页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律
潘林华1,2, 张烨1,2, 程礼军1,2, 陆朝晖1,2, 康远波1,2, 贺培1,2, 董兵强1,2
1.页岩气勘探开发国家地方联合工程研究中心·重庆地质矿产研究院;
2.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室·重庆地质矿产研究院;

作者简介:潘林华,1982年生,教授级高级工程师,博士研究生;主要从事非常规油气压裂改造方面的研究工作。地址:(400042)重庆市渝中区长江二路177-9号。电话:(023)88316034。ORCID: 0000-0002-9054-4380。E-mail:plh_cup@163.com

摘要

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:①裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;②支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;③分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;④分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;⑤分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;⑥分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;⑦次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。

关键词: 页岩; 储集层; 体积压裂; 复杂裂缝; 支撑剂; 运移与展布规律; 实验室试验系统
Migration and distribution of complex fracture proppant in shale reservoir volume fracturing
Pan Linhua1,2, Zhang Ye1,2, Cheng Lijun1,2, Lu Zhaohui1,2, Kang Yuanbo1,2, He Pei1,2, Dong Bingqiang1,2
1. National Joint Engineering Research Center for Shale Gas Exploration and Development//Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 400042, China
2. MLR Key Laboratory of Shale Gas Exploration// Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 400042, China
Abstract

In this paper, a large-scale experimental system was established to identify the migration and distribution laws of complex fracture proppant in shale reservoir volume fracturing. With this system, the effects of secondary fracture angle, fluid displacement, proppant concentration and size, fracturing fluid viscosity and other factors on the migration and distribution of proppant were tested, and the migration and distribution of proppant in primary/secondary fractures were analyzed. The following results were obtained. First, the fluid flow pattern in fractures transforms gradually from laminar flow into turbulent flow with the increase of fracture supporting height. Second, the migration modes of proppant in fractures mainly include suspended migration and gliding migration. Third, the distribution form of proppant in primary fractures before branching is related to secondary fracture angle, fluid displacement and proppant concentration and size, among which the fluid displacement is the most important factor. Fourth, the mass ratio of proppant in primary fractures after branching is proportional to the secondary fracture angle, fluid displacement, fracturing fluid viscosity and proppant concentration and size, and is inversely proportional to the flow ratio between secondary fractures and primary fractures. Fifth, the mass ratio of proppant in secondary fractures after branching is proportional to fluid displacement, fracturing fluid viscosity and flow ratio between secondary fractures and primary fractures, and is inversely proportional to secondary fracture angle and proppant concentration and size. Sixth, the angle at the leading edge of proppant bank in the primary fractures after branching is proportional to the proppant concentration and size and the flow ratio between secondary fractures and primary fractures, but is inversely proportional to secondary fracture angle, fluid displacement and fracturing fluid viscosity. Seventh, the angle at the leading edge of proppant bank in the secondary fractures after branching is proportional to the secondary fracture angle and the proppant concentration and size, but is inversely proportional to the fluid displacement, fracturing fluid viscosity and flow ratio between secondary fractures and primary fractures. In conclusion, the research results can provide a theoretical support for proppant optimization and program design of shale reservoir volume fracturing.

Keyword: Shale; Reservoir; Volume fracturing; Complex fracture; Proppant; Migration and distribution; Experimental system
0 引言

页岩储层以微米和纳米级孔隙为主[1], 导致孔隙度和渗透率极低, 体积压裂是主要的增产措施, 天然裂缝和水平层理对压裂裂缝形态具有重要影响[2, 3], 根据页岩储层压裂裂缝扩展研究[4]和现场微地震监测解释结果[5]显示, 压裂裂缝呈网状分布, 主裂缝周围存在大量次裂缝分支。压裂液和支撑剂在主/次裂缝分支处存在分流现象, 导致支撑剂的运移与展布规律有别于常规水力压裂。

针对支撑剂在压裂裂缝中的运移与展布问题, 国内外进行了大量的室内实验[6, 7, 8]和数值模拟研究[9, 10], 研究了裂缝形态、支撑剂类型、加砂浓度、流体黏度等对其运移与展布的影响。室内实验是支撑剂运移与展布评价研究的重要的手段之一, 能够直观的观测支撑剂在裂缝中的运移和展布状态。

