模擬地層條件下的支撐劑耐酸性能評價實驗研究

秦升益，胡寶苓，鐘毓娟，王 歡，王振幫

北京仁創科技集團有限公司硅砂資源利用國家重點實驗室(北京100085)

模擬地層條件下的支撐劑耐酸性能評價實驗研究

秦升益，胡寶苓，鐘毓娟，王 歡，王振幫

北京仁創科技集團有限公司硅砂資源利用國家重點實驗室(北京100085)

提出了一種針對石油壓裂支撐劑耐酸性能檢測的新型測試方法和設備，該方法可模擬地層溫度(30～150℃)、閉合壓力(10～100MPa)和不同酸介質流速(1～70mL/min)對支撐劑進行耐酸性能測試。實驗選用石英砂、陶粒、樹脂覆膜砂進行了對比測試，結果表明，采用該測試方法所得的酸溶解度值在酸介質相差50倍濃度下較行業標準測試值仍高出5.48%～45.83%，破碎率增幅達到3.7～15.75倍，導流能力損害率達到75%～100%。該測試方法對壓裂工藝中支撐劑的優選有一定指導作用。

壓裂支撐劑;酸溶解度;破碎率;導流能力

石油天然氣開采行業中非常規油氣藏的開采日益增多［1］，勘探過程中發現大量酸性油氣藏，例如吉林油田松遼盆地高含CO2氣藏，CO2含量17%～97%，地層水中［HCO3］-濃度達260～12 670mg/L，酸性強，腐蝕嚴重，酸性油氣藏對支撐劑的耐酸性能要求更為苛刻［2-4］。現行業標準［5-6］中支撐劑耐酸性能測試方法未模擬地層高溫高壓及流體流動的條件，所測得的酸溶解度值較實際情況偏差大。因此提出一種可模擬地層溫度壓力和流體流動共存條件下的耐酸性能測試方法，該方法可對壓裂工藝中支撐劑的優選起到一定的指導作用。

1 耐酸性能評價設備和方法

1.1 設備

在現有行業標準SY/T 5108-2006《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》中酸溶解度測試方法基礎上，參考何紅梅等［7］、蔡寶中等［8］和付海江等［9-10］相關研究，實驗室設計了一套可模擬地層條件的新耐酸性能測試方法(以下簡稱方法B)，該測試方法能模擬地層溫度(30～200℃)、閉合壓力(10～100MPa)、不同酸性介質、不同流速(1～70mL/min)等條件，對支撐劑進行耐酸性能測試。該設備流程圖如圖1所示。酸儲罐為耐酸塑料材質，容積50L;預熱器用于加熱酸性介質;導流室為API標準導流室，材質為哈氏合金，實驗中通過外接壓機給其施加閉合壓力，同時該容器自身有保溫體系，可保證維持所需地層溫度;通過冷卻器對酸性介質進行降溫冷凝，重新導入酸儲罐進行循環。該套設備實物圖如圖2所示。

圖1 支撐劑耐酸性能測試設備流程圖

圖2 支撐劑耐酸性能測試設備實物及配件圖

1.2 測試方法

1.2.1 酸溶解度

測試方法A:行業標準SY/T 5108-2006《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》中耐酸性能測試方法(以下簡稱方法A)是采用H+濃度為5mol/L，HCl與HF質量比為12:3的混合酸液在65℃恒溫水浴中浸泡5g支撐劑0.5h，然后測定其質量損失率，即為酸溶解度值。

測試方法B:采用上述提到的設備模擬實際地層條件(不同地層溫度、閉合壓力、酸性條件、介質流速)對支撐劑進行一定時間的酸蝕，取出支撐劑烘干，稱量，計算支撐劑的質量損失率即為酸溶解度。

1.2.2 抗破碎能力

測試方法A:按照行業標準SY/T 5108-2006《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》中破碎率的性能測試方法進行測試。

測試方法B:采用酸溶解度測試方法B處理支撐劑樣品，在取出烘干后，直接過篩，稱量落在標準篩上支撐劑質量，計算破碎率。

1.2.3 導流能力

酸前:按照SY/T 6302-2009《壓裂支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法》進行短期導流能力測試。

