维普资讯 http://www.cqvip.com 油２００６年３月 气地质与采收率 第ｌ ３卷 第２期 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＲＥＣＯＶＥＲＹ ＥＦＦＩＣＩＥＮＣ Ｙ 低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究 温庆志，张士诚，李林地 （中国石油大学（北京）石油天然气工程学院，北京１０２２４９） 摘要：结合胜利油区低渗透油藏的特征，运用ＦＣＥＳ一１００裂缝导流仪，进行了支撑剂充填裂缝长期导流能力实验， 考察了不同闭合压力、支撑剂嵌入与否、不同浓度和用量的压裂液对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度，分析了 各种因素对导流能力的伤害机理。实验结果表明，闭合压力每增加１ＭＰａ，导流能力下降１．８６；ｚｍ ・ｃｍ，支撑剂的 嵌入可使导流能力最多下降４６．７％，压裂液残渣的伤害可使导流能力降低９０％以上。提出了通过加大铺砂浓度 减小各种因素对导流能力伤害程度的方法。实验结果对支撑剂的选择、压裂液的研制以及现场施工都有积极的指 导意义。 关键词：裂缝导流仪；支撑剂；长期导流能力；闭合压力；嵌入；压裂液 中圈分类号：ＴＥ３５７．１２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９６０３（２００６）０２—００９７一ｏ３ 在油田的各种增产措施中，水力压裂是一种有 效、常用的方法。水力压裂的目的就是要在井筒附 近地层形成一条高导流能力的渗流通道供油气渗 流，能否形成较高的裂缝导流能力是水力压裂作业 上下金属片，以便更加真实地模拟裂缝缝壁。实验 原理遵循达西定律，把导流室相关尺寸代人到达西 公式，可以得到支撑剂渗透率及导流能力计算公 式 。 的关键。所谓裂缝导流能力，是指裂缝闭合宽度与 实验采用０．４５～０．９０ｍｍ陶粒，所能承受的最 铺砂浓度为ｌＯｋｇ／ｍ 。实验 闭合压力下裂缝渗透率的乘积¨Ｉ２ Ｊ。支撑剂的作用 大闭合压力为６９ＭＰａ，质硬，白云质胶结。 在于泵注停止和返排后保持裂缝处于张开状态，支 所用岩心为灰色白云质粉砂岩，撑剂性能的好坏直接影响裂缝的长期导流能力。影 实验用压裂液原料及配方均来自油田现场，配方为 ５％胍胶、０．０２％交联剂和０．１％破胶剂。实验在 响支撑剂性能的因素很多，除了支撑剂颗粒自身因 ０．素外，环境因素也不容忽视。闭合压力、温度、支撑 室温下进行。 剂嵌入和压裂液残渣等都能极大地影响支撑剂充填 裂缝的长期导流能力。在选择支撑剂类型、粒径和 ２长期导流能力实验结果 铺砂浓度等参数时，应充分考虑这些因素带来的负 面影响。结合胜利油区低渗透油藏的特征，应用 ２．１闭合压力的影响 ＦＣＥＳ一１００型裂缝导流仪，分别考察了几种主要因 素的影响程度，得到了相关的结论，并提出了合理的 建议。 实验测试了３５，４Ｏ，４５，６Ｏ和７０ＭＰａ５个压力 点，每个点测试时间为１８—２０ｈ。从测试结果可以 看出（图１），随着闭合压力的增大，导流能力逐步下 降；当闭合压力较低时，导流能力随着时间的增加下 １实验准备 实验使用ＦＣＥＳ一１００型裂缝导流仪，导流室按 照ＡＰＩ标准设计，可以模拟地层温度和闭合压 降速度较快；当闭合压力较高时，如６０ＭＰａ以上，导 流能力随着时间增加缓慢下降，这是由于此时支撑 剂破碎严重，并被充分压实，碎屑不易运移造成 的。测试１５ｈ，闭合压力为３５ＭＰａ时，导流能力为 力 Ｉ６ 。为了考察支撑剂嵌入地层的影响，对以往 的实验进行了改进，取天然全直径岩心，加工成符合 导流室尺寸的岩心片，实验时用岩心片代替导流室 ８５ｉｘｍ －ｃｍ；闭合压力增加到７０ＭＰａ时，导流能力 下降到２０１ｘｍ ｃｍ，下降了６５ｔｘｍ ・ｃｍ，下降百分 比为７６．５％。可见，闭合压力每增加ｌ ＭＰａ，导流能 收稿１３期２００５一ｌ１—２１；改回日期２００６—０１—１８。 作者简介：温庆志，男，１９９８年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现为中国石油大学（北京）油气田开发工程专业在读博士研究生，从事 低渗透油气田开发研究。