摘要：针对有利于改善水力裂缝远端支撑并良好配伍，从悬浮、减阻、水解3方面评价了一种多功能支撑剂的性能及现场应用情况。实验表明，支撑剂不借助外加增稠剂就能在清水中均质悬浮，静态悬浮率≥60％，远高于常规支撑剂悬浮率；支撑剂外层覆膜水化后具有复合减阻作用，可实现清水配置减阻；在较高温度下，复合支撑剂混砂液自身加速水化，水解后黏度≤3 mPa·s。该多功能支撑剂现已在中、深非常规储层完善应用，在降低井口泵压、提高单井产量方面具有较好效果。
关键词：远端支撑,单井产量,高泵压,悬浮,降阻,水解
0引言
低渗储层特别是页岩油气增产，水平井压裂是必要手段。形成复杂水力裂缝并有效支撑是改造的重点目标。为提高水力裂缝复杂性、降低开发成本、降低储层伤害，主流压裂主要采用密切割布缝完井、低黏液小粒径大排量低砂比连续加砂的完井及压裂工艺技术，但由于低黏液携砂能力有限，不能实现水力裂缝主缝远端及次级裂缝的有效支撑，最终表现为压后产量不及预期。中、深储层压裂还面临作业高泵压、105 MPa设备泵压窗口窄的难题。在工艺技术方面，KERN等[1]、张争[2]、周德胜等[3]、RAIMBAY等[4]、孙堃[5]、ZHOU等[6]、郭建春等[7]等先后进行了平板裂缝、裂缝粗糙度、大型平板、分支裂缝平板等物模和固-液两相等数模(如CFD-DEM、TFM)实验，揭示了支撑剂在水力裂缝内的运移特征：形成初始砂丘、砂堤形态演变、砂堤形成、砂堤延伸4个主要过程[8]；促进颗粒充填分支裂缝的有效措施依次为提高压裂液携砂能力>大排量液体段塞>提高施工排量>减小颗粒粒径>降低施工砂比，为压裂工艺技术优化提供了依据，提出了间歇式铺砂压裂工艺[8]、较高流速+较高黏液+低砂比与较低流速+滑溜水+高砂比的泵注程序[9]等解决思路。在入井原材料方面，罗志锋等[10]发明了一种逆相变材料，该材料可在较高温度下由液态变为固态，实现对水力裂缝中部和端部的支撑。武元鹏等[11]发明了一种高携砂易返排水基压裂液，各种压裂液携砂性能的提高，也有利于支撑剂提高输送距离。葛云枝等[12]梳理了压裂支撑剂的研究进展，超低密、自悬浮、液体支撑剂等新型支撑剂有利于提高支撑水力裂缝的长度。黄博等[13]研究了自悬浮类支撑剂的增产机理，缝内支撑剂无明显砂堤，支撑剂运移远，提高了水力裂缝导流能力。国内在2014年开始自悬浮支撑剂的研究工作，产品性能不断提升，本文从室内试验评价、现场应用出发，从悬浮、减阻、水解3方面评价了一种多功能支撑剂的性能及现场应用情况。该支撑剂现已在中、深非常规储层完善应用，在降低井口泵压、提高单井产量及EUR方面具有较好的效果，现阶段具备规模推广应用的潜力。
1多功能支撑剂制备
多功能支撑剂主要由常规压裂用石英砂经两次覆膜制成。制备过程分为两个步骤，第一，将石英砂进行第1次覆膜处理，形成结构覆膜层，提高其承压能力达陶粒级别；第二，采用优选的树脂材料将一次覆膜强化后的支撑剂进行第2次覆膜处理，形成水溶涂覆层，使其在使用时具有悬浮的能力。具备悬浮能力的支撑剂，使其悬浮的措施大多都采用树脂类覆膜处理[14]。
2多功能支撑剂性能评价
除支撑剂常规检测项目外，针对多功能支撑剂的特殊功能，开展悬浮能力、降阻能力以及水解能力实验评价。
2.1支撑剂常规技术参数评价
由于采用特殊涂层，多功能支撑剂的密度为2.5 g/cm3左右，低于陶粒，与石英砂基本相当；承压能力达陶粒级别，常用粒径抗压强度达86 MPa，如表1所示，远高于普通石英砂，具备深层、超深储层应用的能力。
中石油下属某分公司开展了支撑剂系统评价，其中40/70目评价结果如表2所示，结果符合石油行业标准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》[15]。
2.2悬浮能力
常用两种粒径多功能支撑剂10%砂比在滑溜水中10s静态悬浮率可达60％以上，实验评价结果如表3所示，远高于常规石英砂、陶粒按同样标准测试的悬浮率。
2.3降阻能力
相同的携砂液体系(变粘滑溜水体系)相比，能够实现更高砂比携砂，提高加砂强度与支撑剂铺置浓度；另外，复合支撑剂混砂液摩阻低，按照实验标准测试的15%砂比配置的复合支撑剂与清水的混砂液减阻率＞60%，如表4所示，可以显著降低现场压裂施工压力。
