水力压裂支撑剂现状及展望

综述了国内外油气井水力压裂用支撑剂的发展状况，对目前现场应用的支撑剂进行了性能对比分析，就适应不同闭合压力地层压裂用支撑剂提高导流能力的途径和选型进行了阐述，重点分析了国内陶粒支撑剂的技术现状，并提出了今后支撑剂技术的发展趋势。     

不同闭合压力下包衣支撑剂导流能力变化特征的试验研究

为了评价包衣石英砂和包衣陶粒用作压裂支撑剂的性能,对包衣支撑剂在不同闭合压力下的导流能力变化特征进行了试验研究,并通过电镜对试验后支撑剂的破碎情况进行了观察。结果表明,包衣支撑剂的导流能力随闭合压力的增加而降低,包衣支撑剂只有当闭合压力大于一定值时,其导流能力才高于原支撑剂,石英砂和高强度陶粒包衣效果最好;试验后电镜照片也反映了不同包衣支撑剂的破碎情况。研究结果对包衣支撑剂的现场用具有指导意义。     

多孔莫来石基低密度高强度支撑剂的制备及性能

目前常用的树脂复合型压裂支撑剂多存在圆球度差、抗破碎能力低、树脂用量大、成本高等不足,为解决该问题,研制了多孔莫来石基复合型低密度高强度陶粒支撑剂。通过测试支撑剂用FT酚醛环氧树脂改性前后的性能,确定了制备该支撑剂的最佳树脂质量分数和树脂含量;采用压汞分析和扫描电子显微镜对该支撑剂的显气孔率、气孔孔径分布和微观形貌进行了分析,讨论了该支撑剂的增强作用机制。结果表明:树脂的质量分数为35%时,陶粒浸渍体的体积密度最大(1.18 g/cm3),树脂的充填效果最佳,显气孔率与浸渍前的陶粒相比下降了约62%,树脂与陶粒基体相互穿插构成了网络结构,使其抗破碎能力提高;当陶粒浸渍体包覆树脂含量为5%时,颗粒表面包覆的树脂层可完全封闭陶粒浸渍体,显气孔率降低至1.06%,其视密度为1.90 g/cm3,在52和69 MPa闭合压力下的破碎率分别为2.17%和2.81%,达到行业和企业标准的技术要求。      

一种超低密度支撑剂的可用性评价

常规支撑剂的密度一般比较大,严重影响着有效水力裂缝的形成,并难以应用于长缝压裂,超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度,提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段,对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价,分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较,测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明,该支撑剂具有较好的物理、导流性能,在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢,完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计,能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。     

新型超低密度支撑剂实验评价与可行性研究

针对深层页岩气勘探开发的客观需要和压裂支持剂的研究现状和发展趋势,提出以聚合物为基体,复合无机粒子制备超低密高强度的新思路,对新型超低密度支撑剂的支撑剂性能、导流能力、静态沉降、支撑剂缝内流动等进行室内实验评价,在此基础上与现有陶粒支撑剂进行对比分析,并利用压裂软件开展现场应用模拟研究.结果表明,新型超低密度支撑剂密度...     

覆膜支撑剂长期导流能力评价

压裂支撑剂的长期导流能力对油气井的压裂效果和压裂有效期具有重要影响。为了正确评价覆膜支撑剂作为压裂支撑剂的有效性，用裂缝导流仪首次在国内对覆膜支撑剂的长期导流能力进行了评价，并对实验后的样品进行了电镜观察。从实验结果分析中发现，覆膜陶粒支撑剂的长期导流能力早期随时间变化急剧降低，7 ｄ后变化趋缓，其值明显低于短期导流能力，而且长期导流能力比短期导流能力实验后的覆膜陶粒支撑剂涂层破坏明显；单涂层砂比双涂层砂长期导流能力效果好。     

致密碳酸盐岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力实验研究

水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力,对于致密碳酸盐岩储层,受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响,裂缝导流能力下降较快,影响采出程度,如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂,对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统,选用不同类型的支撑剂,进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明,对于中强、高强陶粒支撑剂,随着闭合压力的增大,大粒径(16/30目)中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径(20/40目)中强陶粒支撑剂导流能力;当闭合压力超过69 MPa时,两者相差不大;而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近,但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大,对地层的伤害也大;在高闭合压力下,对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定,优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂,其组成为16/30目(60%)+20/40目(20%)+30/50目(20%)。     

影响支撑剂嵌入的因素研究

运用FCES-100裂缝导流仪,进行了大量地层岩心的支撑剂嵌入实验研究.通过对比导流能力,全面考察了不同类型、不同铺砂浓度、不同粒径及不同常规性能的陶粒支撑剂在不同岩心和闭合压力条件下的嵌入程度.通过实验发现:支撑剂的嵌入使导流能力大幅度降低;不同类型的支撑剂在相同条件下嵌入程度不同,嵌入程度从大到小依次为石英砂、陶粒...     

