0 引言
非常规油气储层渗透率低，压裂改造工艺是非常规油气储层增产的重要措施[1]。将支撑剂输送到更远的裂缝深处，并保持支撑剂在原有位置的长期稳定性，才能有效增加裂缝导流能力，提高储层整体渗流能力，释放储层油气产能，进而实现增产目标[2]。如何提高支撑剂输送效率，保持支撑剂在裂缝中的稳定铺置，同时获得较好的堆积高度和孔隙度，一直是研究人员面临的难题[3⇓⇓-6]。为了有效解决支撑剂输送的效率问题，近几十年内开展了大量研究，大多认为影响支撑剂输送效率的关键因素主要为流体黏度[7-8]。压裂液黏度越高，支撑剂运移的距离越长，但压裂液返排后存在残留物，压裂液黏度越高，残留物越多。使用高黏压裂液难以形成复杂缝网，且对储层造成较为严重的污染，降低裂缝导流能力[9⇓-11]；使用低黏压裂液易形成复杂裂缝，但其携带的支撑剂易在输送过程中快速沉降，堆积在近井筒区域，无法进入裂缝体系的深部，难以对储层实现有效支撑[12]。因此，提高清水或者低黏压裂液中支撑剂的输送效率成为近期的重要研究方向。
纤维与高黏压裂液相结合的混合压裂新技术可以提高支撑剂铺置区的孔隙度和裂缝导流能力，但该技术所用压裂液仍然以高黏为主，不适合体积压裂造复杂裂缝的需求，故具有一定的局限性[13⇓⇓-16]。随着压裂工艺的发展，目前采用低黏滑溜水加纤维进行大规模体积压裂形成复杂缝网已成为非常规油气储层提高产能的重要措施，但滑溜水携带支撑剂运移的距离有限，同时生产井压裂投产后，支撑剂频繁回流造成砂埋产层现象，不但降低产能，同时损坏生产流程设备，带来了严重的生产安全风险问题。在滑溜水中加入纤维能提高支撑剂的运移距离，且纤维在砂堆的上部形成一定厚度的松散、锯齿状通道[17-18]，提高了裂缝的导流能力，但纤维在常规滑溜水中逸出量较高，难以与支撑剂形成纤维-支撑剂簇，纤维作用效果有限。
为解决上述问题，本文开发出一种结构稳定剂，基于微观结构观察和室内性能评价实验，分析结构稳定剂作用下支撑剂的铺置机理，以及结构稳定剂对纤维逸出率、支撑剂铺置高度、裂缝导流能力、临界出砂流速、支撑剂输送能力等的影响。
1 实验设计
1.1 实验材料与仪器
实验材料包括：①成都科隆化学品有限公司生产的石墨烯、无机盐、阴离子表面活性剂、非离子短链烷基糖苷、聚丙烯酰胺。②成都劳恩普斯科技有限公司生产的降阻剂（聚丙烯酰胺乳液）、破胶剂、聚酯纤维（长度6 mm）。③压裂施工现场使用的0.109~0.212 mm（70~140目）石英砂。④实验室自制蒸馏水。
实验仪器包括：众时机械有限公司生产的高速搅拌器、自制200 mm×300 mm×5 mm可视化支撑剂沉降装置、API（American Petroleum Institute）导流能力测试仪、3 000 mm×400 mm×5 mm模拟支撑剂输送装置、德国Zeiss公司生产的ZEISS EV0 MA15扫描电镜、实验室常规玻璃仪器等。
1.2 实验流程
1.2.1 结构稳定剂的制备
将石墨烯、水、无机盐混合，搅拌（2 000 r/min）2 h形成均匀浆液；继续搅拌，并依次加入阴离子表面活性剂、非离子短链烷基糖苷、聚丙烯酰胺，搅拌5~30 min，完成结构稳定剂制备，用密封瓶保存备用。
1.2.2 微观结构观察
