南海低滲透儲層支撐劑導流能力試驗研究

吳百烈， 楊 凱， 程宇雄， 劉善勇， 張 艷

（1. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028；3. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；4. 長江大學錄井技術與工程研究院，湖北荊州 434023；5. 陜西省油氣井及儲層滲流與巖石力學重點實驗室，陜西西安710065；6. 長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100）

珠江口盆地是我國南海富集油氣的重點區域，目前開發的主力油層多為新近系珠江組[1]。隨著勘探開發不斷深入，勘探重心逐漸轉向陸豐凹陷古近系地層，并在文昌組取得重要油氣突破，文昌組油層埋藏較深（深于3 500 m），儲層物性差，平均孔隙度12.6%，平均滲透率16.5 mD，屬于典型的低孔低滲儲集層[2-3]。對于低滲油氣田，陸上一般采用水力壓裂方式開發，但海上油田受平臺空間和作業成本的限制，難以實施水力壓裂，造成該類儲層動用程度較低[4]。目前，針對南海古近系儲層進行了9井次的增產改造，主要措施為爆燃壓裂，改造效果較差。另外，還針對文昌組油層在1口井進行了水力壓裂試驗，但由于加砂強度僅0.31 m3/min，鋪砂濃度低，影響了裂縫導流能力，壓裂效果也不甚理想，亟需提高壓裂效果。

壓裂的目的是將支撐劑高效輸送并鋪置到開啟的人工裂縫中，使裂縫得到有效支撐并保持較高的導流能力[5-6]。壓裂過程中的加砂工藝、支撐劑組合方式等，不僅會影響支撐劑在裂縫中的鋪置狀態及支撐效率，還會影響壓裂后裂縫的導流能力和壓裂增產效果[7]。國內外學者針對裂縫中支撐劑短期和長期導流能力的變化規律以及導流能力影響因素等進行了大量研究：郭天魁、曲占慶等人[8-9]利用FCES-100型裂縫導流儀分析了氣測導流能力的影響因素，并提出了改善導流能力的有效措施；A.Khanna等人[10]研究了支撐時間、閉合壓力、溫度以及支撐劑嵌入等因素對導流能力的影響，評估了上述各因素對導流能力的傷害程度；R.Duenckel、王中學等人[11-12]分析了壓裂液對不同類型支撐劑裂縫導流能力的影響，發現破膠液殘渣滯留是造成導流能力下降的主要原因，其對導流能力的傷害率可達90%以上；李超等人[13]考慮巖石礦物組成以及力學性質對導流能力的影響，分析總結了影響致密油儲層支撐劑嵌入的因素；李勇明等人[14]基于微元受力分析，討論了不同因素對裂縫導流能力的影響，定量分析了支撐劑的嵌入程度。但是，以上研究只分析了導流能力的影響因素，未系統分析各因素對導流能力的影響程度。南海LF油田開展了微壓裂、小規模爆燃壓裂與酸化配合的儲層改造增產試驗，取得了一定的效果，但這些方法在近井地帶形成的裂縫規模較小，同時裂縫沒有支撐，后期裂縫可能閉合，有效期較短。目前，針對海上低滲透儲層水力壓裂的研究較少，尚未開展裂縫導流能力的研究。為此，筆者以南海LF油田儲層為研究對象，在分析目標儲層特征的基礎上，通過室內試驗分析了黏土礦物含量、支撐劑組合方式以及壓裂液破膠液黏度對壓裂裂縫導流能力的影響，研究結果可為海上低滲儲層壓裂設計優化提供依據。

1 研究區儲層特征

1.1 LF油田礦物組分分析

LF油田文昌組存在泥巖夾層，儲層非均質性顯著，收集了該油田9口井不同埋深處儲層的巖屑，采用X-衍射方法分析了巖屑全巖礦物和黏土礦物，結果見表1和表2。

從表1和表2可以看出，目標儲層全巖礦物以石英為主，含量31.7%～69.9%，脆性礦物含量較高，含有少量鉀長石、斜長石、方解石、石鹽、方沸石和重晶石等；黏土礦物含量差異性較大，在13.7%～46.2%，主要以伊/蒙混層為主，含量基本都在50%以上，平均為61.5%，不含純蒙脫石，伊/蒙混層的混層比為10%～20%。進行水力壓裂時，需要考慮黏土礦物對支撐劑嵌入的影響。

1.2 天然裂縫發育情況

利用掃描電子顯微鏡掃描LF油田儲層的巖樣，結果如圖1所示。從圖1可以看出，LF油田儲層巖石裂縫不發育，只有一些晶間微裂縫，因此在評價裂縫導流能力時可忽略天然裂縫的影響。

2 試驗原理、設備及材料

2.1 試驗原理

參考石油天然氣行業標準“支撐劑充填層短期導流能力評價推薦方法”（SY/T6302—2009），測試支撐裂縫的導流能力。利用達西定律計算支撐劑充填層在層流（達西流）下的導流能力，設支撐劑填充層厚度為Wf，則支撐裂縫導流能力KWf為：