目前, 国内外相关的支撑剂运移与展布评价实验研究主要集中在平直压裂裂缝方面, 针对复杂裂缝支撑剂运移与展布的评价研究相对较少。对相关仪器参数与性能进行分析, 主要存在以下两个问题:①仪器的裂缝模拟模块尺度小, 支撑剂在裂缝中的运移距离短, 无法真实的观测支撑剂在裂缝中的运移和展布特征。Ray等[11]、Ferná ndez等[12]、Shokir等[13]和Inyang等[14]根据实验需求, 构建了支撑剂运移与展布评价实验系统, 研究了压裂液黏度、支撑剂参数、加砂浓度和脉冲加砂方式等对支撑剂运移的影响。仪器的压裂裂缝模拟模块最长为60.0 cm、最高为30.0 cm。实验过程中, 支撑剂易穿过裂缝, 沉降后形成砂堤的难度大, 更适合于研究支撑剂在裂缝中的运移规律。②仪器的裂缝模拟模块形态与尺度相对固定, 无法研究裂缝形态以及尺度变化对支撑剂运移与展布的影响。温庆志等[15]研发了国内首套大型支撑剂运移与展布评价仪器, 裂缝模拟模块长度为300.0 cm、高度为100.0 cm, 但裂缝为平直裂缝且形态不可变。

随着页岩气勘探开发的兴起, 国内外相应开展了复杂裂缝支撑剂运移与展布规律的研究, 初步明确了次裂缝角度、支撑剂参数和压裂液性能等对支撑剂运移和展布的影响。Sahai等[16]、Mack等[17]和Alotaibi等[18]构建了复杂裂缝支撑剂运移与展布评价仪器, 裂缝模拟模块安装在有机玻璃缸(长度为200.0 cm、宽度为100.0 cm、高度为150.0 cm)内, 可进行不同压裂裂缝形态组装, 但只能考虑主/次裂缝夹角为90° 的裂缝形态, 裂缝模拟装置总体尺度相对较小。石豫[19]自主设计的裂缝支撑剂运移模拟装置, 通过两套裂缝模拟装置, 可进行单一裂缝和次裂缝90° 条件下的支撑剂运移与展布模拟。

为了研究页岩储层体积压裂复杂缝支撑剂运移与展布规律, 笔者构建了大尺度的复杂缝支撑剂运移与展布评价实验系统, 研究了次裂缝角度、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响, 明确了分支后主/次裂缝中支撑剂运移与展布规律, 研究结果可为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。

1 实验系统设计与加工

基于页岩储层水力压裂施工流程和压裂裂缝形态, 构建了复杂裂缝支撑剂运移与展布规律的实验评价系统(图1-a), 主要包括控制系统、混液装置、自动加砂装置、注入泵、回收罐、压裂裂缝模拟装置、入口井筒、出口井筒、滤失管线、压力表、流量计和控制阀门等, 加工好的实验系统如图1-b所示。实验系统的压裂裂缝模拟装置采用模块化设计, 利用有机玻璃平板裂缝、三通连接法兰和二通连接法兰, 可进行不同次裂缝角度、裂缝形态和裂缝尺寸条件下的裂缝组装以满足实验需求。

图1 支撑剂运移与展布实验系统示意图和总体装配图

实验系统最重要的部分为压裂裂缝模拟装置, 装置由3种主要部件构成, 分别为有机玻璃平板裂缝、三通连接法兰(即复杂裂缝转接装置)和二通连接法兰。有机玻璃平板裂缝示意图如图2-a所示, 单块有机玻璃平板裂缝总高度为110.0 cm、长度为90.0 cm, 中间裂缝高度为100.0 cm、长度为90.0 cm, 裂缝宽度可调节, 调节范围为4.0~14.0 mm。有机玻璃平板裂缝中部钻6个滤失孔眼以模拟压裂液滤失(图2-a)。有机玻璃的厚度为20.0 mm, 由于单块有机玻璃平板裂缝尺度大, 有机玻璃抗压能力有限, 有机玻璃平板裂缝四周和中部都采用立方体角钢进行加固处理(如图2-b)。压裂裂缝模拟装置的三通连接法兰包括30° 、45° 、60° 和90° 等4种角度, 采用厚度为20.0 mm的钢板焊接组装。二通连接法兰主要用于两块平板裂缝连接, 采用20.0 mm钢板焊接组成, 如图1-b所示。

