例很小，但是支撑剂的质量的好坏对压裂后的效果有着很大的作用，可以说是直接影响该油井的效益。
2 支撑剂的性能对低渗透油藏压裂的影响石油的压裂支撑剂可以按密度和抗破碎能力分为以下的几类，低密度中等强度的支撑剂、中等密度高强度支撑剂。
体积压裂技术的研究与应用摘要：对于低渗油藏，由于此类型的储油层密度高，渗透率较低，所以就不能使用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造措施，因为此措施不能达到商业的开采价值，因而为了提升其商业开采价值就要探索新的压裂改造技术。
在国内提出了体积压裂改造超低渗油藏的设想，其根据是参考国外的页岩气体积压裂技术。
国内通过体积压裂的方法在靖安油田初次实验及应用。
经实践后得出，虽然低渗油藏储层致密、渗透率低，但是在经体积压裂后，其形成了复杂缝网和增大改造体积，这样不仅在初期油量产出大，而且给与后期稳产极大支持。
关键词：低渗致密增产改造体积压裂缝网一、体积压裂作用机理“体积压裂”顾名思义，就是指将可以进行渗流的有效储集体通过压裂的方法“打碎”，这样就形成了一个网络裂缝，通过这样的压裂方式能使储层基质与裂缝壁面的接触面积达到最大化，使得油气可以从任何方向渗流到裂缝的距离最短化，将储层整体渗透率提高到一定的程度，从而使储层可以实现长、宽、高三维立体方向的改造。
在工程的施工过程中，通过（1）低猫液体（2）大液量（3）高排量这三项，加以转向技术及材料的应用的辅助，利用直井分层压裂技术和水平井分段改造技术等手段，可以将裂缝网络系统形成规模最大化，储层动用率就会相应的提高，从而提高非常规油气藏采收率。
二、体积压裂的技术特征2.1 体积压裂改造的条件（1）地层有天然的裂缝且发育良好；（2）岩石中硅质成分含量高，容易在高压下产生裂缝。
岩石在压裂过程中容易产生剪切力破坏，不是形成单一的裂缝，而是有利于形成复杂的网状裂缝，从而提高裂缝密度增加缝隙体积；（3）较小的敏感力度，适用于大型的滑溜水压裂。
较弱的水敏地层，有利于提高压裂液的用液规模，同时使用滑溜水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝延展距离增加缝隙体积，扩大了改造体积。
2.2 体积压裂改造技术国内常用的体积压裂技术是滑溜水大型压裂技术。
体积压裂工艺有两个特征。
第一“两大”：大排量、大液量。
利用先进的支撑剂输送技术提高油田水力压裂效率和生产力文摘:本论文研究了利用先进的支撑剂输送技术提高油田水力压裂效率和生产力的方法。
水力压裂作为一种常用的增产技术，对支撑剂的输送效率和释放效果有着重要要求。
传统的支撑剂输送方式存在一些限制，影响了压裂效果和产能。
通过引入先进的支撑剂输送技术，如纳米技术、胶囊包裹技术和智能微球技术等，本研究展示了如何优化支撑剂输送方式，提高压裂液体中支撑剂的分散性、稳定性和释放效率，从而提高水力压裂的效率和产能。
本文总结了先进支撑剂输送技术在油田水力压裂中的应用优势和挑战，并展望了其未来的发展方向。
关键词:先进支撑剂输送技术，水力压裂，效率，生产力引言:随着全球能源需求的不断增长和传统油藏的逐渐枯竭，提高油田生产力和采收率变得尤为重要。
水力压裂作为一种有效的油田增产技术，已被广泛应用于油田开发中。
在水力压裂过程中，支撑剂在裂缝中的定位和分散对于增加油层渗透性和提高采油效率至关重要。