联系电话：（０１０）８９７３４５９３，Ｅ—ｍａｉｌ：ｗｅｎｑｉｎｇｚｈｉ＠１６３．ｃｏｍ。 维普资讯 http://www.cqvip.com ・９８・ 油气地质与采收率 ２００６年３月 力平均下降１．８６ｉ￣ｍ２・ｅｍ。 专 三８０ 最 要 ｏ 砷 ０ ｌ０ ｌ５ ２Ｏ 时间／ｈ 图１ 导流能力与闭合压力关系曲线 ２．２支撑剂嵌入的影响 由于钢板硬度远远大于支撑剂硬度，实验时不 会发生嵌入现象。对使用岩心与使用钢板的实验曲 线进行比较可以看出（图２），当闭合压力低于 ＾ Ｕ ｇ ● 皇 Ｖ Ｒ 姆 仲 图２ ０．４５—０．９０ｒａｍ陶粒嵌入与不嵌入实验对比曲线 ５０ＭＰａ时，２条曲线基本重合，表明支撑剂没有发 生嵌入现象或者嵌入现象不明显，导流能力没有因 此受到影响；当闭合压力高于５０ＭＰａ时，２条曲线开 始分开，使用岩心的曲线下降更加迅速，表明导流能 力开始受嵌入的影响；当闭合压力为９０ＭＰａ时，２者 的差距最大，使用钢板的导流能力为９２Ｉｘｍ １３１１１， 而使用岩心的导流能力仅为５０Ｉ￣ｍ －ｃｍ，下降了 ４６．７％，说明支撑剂的嵌入可以导致导流能力大幅 度下降。从岩心照片可以看出（图３），由于支撑剂 图３支撑剂嵌入岩石中 嵌入，岩心片表面形成一个个小坑，靠近岩心片的一 层支撑剂嵌入了半个直径深度，考虑裂缝有２个壁 面，也就是说有一层支撑剂完全嵌入到了岩心中，相 当于铺砂浓度减少了一层，这就是导致裂缝导流能 力迅速下降的原因。因此，加大铺砂浓度，可以降低 由于支撑剂嵌入对导流能力所造成的影响。 ２，３压裂液残渣的影响 ２．３．１压裂液用量的影响 根据现场配方配制压裂液，考查了不同压裂液 用量对导流能力的伤害。采用陶粒作为支撑剂，分 别加入０，１００，２５０和５００ｍＬ压裂液，则裂缝内平均 砂比分别为Ｏ，３３．９％，１３．５８％和６．７９％。在６ｏ ＭＰａ时测试了２４ｈ，裂缝导流能力分别为１７４，７８．６， ３４．４和１１．６１ｘｍ －ｃｍ（图４）；与未加压裂液相比， 加入ｌＯＯｍＬ压裂液裂缝导流能力下降了５４．８％；加 入２５０ｍＬ压裂液裂缝导流能力下降了８０．２％；加入 ５００ｍＬ压裂液裂缝导流能力下降了９３．３％。可见， 压裂液残渣对导流能力的伤害是非常严重的，在压 裂设计中应尽可能采用低残渣压裂液，以获得较为 理想的导流能力。 时间／ｈ 图４压裂液用量对导流能力的影响 ２．３．２压裂液浓度的影响 为了考查压裂液浓度对导流能力的伤害，实验 配制了２种比例的压裂液：①Ｏ．５％胍胶、Ｏ．Ｏ２％交 联剂和０．１％破胶剂；②Ｏ．４％胍胶、０．０２％交联剂 和０．１％破胶剂。压裂液用量均为２５０ｍＬ。 实验结果表明（图５），压裂液中胍胶浓度降低， 残渣含量减少，对导流能力的伤害程度也降低。经 过２４ｈ的测试，导流能力分别为３８．８和３４．４ ｍ ・ ｃｍ，胍胶含量由０．４％增加到０．５％，导流能力下降 了ｌ１．３％。表明胍胶浓度增大（即残渣含量增加）， 对导流能力的伤害也增大。 时Ｉ＇ｌＨ／ｈ 图５压裂液浓度对导流能力伤害对比曲线 维普资讯 http://www.cqvip.com 第ｌ３卷第２期 温庆志等：低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实验研究 ３结论及建议 支撑裂缝导流能力随闭合压力的增大而减小， 闭合压力每增加１ＭＰａ，导流能力可下降１．８６ＦＬｍ ・ ｃｍ。低闭合压力下支撑裂缝的导流能力随时问增 参考文献： ［１］韩春文，张士学，刘延文，等．高压充填防砂工艺在林樊家油田 的应用［Ｊ］．油气地质与采收率，２００４，１１（３）：６３—６５． ［２］Ｊｏｈｎ Ｌ Ｇｉｄｌｅｙ，Ｓｔｅｐｈｅｎ Ａ Ｈｏｌｄｉｔｃｈ．Ｄａｌｅｅ Ｎｉｅｒｄｅ，等．水力压裂 ｅ技术新发展［Ｍ］．蒋闻，单文文，朱兆明，等，译．北京：石油工业 出版社。１９９５：１６—２６． 加而下降的速度要比高闭合压力下下降的速度快。 支撑剂在地层中的嵌入对导流能力的影响很 大，在１０ｋｇ／ｍ 铺砂浓度下嵌入可使导流能力最大 ［３］王鸿勋，张士诚．水力压裂设计数值计算［Ｍ］．