石英砂替代陶粒對頁巖氣井產量的影響分析

孫海成

（中國石化石油工程技術研究院，北京 102206）

陶粒相對于石英砂，在導流能力方面具有較大的優(yōu)勢，尤其是長期導流能力方面優(yōu)勢更為明顯，而壓裂裂縫的導流能力對非常規(guī)儲層尤其是對頁巖油氣井壓后的產量影響巨大。石英砂的極限閉合應力值為35 MPa，在閉合應力高于35 MPa 的地層，由于石英砂破碎嚴重，導流能力保持率低，不能滿足油氣井生產對導流能力的要求，因此，在壓裂施工時推薦使用更耐壓的陶粒支撐劑。國內非常規(guī)頁巖油氣儲層的閉合應力普遍超過35 MPa，例如涪陵和長寧地區(qū)閉合應力在50 MPa以上，部分井甚至超過了70 MPa[1]，但是由于成本考慮，非常規(guī)儲層油氣井壓裂施工中逐漸使用更低成本的石英砂替代較貴的陶粒支撐劑。

國內石英砂替代陶粒的論證依據首要是成本的考慮。認為使用石英砂能夠降低壓裂施工成本，但是并未對使用石英砂替代陶粒后對裂縫的長期導流能力以及油氣井整個生命周期內的累計產量影響進行研究。目前認為[2]，頁巖油氣儲層中裂縫導流能力的要求比常規(guī)儲層更低，在埋深較淺，儲層應力較低，地層孔隙壓力較高的頁巖儲層中采用石英砂替代陶粒不會對壓后的初產產生影響[2-3]。周小金等[4]研究認為，在埋深3 500 m以下的頁巖氣壓裂中使用70/140 目石英砂+40/70 目陶粒組合支撐劑能夠滿足導流能力和初產的要求，其中石英砂的比例在30%～40%。使用石英砂的另一個原因是頁巖油氣儲層埋藏深，加砂難度大，可以用低黏壓裂液攜帶較高砂比的石英砂保證裂縫內支撐劑足夠的充填和不至于砂堵，造成施工失敗。例如長寧地區(qū)70/140 目石英砂使用比例一般不超過30%，而威遠地區(qū)因儲層埋深更大，加砂困難，使用70/140 目石英砂比例接近40%。

楊立峰等[3]在通過氣藏數值模擬后認為將石英砂比例從30%提高到70%～80%，單段產氣量無明顯變化，同時可節(jié)約成本60 萬元～100 萬元。高新平等[5]通過計算得到壓裂裂縫主裂縫導流能力大于0.5 μm2·cm，分支裂縫導流能力大于0.2 μm2·cm 時，3 年的累計產量變化趨勢幾乎不再增加，因此認為該導流能力即為頁巖氣儲層最低界限值，在此基礎上通過石英砂室內導流能力分析，認為石英砂能夠滿足現場生產需求。鄭新權等[6]分析認為，水平井中作用到支撐劑上的有效應力僅為直井中的50%～60%，結合實驗分析認為在水平井中可以利用增加支撐劑量來彌補導流能力的不足。認為長寧區(qū)塊主裂縫導流能力在0.8～1.0 μm2·cm 時可滿足生產需求。

筆者認為石英砂替代陶粒的本質問題是投入產出比。石英砂成本比陶粒低的多，但石英砂導流能力低，將會影響壓后的初產及穩(wěn)產。陶粒的長期導流能力優(yōu)勢更為明顯，而長期導流能力又和整個油氣井的累產及單井最終可采儲量（EUR）密切相關。以往石英砂替代陶粒的研究主要集中在支撐劑成本的節(jié)省和對初始產量的影響以及基于國外石英砂替代陶粒經驗的借鑒，而對最終的EUR 及投入產出比并未進行研究，也沒有對國外石英砂和陶粒相對性能差異、價格等因素進行分析。本文基于前人研究基礎，在對比分析不同類型支撐劑導流能力的基礎上，研究了石英砂和陶粒在相同的鋪置濃度下3 年、5 年累計采出程度并分析了經濟收益以及投入產出比。研究結果顯示陶粒的綜合經濟性仍然比石英砂高。以目前頁巖氣國家示范區(qū)（涪陵/長寧）的最終EUR 計算，如果采用陶粒支撐劑單井累計產量將增加（1 870～2 388）×104m3，而增加的產量所帶來的收益完全能夠彌補陶粒所帶來的成本增加。國外研究結果[7-8]表明國外石英砂的綜合性能要好于國內的石英砂、儲層的閉合應力也比國內要低、國外石英砂和陶粒成本相比優(yōu)勢也比國內更為明顯，但石英砂替代陶粒后對產量的影響仍然沒有明確結果。

