國內石英砂支撐劑評價及砂源本地化研究進展與前景展望

鄭新權 王 欣 張福祥 楊能宇 才 博 梁天成 蒙傳幼 盧海兵易新斌 嚴玉忠 王久濤 姜 偉 王天一

（ 1 中國石油勘探與生產分公司；2 中國石油天然氣集團有限公司油氣藏改造重點實驗室；3 中國石油勘探開發研究院；4 洲際海峽能源科技有限公司 ）

0 引言

水力壓裂是非常規油氣提高單井產量和提高采收率的主要技術手段，為油氣田的高效開發提供了技術保障[1-2]。壓裂作業后，壓裂液逐漸排出，儲層僅留下支撐劑支撐裂縫，用以提供高導流能力通道，增加油氣流流入井筒，保持油氣滲流通道長期暢通，這突出了支撐劑及其選擇在水力壓裂作業中的顯著意義和關鍵作用[3]。支撐劑是油氣井初期投資成本的重要部分，而且決定著油氣井的經濟壽命[4-7]。支撐劑用量過大會造成不必要的浪費，反之用量過小，會由于儲層產液不足，造成油氣井沒有經濟效益。投資少且產層能力最大化是水力壓裂設計的終極目標，因此支撐劑類型和粒徑的選擇至關重要[8]。

本文從石英砂受力分析、實驗測試和現場試驗方面開展了石英砂推廣可行性論證工作。系統地梳理了近年來北美地區壓裂支撐劑發展變化趨勢，闡述了北美地區非常規油氣壓裂設計理念，評價了中國主要砂源地石英砂性能，并與北美地區石英砂做比對，為現場壓裂設計提供基礎數據。針對中國非常規儲層開發特點和當前形勢，開展石英砂應用基礎理論研究，利用實驗和模擬結合，揭示非常規儲層改造中支撐劑有效受力和運移規律，建立以經濟導流能力為核心的水力壓裂優化設計方法，指導支撐劑材料優選。為促進成本進一步降低，深入非常規油氣重點開發的準噶爾、鄂爾多斯和四川三大盆地，開展盆地內砂源可行性論證，推動本地化砂廠產能建設。同時，積極推動重點區塊石英砂推廣先導試驗，論證其生產效果及經濟性。此項工作為油氣田開發降本增效，保障國內油氣低成本開發提供儲層改造需求方面的借鑒。

1 北美地區支撐劑應用新理念

當前，北美地區各油公司和油服公司共同致力于“提高單井產量和降低建井成本”，其中鉆完井成本為400 萬～800 萬美元，平均為650 萬美元，壓裂成本占比達60%。而在壓裂成本中材料構成是關鍵，壓裂液成本和支撐劑成本最高分別占到鉆完井成本的19%和25%，特別是支撐劑因素，成為降低成本的重要挖潛對象。

2014 年以來，北美地區通過技術及管理創新，采用石英砂替代陶粒、就近建砂廠等方式，大幅降低了水力壓裂工程作業成本，助推了非常規油氣經濟高效開發。隨著水平段長、加砂強度的增加和水平井改造數量的增多，北美地區支撐劑用量由2010 年的1820×104t 增長到2018 年的1.09×108t 以上，單井支撐劑用量由2010 年的1500t 上升到2019 年的5000t[9]。基于“經濟夠用”理念，用價格低的石英砂（約120 美元/t）替代陶粒（約480 美元/t），目前北美地區支撐劑中石英砂占比已達96%[10-14]，經濟成本優勢巨大。另外，小粒徑石英砂成為北美地區支撐劑使用主流，2018 年北美地區開采頁巖氣所用的40/70 目和100 目兩種細砂之和約占所用支撐劑總量的70%以上[15-16]（圖1），其中二疊盆地所用支撐劑中，細粒石英砂從2015 年開始占據主導地位，2019年40/70 目與100 目的細砂占比為80%，在3500m以深的深層100 目石英砂占比已超68.6%[17-19]。

圖1 2008—2019 年北美地區頁巖氣支撐劑粒徑分布[17]Fig.1 Particle size distribution of proppants used in shale gas projects in North America from 2008 to 2019[17]

北美地區油氣公司采取砂源本地化策略，大量使用石英砂的同時，積極在油田周邊尋找砂源，就近建砂廠，實現石英砂本地化，降低運輸成本，促使壓裂材料成本進一步降低[20]。以美國二疊盆地為例，2019年使用當地黃砂作為支撐劑的壓裂井井數為1548口，占比為60%。通過本地化砂廠建設，石英砂價格由180 美元/t 下降到50 美元/t，節省了2/3 以上的長途運輸費用，僅于2018 年已累計節省支撐劑費用達22 億美元，經濟效益顯著[21]。此外，自建砂廠也有利于支撐劑質量源頭的把控。