酸后:按1.1所述設備進行酸腐蝕，在酸蝕結束后，不卸載閉合壓力條件下，先用蒸餾水沖洗干凈導流室內支撐劑，再進行酸后導流能力測試。

2 耐酸性能實驗結果與討論

2.1 樣品選擇

實驗選取3類270、550μm支撐劑，分別為多倫原砂、陶粒和FSS-IV支撐劑。按照行業標準對其進行基本性能測試，結果如表1所示。

表1 支撐劑樣品基本性能測試結果

支撐劑測試結果表明，3種樣品為油田常用3種類型的支撐劑樣品，FSS-IV支撐劑為樹脂覆膜石英砂支撐劑，其酸溶解度、破碎率、濁度等指標具有優勢;陶粒為人造燒結陶粒，性能優異且圓球度最好，多倫原砂性能最差，但多使用于低閉合壓力地層，符合行業使用要求。

2.2 酸溶解度

分別采用上述方法A和方法B對3種樣品進行酸溶解度對比測試，其中方法A所選用酸介質為H+濃度為5mol/L的HCl和HF混合液(HCl和HF質量比為12:3)常壓下浸泡0.5h，測試質量損失率;方法B所選模擬地層實驗條件如下:先將支撐劑處于閉合壓力(多倫原砂為28MPa，陶粒和FSS為69MPa)，模擬地層溫度80℃，酸性介質為pH=1的HCl和HF混合液(HCl和HF質量比為12:3)，介質流速10.5mL/min中酸蝕時間24h，再進行質量損失率測定，實驗結果如表2所示。并對酸溶解度測試前后的樣品進行掃描電鏡觀察，如圖3所示。

表2 支撐劑樣品酸溶解度對比數據

圖3 支撐劑樣品酸后掃描電鏡對比圖

從表2測試結果可看出，在同時考慮溫度、壓力和介質流速的條件下，支撐劑的酸溶解度值明顯提高。方法A和方法B酸介質濃度相差50倍，但采用方法B酸溶解度值反而有所升高，其中石英砂從4.80%升至6.31%，陶粒增至6.54%，FSS-IV增至1.75%，說明溫度、壓力和介質流速同時存在的情況下，支撐劑的酸溶解程度加強，而支撐劑實際使用過程中必然同時存在這3種影響因素，故支撐劑實際使用時的酸溶解程度較行業標準測試數據偏大，本文的模擬地層條件下酸溶解度值增幅達5.48%～45.83%。

由圖3可看出，采用方法B酸后的樣品較采用方法A酸后樣品表面腐蝕更為嚴重，且顆粒破碎多，尤其是陶粒樣品，不論從色澤、破碎情況還是表面腐蝕程度上來說，兩種方法酸后樣品差距最為明顯，從圖3中可看出陶粒經方法B酸后接近半數均為粉末狀。

2.3 抗破碎能力

按照方法A和方法B(實驗條件同上)分別測試樣品的抗破碎能力，實驗結果如表3所示。測試結果顯示，采用方法B所測得的支撐劑的破碎率值顯著上升。說明模擬地層條件的溫度、壓力及介質流速同時存在時，支撐劑強度損失較大，抗破碎能力變弱，其中，采用方法A所測得的多倫原砂破碎率為6.66%，采用方法B后破碎率升至31.31%，上升了3.7倍，同樣，陶粒上升了15.75倍，FSS-IV產品上升了12.25倍。

表3 支撐劑樣品破碎率對比數據

2.4 導流能力

參照現壓裂支撐劑導流能力評價方法［11］，采用API標準導流能力測試儀分別對3種樣品進行對應閉合壓力下的導流能力，介質為蒸餾水，采用圖4中耐酸性能測試設備，對這3種樣品在溫度80℃，多倫原砂閉合壓力為28MPa，陶粒和FSS-IV為69MPa，酸性介質為pH=1的HCl和HF混合液(HCl和HF質量比為12:3)，介質流速10.5mL/min的條件下進行24h酸蝕，再通過蒸餾水進行導流能力測試，進一步考察模擬地層條件對支撐劑性能測試與行標測試的差異性，實驗結果如圖4所示。

從酸蝕前后支撐劑的導流能力對比可知，常規短期導流能力測試采用蒸餾水做介質，環境溫度為25℃時，多倫原砂酸蝕前導流能力約為28μm2·cm，陶粒酸蝕前導流能力高達約68μm2·cm;方法B酸蝕24h后28MPa石英砂導流能力降至7μm2·cm左右，降低幅度為75%;陶粒的導流能力變化尤為明顯，酸蝕后由于陶粒腐蝕嚴重，基本呈粉末狀無孔隙，導致69MPa下壓差超限法測試導流能力;FSSIV酸蝕后導流能力降至5μm2·cm以下，降幅也高達80%。溫度、壓力、酸介質同時存在時3種類型支撐劑導流能力損失均較大，在這樣的測試條件下，陶粒喪失導流能力。

