體積壓裂裂縫前端粉砂分布規(guī)律試驗研究

張衍君， 葛洪魁， 徐田錄， 黃文強， 曾 會， 陳 浩

（1.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆吉木薩爾 831700；3.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059）

為了取得良好的壓裂改造效果，致密儲層體積壓裂過程中的粉砂用量越來越大，粒徑越來越小[1]。但截至目前，粉砂在體積壓裂中起什么作用尚不明確，其在裂縫前端的分布規(guī)律也不清楚。為了明確粉砂的作用機理，認(rèn)識其在體積裂縫前端的分布規(guī)律具有重要意義[2–3]。

已有研究表明[4–8]，支撐劑運移過程中，裂縫寬度、縫面粗糙度、壓裂液黏度、支撐劑密度等因素影響其在裂縫中的分布。在此基礎(chǔ)上，潘林華等人[9]通過室內(nèi)模擬試驗發(fā)現(xiàn)，支撐劑在壓裂裂縫中存在懸浮運移和滑移滾動2種方式，在支撐裂縫前緣主要以滑移滾動為主；張礦生等人[10]通過模擬發(fā)現(xiàn)，較小粒徑的支撐劑在裂縫中鋪置得更均勻，大粒徑的支撐劑更容易在入口處沉降；潘林華等人[11]為研究頁巖儲層體積壓裂復(fù)雜裂縫中支撐劑的運移與展布規(guī)律，測試了次級裂縫角度、注入排量、加砂濃度、壓裂液黏度等對支撐劑運移與展布的影響，發(fā)現(xiàn)次級裂縫角度和加砂濃度與支撐劑分流體積比成反比，注入排量和壓裂液黏度與支撐劑分流體積比成正比。但是，截至目前，有關(guān)支撐劑運移方面的研究多采用大規(guī)模平行板模擬試驗，無法模擬支撐劑在小尺度縫端的分布情況，且平行板模擬試驗未考慮真實縫面的粗糙度，受試驗設(shè)備限制也無法承壓。

粉砂作為支撐劑用于封堵天然裂縫，具有成本低、現(xiàn)場可操作性強等優(yōu)勢。目前，已有學(xué)者對其效果和機理進(jìn)行了相關(guān)探索：李棟等人[12]通過室內(nèi)試驗評價了粉陶、粉砂和可降解纖維的降濾失效果，發(fā)現(xiàn)降濾失效果都比較好，但在高壓下用粉砂封堵天然裂縫對生產(chǎn)不利；張國亮等人[3]提出采取以膠塞降低近井摩阻、粉砂封堵天然裂縫、多段粉砂段塞注入為主的技術(shù)措施，提高火山巖氣藏的壓裂增產(chǎn)效果；徐傳奇等人[13]評價了不同濃度聚合醇JH-1、納米LAT和納米Fe3O4在不同溫度下的封堵性能，并分析了它們的封堵機理；李丹等人[14]通過調(diào)研，優(yōu)選納米體膨顆粒為堵劑，用其進(jìn)行了裂縫封堵試驗，分析了納米體膨顆粒對水流和油流裂縫通道的封堵能力；李志勇等人[15]通過試驗研究了凝膠堵漏材料在地層溫度、壓力環(huán)境下流變性和抗壓強度的變化情況；E.van Oort等人[16]認(rèn)為固相材料在裂縫內(nèi)部通過架橋封堵、阻斷壓力向裂縫尖傳遞來提高地層承壓能力。但是，僅借鑒粉砂封堵天然裂縫方面的經(jīng)驗，無法充分認(rèn)識其在壓裂中所起的作用和規(guī)律，給壓裂設(shè)計帶來諸多問題。

基于上述現(xiàn)狀，建立了利用動態(tài)濾失分析儀評價體積裂縫前端粉砂分布情況的模擬試驗方法，研究了粉砂在裂縫前端的分布特征及影響因素，以期為壓裂設(shè)計提供技術(shù)支持。

1 試驗材料與試驗方法

1.1 試驗材料與設(shè)備

選用松遼盆地營城組致密火山巖和四川盆地龍馬溪組頁巖制作巖心進(jìn)行試驗。該火山巖的平均楊氏模量為25 GPa，泊松比為0.15，黏土礦物含量為30%；該頁巖的平均楊氏模量為20 GPa，泊松比為0.28，黏土礦物含量為35%。試驗采用70/100目和100/140目的粉砂。除此之外，試驗還用到胍膠、蒸餾水、墊片、防水塑封膠帶等。

為形成穩(wěn)定的懸砂液，且實現(xiàn)動態(tài)輸砂，采用了動態(tài)濾失分析儀，其基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 動態(tài)濾失分析儀基本結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Dynamic fluid loss analysis device

