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

(1中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2页岩气开采与评价四川省重点实验室 3中国石油集团油气藏改造重点实验室)

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。在北美页岩气压裂施工中，陶粒支撑剂的使用比例在逐渐降低。考虑压裂成本与经济效果，目前石英砂支撑剂在应用中占主导地位。

中国页岩气开发成本居高不下，涪陵页岩气田单井综合费用平均为7 000～8 500万元，威远—长宁—昭通页岩气田单井综合费用平均为6 500～7 500万元[1]，而北美页岩气开发成本为3 000～4 000万元。国内页岩气井，压裂材料成本占单井成本的10%左右。其中中石油长宁-威远区块主体采用70/140目石英砂+40/70目陶粒的组合支撑剂，单井平均用量为2 200～2 600 t，石英砂比例为20%～30%；中石化焦石坝主体采用粉陶+覆膜砂的组合支撑剂。

二、页岩体积压裂对支撑剂导流能力的要求

根据对Bakken油田页岩气井累计产量统计表明，采用100%石英砂、55%覆膜石英砂+45%石英砂、55%陶粒+45%石英砂，三种支撑剂模式下，55%覆膜石英砂+45%石英砂初期产量最大[2]，但生产1年后，三种支撑剂模式下的产量逐步趋于稳定，并较为接近，虽然陶粒支撑剂导流能力大，但石英砂的导流能力仍能满足页岩气井长期生产需求。

为进一步量化页岩储层对支撑剂导流能力的要求，以W地区为例，研究页岩气井对导流能力的要求，通过W地区生产历史拟合结果表明，页岩储层基质有效渗透率0.000 2～0.004 5 mD， 再以W地区拟合的基质有效渗透率为基础，根据郎兆新提出的水平井产能公式(1)[3]。

(1)

式中：qf—单条压裂裂缝内产量，m3/d；pe—远端地层压力，MPa；pwf—缝地井筒处压力，MPa；Kh—地层渗透率，D；B—原油体积系数；Kf—压裂裂缝内渗透率，D；Xf—裂缝半长，m；Re—供给半径，m；h—油层厚度，m；rw—井筒半径，m。

W地区地层参数：天然气黏度、体积系数、地层基质渗透率、地层压力、井底压力、裂缝半长、裂缝宽度、井筒半径，将以上参数带入式(1)，模拟不同主裂缝和分支裂缝导流能力对累计产量的影响(图1)。

图1 不同有效基质渗透率下分支裂缝导流能力对3年累计产气量的影响

从图1可以看出，随着导流能力增加的初期，3年的累计产量有明显提高，但随着导流能力的继续增大，3年累计产量逐渐趋于平稳，这是由于裂缝的导流能力需要与基质渗透条件相匹配，基质渗流决定了储层向人工裂缝流动页岩气产量的大小[4]，进而影响裂缝到井筒的页岩气产量。因此在页岩气开发中并不应只追求高的导流能力。总体来看，以W地区储层为例，页岩气井主裂缝的导流能力大于0.5 μm2·cm，分支裂缝的导流能力大于0.2 μm2·cm，即能满足页岩气井生产需求。

三、实验研究

1.实验材料

借鉴北美页岩气效益开发的成功经验，基于国内页岩气压裂现场的实际情况，实验用支撑剂粒径为40/70目、70/140目的石英砂。15个样品主要来自于河北、内蒙、宁夏、四川、重庆、湖南、湖北等地，实验用石英砂选择原则主要包括样品强度较好、资源量及产量大、生产水平具有代表性、交通运输便捷等因素。

2.实验方案

2.1 短期导流能力

实验参照标准SY/T 6302—2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》，结合页岩气储层体积压裂特征和现场工艺特点[5-8]，闭合压力加载速率1.0 MPa/min，铺置浓度2.5 kg/m2，API支撑裂缝导流仪。实验步骤：加载闭合压力6.9 MPa(测出该点的导流能力)，之后加载闭合压力10 MPa、20 MPa、30 MPa、40 MPa、50 MPa、60 MPa、70 MPa，并分别在每个压力点停留30 min，分别测出每个闭合压力下的导流能力。