为表述方便，将纯石英颗粒支撑剂与滑溜水混合物称为普通型支撑剂体系，纤维、石英颗粒支撑剂与滑溜水混合物称为纤维型支撑剂体系，纤维、结构稳定剂、石英颗粒支撑剂与滑溜水混合物称为稳定型支撑剂体系。其中，对纤维表面进行接枝改性，即在纤维表面修饰特定的强极性长链基团，改善亲水性，改性后纤维在滑溜水中3~5 s可均匀分散。本文实验中所用纤维均为改性纤维。取水100 mL，加入石英砂15 g、降阻剂乳液0.1 mL，搅拌2 min后形成普通型支撑剂体系；取水100 mL，加入石英砂15 g、纤维0.45 g、降阻剂乳液0.1 mL，搅拌2 min后形成纤维型支撑剂体系；取水100 mL，加入石英砂15 g、纤维0.45 g、降阻剂乳液0.1 mL，搅拌至完全分散后，加入0.3 mL结构稳定剂，搅拌2 min后形成稳定型支撑剂体系。采用扫描电镜观察3种支撑剂体系的微观结构。
1.2.3 结构稳定剂对纤维逸出率的影响分析
取水100 mL，称取石英砂16.00 g，加入纤维0.08 g、降阻剂0.1 mL、破胶剂0.1 mL，搅拌均匀，配制成纤维型支撑剂体系。在纤维型支撑剂体系的基础上，分别按质量分数为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%加入结构稳定剂搅拌均匀，配制出5种稳定型支撑剂体系，放入80 ℃水浴锅中破胶1 h，收集液体中纤维，烘干称重得纤维逸出量，采用（1）式计算纤维逸出率，对比不同结构稳定剂含量时的纤维逸出情况。
$\phi =\frac{{{m}_{1}}}{{{m}_{2}}}\times 100%$
1.2.4 支撑剂铺置高度评价
采用可视化支撑剂沉降装置（见图1 ），观察支撑剂的铺置高度。实验步骤为：①取1 000 mL烧杯放置在搅拌器下，设定搅拌器转速为600 r/min，量取300 mL清水，加入石英砂90 g，加入降阻剂0.3 mL，破胶剂0.3 mL搅拌均匀，配制普通型支撑剂体系。②重复第①步，然后加入质量分数为0.3%的纤维，继续搅拌均匀配制纤维型支撑剂体系。③重复第①步，然后分别加入质量分数为0.1%，0.2%，0.3%的纤维搅拌均匀，配制成3种纤维型支撑剂体系，最后在这3种纤维型支撑剂体系中均加入质量分数为0.3%的结构稳定剂搅拌均匀，完成3种稳定型支撑剂体系的配制。④将配制好的5种支撑剂体系分别倒入可视化装置中，观察并记录支撑剂沉降1 h后的铺置高度。
1.2.5 导流能力测试
采用非标准支撑剂铺置方法、API导流能力测试仪测试稳定型、普通型支撑剂的导流能力：①量取300 mL清水，加入石英砂120 g、降阻剂0.3 mL、破胶剂0.3 mL搅拌均匀（600 r/min），完成普通型支撑剂体系的配制。②将样品倒入可视化支撑剂沉降装置中并放入70 ℃水浴锅中加热2 h，使液体完全破胶完成测试样品制备。③在不破坏支撑剂铺置结构的情况下，将测试样品转移至API导流能力测试仪中，按相关流程测试支撑剂体系在不同闭合压力下的导流能力。④重复第①步，然后加入纤维0.6 g搅拌均匀，完成纤维型支撑剂体系的配制。⑤重复第②、第③步。⑥重复第④步，然后加入结构稳定剂2 mL搅拌均匀，完成稳定型支撑剂体系的配制。⑦重复第②、第③步。
1.2.6 临界出砂流速测试
采用API导流能力测试仪测试稳定型支撑剂的防砂性能：①量取300 mL清水，取石英砂72 g，降阻剂0.3 mL，破胶剂0.3 mL，搅拌均匀（600 r/min），完成普通型支撑剂体系的配制。②重复第①步，分别加入质量分数为0.3%，0.4%，0.5%和0.6%的纤维，质量分数均为0.3%的结构稳定剂，配制出4种稳定型支撑剂体系。③将样品放入70 ℃水浴锅中加热2 h，使液体完全破胶完成测试样品制备。④将测试样品转移至API导流能力测试仪中，测试不同纤维质量分数下，闭合压力对临界出砂流速的影响。
1.2.7 支撑剂输送能力测试