传统的支撑剂输送技术在一些方面存在限制，例如支撑剂在压裂液体中的分散性和稳定性较差，影响了其在裂缝中的均匀分布和释放效率，从而降低了水力压裂的效率和产能。
1.支撑剂在水力压裂中的作用1.1支撑剂的类型和功能在水力压裂中，支撑剂是一种重要的辅助材料，用于填充裂缝、稳定岩石结构，并增加岩石的渗透性，从而增强油藏的采收能力。
根据其形态和功能，支撑剂可分为固体颗粒和液体两种类型。
固体颗粒支撑剂：固体颗粒支撑剂主要由颗粒状的材料组成，常见的包括砂、陶瓷颗粒等。
其功能是填充裂缝中的空隙，防止裂缝闭合，从而维持裂缝的开放性，增加油层的渗透性。
固体颗粒支撑剂还可以承受高压力，防止裂缝在水力压裂过程中过度扩展。
液体支撑剂：液体支撑剂通常是由一种或多种化学物质组成的特殊液体，如聚合物、胶体悬浮液等。
其主要功能是填充裂缝中的细微空隙，弥补固体颗粒支撑剂无法填充的空间，增加裂缝表面的润湿性，从而更好地固定固体颗粒支撑剂，提高裂缝的稳定性。
浅析涪陵页岩气田多段压裂水平井产量影响摘要随着生产技术的进步，特殊气体储藏的开发能力逐渐增大，特殊气体储藏的开发利用成为世界关注的焦点。
页岩气储藏地质条件差，压裂改造后渗透机制复杂，改造后页岩气井产量减速快，低生产期持续时间长。
深入研究页岩气储藏改造后的渗透特征，提高页岩气井的生产能力，对保证中国能源安全具有重要意义。
利用Petrel RE构建单井数值模拟模型，输入流体、岩石物性参数，模拟页岩气井的生产动态，通过对吸附参数、应力敏感、裂缝条数、裂缝长度、水平段长的研究，了解页岩气储藏水平井产量的影响为页岩气储藏水平井的分段压裂提供理论依据。
关键词：涪陵页岩气;水平井;多段压裂;产量影响因素作者简介：桑晓飞（1985-），工程师，毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现从事油藏评价工作，联系方式****************。
引言发展特殊能源将成为中国未来能源发展的重点。
页岩气具有高效、环保的优点。
页岩气开发必要为当务之急。
虽然我国在页岩气开发方面取得了一些成果，但是对储存层中页岩气复杂化的流入机理还没有完全了解，这可能直接导出页岩气井产能预测不准。
通过对页岩气渗流机理的研究，考虑页岩气在基本孔中的多尺度移动机理，建立了页岩气水平井压裂生产能力预测模型，评价了页岩气井生产动态的影响因素，对优化合理的压裂施工参数，评价压裂效果具有一定的指导意义。
一、使用Petrel RE的单井数值模拟模型的构建长水平井的多段压裂技术是当前页岩气开发的关键技术，决定页岩气储藏能否成功进行高效开发。
通过Pet-rel RE模块快速设置水力压缩裂纹和裂纹特性，并局部网格加密裂纹周围的网格。
使用双孔介质模型，利用时变吸附模拟构建了单井数值模拟模型。
建立了X井的均质地质模型，模拟面积为0.9X106㎡，裂缝高度为38m，分别建立了基质空隙度、基质渗透率、裂缝空隙度、裂缝渗透率、岩石密度、基质一裂缝祸合因子等模型。
其中，基质的空隙度为4%，裂纹的空隙度为0.4%，裂纹的半长度为2%。