页岩气压裂用石英砂替代陶粒导流实验研究

四川盆地页岩气已进入规模开发阶段,然而单井开发成本高,压裂施工难度大严重制约着页岩气开发的进度及效果。目前主要采用陶粒作为压裂支撑剂,用量大、价格高,而对陶粒替代品的寻找及论证则较少探索。为此,从寻找压裂支撑剂入手,通过对国内不同地区可能成为陶粒替代品的石英砂支撑剂进行筛选,利用API支撑裂缝导流仪进行实验研究。结果表明,石英砂具有较好的性价比、满足生产需要的导流能力、且施工难度明显降低、有利于增加页岩储层的体积改造,满足页岩气降本增效、规模开发的客观需要。     

靖安油田陶粒压裂试验实施效果

选取四组井作陶粒支撑剂和石英砂支撑剂的对比试验。总体上表明陶粒支撑剂压裂试验取得了一定的效果，有益于延缓产量递减，提高稳产水平，并具有一定的经济效益，展示了一定的应用前景。     

树脂涂层砂在压裂上的应用

油层压裂中传统使用的支撑剂为石英砂或陶粒。这两种支撑剂都不能防止压裂作业后井筒周围的支撑剂吐出或裂缝排空,以及压碎支撑剂和嵌入较软地层。国外七十年代将研制的树脂涂层砂用于水力压裂,它具有石英砂和陶粒所缺乏的优点,称之为中等强度支撑剂。室内评价了这种支撑剂,与石英砂及陶粒做了对比,并进行了现场试验,本文综合了评价简况。     

玛18井区压裂支撑剂适应性研究

为了研究玛18井区压裂支撑剂的适应性,在不同铺置方式和不同闭合压力下,对不同压裂支撑剂的导流能力与压裂后效果进行分析评价,根据小型压裂测试、闭合后分析等解释结果,进行储层压裂后特性分析,并对石英砂部分代替陶粒效果进行论证。结果表明:当高闭合应力时,增大铺砂浓度可有效提高裂缝导流能力,但分段式铺砂不能提高裂缝导流能力;混合支撑剂和全陶粒支撑剂的改造井地层能量与裂缝类型均类似,但混合支撑剂井的地层系数、动态储量均不如全陶粒井,且日均压降高于全陶粒井。研究认为,石英砂替代陶粒效果较差,主要原因在于:在裂缝改造类型相同时,由于储层埋深较大,地应力较高,混合支撑剂无法满足所处深度的地应力。通过计算动态储量可知,长期开采时陶粒支撑剂比石英砂支撑剂更有利于节省成本,建议在玛18区块继续采用全陶粒支撑剂。     

烧结温度对掺加二次铝灰及钻井岩屑制备陶粒支撑剂性能的影响北大核心CSCD

目的钻井岩屑作为油气开发过程中所产生的固体废物,产生量巨大且资源化利用途径单一。使用钻井岩屑及二次铝灰协同制备水力压裂用陶粒支撑剂,不仅可有效拓宽钻井岩屑资源化利用途径,而且还可降低油气开发生产成本。方法采用二级铝矾土为主要原料,添加质量分数分别为20%的钻井岩屑和10%的二次铝灰,甲基纤维素作为黏结剂,于不同烧结温度下制备了低密度高强度压裂用陶粒支撑剂,研究烧结温度对支撑剂结构、晶相组成及其产品性能的影响。结果钻井岩屑须经预处理,以降低岩屑中有机物对后续生胚烧结的影响。当烧结温度为1300℃时,其主晶相为刚玉,次晶相为钡长石,支撑剂的体积密度为1.45 g/cm^(3),52 MPa闭合压力下破碎率为5.26%,满足SY/T 5108-2014《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》对0.38 mm/0.25 mm支撑剂的质量要求。结论烧结温度是制备陶粒支撑剂的关键控制参数。随着烧结温度的增加,支撑剂内部产生的液相将逐渐增多,有利于加快扩散和增大传质速率,促进支撑剂的致密化,但过多的液相则会导致支撑剂膨胀变形,对抗破碎能力产生不利影响。以钻井岩屑、铝灰、铝矾土为原料,适宜的烧结温度建议为1260~1300℃。     

非常规储层压裂砂比对支撑剂铺置质量影响的实验研究

低孔超低渗透率的非常规储层需通过大规模的水力压裂形成支撑剂填充的高导流裂缝,才能获得有经济效益的油气产量,缝内支撑剂铺置规律直接影响压裂效果,影响支撑剂铺置的因素包括施工排量、施工压力、砂比等。为了研究砂比对支撑剂在缝内铺置的影响,运用了大型可视平板垂直裂缝模拟系统,研究了不同砂比下陶粒支撑剂在裂缝中的沉降运移规律。实验结果表明,砂比对20 ~ 40目陶粒砂堤形状有影响,但砂堤形状变化较小;当陶粒砂比增加时,陶粒堆积形成的砂堤坡度减小;陶粒砂比增加,陶粒颗粒之间的碰撞作用增强,沉降量减小,砂堤高度减小;陶粒支撑剂水平运移速度受砂比影响较小,接近液体流速;陶粒砂比增加,陶粒支撑剂的沉降速度减小。研究结果可为支撑剂沉降运移动态研究及支撑剂优选提供参考。     