采用模拟支撑剂输送装置（见图2 ）模拟支撑剂在裂缝中的运移状态。分别测试稳定型支撑剂、普通型支撑剂在平板模拟裂缝中的运移状态。实验步骤：①检查实验装置的密封性；②量取清水200 L，加入石英砂30 kg，搅拌均匀后加入降阻剂200 mL、破胶剂200 mL，继续搅拌均匀完成普通型支撑剂体系制备。③重复第②步，加入纤维90 g，结构稳定剂600 mL，搅拌均匀完成稳定型支撑剂体系制备。④打开进口、出口阀，启动螺杆泵，以15 L/min泵注速度将普通型支撑剂体系泵入模型；⑤采用高清摄像机记录支撑剂进入平板模拟裂缝后的运移状态，记录实验数据。⑥将支撑剂体系更换为稳定型，重复第④、第⑤步完成实验。
2 支撑剂高效铺置作用机理
2.1 结构稳定剂作用机理
如图3 所示，结构稳定剂一方面与纤维作用，一方面与网状结构的降阻剂作用，形成笼状的“蜘蛛网”结构，支撑剂嵌入笼状的“蜘蛛网”结构中形成团簇，有效降低滑溜水中纤维从支撑剂中的逸出量，增加支撑剂颗粒间距，增加支撑剂堆积体积。
扫描电镜观察显示（见图4 ）：普通型支撑剂体系中降阻剂的网状结构吸附在石英砂表面，石英砂颗粒排列紧密，间距50~100 μm；纤维型支撑剂体系中降阻剂的网状结构吸附在石英砂表面，纤维表面光滑，石英砂颗粒间距58 μm；稳定型支撑剂体系中，通过结构稳定剂的作用，降阻剂不仅吸附在石英砂表面，同时也吸附在纤维表面，石英砂颗粒间距110~200 μm，是普通型支撑剂体系的2~4倍，有效增加了渗流通道。
2.2 支撑剂受力分析
纤维型支撑剂在沉降过程中主要受重力、浮力及滑溜水曳力的影响，支撑剂密度远大于纤维，故支撑剂沉降速度远快于纤维，纤维上浮于支撑剂上部，故纤维的携砂效果较差。结构稳定剂能加强纤维与支撑剂之间的相互作用，形成纤维-支撑剂团簇，与单纯支撑剂相比，支撑剂-纤维团簇的密度更低，体积更大，与液体的接触面积也更大，故浮力与曳力增加，支撑剂沉降速度变缓，支撑剂更加容易被流体携带进裂缝深处。
3 实验结果与认识
3.1 纤维逸出率变化
加入不同质量分数结构稳定剂条件下，纤维在低黏滑溜水中逸出情况如图5 、图6 所示：不加结构稳定剂时，纤维逸出率为53.0%，随着结构稳定剂质量分数的增加，纤维逸出率降低，当结构稳定剂质量分数达到0.3%时，纤维逸出率为5.0%，继续提高结构稳定剂的质量分数，逸出率变化甚微，表明结构稳定剂最佳质量分数为0.3%，后续均采用该参数开展实验。
3.2 支撑剂铺置高度变化
3.3 导流能力变化
3.4 支撑剂临界出砂流速变化
支撑剂临界出砂流速反映了支撑剂抵抗流体冲刷的能力。临界出砂流速越大，抗冲刷能力越强，支撑剂越难返出，越有利于提高生产井的长期生产能力。图10 为不同纤维质量分数条件下闭合压力对支撑剂临界出砂流速的影响。由图可以看出，纤维质量分数越大、闭合压力越大，支撑剂临界出砂流速越大。不加纤维时，普通型支撑剂的临界出砂流速为5 mL/min，当纤维质量分数增加到0.4%时，5 MPa闭合压力下，临界出砂流速增加到200 mL/min，是普通型支撑剂的40倍，且随着闭合压力的继续升高，支撑剂临界出砂流速不断增大。
3.5 支撑剂输送能力变化
4 现场应用
稳定型支撑剂技术在中国致密气、页岩油、页岩气应用80井次，效果明显。
4.1 致密气井应用