图2 有机玻璃平板裂缝示意图及实物图

混液装置主要进行压裂液的配置和支撑剂的搅拌, 混液装置的混液罐容量为200.0 L, 混液罐上安装可视化窗口以适时观察液面高度, 上部安装一个功率3.0 kW的电动机用于搅拌, 搅拌速度可适时调节。实验支撑剂利用自动加砂装置进行自动添加, 支撑剂加砂量介于1.0~50.0 m3/h。

实验系统设计的液体注入排量介于2.0~50.0 m3/h, 变化范围大, 单型号螺杆泵难以满足实验需求。本实验系统考虑了两种型号的注入泵, 分别为G20-2型和G60-2型。其中G20-2型的排量介于1.0~18.0 m3/h, G60-2型采用无极调速装置, 排量介于12.0~55.0 m3/h。

回收罐容积为200.0 L, 尺寸与混液罐基本相同, 将压裂裂缝模拟装置主/次裂缝出口和滤失管线的流体汇集, 通过顶部钢管将回收罐中的液体重新注入混液罐, 实现实验流体的回收与再利用, 回收罐的管线连接口装有流量计和流量控制阀以确定主/次裂缝出口井筒的流量。

实验系统利用流量计、流量控制阀、压力表、滤失管线、转子流量计和连接管线等实现流体流量的控制和记录。

流体注入泵、自动加砂装置和混液装置由控制系统统一控制, 流量计和压力表连接电脑以进行数据自动记录, 为后续分析提供基础参数。

2 实验方案

页岩储层天然裂缝发育, 大规模水力压裂过程中, 水力压裂裂缝与天然裂缝相互耦合, 导致裂缝形态复杂, 压裂主裂缝周围存在次裂缝分支。实验方案综合考虑了次裂缝角度(次裂缝与主裂缝的夹角)、注入排量、支撑剂加砂浓度、支撑剂粒径及次裂缝与主裂缝的出口流量比等多种因素, 具体的实验方案如表1所示。分支前主裂缝缝宽为12.0 mm, 分支后主裂缝缝宽为7.5 mm, 次裂缝缝宽为5.0 mm。

表1 复杂缝支撑剂运移与展布评价实验方案表

分支后主/次裂缝的出口流量对于主/次裂缝中的支撑剂运移与展布具有重要影响, 需要进行主/次裂缝端部的流量分配与控制, 利用回收罐上的流量控制阀进行分支后的主/次裂缝的流量控制与调节, 通过流量计观测的流量值适时调整阀门, 直到主/次裂缝的出口流量接近实验方案设计值。

3 实验结果

压裂液以及携砂液中的支撑剂运移至主/次裂缝分支处时, 流体流态和流速相应发生改变, 对支撑剂的运移和展布产生重要影响。支撑剂在复杂裂缝中的运移和展布规律与次裂缝角度、注入排量、裂缝扩展速度等因素相关。

3.1 流体流态

携砂液中的支撑剂进入压裂裂缝并沉积形成支撑裂缝, 随着支撑缝高逐步增加, 流体流态由层流逐步转变为紊流。如图3所示, 注入排量为4.0 m3/h, 支撑缝高超过0.6 m时, 支撑缝高最高处流体流动雷诺数超过2 000, 流体流态由层流开始向紊流转变; 注入排量为6.0 m3/h, 支撑缝高超过0.5 m时, 流态由层流向紊流开始转变; 注入排量为8.0 m3/h时, 支撑缝高超过0.3 m, 流态开始由层流向紊流转变。