1 短期導流能力對比研究

陶粒和石英砂相比在短期導流能力有著明顯的優(yōu)勢。不同粒徑陶粒（抗壓52 MPa，密度1.72 g/cm3）和石英砂的短期導流能力變化趨勢見圖1。

圖1 陶粒和石英砂短期導流能力對比（10.00 kg/m2）

從圖1 可以看出，陶粒和石英砂都具有在相同的鋪置濃度下粒徑越大，導流能力越高的特征。不同類型的陶粒和石英砂相比，短期導流能力差異較大。從圖1可以看出導流能力以30 MPa 為界分別表現出不同的特征：當閉合應力在30 MPa 以下時，大粒徑的石英砂和小粒徑的陶粒導流能力差異較小，當閉合應力低于20 MPa 時，部分大粒徑石英砂（20/40 目）高于小粒徑陶粒（40/70 目）的導流能力；當閉合應力高于30 MPa時，所有的陶粒導流能力都高于石英砂，此時石英砂和陶粒的導流能力的變化趨勢形成剪刀差，隨著閉合應力的增加，形成的剪刀差現象越發(fā)明顯。

在鋪置濃度為10.00 kg/m2條件下對陶粒和石英砂導流能力的比值進行分析，能夠反映閉合應力對于不同類型的支撐劑的影響程度，見圖2。當閉合應力為30 MPa 時，陶粒和石英砂導流能力比值超過4～6 倍，當閉合應達到60 MPa 時，該比值變成了14～18 倍。總體上隨著閉合應力的增加，兩者之間比值增大，說明閉合應力對石英砂的影響要比陶粒更大。

圖2 不同粒徑陶粒和石英砂短期導流能力比值

非常規(guī)油氣井壓裂改造中綜合砂液比普遍較低，淺層井中的綜合砂液比一般在10%左右，在深層井中綜合砂液比一般只有3%～5%。綜合砂液比和鋪置濃度、導流能力呈正相關關系，頁巖油氣中壓裂規(guī)模比較大，目前單段液量在2 500～3 000 m3，因此，壓裂裂縫體積較大，但綜合砂液比較低，導致裂縫中的支撐劑鋪置濃度和導流能力都比較低。以40/70 目的陶粒和石英砂對比不同鋪置濃度下的導流能力比值，見圖3。1.25 kg/m2鋪置濃度下的陶粒導流能力是石英砂的70倍。而在高鋪置濃度下，導流能力相差12.6 倍左右。說明鋪置濃度越低，陶粒和石英砂導流能力比值越大，且隨著閉合應力增加，該比值繼續(xù)擴大。因此在頁巖氣井壓裂的時候因鋪置濃度較低，兩種類型的支撐劑導流能力比值也必將較大，對產量的影響也越發(fā)明顯。

圖3 相同粒徑陶粒和石英砂的短期導流能力比值

綜合上面的實驗數據可以看出，石英砂和陶粒相比短期導流能力劣勢明顯，并且隨著鋪置濃度降低、閉合應力增加，兩者的比值持續(xù)擴大。當閉合應力超過30 MPa 時，即使用最大粒徑石英砂（20/40 目），采用最高的鋪置濃度（10.00 kg/m2），其導流能力仍然無法達到40/70 目、1.25 kg/m2鋪置濃度下的陶粒導流能力。說明在高閉合應力條件下由于石英砂本身的高破碎性導致即使增加鋪置濃度最終也很難獲得理想的導流能力。況且頁巖油氣井壓裂改造中綜合砂液比較低，裂縫改造體積又比較大，鋪置濃度較低，因此實際頁巖氣井壓裂裂縫中的導流能力是很低的。