另外，北美地區石英砂生產自動化程度高，從采砂后的輸砂—清洗—烘干—篩分—儲存—裝車全部為自動化，所有的控制和操作都在中央控制室，生產全過程視頻監控，生產效率高、產量大。裝車運輸過程中，采用特制罐裝設計集裝箱和筒倉式存儲罐，提高了儲運效率并減少了環境污染。

通過石英砂替代陶粒、本地化砂廠的持續推進，北美地區非常規油氣產量保持高速增長，“砂量換油（氣）量”成效突出，石英砂推廣應用理念進一步被證實[21]。2018 年，美國頁巖油產量達3.02×108t，是2010 年產量的9.6 倍；頁巖氣產量達5501×108m3，是2010 年 產 量 的3.5 倍。統 計Bakken 油田頁巖氣井累計產量可知，分別采用100%石英砂、55%覆膜石英砂+45%石英砂、55%陶粒+45%石英砂3 種支撐劑壓裂施工中，其中以55%覆膜石英砂+45%石英砂作為支撐劑施工的井初期產量最大。生產一年后，各井產量逐步趨于穩定，并較為接近，說明使用陶粒支撐劑裂縫導流能力較高，但成本高；使用石英砂支撐劑裂縫導流能力雖然較低，但成本低，且石英砂支撐劑同樣可以滿足頁巖氣井長期生產的需求[22-24]。

2 中國石英砂支撐劑品質評價

2.1 石英砂分布特征

中國天然石英砂支撐劑主要分布在新疆陸梁、蘭州安寧、寧夏青銅峽、河北圍場、內蒙古赤峰和通遼等地，常見的粒徑規格為20/40 目、30/50 目、40/70 目和70/140 目，目前中國石英砂產能約為420×104t/a。石英砂的礦物成分及晶體結構為砂源地固有屬性，提高天然石英砂支撐劑質量的關鍵是控制成品砂的粒徑分布及砂表層處理工藝。支撐劑粒徑分布不僅影響破碎率，而且更重要的是影響支撐劑充填層的導流能力，同一規格不同粒徑分布的石英砂導流能力變化較大。

2.2 石英砂評價標準修訂

深入分析支撐劑國際評價標準API STD 19C—2018 和ISO 13503-5—2006，修訂中國支撐劑評價測試標準，統一國內外測試評價標尺，為石英砂推廣提供測試保障。修訂支撐劑導流能力行業標準SY/T 6302—2019《壓裂支撐劑導流能力測試方法》，增加了長期導流能力測試，為石英砂長期導流能力測試提供一致性方法；修訂中國石油企業標準Q/SY 17125—2019《壓裂支撐劑性能指標及評價測試方法》，完善了破碎率重要評價指標的測試方法，將破碎率性能指標由9%提高到10%，破碎等級由7 個（2K、4K、5K、7.5K、10K、12.5K、15K）增加至15 個（1K、2K、3K、4K、5K、6K、7K、8K、9K、10K、11K、12K、13K、14K、15K）。修訂后的評價標準實現了與國際標準的統一，提高了石英砂支撐劑產品的適用性。水力壓裂技術人員不應僅以支撐劑破碎率作為主要選材依據，油氣產能的提高主要取決于支撐劑導流能力，應該以實驗室導流能力測試，再結合具體區塊地質因素、工程因素和經濟因素合理經濟優選支撐劑。

2.3 國內石英砂與北美地區石英砂參數對比

全面評價中國六大主要砂源地220 組不同規格樣品性能，將石英砂按破碎率指標進行分級，掌握國內石英砂品質，為壓裂設計支撐劑優選提供參考，同時評價北美地區代表性砂源，與美國實驗室開展平行測試。結果表明：中國石英砂為多晶/單晶混合物、圓球度大于或等于0.6，國內40/70 目和70/140 目石英砂破碎等級可達4K、5K（對應壓力為28MPa、35MPa），與美國通用黃砂（得克薩斯州Brady 砂）相當，破碎率基本接近，堅定了國內石英砂應用推廣（圖2）。

圖2 在35MPa 壓力下石英砂破碎率Fig.2 Sand crushing rate under pressure of 35MPa

3 國內石英砂應用可行性研究

為研究石英砂應用技術可行性，針對不同儲層，優選相適應的支撐劑類型、粒徑規格、攜砂液和泵注程序，加強支撐劑經濟導流能力基礎研究，建立科學、經濟的石英砂優化設計方法，提升整體研究和壓裂設計技術水平。同時揭示了非常規儲層改造支撐劑受力和運移機理，提出了提高裂縫導流能力的方法。

