脆性页岩网络裂缝中支撑剂的沉降特性
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孙海成,男,工程师,博士,从事储层改造与油藏模拟方面的研究。联系电话:(010)84988527,E-mail:shc0560@163.com。

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国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发科技重大专项”子课题“复杂地层储层改造关键技术研究”(2011ZX05031-004-003)。


Study on proppant settlement in brittle shale network fracture
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    摘要:

    与常规砂岩储层压裂形成的双翼平面裂缝不同,脆性页岩储层压裂形成的是网络裂缝。因影响网络裂缝与 双翼裂缝中支撑剂沉降的因素不同,故通过理论公式推导、计算结果与现场数据验证的方式,研究了脆性页岩网络 裂缝中支撑剂的沉降特性。结果表明,支撑剂颗粒沉降达到收尾速度的时间极短,网络裂缝中支撑剂的实际沉降 幅度远远小于理论计算结果;网络裂缝中支撑剂沉降主要受网络裂缝复杂程度和页岩复合层理效应的影响,受携 砂液体粘度的影响较小。在脆性页岩中,压裂后支撑剂回流是影响压裂缝高和裂缝导流能力的主要因素。压裂 后,采用类似常规储层的快速放喷和强制闭合技术,会加大裂缝中支撑剂回流造成的导流能力损失,极端情况下甚 至会使支撑剂全部回流,导致压裂裂缝闭合成为无效裂缝,最终影响脆性页岩储层压裂后的产量。长时间停泵可 减少支撑剂回流,有利于保持裂缝的有效导流能力。

    Abstract:

    The proppant settlement characteristics show the result that, the fluid viscosity has an important effect on proppant settlement which has smaller settlement in the high viscosity than in the low viscosity. In addition, the proppant settlement is not only affected by the fluid viscosity but also subjected to complex fracture networks and composite laying effect of brittle shale. The rapidly fluid back and fracture closure which commonly used in conventional reservoir will lead to proppant back which affects the losses of filled fracture height and the post-fracture production in shale. As a result, it is necessary to keep longer shut-down time to acquire favorable filled fracture height.

    参考文献
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引用本文

孙海成.脆性页岩网络裂缝中支撑剂的沉降特性[J].油气地质与采收率,2013,20(5):107~110

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