劉哲等[9]的研究也能說明上述道理。他們對石英砂在10.00 kg/m2鋪置濃度下的長期導流能力進行了實驗。實驗結果顯示，當實驗時間超過140 h 后，導流能力為1.71 μm2·cm 且仍然在下降。該實驗中石英砂鋪置濃度（10.00 kg/m2）是上述陶粒低鋪置濃度（1.00 kg/m2）的10 倍，但是其最終的導流能力只有陶粒的1/4。這意味著單純增加石英砂鋪置濃度（現場施工中增加支撐劑量）并不能獲得類似陶粒的導流能力，況且一味追求過高的鋪置濃度勢必要提高綜合砂液比，這將導致施工中砂堵的風險加大，造成施工安全隱患。

2 長期導流能力研究

支撐劑短期導流能力更多反映的是氣井的初產，而對累產和單井EUR 影響較大的是裂縫長期導流能力。選擇頁巖氣井中常用的40/70 目的陶粒和石英砂進行了長期導流能力實驗。測試閉合應力為50 MPa，測試時間為120 h，支撐劑鋪置濃度為2.50 kg/m2和1.00 kg/m2，實驗數據見圖4。

圖4 不同鋪置濃度石英砂和陶粒的長期導流能力

從圖4 可以看出，在加載過程中石英砂導流能力迅速下降，閉合應力到50 MPa 的時候，導流能力只有1.36 μm2·cm，在120 h 測試結束時石英砂導流能力為0.68 μm2·cm。即使根據頁巖氣儲層對裂縫導流能力的相關研究[6]，此導流能力也已經低于最低導流能力要求。另外考慮到儲層中隨著氣井生產，地層壓力降低，支撐劑上受到的應力更大，裂縫導流能力下降會更多，此時后續(xù)生產已經不滿足油氣井對裂縫導流能力的要求。而類似對比實驗中陶粒最終的導流能力（2.50 kg/m2鋪置濃度）為12.25 μm2·cm，是石英砂（5.00 kg/m2鋪置濃度）的18 倍，陶粒1.00 kg/m2鋪置濃度最后的導流能力為6.35 μm2·cm，是石英砂的9 倍。

從導流能力的下降速率來看，陶粒的長期導流能力隨著時間的延長下降速度較石英砂緩慢，導流能力絕對值也明顯高于石英砂。

3 實際壓裂裂縫導流能力研究

室內實驗可以將鋪置濃度提高到較高的數值來獲得較高的導流能力，但在現場施工中鋪置濃度的提高受眾多因素限制。模擬頁巖氣儲層（滲透率為0.000 1×10-3μm2）進行壓裂，在不同的綜合砂液比下，不同支撐劑條件下所獲得的導流能力及鋪置濃度見圖5。從圖5可以看出，即使綜合砂液比（總的支撐劑體積/總注入凈液量）達到30%時，鋪置濃度也只有4.80 kg/m2左右，而此時裂縫導流能力為35.62 μm2·cm（40/70 目陶粒）和3.07 μm2·cm（40/70 目石英砂），很難達到室內實驗10.00 kg/m2的鋪置濃度。模擬還發(fā)現當綜合砂液比為25%時，其鋪置濃度在3.90 kg/m2左右，但是注入過程中凈壓力迅速增長，砂堵風險增加。當綜合砂液比達到30%時雖然鋪置濃度較高，導流能力較好，但是加砂中后期造成砂堵，施工失敗。現場頁巖氣儲層壓裂施工中，由于攜砂液黏度較低，攜砂能力較弱以及裂縫寬度較窄等原因，加砂難度較大，綜合砂液比一般不超過10%，基本都在8%以內，其導流能力在13.30 μm2·cm（陶粒）或者1.21 μm2·cm（石英砂）左右。調研發(fā)現目前還未見到實際壓裂施工中綜合砂液比超過30%的現場實施案例。