稳定型支撑剂技术在四川盆地致密气应用52井次，平均单井日产气量较普通型支撑剂提高了30%，平均单井出砂率降低了70%。如中江致密砂岩气ZM220-5HF井、ZM220-4HF井位于相同沉积微相，地质条件相当（见表1 ）。ZM220-4HF井支撑剂采用0.109~0.212 mm石英砂与0.212~0.425 mm（40~70目）陶粒混合物，二者比例为8∶2，该井未使用纤维与结构稳定剂。ZM220-5HF井支撑剂采用0.109~0.212 mm石英砂与0.212~0.425 mm石英砂混合物，二者比例为8∶2，该井采用稳定型支撑剂技术，纤维、结构稳定剂与支撑剂全程伴注，纤维加注质量分数为0.2%~0.4%，结构稳定剂加注质量分数为0.3%~0.5%；共使用纤维12.5 t，结构稳定剂57 t，总体加砂规模比ZM220-4HF井低15%。
表1 致密气同平台井采用不同支撑剂技术压裂后初产及稳产对比 |
| 井号 | 钻井液密度/ （g·cm−3） | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10−3 μm2 | 含水饱 和度/% | 加砂强度/ （m3•m−1） | 用液强度/ （m3•m−1） | 裂缝支撑 体积/104 m3 | 单缝 长度/m | 初期日产气/ 104 m3 | 初期 日产油/t | 出砂率/ % | 生产362 d累计 产气量/104 m3 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ZM220-5HF | 1.83~1.88 | 7.7 | 0.06 | 39.7 | 2.27 | 15.7 | 240.21 | 232.62 | 9.9 | 5.0 | 0.73 | 2 725.2 |
| ZM220-4HF | 2.00~2.06 | 7.5 | 0.10 | 44.0 | 2.62 | 16.5 | 211.10 | 216.82 | 2.8 | 2.3 | 2.72 | 1 067.5 |
压后施工参数拟合显示：虽然ZM220-5HF井加砂强度降低了15%，且未使用陶粒，但其裂缝支撑体积达到了240.21×104 m3，单缝长度232.62 m；ZM220-4HF井加砂强度更高，同时在使用陶粒的情况下，裂缝支撑体积为211.1×104 m3，单缝长度为216.82 m，支撑体积比ZM220-5HF井降低了12.1%，单缝长度比ZM220-5HF井缩短了6.8%。与ZM220-4HF井相比，ZM220-5井压后出砂率降低了73.2%，投产后初期日产气量提高了253.6%，初期日产油量提高了117.4%，生产相同时间362 d后，累计产气量提高了155.3%（见表1 ），增产、防砂效果显著。
4.2 页岩油井应用
稳定型支撑剂技术在胜利油田济阳页岩油储层累计应用12井次，整体效果较好。以YY1HF井为例，该井水平段长1 811 m，以Ⅰ类+Ⅱ类储层为主，分28段236簇压裂，其中，25段采用稳定型支撑剂技术，3段采用脉冲纤维加砂技术，均采用0.109~0.212 mm石英砂、0.212~0.425 mm石英砂和0.212~0.425 mm陶粒混合物为支撑剂，3种支撑剂的占比相同。采用稳定型支撑剂技术的25段施工中纤维、结构稳定剂与支撑剂全程伴注，纤维加注质量分数0.2%~0.3%，结构稳定剂加注质量分数0.3%。采用脉冲纤维加砂技术的3段纤维加注质量分数0.2%~0.3%，不加注结构稳定剂。全井平均加砂强度3.35 m3/m，用液强度41 m3/m，按照设计顺利完成施工。
利用化学示踪剂监测各压裂段的产能贡献情况如图13 所示。可以看到，采用稳定型支撑剂技术的压裂段产油贡献率为2.49%~6.82%，平均3.70%，而采用脉冲纤维加砂技术的压裂段产油贡献率为2.47%~2.99%，平均2.76%，采用稳定型支撑剂技术压裂段的平均产油贡献率较脉冲纤维加砂提高34.06%，增产效果良好。