2.2 长期导流能力

根据短期导流能力实验结果，分别筛选出2个40/70目、70/140目石英砂样品，再进行长期裂缝导流能力实验。实验参照标准NB/T 14023-2017《页岩支撑剂充填层长期导流能力测定推荐方法》，结合页岩气储层体积压裂特征，实验采用井下页岩岩板，介质为纯净水，石英砂铺置浓度为2.5 kg/m2，实验温度80℃。闭合压力加载速率为0.08 MPa/min，闭合压力升至5 MPa进行排空、抽真空，验漏。然后闭合压力上升50 MPa，稳压50 h，进行长期导流能力检测。

2.3 实验原理

实验方案按线性流设计，确保液体在层流状态下渗流通过支撑剂充填层。根据达西定律可得到支撑剂充填层的导流能力按式(2)进行计算：

(2)

式中：k—支撑剂充填层渗透率，D；μ—测试温度条件下流体黏度， mPa·s；Q—流速， cm3/s；L—压力端口间长度， cm；wf—支撑剂充填厚度， cm；w—导流室支撑剂充填宽度，cm；Δp—压力差值(上游压力减去下游压力)，kPa。

3.实验结果与讨论

3.1 石英砂短期导流能力

不同40/70目石英砂样品在不同闭合压力下的支撑剂充填层的导流能力(图2)，图2可以看出，闭合压力较低时，40/70目石英砂支撑剂充填层的导流能力分布在10.64～27.07 μm2·cm，随着闭合压力增加，石英砂逐渐破碎，导致支撑剂充填层的导流能力降低，其中样品7在70 MPa时由于导流能力过低无法测出，其余样品在70 MPa时导流能力分布在0.513～2.751 μm2·cm，样品1导流能力1.190 5 μm2·cm，样品4导流能力2.751 μm2·cm，总体来看，不同产地的40/70目石英砂导流能力存在一定差异性，在70 MPa闭合压力下，部分性能较优的40/70目石英砂导流能力仍大于1.0 μm2·cm。

样品1和样品4在闭合压力70 MPa下，短期导流能力仍大于1.0 μm2·cm，满足页岩气井主裂缝对导流能力(大于0.5 μm2·cm)的要求。

图2 40/70目石英砂在不同闭合压力下的导流能力变化

图3 70/140目石英砂在不同闭合压力下的导流能力变化

不同70/140目石英砂样品在不同闭合压力下的支撑剂充填层的导流能力见图3，从图中可以看出，闭合压力较低时，70/140目石英砂支撑剂充填层的导流能力分布在3.925～7.757 μm2·cm，随着闭合压力增加，石英砂逐渐破碎，导致支撑剂充填层的导流能力降低，其中样品10和样品15在70 MPa时由于导流能力过低无法测出，其余样品在70 MPa时导流能力分布在0.2～0.528 μm2·cm，样品9导流能力0.528μm2·cm，样品11导流能力0.562 μm2·cm，总体来看，70 MPa闭合压力下，不同产地的70/140目石英砂导流能力存在一定差异性。

样品9和样品11在闭合压力70 MPa下，短期导流能力仍大于0.5 μm2·cm，满足页岩气井分支裂缝对导流能力(大于0.2 μm2·cm)的要求。

3.2 石英砂长期导流能力

对短期导流能力筛选出的4个样品进行长期导流能力实验。总体来看(图4)，石英砂样品在闭合压力50 MPa下，经过50 h的后， 40/70目样品1的导流能力0.854 μm2·cm，样品4的导流能力2.413 μm2·cm。仍然大于页岩气井主裂缝的导流能力大于0.5 μm2·cm的需求。70/140目样品9的导流能力0.378 μm2·cm，样品11在的导流能力0.411 μm2·cm。仍然大于页岩气井分支裂缝的导流能力大于0.2 μm2·cm的需求，即能满足页岩气井生产需求。

图4 相同闭合压力下导流能力随时间变化

四、结论

(1)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，大幅降低了压裂材料费用，实现了低油气价下的页岩气效益开发。

(2)针对W区块页岩气井体积压裂对裂缝导流能力的要求，主裂缝的导流能力大于0.5 μm2·cm，分支裂缝的导流能力大于0.2 μm2·cm，即能满足页岩气井生产需求。

(3)国内15个不同产地的石英砂，同一粒径在相同实验条件下，导流能力存在一定差异性。页岩气井压裂用石英砂需经过导流实验验证。

(4)石英砂样品1和样品4的短期与长期导流能力，仍大于W区块页岩气井对主裂缝的导流能力的需求。石英砂样品9和样品11的短期与长期导流能力，仍大于W区块页岩气井对分支裂缝的导流能力的要求。4个石英砂样品能满足W区块页岩气井生产需求。