圖5 綜合砂液比、鋪置濃度和導流能力對應關系

4 石英砂/陶粒綜合經濟性評價

國內目前開發(fā)最為成功的頁巖氣國家示范區(qū)為涪陵和長寧區(qū)塊，這兩個區(qū)塊在開發(fā)初期都采用陶粒作為主要的支撐劑，后期因成本考慮逐漸轉向石英砂和覆膜砂。涪陵主要的頁巖井都采用定產方式生產，初始配產基本在（5～7）×104m3/d，只有少數高產井采用了定壓方式生產。截至目前，涪陵和長寧示范區(qū)最終估算的頁巖氣EUR 普遍小于2×108m3[9]，實際單井EUR 主要集中在（1.1～1.4）×108m3[10-12]。從2011 年涪陵頁巖氣開始開發(fā)至2019 年11 月8 日，涪陵頁巖氣示范區(qū)累計投產421 口井，累計產氣260×108m3[13]，平均單井累計產量為6 176×104m3左右，該單井累計產量遠小于估算的EUR。

室內實驗和數值模擬表明，從導流能力數據對比上，石英砂和陶粒兩者基本差距在10 倍以上，但導流能力差異對單井最終的EUR 影響到底有多大，目前仍未可知。由于頁巖氣儲層的非均質性以及現場施工作業(yè)成本等的限制，無法對比不同類型支撐劑下的實際單井EUR 差異。為了研究不同類型支撐劑對累計EUR 的影響，本文采用了頁巖氣示范區(qū)中的典型井為例進行數值模擬分析。

涪陵區(qū)塊某典型井[14]3 年的累計產量為5 516.24×104m3，2014 年2 月2 日投產，水平段長度2 099 m，壓裂段數26 段，總液量46 000 m3，用液強度為21.9 m3/m，總砂量為1 343 m3，加砂強度為0.64 m3/m，綜合砂液比為2.92%。

以上述參數為基礎建立數值模型，并開展歷史擬合校正模型，然后以校正后模型關鍵參數進行模擬分析。在模型中分別設定三種不同的導流能力對應三種不同的鋪置濃度（石英砂10.00 kg/m2，石英砂1.00 kg/m2，陶粒1.00 kg/m2）進行模擬，5 年的累計產量趨勢見圖6。3年和5 年的累計產量數據見表1。

表1 三種不同導流能力與鋪置濃度對應及階段累計產量

圖6 石英砂和陶粒在不同鋪置濃度下的累計產量趨勢

從表1 看出，陶粒和石英砂在鋪置濃度相同的條件下（1.00 kg/m2），3 年累計產量相差794.1×104m3，5 年累計產量相差828.4×104m3，使用陶粒比石英砂多采出17.04%氣量（5 年）。如果鋪置濃度不同，低鋪置濃度的陶粒（1.00 kg/m2）和高鋪置濃度的石英砂（10.00 kg/m2）相比，3 年累計產量相差365.6×104m3，5 年累計產量相差364.2×104m3。

目前川渝地區(qū)綜合各項成本后石英砂到井場的價格在1 000 元/噸左右，陶粒價格在2 600 元/噸左右，兩者相差2.6 倍。井口氣價在1.5 元左右。就以上述井為例，采用陶粒成本為576.15 萬元，采用石英砂成本為217.56 萬元，兩者成本相差358.59 萬元；3 年累計增加的794.1×104m3產氣的收益為1 191.15 萬元，成本收益比為3.32。說明雖然使用了成本較高的陶粒，但增加的產量收益是支出的3.3 倍，綜合效益較好。使用陶粒支出的成本大概在生產100 d 左右就能收回，見圖7。

圖7 陶粒與石英砂累計收益變化趨勢

目前的頁巖氣主要示范區(qū)（涪陵區(qū)塊）頁巖氣單井的最終采收率[11-12]為（1.1～1.4）×108m3，如果以此采收率作為基準做一個粗略的概算，使用陶粒單井產量能夠增加（1 870～2 388）×104m3，該產量帶來的收益遠超過了使用陶粒所增加的成本。因此，從綜合效益上來看，使用陶粒所增加的氣量完全超出了其增加的成本，能夠獲得較好的效益。