小粒径支撑剂在涪陵页岩压裂中的应用及分析李玥【摘要】涪陵页岩储层改造主要采用混合压裂+组合加砂模式.其中,小/中/大粒径支撑剂的综合作用不仅是形成复杂裂缝网络的关键因素,也是不同尺度裂缝系统形成有效支撑的重要保障.在页岩复杂缝网中,一方面可利用小粒径支撑剂好携带、粒径小的优势进入远端尺寸较小的分支缝中进行支撑,以提高整个裂缝系统的导流能力;另一方面利用小粒径支撑剂打磨射孔孔眼和梳理裂缝弯曲程度,减小摩阻,降低压力消耗,提高缝内净压力,利于形成复杂缝网系统.结合地质特征、压裂工艺需求及现场实践情况,对涪陵压裂用小粒径支撑剂适应性进行了分析,认为该类支撑剂具有降低摩阻、封堵微裂缝和支撑分支缝等作用,对于促进页岩储层复杂缝的形成具有重要作用.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2016(029)006【总页数】4页(P14-17)【关键词】页岩;小粒径;支撑剂;封堵;降滤;复杂缝网【作者】李玥【作者单位】长江大学,湖北武汉 430100【正文语种】中文【中图分类】TE357与常规气藏压裂相比，目前涪陵页岩压裂主要以复杂缝网为改造目的，在复杂缝网中会形成很多尺寸大小不等的微裂缝，随着裂缝的不断延伸，远端裂缝的尺寸越来越小。
在压裂过程中需要加入不同粒径的支撑剂进行分级支撑，建立裂缝的高导流能力来保障涪陵页岩气的长期稳产。
涪陵页岩气压裂一般采用组合粒径支撑剂，即80/100目、40/70目及30/50目支撑剂的组合模式，对复杂缝网进行分级支撑，主要是用中/大粒径支撑剂支撑主缝系统形成高导流能力通道，小粒径支撑剂对支缝甚至微缝系统进行远端支撑，从而保证整个缝网系统的导流能力。
笔者结合涪陵页岩气地质条件和压裂工艺，针对小粒径支撑剂的工艺适应性进行分析和研究，进而为压裂支撑剂选择及工艺参数优化提供指导和依据。
页岩压裂裂缝起裂及延伸扩展机理不同于常规砂岩储层：一是具有施工规模大、液量大、加砂量多、排量高、砂比低等特点；二是压裂液滤失量大，容易产生脱砂、对砂比的提升较敏感；三是加砂的目的不是实现裂缝的支撑，而是要增加缝内流动阻力，以达到增加缝内净压力并实现裂缝转向。
常规砂岩储层压裂目的是以抑制天然裂缝扩展而形成主缝为主，因此其泵注加砂模式并不适应于页岩气井压裂。
对于焦石坝区块五峰-龙马溪组页岩储层改造，需充分利用天然裂缝，通过剪切滑移层理缝并沟通天然裂缝系统后，增加储层改造体积和裂缝复杂度。
由于减阻水粘度较低，滤失较大，若要实现裂缝网络支撑，需采用段塞式注入工艺来弥补压裂液滤失，延缓近井带砂堤的形成速度，降低砂堤高度。
焦石坝区块页岩储层由于天然裂缝以及层理发育，同样采取段塞式加砂工艺，即：在压裂施工过程中注入一段混砂液后，停止加砂，然后采用压裂液进行顶替，之后再继续加砂-顶替的过程，直至完成设计加砂量。
其主要作用有：①针对页岩储层天然裂缝发育的特点，采用段塞式加砂可以有效规避砂堵风险；②不同砂比支撑剂段塞进入地层后，裂缝内净压力提高使天然裂缝张开，达到提升改造体积的目的。
涪陵焦石坝地区五峰-龙马溪组储层的压裂改造思路包括以下几个方面：首先为了打磨射孔孔眼、减小近井地带裂缝弯曲程度、封堵发育的天然裂缝、降低滤失、促进裂缝延伸，在施工初始阶段以减阻水带小粒径的进行注入；然后，再利用一定粒径支撑剂，对裂缝系统形成主要支撑；最后选用胶液携带较大粒径支撑剂形成主导缝，故可选择 100目粉陶 + 40/70目支撑剂 + 30/50目支撑剂组合。