圖4 支撐劑樣品酸前/酸后導流能力對比

3 結論

1)開發的耐酸腐蝕模擬裝置能夠實現模擬地層溫度(30～200℃)、閉合壓力(10～100MPa)、不同酸性介質、不同流速(1～70mL/min)等條件，對支撐劑進行耐酸性能測試。能更真實的反映支撐劑的性能指標，同行業標準測試方法比較，不論從酸溶解度、破碎率還是導流能力方面，二者測試值均有較大差異。通過該測試結果可更進一步的指導壓裂作業中支撐劑的選取，尤其是高酸性等特種油氣藏的開發。

2)在模擬地層閉合壓力(多倫原砂為28MPa，陶粒和FSS為69MPa)，模擬地層溫度80℃，酸性介質為pH=1的HCl和HF混合液(HCl和HF質量比為12:3)，介質流速10.5mL/min中酸蝕時間24h的情況下對多倫原砂、陶粒、FSS-IV樹脂覆膜支撐劑進行了酸溶解度、抗破碎能力、導流能力測試，結果顯示酸溶解度增幅達5.48%～45.83%，破碎率增加3.7～15.75倍，導流能力損害率達75%以上，其中陶粒損害最為嚴重。

3)上述3種支撐劑的測試結果顯示，酸性特殊地層對支撐劑的強度、導流能力等要求更高，陶粒為無機燒結產品，耐酸性能較差，不適于高酸性地層壓裂開發和酸化作業后的地層壓裂開發，石英砂經酸蝕后抗破碎能力損失較大，FSS-IV樹脂覆膜支撐劑在耐酸性能方面較陶粒具有一定的優勢，但還需進一步提高性能以便更適合于酸性地層條件下的壓裂工藝。

［1］埃克諾米德斯M.J，若爾蒂KG.油藏增產措施［M］.3版.北京:石油工業出版社，2002.

［2］王盛鵬，羅霞，孫粉錦，等.松遼盆地CO2氣藏的形成與分布特征［J］.西安石油大學學報:自然科學版，2011，26(1): 22-27，33.

［3］付曉飛，沙威，王磊，等.松遼盆地幔源成因CO2氣藏分布規律及控制因素［J］.吉林大學學報:地球科學版，2010，40 (2):253-263.

［4］王峰，尹國君，陳強，等.長嶺氣田高含CO2酸性氣藏采氣技術［J］.石油鉆采工藝，2010，32(z1):124-126.

［5］SY/T 5108-2006壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法［S］.

［6］SY/T 5274-2000樹脂涂覆砂［S］.

［7］何紅梅，王文鳳，湯紅瓊，等.基于地層水浸泡條件下的支撐劑評價實驗［J］.鉆采工藝，2009，32(6):101-102，109.

［8］蔡寶中，徐海升.高強度耐酸支撐劑的研制與開發［J］.西安石油大學學報:自然科學版，2006，21(6):76-79.

［9］付海江，陳文將.高強度壓裂支撐劑室內評價研究［J］.內蒙古石油化工，2011(13):13-15.

［10］鄧貴，付海江，胡景新，等.壓裂用支撐劑檢驗方法［J］.大慶石油地質與開發，2011，30(3):122-125.

［11］SY/T 6302-2009壓裂支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法［S］.

An evaluation method of acid-proof performance of proppants for fracturing is proposed and the corresponding device is designed.Using the method and the device，the acid-proof performance of quartz sand，ceramic and resin-coated sand proppants is evaluated under the simulation formation conditions of temperature of 30～150℃，closure pressure of 10～100MPa and acid liquid flow rate of 1～70mL/min.The results show that，the acid dissolution rate and the breakage rate of the proppants measured by the method is higher 5.48%～45.83%and 3.70～15.75 times separately than those measured using the industrial standard measuring method，while the acid concentration of the former is only 1/50 of the latter;the damage rate of the proppants to fracture flow capacity reach to 75%～100%.The evaluation method of acid-proof performance of proppants can provide help for the optimization of the proppants for fracturing.

proppant for fracturing;acid solubility;breakage rate;flow capacity

學敏

2014-09-12

973項目“若干資源高效開發關鍵基礎研究”(編號:2012CB724200)之“石爐尾氣凈化與天然氣高效開采應用基礎研究”(編號:2012CB724203)

秦升益(1961-)，男，教授級高級工程師，主要從事新材料方面的研究工作。