图3 支撑缝高与流体流动雷诺数关系曲线图

压裂裂缝中流体流态由层流向紊流转变, 特别是当支撑缝高最高处位于主/次裂缝分支处时, 分支处的流体流速最快, 将对支撑剂的运移和展布产生重要影响。

3.2 支撑剂运移路径

携砂液进入压裂裂缝后, 支撑剂颗粒受水平方向的携带力、垂直向上的浮力、垂直向下的重力、颗粒沉降阻力等共同作用, 导致支撑剂运移规律复杂多变。

流体黏度低, 支撑剂颗粒所受的垂直向下的重力远大于支撑剂所受的浮力, 支撑剂下沉速度快, 形成的支撑剂砂堤降低了过流面积, 增大了裂缝中的流体速度。

在实验初期, 主裂缝中的支撑剂主要靠流体水平方向携带力带动支撑剂在裂缝中运移, 在入口井筒处支撑剂进入裂缝后快速下沉至裂缝中下部转变为水平运动(图4-a)。在实验中期, 支撑剂的主要运移路径如图4-b所示, 运移方式主要包括两种:①压裂液携带作用下的支撑剂悬浮运动; ②支撑剂在砂堤表面的滑移运动。在实验中后期, 支撑剂的主要运移路径如图4-c和4-d所示。在中后期由于支撑剂在裂缝中聚集, 支撑剂的运移路径主要包括以下两种:①实验注入排量较小时, 支撑剂砂堤出现双波峰, 支撑剂通过第一个波峰后发生运移和沉降, 然后遇到第二个波峰, 再次带动支撑剂运移至裂缝远端(图4-c); ②实验注入排量较大时, 支撑剂砂堤出现单波峰, 支撑剂在裂缝中的运移主要包括支撑剂的悬浮运移和滑移运动, 共同带动支撑剂流向远端裂缝(图4-d)。支撑缝高稳定后, 支撑剂在裂缝中的运移主要包括液体携带作用引起的悬浮运移和砂堤下坡处的滑移运动, 悬浮运移主要发生在裂缝分支前的主裂缝处, 支撑剂的滑移运动主要集中在砂堤前缘。

图4 分支前/后主裂缝中的支撑剂运移路径示意图

不同阶段次裂缝中的支撑剂主要运移路径如图5所示。在实验初期, 次裂缝中支撑剂的运移主要依靠压裂液的水平携带作用, 形成一定高度的砂堤, 如图5-a所示, 支撑剂进入次裂缝速度较慢。随着主/次裂缝分支处的支撑缝高不断增加, 中后期支撑剂在次裂缝中的运移主要包括两种方式:①次裂缝流量较小, 支撑剂在次裂缝中的运移主要以砂堤下坡面滑移运动为主。主/次裂缝分支处的支撑缝高增加, 支撑剂由于重力作用沿着砂堤表面逐步向次裂缝远端滑移, 从而增加次裂缝中的支撑剂量(图5-b)。②次裂缝流量较大, 支撑剂在次裂缝中的运移包括两种方式, 在主/次裂缝分支处支撑剂依靠流体携带作用引起的悬浮运移和重力引起的滑移滚动进入次裂缝, 次裂缝的砂堤表面发生滑移运动将支撑剂推向裂缝远端(图5-c)。

图5 分支后次裂缝中的支撑剂运移路径示意图

3.3 支撑剂运移与展布结果

复杂压裂缝形成后, 压裂液和携砂液中的支撑剂在主/次裂缝分支处的流动状态和支撑剂的受力会发生重要变化。支撑剂在复杂裂缝中的运移结果直接影响后期支撑剂的展布特征, 决定主/次裂缝中的支撑剂量。根据实验后的支撑剂展布形态和裂缝尺寸, 可计算出裂缝中的支撑剂体积, 依据支撑剂密度确定分支前/后、主/次裂缝中的支撑剂质量。

支撑剂在压裂裂缝中的展布形态, 直接关系到压裂裂缝的支撑效果, 影响压裂改造的成功率。支撑剂在主/次裂缝中的砂堤形态主要包括分支前/后主裂缝和分支后次裂缝中支撑剂的展布形态。

3.3.1 分支前主裂缝支撑剂展布

分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、支撑剂加砂浓度和支撑剂粒径等相关, 其中注入排量为最主要的影响因素。分支前主裂缝的支撑剂展布形态主要包括两种, 实验注入排量4.0 m3/h条件下, 分支前主裂缝的支撑剂展布如图6-a所示, 支撑缝高按一定的斜率升高后呈平直展布, 在入口井筒处, 即图6-a中有机玻璃平板裂缝左端, 支撑缝高约为63.5 cm, 最大缝高为91.0 cm。实验注入排量8.0 m3/h时, 分支前主裂缝的支撑剂展布如图6-b所示, 砂堤展布总体呈斜直线逐步上升, 入口井筒处支撑缝高为35.5 cm, 最大缝高为76.5 cm。