在复杂裂缝系统中，无论是支撑主缝的中/大粒径支撑剂，还是支撑远端微裂缝的小粒径支撑剂，不同因素下均会对裂缝的导流能力有影响。
在涪陵页岩气田现场应用支撑剂体系的基础上，结合小粒径支撑剂样品性能室内评价，同时考虑储层特征及压裂工艺，对支撑剂的降滤机理进行分析研究。
从不同粒径范围粉陶及不同粒径组合模式下短期导流能力测试结果分析可知，粒径越大，导流能力越好；具体对比：70/80目 > 80/100目 > 100/120目 >120/140目。
存在粒径范围的支撑剂没有粒径均匀的支撑剂导流能力高，而且粒径大的比例越大导流能力越高( 图1，2 )。
段塞颗粒偏大或者偏小都可能导致滤失失常，应根据天然裂缝开启的动态宽度优选段塞颗粒的大小。
针对裂缝与基质,粉陶粒径的选择是不同的。
业内一般认为针对天然裂缝发育储层,主要采用100目细粒支撑剂预充填技术,而对于不同缝宽,粒径又可细分为：缝宽小于50 μm时粒径应在200目左右,缝宽大于50 μm 时粒径在100目左右；涪陵焦石坝区块储层裂缝发育,缝宽一般在几毫米不等,小型压裂测试分析表明近井筒摩阻介于 5.35～12.3 MPa 之间,平均 6.58 MPa,说明缝宽窄,裂缝弯曲严重,对砂粒径较敏感。
支撑剂粒径组合实验表明,100目与20/40目陶粒组合下裂缝渗透率与只用100目粉陶较接近。
鉴于近井筒摩阻较高,分析认为应采用100目粉陶。
粉陶段塞砂比一般在10%左右,应按从小到大的程序进行。
如果一开始就采用较大砂比,则裂缝全部在缝口附近堵死；如果采用常规的加入低砂比粉陶进行全程充填,此时仍存在多裂缝的同时延伸,影响主裂缝的扩展；理想的工艺过程是一开始采用低砂比,先封堵较窄的裂缝,随着压裂的进行,各缝宽逐渐增加,适当增加砂比。
由于涪陵焦石坝页岩气储层的渗透率极低，产生更长、更多的人工裂缝，形成更为复杂的人工缝网显得尤为重要，相对而言被改造层的导流能力是次要的；因此施工砂比的选择主要考虑了高砂比作业时，有利于压裂液输送，以及裂缝内砂堤堆起速度，根据以上目的，制定如下不同阶段支撑剂砂比的加入方法。
对于70/140目粉陶砂比设计，针对龙马溪组页岩储层天然裂缝发育，同时五峰组上部与龙马溪组下部层理缝极发育，设计初始粉陶砂比为3%，保证施工安全的同时起到打磨孔眼作用，后续砂比主要起到充填近井带微裂缝的左右，促使裂缝转向，为中砂阶段注入提供有利条件。
结合涪陵页岩气地质条件和压裂工艺，将小粒径支撑剂进行适应性分析。
一般认为，小粒径支撑剂所起的作用体现在施工过程和压后生产两个方面。
施工过程中降低摩阻，提高净压力；封堵降滤，促进裂缝延伸。
压后生产过程中通过分级支撑，提高导流能力。
2.1 小粒径支撑剂对摩阻及净压力影响分析利用小粒径支撑剂打磨射孔孔眼和梳理裂缝弯曲程度，减小摩阻，降低压力消耗，提高缝内净压力，利于形成复杂缝网系统。
从涪陵区块 A井第 2 段测试压裂阶梯降的摩阻分析结果( 图 3 )可知，7 m3/min 条件下总摩阻 28 MPa，孔眼摩阻 2.3 MPa，沿程摩阻 10.6 MPa，近井弯曲摩阻 15.1 MPa； 8.5 m3/min,总摩阻 35.8 MPa，孔眼摩阻 3.5 MPa，沿程摩阻 13.9 MPa，近井弯曲摩阻 18.4 MPa，在较低排量条件下近井筒附近弯曲摩阻影响较大。
根据孔眼摩阻的计算公式分析，压裂过程中由于小粒径支撑剂的冲蚀可改变孔眼形状, 增大了流量系数, 从而减少了总的孔眼摩阻。