支撑剂短期导流能力测试及目数对其影响分析

本文通过大量压裂支撑剂充填层短期导流能力室内评价实验,考查了不同的支撑剂性能对短期导流能力的影响。结果表明：同一类型支撑剂的导流能力随着粒径尺寸的增大而增大;针对陶粒,不同粒径组合支撑剂导流能力低于该组合中大粒径支撑剂导流能力,高于该组合中小粒径支撑剂导流能力。     

压裂支撑剂研究与应用进展

支撑剂作为支撑水力裂缝的关键材料,其相关性能与压裂改造效果密切相关,关于压裂支撑剂的研究受到了持续而广泛的关注。本文分类概述了压裂用支撑剂及相关技术的研究与应用情况,包括石英砂、陶粒、覆膜支撑剂等常规支撑剂及近年来报道的自悬浮支撑剂、气悬浮支撑剂、原位生成支撑剂等新型支撑剂及相关技术等共计10个类别。最后对压裂支撑剂及相关技术的发展方向进行了展望,以期为相关领域的研究者提供参考,促进压裂支撑剂技术的进步。     

基于疏水改性的超低密度控水支撑剂制备及其性能

针对常规陶粒支撑剂密度高且不具备控水性能的问题,先将超低密度有机支撑剂基体的表面进行高温氧化使其表面产生活性基团,然后通过全氟羧酸在活化支撑剂表面通过亲核加成反应合成超疏水层得到超低密度控水支撑剂,评价了该支撑剂的润湿性、阻水性能及油水相渗流性能,并进行了现场应用试验。研究表明,水在该支撑剂表面的接触角达到158.6°,阻水高度为25 cm,与改性前相比地层水渗流阻力增加40%,具有明显的选择性控水效果,且耐冲刷性能优异。超低密度控水支撑剂现场试验充填率达到了100%,且投产后含水率及含水上升速率远低于邻井,产油量显著好于邻井,显示了很好的应用前景。     

油基岩屑残渣自悬浮支撑剂的制备及性能评价

目的为了安全有效地处置和利用页岩气开采过程中产生的油基岩屑残渣,采用其烧结陶粒支撑剂,同时,为提高支撑剂在清水中的悬浮性能、改善支撑剂在裂缝中的分布、简化压裂施工工艺、提高压裂增产效果,进行了自悬浮支撑剂的制备与研究。 方法通过聚合反应将聚丙烯胺树脂包覆在支撑剂表面,制得膨胀型自悬浮支撑剂,研究了交联剂用量、单体量、合成温度对自悬浮支撑剂膨胀性能的影响。 结果覆膜材料配比(质量比)为:m(陶粒)∶m(丙烯酰胺)∶m(N,N′-亚甲基双丙烯酰胺)∶m(过硫酸铵)∶m(N,N,N′,N′-四甲基乙二胺)=10.000∶2.000∶0.002∶0.020∶0.031时,自悬浮支撑剂性能最佳,其膨胀倍数为4.3,沉降速度为45 mm/s。 结论覆膜支撑剂自悬浮功能的实现主要与聚丙烯酰胺树脂的溶胀有关,树脂的体积膨胀和聚丙烯酰胺分子链向外延伸引起溶液黏度的增加,提升了支撑剂在溶液中的沉降阻力。该研究对拓宽油基岩屑烧结支撑剂的应用范围、提高油基岩屑残渣资源化利用产品附加值有十分重要的意义。      

深井裂缝支撑剂——低密度高强度陶粒通过部级鉴定

江苏省宜兴市特种陶瓷材料厂与天津大港油田经过三年努力,联合研制成功了新型石油深井裂缝支撑剂——低密度高强度陶粒。5月30日至31日,原石(?)部开发司、科技司和全国11个油田30余名专家汇集于宜兴市丁蜀镇对陶粒鉴定,通过了部级评审。     

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

G43区块主力产层为中孔中渗储层,地层饱和压力低,弹性采收率低;岩石塑性较强,造成支撑剂嵌入,前期压裂效果差。为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明,区块原油胶质沥青质较重,在前置液前加降黏液以避免原油乳化;岩石力学试验表明,区块岩石易发生支撑剂嵌入,且储层为中孔、中低渗储层,压裂设计应以提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试,优选出适合G43区块的压裂液体系,该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点,可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害;通过支撑剂导流能力试验,结合整体压裂裂缝参数优化,采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明,G43断块整体压裂各项技术措施针性强,压后增产效果显著,推动了G43区块压裂开发的有效实施。