图6 分支前主裂缝中支撑剂展布形态图
(次裂缝角度60° , 加砂浓度180.0 kg/m3

不同次裂缝角度下, 注入排量对分支前主裂缝的砂堤角度影响如图7所示, 30° 和45° 次裂缝角度条件下, 随着注入排量增大, 入口井筒附近主裂缝的砂堤角度先升后降; 次裂缝角度60° 、90° 时, 随实验注入排量增加砂堤角度呈上升趋势。

图7 注入排量与分支前主裂缝砂堤角度关系图

3.3.2 次裂缝角度

不同次裂缝角度条件下裂缝中的支撑剂质量比如图8所示, 次裂缝角度增大, 分支前/后主裂缝中的支撑剂质量比增大, 分支后次裂缝中的支撑剂质量比降低且降幅较大。

图8 次裂缝角度与主/次裂缝支撑剂质量比关系图
(注入排量6.0 m3/h, 支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3

次裂缝角度增大, 分支后主裂缝支撑缝长增加、次裂缝支撑缝长大幅度减小, 主/次裂缝分支处支撑缝高略有增加(图9), 导致分支后主裂缝砂堤前缘角度减小、次裂缝砂堤前缘角度小幅度增大。

图9 次裂缝角度与分支后主/次裂缝支撑缝长、分支处支撑缝高关系图
(注入排量6.0 m3/h, 支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3

3.3.3 注入排量

注入排量增大, 流体在裂缝中的流动速度增大, 支撑剂在裂缝中的运移速度和所受的携带作用也随之增大, 支撑剂的水平运移距离增大。

实验结果显示, 随注入排量增大, 分支前主裂缝中的支撑剂质量比大幅度降低, 降低幅度与注入排量、次裂缝角度等相关; 分支后主裂缝的支撑剂质量比大幅度增加, 次裂缝的支撑剂质量比略有增加(图10)。

图10 注入排量与主/次裂缝中支撑剂质量比关系图
(支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3, 次裂缝角度60° )

随注入排量增加, 支撑剂在压裂裂缝中受到的水平携带力增加, 其在分支后主/次裂缝中运移的距离越来越远, 即主/次裂缝中的支撑缝长越来越长, 相应裂缝分支处的支撑缝高大幅度降低(图11)。

图11 注入排量与分支后主/次裂缝支撑缝长、分支处支撑缝高关系图
(次裂缝角度60° , 支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3

随注入排量增大, 分支后主/次裂缝的砂堤前缘角度呈减小趋势, 主要原因是排量增大, 分支后主/次裂缝的支撑缝长增加, 支撑缝高降低, 从而大幅度减小了主/次裂缝的砂堤前缘角度。

3.3.4 次裂缝与主裂缝的流量比

分支后的主/次裂缝出口流量代表了压裂主/次裂缝的扩展速度, 流量越大表示压裂裂缝的扩展速度越大, 进入裂缝的压裂液越多。

实验结果显示, 随分支后次裂缝与主裂缝的流量比增大, 分支前主裂缝的支撑剂质量比变化趋势不明显, 分支后主裂缝的支撑剂质量比降低, 次裂缝中的支撑剂质量比增加。次裂缝出口流量非常小时, 次裂缝的支撑剂质量比仍超过10%, 主要原因是次裂缝张开后, 主/次裂缝分支处的支撑剂易滑移进入次裂缝(图12)。

图12 次裂缝与主裂缝的流量比和主/次裂缝支撑剂质量比的关系图
(注入排量6.0 m3/h, 支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3, 次裂缝角度90° )

随次裂缝与主裂缝的流量比升高, 分支后主裂缝中的流体流速降低, 相应支撑缝长变短、砂堤前缘角度大幅增大(图13); 而随次裂缝与主裂缝的流量比升高, 次裂缝支撑缝长增加、砂堤前缘角度减小。