3.1 水平井多段壓裂支撐劑受力分析

通過支撐劑受力公式推導與數值模擬，揭示了非常規水平井多段改造模式下支撐劑受力狀態。作用在支撐劑的閉合應力為井底施工壓力（理論值為最小主應力）和儲層孔隙壓力的差值。生產過程中，儲層孔隙壓力逐漸降低，閉合應力隨之增加，閉合應力的變化速率與原基質滲透率和排液速度關系密切。由于致密油氣和頁巖氣等非常規儲層基質滲透率本身較常規油氣儲層低，且非常規油氣井基本采用水平井，水力壓裂施工采取小簇間距、大排量大規模注液、低黏滑溜水或低濃度瓜爾膠、小粒徑支撐劑和壓裂后燜井等措施，提高了液體的波及范圍，顯著增大了基質孔隙和水力裂縫內的壓力，延緩了排液速度，降低了閉合應力的增加速率，從而延緩支撐劑的受力。以瑪湖區塊為例，結合600 余天生產動態分析表明，在水平井多段多簇大規模注入模式下，支撐劑有效應力僅為直井的50%～60%（直井有效應力為30～50MPa），水平井支撐劑受力狀態的再認識，突破了按傳統儲層閉合應力選擇支撐劑的原則（圖3）。

圖3 瑪湖區塊支撐劑受力分析對比Fig.3 Comparison of stress analysis of proppant in Mahu block

3.2 提高裂縫導流能力方法

圖4為40/70目石英砂在鋪置濃度分別為10kg/m2、5kg/m2、2.5kg/m2和1.25kg/m2條件下導流能力隨閉合應力的變化曲線，結果表明：鋪置濃度越大，導流能力越大，導流能力增加的倍數與鋪置濃度增加的倍數基本相同。但由于導流室密封橡膠圈的作用和鋪置均勻性的限制，導致低鋪置濃度下測得的導流能力偏高；由于低鋪置濃度條件下的破碎率高于高鋪置濃度，導致低鋪置濃度下滲透率小于高鋪置濃度，另外閉合應力對滲透率影響較大[25]。由此，在水平頁巖油氣井的生產中，可以通過改變支撐劑用量彌補因使用質量差的天然石英砂所帶來的損失。典型的水平井壓裂后，井周會產生數百條水力壓裂裂縫，這些裂縫有助于更多油氣流流進井筒，這意味著單個壓裂裂縫中油氣流占總油氣流的比例可以降低，將大大降低對裂縫導流能力的需求。另外，大型可視化攜砂物理模擬實驗表明：石英砂密度低，運移距離更遠且鋪置更均勻，粉砂更易于進入水力裂縫分支縫。

圖4 40/70 目石英砂不同鋪置濃度下導流能力—閉合應力關系曲線Fig.4 Relationship between conductivity and closure stress of 40/70 mesh sand with different concentration

3.3 經濟導流能力優化

與較低導流能力裂縫相比，更長更高導流能力的水力壓裂裂縫將提供更多的產量。但是，水力壓裂設計是在增加長度和增加導流能力單位成本之間的權衡。經濟優化水力壓裂設計需綜合考慮油氣儲層基質和流體性質、壓裂液和支撐劑的體積、支撐劑類型、排量和砂比。支撐劑導流能力數據是用于估算石油天然氣增產的基本參數。經濟導流能力優化是基于儲層基質性質和流體數據預測產量，以采油指數的增加和凈現值的增加為目標來優選支撐劑。支撐劑質量和類型的選擇都是獲得最高凈現值（NPV）的基本要素。首先采用數值模擬方式結合基質滲透率，論證生產中所需最優裂縫導流能力；然后分析現場儲層應力狀態、鋪置濃度和生產制度，確定導流能力測試條件；再根據建立的導流能力測試方法和最優導流能力指標，優選支撐劑[26]。以四川盆地長寧—威遠地區頁巖氣為例，模擬結果表明主裂縫導流能力為0.8～1.0D·cm 即可滿足生產需求（圖5）。

圖5 不同頁巖基質滲透率下累計產氣變化Fig.5 Cumulative gas production with different matrix permeability of shale reservoir

4 國內石英砂砂源本地化新進展

中國目前已投入開發的壓裂用石英砂主要分布于寧夏青銅峽、河北圍場、內蒙古赤峰和通遼等地區，同屬北方風成砂，而中國石油非常規油氣資源主要集中于南方四川、西北新疆和長慶等地區，石英砂生產成本約為260 元/t，而北方石英砂運輸到四川、新疆等地的運輸成本約為450～700 元/t，如能實現砂源本地化，將極大降低支撐劑成本。