表1 LF油田儲層巖屑全巖礦物組分Table 1 Whole-rock mineral composition of reservoir cuttings in LF Oilfield

表2 LF油田儲層巖屑黏土礦物組分Table 2 Clay mineral composition of reservoir cuttings in LF Oilfield

式中：K為支撐裂縫滲透率，D；Wf為裂縫中支撐劑的填充厚度，c m；Q為流過裂縫的流體流量，cm3/min；μ為流體黏度，mPa·s；Δp為支撐裂縫兩端的壓差，kPa。

基于氣體達西滲流定律測試裂縫的導流能力。單向線性流裂縫的導流能力為：

式中：Q0為氣體流過裂縫的流量，cm3/min；μ0為氣體黏度，mPa·s；L為壓力端口間的長度，cm；A為支撐裂縫截面積，cm2；p0為大氣壓，atm；p1，p2為支撐裂縫入口、出口測試點的壓力，kPa。

圖1 LF油田儲層巖心掃描電子顯微鏡掃描結果Fig. 1 Results of scanning electron microscopy on reservoir cores in LF Oilfield

由于入口前壓力表一般測試壓力較大，而精度較低，因此將式（2）修正為：

2.2 試驗設備

采用HXDL-2C支撐劑長期導流能力評價系統（見圖2）測試支撐劑的導流能力。HXDL-2C支撐劑長期導流能力評價系統的導流室按照API標準設計，利用該系統能進行支撐劑短期和長期導流能力評價、壓裂酸化工作液巖心板濾失試驗、支撐劑嵌入巖板評價、裂縫寬度測量等。該系統有測試液體和氣體導流能力的2個導流室，可以同時測試液體和氣體的導流能力；最高測試溫度120 ℃，最大加載閉合壓力150 MPa，試驗液體壓力0～10 MPa，試驗液體流量0～20 mL/min，氣體流量0～1 000 mL/min，流動壓力0～10 MPa，位移傳感器最大位移20 mm。

圖2 支撐劑導流能力評價系統Fig.2 Proppant conductivity evaluation system

2.3 試驗材料

為了準確模擬地層條件下水力裂縫的導流能力，考慮目標儲層黏土礦物組分差異，根據LF油田儲層的礦物組分，制作了4組不同黏土礦物含量的人工巖板。研究了不同工程條件對導流能力的影響，選用了國內水力壓裂中常用的2 0/4 0目、30/50目和40/70目3種不同粒徑的中密度陶粒。根據試驗目流體介質，選用蒸餾水、N2、黏度為1，10和20 mPa·s的破膠壓裂液。

3 儲層黏土礦物含量對導流能力的影響

在不同黏土礦物含量巖板間分別鋪置濃度為10 kg/m3的20/40目、40/70目陶粒，測試40 MPa閉合壓力下的短期導流能力和10 h后的長期導流能力，結果見表3。

由表3可知，對于相同粒徑的支撐劑，隨著黏土礦物含量增大，支撐劑導流能力逐漸降低，鋼板導流能力最高，黏土礦物含量50%的巖板最低。考慮黏土礦物對支撐劑嵌入的影響，閉合壓力40 MPa下保持10 h，黏土礦物含量從15%增至50%，20/40目陶粒導流能力的降低率從13.84%增至31.34%，40/70 目陶粒也有相同的變化規律。對于不同粒徑的支撐劑，在閉合壓力長時間作用下（承壓范圍內），大粒徑支撐劑相比小粒徑支撐劑更能保持裂縫導流能力，其導流能力變化率明顯更低。

試驗結束后，觀察巖板和支撐劑，發現：支撐劑的破碎率沒有隨黏土含量變化而變化，但黏土含量越高，支撐劑嵌入情況越嚴重；巖板間的支撐劑因擠壓而破碎的不多，少量破碎主要是由支撐劑顆粒相互擠壓造成的，如圖3所示。

表3 不同黏土礦物含量下的導流能力試驗結果Table 3 Experimental results of conductivity under different clay mineral contents

4 不同粒徑支撐劑組合方式對導流能力的影響

壓裂施工時，常規泵注程序是先泵入小粒徑支撐劑，用于開啟人工裂縫，支撐劑隨壓裂液運移至裂縫端部，保持有效裂縫長度。然后，再加入大粒徑支撐劑，大粒徑支撐劑鋪置于裂縫入口處，保持裂縫寬度、保證近井筒地帶的裂縫導流能力[15-16]。地層條件下，地層中的流體經支撐劑支撐裂縫流向井筒，因此試驗中流體入口填充粒徑較小的支撐劑，向裂縫出口部位支撐劑粒徑逐漸增大，不同粒徑支撐劑的填充順序為40/70目、30/50目和20/40目。按此泵注順序研究不同粒徑支撐劑以不同比例鋪置時的導流能力。

圖3 不同黏土礦物含量下支撐劑的破碎情況Fig.3 Proppant crushing under different clay mineral contents