1.2 試驗方法及步驟

為直觀認(rèn)識粉砂在體積裂縫前端的分布特征，將試驗分為2組（一組用火山巖巖樣V-1、V-2和V-3，一組用頁巖巖樣S-1、S-2和S-3），分別表征縫面形貌、測試最長運移距離。為探究影響裂縫中粉砂分布的主要因素，開展了有關(guān)縫端開度、縫面粗糙度、壓裂液黏度、粉砂粒度等方面的試驗，進(jìn)行了因素分析。試驗步驟如下：

1）將標(biāo)準(zhǔn)巖心（?25.0 mm×50.0 mm）沿中軸線剖成2半，如圖2所示，然后進(jìn)行縫面形貌掃描；

2）使2半的一部分剖切面合起來后能相互接觸，另一部分中間放入墊片相隔（見圖2），以形成具有一定開度的縫口，2半合起來后用防水塑封膠帶包裹來模擬體積裂縫縫端，然后放入夾持器施加2 MPa圍壓，測量縫口開度（模擬裂縫如圖3所示）；

圖2 試驗用巖心制作方法示意Fig.2 Method of core making for testing

圖3 模擬的體積裂縫縫端Fig.3 Simulated volume fracture ends

3）用胍膠與蒸餾水配成所需黏度的攜砂液，加入粉砂，將粉砂和攜砂液的混合物緩慢倒入懸砂器，打開攪拌動力裝置，使懸砂器中形成穩(wěn)定的含砂液；

4）設(shè)定含砂液排量為15 mL/min，啟動注液泵，監(jiān)測模擬裂縫中壓力的變化情況，待電子天平增加的質(zhì)量穩(wěn)定后停止注液；

5）拆下巖心，測量粉砂在巖心縫面的最長運移距離；

6）重復(fù)步驟 2）、3）、4）和 5），直至全部試驗任務(wù)完成。

2 試驗結(jié)果分析

2.1 縫端裂縫面形貌表征

大尺度支撐劑運移試驗和數(shù)值模擬常假設(shè)裂縫面光滑，忽略縫面粗糙度對支撐劑運移的影響[17–19]，但體積裂縫縫端尺度較小，縫面形貌對粉砂運移有較大影響。因此，試驗前先采用三維光學(xué)測量系統(tǒng)（TNS-M）對縫端裂縫面進(jìn)行測量與表征。該系統(tǒng)的有效掃描面積大于 200 mm×150 mm，單面范圍內(nèi)最佳測量精度0.02 mm，單幅測量時間短于5 s。掃描結(jié)果如圖4所示：裂縫投影近似長方形，長約5.0 cm、寬約2.5 cm；成像的顏色與縫面粗糙度成正比，顏色越紅表示巖心對應(yīng)區(qū)域的高度越大，顏色越藍(lán)表示巖心對應(yīng)區(qū)域的高度越?。ㄉ疃仍酱螅?，同一巖心中顏色變化差異越大說明縫面粗糙度變化越明顯。

圖4 裂縫縫端的裂縫面形貌Fig.4 Fracture surface morphology at fracture ends

由圖4可知，火山巖巖樣裂縫面的粗糙度整體大于頁巖巖樣裂縫面。其中，火山巖巖樣裂縫面的粗糙度由大到小的順序為V-1、V-2和V-3，頁巖巖樣裂縫面的粗糙度由大到小的順序為S-1、S-2和S-3。裂縫面形貌表征為分析影響粉砂分布的因素奠定了基礎(chǔ)。

2.2 裂縫縫端粉砂分布特征

將攜砂液注入體積裂縫，測量粉砂在裂縫中的最長運移距離，結(jié)果如圖5所示（圖5中，標(biāo)注的長度為粉砂在體積裂縫中的最長運移距離）。

圖5 裂縫縫端粉砂分布特征Fig.5 Silt distribution characteristics at fracture ends

由圖5可知：攜砂液在體積裂縫中逐漸濾失，濾失達(dá)到平衡后滯留在裂縫縫端粉砂的分布具有很大差異；火山巖巖樣V-1、V-2和V-3裂縫面的粗糙度依次減小，粉砂在其裂縫中的最長運移距離依次增長，頁巖巖樣S-1、S-2和S-3反映出同樣的規(guī)律。分析認(rèn)為，隨著裂縫面粗糙度增大，粉砂與縫面的摩擦力增加，同時裂縫面越粗糙（裂縫面凹凸變化越大），為粉砂的滯留提供了充足的空間。

2.3 影響裂縫中粉砂分布的主要因素

初步判斷，縫端開度、裂縫面粗糙度、壓裂液黏度、粉砂粒度等均為影響裂縫中粉砂分布的因素。為明確上述因素對粉砂分布的影響程度和規(guī)律，進(jìn)行了試驗分析。

2.3.1 縫端開度的影響

在不同縫端開度（0.80，1.06和 1.26 mm）條件下，進(jìn)行了縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離試驗，結(jié)果如圖6所示（圖6（a）中w代表縫端開度）。