5 國外相對國內石英砂替代陶粒后優(yōu)勢分析

北美地區(qū)頁巖氣的開發(fā)所使用的支撐劑逐漸轉向了石英砂，國內借鑒了國外的經驗，目前也正在從陶粒向石英砂及覆膜砂方面轉變，尤其是在涪陵和長寧地區(qū)基本都以石英砂和覆膜砂為主。然而國內石英砂的綜合成本、性能參數以及陶粒和國外相比有著顯著的差異。

5.1 綜合成本差異

北美地區(qū)石英砂主要使用北部白砂和棕砂（盆地砂），石英砂綜合成本（約120 美元/噸）和陶粒綜合成本（約480 美元/噸）相差4 倍。國內石英砂本身成本較低，但是主要分布在新疆、甘肅、寧夏、河北、內蒙古等北方地區(qū)，頁巖氣市場主要分布在長江以南地區(qū)，這就導致物流運輸等因素構成的綜合成本較高，而陶粒本地化程度較高，兩者到井場的最終價格大約相差2.6 倍。以上述典型井為例，如果以國外支撐劑為例進行計算，使用陶粒要比使用石英砂成本增加505.63 萬元，收益成本比（2.36）低于國內的收益成本比（3.32）。

5.2 支撐劑性能差異

對比國內外石英砂性能數據發(fā)現，無論是北部白砂還是棕砂（盆地砂），其支撐劑性能要優(yōu)于國內的石英砂，見圖8。例如，在52 MPa 閉合應力下，國外白砂導流能力為10.20 μm2·cm，國外棕砂為7.20 μm2·cm，國內石英砂為4.50 μm2·cm，國內石英砂導流能力僅為美國白砂的45.5%、美國棕砂的62.5%；如果閉合應力提高到69 MPa 以后，國內石英砂導流能力僅為美國白砂的40.2%、美國棕砂的62.0%，在較高閉合應力條件下，兩者的性能差異進一步加大。

圖8 國內外石英砂導流能力特性對比

國內的陶粒性能要比國外的陶粒性能好一些。Carbo 公司30/60 目規(guī)格國內陶粒和國外陶粒的短期導流能力對比見圖9。從圖9 可以看出，國內的陶粒性能與國外相比有一定的優(yōu)勢，在52 MPa 閉合應力下，國內陶粒導流能力為59.70 μm2·cm，國外陶粒導流能力為48.60 μm2·cm，國內高出22.84%，在69 MPa 閉合應力下，國內陶粒的導流能力高出11.41%。

圖9 國內外陶粒導流能力特性對比

國外石英砂導流能力高于國內石英砂的導流能力，而國外頁巖氣主力產區(qū)的儲層深度普遍小于國內頁巖氣儲層的深度，而國內陶粒性能又好于國外，因此可以預見，國外使用陶粒后增加的產氣量應該低于國內使用陶粒后增加的產氣量，使用石英砂替代陶粒后產氣量的下降沒有國內明顯。

如果綜合考慮儲層深度、國內外石英砂/陶粒的性能差異、綜合成本等，國外使用石英砂替代陶粒可能相比于國內對產量的影響較小，對于國內，從單井的累計產量以及綜合收益來看，陶粒比石英砂更有優(yōu)勢，因此國內頁巖油氣開發(fā)中不能一味的照搬國外石英砂替代陶粒的趨勢。

6 結論

對于國內頁巖氣來說，雖然石英砂比陶粒有著成本方面的短期優(yōu)勢，但是從導流能力、單井EUR 等方面來看，陶粒所帶來的綜合經濟收益比使用陶粒增加的成本要大得多，一般陶粒增加的成本在生產100 d左右時就能被增加的氣量所帶來的收益所平抑；如果以3 年的累計產量計算，使用陶粒后獲得收益和增加的成本之間的比例為3.32；如果以國內單井頁巖氣最終采收率計算，使用陶粒單井產量能夠增加（1 870～2 388）×104m3，增加的產氣量所帶來的收益已經遠遠超出陶粒所帶來的成本增加。所以，如果考量使用石英砂或者陶粒后的綜合經濟性效益，國內石英砂綜合經濟效益仍然無法和陶粒相比，或者說至少需要對石英砂替代陶粒的綜合效益進一步深入研究才能明確判定石英砂替代陶粒的經濟性。