配方：0.1%压裂液用稠化剂改性聚丙烯酰胺SD2-13+15.5%多功能支撑剂+清水(浸泡4 h)。
2.4水解能力
地层温度≥70℃,无需额外添加破胶剂。降粘后无任何固相残渣，评价结果如表5和表6所示，对储层无伤害，岩心伤害率显著小于胍胶破胶液，如表7所示。在地层一定温度下具有彻底水解能力。
同时，进行导流能力评价，在相同支撑剂铺置浓度下，多功能支撑剂导流能力略低于陶粒，但完全满足生产需求，实验评价结果如图1所示。
除此之外，多功能支撑剂混砂液可以适应矿化度≤15 000 mg/L返排液(地层水矿化度14 277.30~22 120.30 mg/L时，5个不同矿化度水样的多功能支撑剂的悬浮率＞90%)，既适用于较高矿化度的地层水，也为返排液的重复利用创造了条件。
3多功能支撑剂现场应用
多功能支撑剂泵注添加与常规支撑剂类似，无特殊要求。由于成本考虑，特别是具备石英砂替代的储层，支撑剂一般只部分采用多功能支撑剂，重点应用于水力裂缝远端及次级裂缝支撑，以及同时实现窄泵压窗口下安全加砂。
3.1现场实施简况
多功能支撑剂已应用几年，并在矿场应用中不断完善。其中，国内某页岩气区块X10平台开展了多功能支撑剂平行对比试验，参数如表8所示，该平台目的储层水平段垂深3 200～3 300 m，最小水平主应力约65 MPa。与X10-1井和X10-3井对比，X10-2井和X10-4井采用尾追方式添加多功能支撑剂(40/70目，抗压强度86 MPa)，两井共压裂56段。
具体实验方案设计：
(1)X10-1井和X10-3井采用(70/140目)石英砂+(40/70目)陶粒组合施工，比例大约8∶2；
(2)X10-4井石英砂与多功能支撑剂的比例大约8∶2，与矿场石英砂与陶粒的常用比例也相同，便于多功能支撑剂是否应用的效果对比；
(3)X10-2井石英砂与多功能支撑剂的比例大约5∶5，提高多功能支撑剂应用规模，便于多功能支撑剂不同应用规模的效果对比。
3.2现场实施效果
3.2.1降阻降泵压效果
多功能支撑剂加砂阶段施工压力明显低于石英砂加砂阶段施工压力，如表8中主体泵压。以X10-2井第3段压裂施工曲线为例，如图2所示，石英砂加砂阶段施工泵压为84～87 MPa，多功能支撑剂加砂阶段施工泵压为77～80 MPa，虽砂比略低于石英砂 (70/140目)，但自悬浮支撑剂粒径更大(40/70目)，相应施工压力却比石英砂低4～10 MPa，多功能支撑剂表现出良好的降阻特征。
3.2.2远支撑提产效果
从压后生产曲线对比可知，采用多功能支撑剂的X10-2和X10-4井压力保持更高，如图3所示；产量更高，如图4所示。反映充当连接井筒与储层之间桥梁的水力裂缝闭合后，X10-2和X10-4井的水力裂缝产生了更好的连通性，间接证明它们的水力裂缝有效支撑更远，使得油气渗流到井筒阻力更小、更容易。多功能支撑剂规模更大的X10-2井压力保持最好、产量最高，但相较于X10-4井提产效果较小，说明存在一个最优的支撑剂配比关系。
3.2.3返排液水解效果
为了明确多功能支撑剂在实际使用中对混砂液破胶的影响，压后对平台4口井进行返排液黏度测定，4口井初期黏度均接近3 mPa·s，随着排液进行，黏度逐渐下降，使用多功能支撑剂的压裂井，其返排液与未使用井黏度无明显差异。从返排液黏度可知，如表9所示，多功能支撑剂覆膜水解能力与压裂液相当，不会影响返排。
4结语
(1)多功能支撑剂通过先后两次特殊材料覆膜，在提高其承压强度至陶粒级别的同时，外层覆膜遇水产生絮状水化层，实现降低沉降速度，固体减阻的作用；水解后无任何固相残渣，对储层无伤害。
(2)室内评价及现场应用表明该多功能支撑剂具备悬浮、降阻、水解的能力，应用效果好，实现了水力裂缝远端支撑。
(3)尾追多功能支撑剂的加砂模式合理。成倍增加多功能支撑剂使用规模，但提产幅度较小，后续需继续工艺研究并结合矿场试验，总结优化出最优多功能支撑剂配比。
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