4.3 页岩气井应用
稳定型支撑剂技术在四川盆地长宁、威远、泸州、自贡等页岩气区块共应用16井次，增产效果也十分明显。以川南X平台页岩气井为例：平台共4口水平井，其中，X-1HF、X-4HF井采用稳定型支撑剂技术，X-2HF、X-3HF井采用自悬浮支撑剂技术。4口水平井水平段长度、储层静态物性、含气性等相当，均采用段内多簇压裂、大排量施工，施工参数基本一致（见表2 ）。X-1HF、X-4HF井支撑剂采用0.109~0.212 mm 石英砂与0.212~0.425 mm 陶粒混合物，二者比例为7∶3，这两口井施工过程中纤维、结构稳定剂与支撑剂全程伴注，纤维加注质量分数0.2%~0.3%，结构稳定剂加注质量分数0.3%。X-1HF井共使用纤维7.145 t，结构稳定剂56 t；X-4HF共使用纤维8.400 t，结构稳定剂68 t。X-2HF、X-3HF井采用0.109~0.212 mm自悬浮支撑剂与0.212~0.425 mm自悬浮支撑剂的混合物，两者比例为7∶3，这两口井未使用纤维与结构稳定剂。
表2 川南页岩气X平台井储层及改造参数 |
| 井号 | 总有机碳 含量/% | 孔隙度/ % | 含气量/ （m3•t−1） | 脆性矿物 含量/% | 改造 段长/m | 改造段数/ 段 | 排量/ （m3•min−1） | 加砂强度/ （m3•m−1） | 预测最终可采 储量/108 m3 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| X-1HF | 5.4 | 5.5 | 6.0 | 68 | 1 371 | 20 | 18 | 2.2 | 1.18 |
| X-2HF | 6.0 | 5.7 | 6.0 | 67 | 1 328 | 19 | 18 | 2.2 | 1.09 |
| X-3HF | 6.3 | 5.7 | 6.2 | 68 | 1 372 | 20 | 18 | 2.3 | 1.08 |
| X-4HF | 5.7 | 5.9 | 6.5 | 68 | 1 497 | 17 | 18 | 2.1 | 1.21 |
采用地质参数与工程施工数据拟合并预测得X-1HF、X-2HF、X-3HF、X-4HF井最终可采储量分别为1.18×108，1.09×108，1.08×108，1.21×108 m3。可以看到采用稳定型支撑剂技术的X-1HF、X-4HF井的最终可采储量平均值比X-2HF、X-3HF井的平均值提高了10.14%，增产效果较好。
5 结论
结构稳定剂是一种特殊的架桥分子结构，可与聚合物、纤维、石英砂形成稳定的纤维-支撑剂团簇，与单纯支撑剂相比，密度降低，体积增大，沉降过程中与液体的接触面积增大，浮力与曳力增加，沉降速度变缓，更易被流体携带进裂缝深处。纤维-支撑剂团簇在沉降后能保持支撑剂簇团的原有结构，同时也可保持支撑剂团簇中的孔洞结构。
将纤维及结构稳定剂随支撑剂一起泵入储层，可确保支撑剂的高效铺置，降低纤维逸出率、增加支撑剂在滑溜水中占据的体积，大幅提高支撑剂铺置高度、输送距离及裂缝导流能力，降低支撑剂返排率。实验结果表明，结构稳定剂最佳质量分数为0.3%。致密气、页岩油、页岩气80井次的应用效果证实，结构稳定剂具有较好的适应性，基本能满足致该类油气井的提产、降本和防砂需求。
符号注释：
ϕ——纤维逸出率，%；m1——纤维逸出量，g；m2——纤维总量，g。