借鑒北美地區油氣公司砂源本地化策略，針對中國非常規油氣重點開發的準噶爾、鄂爾多斯和四川三大盆地，中國石油組織相關單位在四川、陜西、內蒙古、新疆等地開展51 個不同地區砂源地考察、取樣、測試分析、出品率評價等工作，為石英砂本地化打下了堅實的物質基礎。評價結果表明：①新疆石西地區風成砂品質較新疆其他地區好，主要優勢為距離油區近、運輸費用低，基本可滿足瑪湖致密油區塊及吉木薩爾頁巖油區塊產能建設需求；②鄂爾多斯盆地內砂源以風成砂為主，主要位于青銅峽、定邊周邊，距離長慶隴東致密油區近，砂源品質較好，能滿足長慶油田和延長油田致密油氣壓裂需求；③四川地區砂源主要以石英砂礦礦砂為主，石英含量高，其中江油、青川地區70/140 目粉砂與現場在用石英砂破碎率和導流能力相當，基本滿足頁巖氣淺層壓裂需求；④長江流域40/70 目和70/140 目河道砂在35MPa 閉合應力下破碎率普遍高于30%，不能滿足現場水力壓裂施工需求。

目前，新疆石西地區已建成50×104t/a 規模的現代化石英砂廠，已初步完成長慶騰格里和鄂托克前旗兩個50×104t/a 規模砂廠的建設論證工作，推進了中國石油本地化砂廠建設，為支撐劑長遠自供提供了保障。本地化石英砂廠的建成將成為新疆油田、長慶油田支撐劑的重要補充，大幅度緩解支撐劑供應短缺問題，同時也將推進國內石英砂砂廠標準化建設，提升石英砂質量標準。

下一步將加快油氣田就近砂廠建設，培育多個砂源本地化支撐劑產業基地。目前，石英砂成本構成中運輸成本占40%～60%，開展油田就近砂廠建設既可大幅降低成本，又可降低外部市場依賴性，平抑價格。因此，中國石油將加大對已建砂廠的扶持力度，擴大生產規模，同時考察論證松遼、四川等盆地內潛在優質石英砂礦，逐步提升油氣田企業石英砂自營、自供能力，實現對壓裂支撐劑成本和質量源頭的有效控制。

5 石英砂推廣試驗成效

在可行性評價研究的基礎上，強化頂層設計，有序開展頁巖氣、致密油石英砂替代陶粒對比先導試驗，創建鄂爾多斯、準噶爾瑪湖等地區石英砂推廣應用六大示范區。石英砂用量由2015 年的65×104t 提高到2019 年的275×104t，占比由不足46%增加到69%（圖6），年節約成本達到20 億元以上。如跟蹤分析新疆瑪湖油田50 余口石英砂試驗井與陶粒對比井初期與長期（2 年以上）的產量動態，目前結果表明：石英砂試驗井與陶粒對比井日產量及累計產量基本相當，而與陶粒對比井相比，石英砂試驗井單井成本節約135 萬～348 萬元，百萬噸產能降低成本達3 億元以上，充分證明了石英砂替代陶粒有效可行，展示出廣闊的經濟效益前景。

總體研究評價及現場試驗表明，國內目前壓裂用石英砂完全可滿足中國3500m 以淺的非常規儲層改造的技術需求，現場試驗展示了良好的生產效果及經濟性，為下一步實現石英砂全部替代、大幅降低材料成本、提高單井產量奠定了堅實的技術基礎，也為實現中國石油1×108t 穩產和天然氣快速發展提供重要保障。同時根據中國儲層特點、應力加載條件，加大低成本石英砂支撐劑的現場試驗及推廣力度，加快石英砂砂源本地化、經濟化評價，培育石英砂產業基地，實現對壓裂支撐劑成本的有效控制。

圖6 中國石油歷年支撐劑使用情況Fig.6 Amount of different type of proppants used in CNPC over the years

6 結論

預計未來5 年內，年均改造井次將達4.5 萬～5.5萬次，支撐劑用量將達（500～600）×104t/a，石英砂支撐劑需求量將是目前的2.5 倍。以西南頁巖氣為例，預計到2025 年擬新建水平井約1800 口，按目前平均單井支撐劑用量（約2700t 規模）和當前核算價格(石英砂成本約1100 元/t，陶粒成本約2200 元/t)，預計累計支撐劑投資約110 億元。若采用石英砂替代陶粒，投資成本有望降到60 億元以內，降幅超40%；若實現砂源本地化后，成本有望進一步降低，這對實現低品位資源的低成本、高效開發意義重大。基于以上研究和認識，為進一步提升石英砂降本增效，未來應持續擴大石英砂在四川頁巖氣，以及鄂爾多斯、新疆、松遼等致密油氣的應用規模，加強石英砂推廣應用與就近砂廠建設，提高中國石英砂品質，保障國內油氣低成本開發。