从埋深较大的B井( 3 800 m )第8 段施工曲线看，由于小粒径支撑剂的打磨作用，粉陶阶段施工压力由 81 MPa降至 73 MPa，为后续中砂阶段的加砂提供了一定的压力窗口。
式中：Ppf-射孔孔眼摩阻(MPa)；Q-压裂液注入流量(m3/min)；d-孔眼直径(m);c-流量系数；n-有效射孔孔眼眼数。
2.2 小粒径支撑剂封堵降滤作用分析段塞式加砂工艺可实现页岩气“体积压裂” 。
在页岩气压裂过程中，每个支撑剂段塞进入地层后，施工压力均有一定程度的上升，裂缝内净压力提高，可造新裂缝或实现裂缝转向，对于形成复杂的裂缝网络，增大储层改造的体积有一定作用。
涪陵页岩储层脆性指数高，地层容易起裂；天然裂缝发育，近井筒附近容易开启多裂缝，从而影响主缝的正常延伸和改造体积。
在压裂过程中，利用小粒径支撑剂封堵微裂缝，减小液体滤失，提高净压力，促进主裂缝延伸，增大改造体积。
对比加粉陶前后( 图5，6 )可以看到，滤失量和滤失速率均有明显降低，证明了粉陶降滤作用明显。
从支撑剂用量进行分析，采用逐级提高砂比的模式，可以实现封近扩远。
优化封堵微裂缝小粒径砂比和用量，结合储层天然裂缝发育情况和现场施工压力：天然裂缝较发育层位，适当增加支撑剂用量，以实现封堵作用；同时，施工压力越高，说明裂缝通道越窄，支撑剂的段塞浓度应降低，反之压力越低，砂比应相应提高( 图7 )。
涪陵页岩压裂在形成复杂缝网过程中，远端裂缝尺寸越来越小，支撑剂进入远端裂缝很难，支撑剂的铺砂分布情况会影响到裂缝的导流能力，最终影响生产情况。
在复杂缝网中，利用小粒径支撑剂好携带、粒径小的优势进入远端尺寸较小的分支缝中进行支撑，以提高整个裂缝系统的导流能力( 图8 )。
对于粒径均匀的支撑剂，粒径越大，堆积时形成的孔隙度较大，因此，其导流能力相应地比小粒径支撑剂要高。
就粒径范围而言，不同粒径的支撑剂颗粒间互相填充，导致存在粒径分布的支撑剂导流能力低。
从小粒径支撑剂的嵌入问题考虑，目前现场使用的小粒径支撑剂抗压强度 86 MPa，满足压裂要求通过泵注程序及施工过程分析，在主加砂阶段：一方面采取主动性转粉陶，使小粒径支撑分级缝，促进裂缝的有效复杂化；另一方面，可适当提高加砂浓度和用量，提高分支缝的导流能力。
以本区域 B 井为例，在该井压裂施工过程中，在设计参数基础上，根据现场压力情况，及时对部分井段压裂施工参数进行了调整，取得了一定的效果。
在中砂阶段出现砂比受限、压力上升迹象时，在不同阶段交替使用减阻水或者胶液加入 1-2个粉砂段塞(砂比6%～9%)，综合B井第10、14段压裂施工曲线及停泵后压降G 函数曲线分析，达到了封堵微裂缝、促进裂缝转向的目的( 图9，10 )。
1)在涪陵页岩组合加砂模式中，小/中/大粒径支撑剂的作用是复杂缝网有效支撑的保障。
在复杂缝网中，利用小粒径支撑剂好携带、粒径小的优势进入远端尺寸较小的分支缝中进行支撑，以提高整个裂缝系统的导流能力。
2)结合地质条件、压裂工艺实施情况，目前涪陵压裂用小粒径支撑剂具有降低摩阻、封堵微裂缝、促进裂缝转向等作用。
通过小粒径支撑剂打磨射孔孔眼和梳理裂缝弯曲程度，减小摩阻，降低压力消耗，提高缝内净压力，利于形成复杂缝网系统。
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