北京：石油工业 出版社，１９９８：４８—７８． 下降４６．７％。闭合压力较低时，嵌入现象不明显。 只有闭合压力达到一定值时，嵌入的伤害才表现出 来。 ［４］Ｐｅｎｎｙ Ｇ Ｓ．Ａｎ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｅｆｅｃｔｓ ｆｏ ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ａｎｄ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｌｆｕｉｄｓ ｕｐｏｎ ｌｏｎｇ ｔｅｒｍ ｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｆｏ ｐｒｏｐｐａｎｔｓ［Ｒ］． ＳＰＥ １６９００，１９８７：２２０—２３６． ［５］Ｐａｒｋｅｒ Ｍ Ａ，ＭｃＤａｎｉｄ Ｂ Ｗ．Ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｄｅｓｉｇｎ ｉｍｐｒｏｖｅｄ ｂｙ ｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｓ ｕｎｄｅｒ ｉｎ ｓｉｔｕ ｃｏｎｄｉｉｔｏｎｓ［Ｒ］．ＳＰＥ １６９０１，１９８７：２４５—２５５． 压裂液残渣对导流能力的伤害非常严重，可使 导流能力降低９０％以上。压裂液用量越多，对导流 能力的伤害也越大。胍胶含量由０．４％增加到 ０．５％，导流能力可下降１１．３％。 建议尽可能提高铺砂浓度，以利于消除支撑剂 嵌入和压裂液残渣所带来的负面影响，是获得理想 导流能力的有效途径之一。 ［６］Ｃｏｂｂ Ｓ Ｌ，Ｆａｒｅｒｌｌ Ｊ Ｊ．Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ Ｉｏｎｇｔｅｒｍ ｐｒｏｐｐａｎｔ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ［Ｒ］．ＳＰＥ １４１３３．１９８６：４８３—４９２． ［７］中国石油天然气总公司．ＳＹ／Ｔ６３０２—１９９７压裂支撑剂充填层 短期导流能力评价推荐方法［ｓ］．北京：石油工业出版社，１９９７． 编辑刘北羿 ＿’●… ●…‘●…‘●…‘●…．．…。●…－●…。●…。●…。●…’●…。●。”．．。…●。…●…。●。＿・。●＿＿＿。●…。●…。●…‘●…‘●…‘●・…●。…●…。● （上接第９２页） 增加约５０％。由此说明，产出聚合物受剪切作用、 热作用、细菌作用、水解作用和盐作用等的影响非常 明显。此结果与文献［６］报道的聚合物在高温条件 低，有待于进一步改进。 参考文献： ［１］韩明，白宝君，牛璐沽，等．锦１６块聚合物驱聚合物性能评价 ［Ｊ］．油气采收率技术，１９９９，６（３）：１—６． ［２］张义江，程富利，王亚军．聚合物驱过程中系统降解因索分析 ［Ｊ］．油气田地面工程。１９９８，１７（６）：１５—１７． ［３］宋新旺．多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究［Ｊ］．油气地质 与采收率，２００２，９（３）：４—６． ［４］崔培英，曹绪龙，隋希华，等．聚合物及其复合体系的热稳定性 研究［Ｊ］．油气地质与采收率，２００１，８（３）：５８—６０． ［５］杨世光，杨林，饶小桐．聚丙烯酰胺浓度的测定一碘淀粉比色法 的改进［Ｊ］．西南石油学院学报，１９９２，１４（２）：１０５—１１０． ［６］孔柏岭．长期老化对聚丙烯酰胺溶液性能影响的研究［Ｊ］．油气 采收率技术，１９９６，３（４）：７—１１． 下长期老化，水解度发生很大变化非常吻合。 ４结论 应用粗滤一除氧一抽提一过滤一超滤纯化浓缩 的方法，可以得到纯净的高浓度聚合物溶液。该方 法可消除产出液中盐和表面活性剂等杂质对聚合物 浓度测定结果的影响。 借助美国Ｍｉｌｌｉｐｏｒｅ切向流超滤系统，采用超滤 浓缩恒重的方法解决了因聚合物相对分子质量和水 解度发生变化的影响，从而准确测定了油井产出液 中聚合物浓度，具有广阔的推广应用前景。而目前 现场使用的淀粉一碘化镉方法所测得的结果明显偏 编辑刘北羿