1）鋼板間鋪置濃度為10 kg/m3的20/40目、30/50目和40/70目陶粒（20/40目、30/50目和40/70目陶粒的比例為1∶1∶1），以蒸餾水為工作液，測試其分別在10，20，30和40 MPa閉合壓力下的短期導流能力，結果見圖4；

2）在上述同樣條件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例鋪置在鋼板間，測試其分別在10，20，30和40 MPa閉合壓力下的短期導流能力，結果見圖4；

3）在上述同樣條件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶3∶1的比例鋪置在鋼板間，測試其分別在10，20，30和40 MPa閉合壓力下的短期導流能力，結果見圖4；

4）在上述同樣條件下，20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶1∶3的比例鋪置在鋼板間，測試其分別在10，20，30和40 MPa閉合壓力下的短期導流能力，結果見圖4。

由圖4可知：大粒徑支撐劑的占比越大，導流能力越高；隨著閉合壓力升高，導流能力下降明顯，閉合壓力由10 MPa升至40 MPa，20/40目、30/50目和40/70目陶粒的4種不同比例組合，其導流能力分別降低45.9%、43.9%、49.5%和55.6%；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3∶1∶1的比例鋪置時最優，40 MPa閉合壓力下導流能力為116.7 D·cm；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以1∶1∶3的比例鋪置時最差，4 0 M P a閉合壓力下導流能力為59.6 D·cm。

圖4 裂縫導流能力與閉合壓力的關系Fig. 4 Relationship between fracture conductivity and closure pressure

隨著閉合壓力升高，裂縫寬度的下降幅度不大（見圖5），裂縫滲透率的下降幅度明顯（見圖6）。所以，對于南海低滲透油藏，對壓裂后裂縫導流能力影響最大的是滲透率。試驗結束后，用顯微鏡觀察試驗用支撐劑，發現大粒徑支撐劑的破碎程度相比小粒徑支撐劑更大（見圖7），主要是因為大粒徑支撐劑雖然破碎程度大，但破碎后的支撐劑顆粒仍具有一定的尺寸，仍有支撐能力，且大粒徑支撐劑顆粒間空隙較大，而小粒徑支撐劑由于本身顆粒間距離小，破碎后易堵塞流動通道，造成小粒徑支撐劑占比大時裂縫滲透率急劇降低。

圖5 裂縫寬度與閉合壓力的關系Fig. 5 Relationship between fracture width and closure pressure

圖6 裂縫滲透率與閉合壓力的關系Fig. 6 Relationship between fracture permeability and closure pressure

5 破膠液黏度對導流能力的影響

壓裂液對導流能力的影響主要包括：1）壓裂液與巖石相互作用導致巖石物理力學性質發生變化，增加支撐劑的嵌入；2）壓裂液殘留在裂縫和支撐劑表面，降低了裂縫的導流能力[17-18]。為了規避其他因素對試驗結果的影響，筆者以鋼板為巖板。

壓裂液對裂縫導流能力的傷害與壓裂液的破膠性能密切相關，破膠液黏度和殘渣是其破膠性能的主要表現。筆者主要討論破膠液黏度對導流能力的影響。將20/40目陶粒以10 kg/m3的濃度鋪置在鋼板間，首先以N2為工作流體，測試20/40 目陶粒在40 MPa閉合壓力下的導流能力；接著，泵入不同黏度的破膠液，排量在每個壓差下穩定15 min；最后，再以N2為工作流體，測定40 MPa閉合壓力下的導流能力，結果見表4。

表4 不同破膠液黏度下的導流能力Table 4 Experimental results of conductivity under different gel-breaking liquid viscosity

由表4可知，壓裂液破膠液的黏度越高，支撐劑支撐裂縫的導流能力越低，說明壓裂液破膠越徹底，壓裂裂縫的導流能力越高。

圖7 不同粒徑支撐劑的破碎情況Fig. 7 Crushing of proppants with different grain sizes

6 結論與建議

1）黏土礦物對支撐劑嵌入有較大影響，隨著黏土礦物含量增大，裂縫導流能力下降明顯，大粒徑支撐劑相比小粒徑支撐劑更能保持裂縫導流能力，在支撐劑承壓范圍內，支撐劑破碎主要由于顆粒間的相互擠壓而非支撐劑與儲層間的相互作用。

2）隨著閉合壓力升高，裂縫的導流能力降低明顯，但在相同條件下，大粒徑支撐劑的占比越大，裂縫的導流能力越高。在高閉合應力條件下，滲透率降低對導流能力的影響要高于裂縫寬度減小的影響，這主要是因為，支撐劑破碎后，破碎顆粒填充于流動通道孔隙中造成的。

3）在相同條件下，壓裂液破膠越徹底，破膠液的黏度越低，壓裂裂縫的導流能力越高。因此，壓裂時應優選易破膠的清潔壓裂液。為提高壓裂液的返排率，可加入N2或CO2等進行助排，以提高裂縫的導流能力。