图13 次裂缝与主裂缝的流量比与分支后主/次裂缝砂堤前缘角度的关系图
(次裂缝角度90° , 支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3

3.3.5 压裂液黏度

随压裂液黏度越大, 支撑剂在压裂裂缝中受到的浮力和携带力大幅度增加, 对支撑剂的运移和展布产生重要影响, 支撑剂在裂缝中运移的距离越远, 沿裂缝长度方向支撑剂分布越均匀。

压裂液黏度为1.5 mPa· s时, 支撑剂主要在裂缝的中前端分布, 支撑缝高较高, 砂堤角度较大(图14-a); 压裂液黏度为3.0 mPa· s时, 压裂液的黏度对支撑剂的水平携带能力增大, 支撑剂的水平运移距离更远, 支撑剂在裂缝模拟装置中分布相对均匀, 部分支撑剂随压裂液进入回收罐(图14-b); 压裂液黏度为4.5 mPa· s时, 支撑剂在裂缝中所受的水平携带力和浮力大幅度提升, 在裂缝中的沉降大幅度降低, 部分支撑剂直接通过裂缝出口端流向流体回收罐, 导致裂缝系统中支撑剂量相对较小(图14-c)。

图14 不同压裂液黏度条件下分支前/后主裂缝支撑剂分布图
(次裂缝角度60° 、注入排量6.0 m3/h、支撑剂加砂浓度180.0 kg/m3

随压裂液黏度增大, 分支前主裂缝支撑剂质量比大幅度降低, 分支后主/次裂缝中支撑剂质量比增大。压裂液黏度增大, 液体携砂能力大幅度提升, 支撑缝长大幅度增加, 分支后主/次裂缝中砂堤前缘角度大幅度减小。压裂液黏度1.5 mPa· s、3.0 mPa· s和4.5 mPa· s条件下, 分支后主裂缝的砂堤前缘角度分别为30° 、5° 和3° , 次裂缝的砂堤前缘角度分别为25° 、6° 和3° 。

3.3.6 加砂浓度

携砂液中支撑剂的加砂浓度增大, 支撑剂在裂缝中的相互碰撞力增大, 在压裂裂缝中运移难度逐渐增大, 支撑剂更易在裂缝前端聚集。实验结果显示随支撑剂加砂浓度增大, 分支前/后主裂缝的支撑剂质量比增大, 次裂缝的支撑剂质量比大幅度降低(图15)。

图15 支撑剂加砂浓度与主/次裂缝支撑剂质量比关系图
(注入排量6.0 m3/h, 次裂缝角度60° )

携砂液中支撑剂的加砂浓度增大, 支撑剂在裂缝中的运移难度增大, 最终运移距离缩短, 导致支撑缝长变短、支撑缝高增加, 相应分支后主/次裂缝的砂堤前缘角度增大。

3.3.7 支撑剂粒径

支撑剂粒径增大, 所受的重力增加, 支撑剂在压裂裂缝中更易发生沉降, 从而缩短支撑剂在裂缝中的运移距离。实验结果显示随支撑剂粒径增大, 支撑剂更容易在裂缝的前端聚集, 分支前/后主裂缝的支撑剂质量比增大, 次裂缝的支撑剂质量比大幅度降低。

相应随支撑剂粒径增大, 其沉降速度增加、水平运移距离大幅度降低, 分支后主/次裂缝中砂堤前缘角度增加。

4 结论

1)随着支撑缝高逐步增加, 裂缝中流体流态逐步由层流向紊流转变, 当支撑裂缝的最高处临近主/次裂缝分支处时, 将对支撑剂的运移和展布产生重要影响。

2)主/次裂缝支撑剂运移方式主要包括流体水平携带作用引起的悬浮运移和支撑剂在砂堤下坡面的滑移运动。

3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等相关, 其中注入排量为最主要的影响因素。

4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径成正比, 和次裂缝与主裂缝的流量比成反比; 分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度成正比, 与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径成反比。

5)分支后主裂缝的砂堤前缘角度和加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比成正比, 与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度成反比; 次裂缝的砂堤前缘角度和次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径成正比, 和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比成反比。

The authors have declared that no competing interests exist.

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