由圖6可知：縫端開度越小，縫內(nèi)的穩(wěn)定壓力越高，說明在較小縫端開度下粉砂聚集更容易對裂縫中的流動通道造成封堵?？p端開度越大，粉砂在裂縫中的最長運移距離越大，說明縫端開度越大，含砂壓裂液在裂縫中運移時受縫面粗糙度的影響越小，阻力越低。因此，在施工過程中，可考慮優(yōu)選壓裂液的注入速率，既保證壓開新裂縫，還能兼顧壓裂液在體積裂縫前端的濾失，使粉砂能夠進(jìn)入主裂縫前端起到封堵作用，獲得更大的改造體積。

圖6 不同縫端開度下的縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離Fig.6 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracture apertures

2.3.2 裂縫面粗糙度的影響

利用火山巖巖樣V-1、V-2和V-3，進(jìn)行了不同裂縫面粗糙度條件下的縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離試驗，結(jié)果如圖7所示。

圖7 不同縫面粗糙度下的縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離Fig.7 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracture surface roughness

由圖7可知：縫面粗糙度越小，縫內(nèi)壓力上升速率越慢，最終穩(wěn)定的縫內(nèi)壓力越低。說明在相同裂縫開度下，縫面粗糙度較大時粉砂更容易積聚，能快速起到封堵效果；縫面粗糙度減小，壓裂液運移的阻力降低，粉砂更容易被輸送到體積裂縫前端，但縫面粗糙度是儲層巖石的固有屬性，難以通過壓裂工藝改變。

2.3.3 壓裂液黏度的影響

在不同壓裂液黏度（5，10 和 15 mPa·s）條件下，進(jìn)行了縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離試驗，結(jié)果如圖8所示。

圖8 不同壓裂液黏度下的縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離Fig.8 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different fracturing fluid viscosity

由圖8可知：壓裂液黏度越高，縫內(nèi)壓力越高，粉砂最長運移距離越長，說明高黏壓裂液具有良好的攜砂性能，同時在縫內(nèi)流動的黏滯力更大，更容易形成較高的縫內(nèi)壓力，高黏壓裂液也更容易將粉砂攜帶到裂縫前端。壓裂液的攜砂性能是施工中要重點考慮的，為了獲得較好的攜砂性能可適當(dāng)提高壓裂液黏度，但避免因其黏度過高導(dǎo)致單一裂縫擴展。

2.3.4 粉砂粒度的影響

在不同粉砂粒度（70/100和100/140目）條件下，進(jìn)行了縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離試驗，結(jié)果如圖9所示。

圖9 不同粉砂粒度下的縫內(nèi)壓力和粉砂最長運移距離Fig.9 Pressure in fractures and the maximum transport distances of silt with different particle sizes of silt

由圖9可知：大粒度粉砂在體積裂縫前端形成的縫內(nèi)壓力明顯低于小粒度粉砂，同時大粒度粉砂最長運移距離較小，因為大粒徑粉砂受粗糙縫面摩擦，在體積裂縫中運移較為困難。

壓裂過程中添加的粉砂隨壓裂液的流動及濾失進(jìn)入體積裂縫前端，逐漸在裂縫前端形成封堵，使縫內(nèi)壓力變得更高，促進(jìn)主縫兩側(cè)的分支裂縫擴展[20]，同時抑制主裂縫進(jìn)一步增長。壓裂時如不添加粉砂，形成的主裂縫可能延伸較長，裂縫改造帶狹長；添加粉砂，則形成的主裂縫可能較短，但改造帶較寬，形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)更復(fù)雜。

3 結(jié)論與建議

1）建立了利用動態(tài)濾失分析儀評價粉砂在體積裂縫縫端分布的模擬試驗方法。試驗表明，粉砂最長運移距離和縫內(nèi)穩(wěn)定壓力能夠合理表征粉砂在裂縫縫端的分布特征。

2）縫端開度增大、裂縫面粗糙度減小、壓裂液黏度增加，均會導(dǎo)致粉砂最長運移距離增大；粉砂粒度越小，最長運移距離越大；裂縫縫端開度越小、裂縫面粗糙度越大、壓裂液黏度越高、粉砂粒度越小，縫內(nèi)穩(wěn)定壓力越高。

3）壓裂過程中添加粉砂可對裂縫前端進(jìn)行封堵，有利于提高縫內(nèi)壓力，抑制裂縫在某一方向過快增長，進(jìn)而增加縫網(wǎng)復(fù)雜度。

4）本文采用人造裂縫模擬體積裂縫縫端，實際上粉砂在縫端的分布和封堵過程與裂縫開裂同步進(jìn)行，因此本文模擬只能達(dá)到與真實情況的幾何相似和物理相似，建議繼續(xù)完善試驗條件進(jìn)行更深入的模擬研究，以更好地指導(dǎo)現(xiàn)場作業(yè)。