[科普中国]-支撑剂

作用

石油支撑剂又叫石油压裂支撑剂。在石油天然气深井开采时，高闭合压力低渗透性矿床经压裂处理后，使含油气岩层裂开，油气从裂缝形成的通道中汇集而出，此时需要流体注入岩石基层，以超过地层破裂强度的压力，使井筒周围岩层产生裂缝，形成一个具有高层流能力的通道，为保持压裂后形成的裂缝开启，油气产物能顺畅通过。用石油支撑剂随同高压溶液进入地层充填在岩层裂隙中，起到支撑裂隙不因应力释放而闭合的作用，从而保持高导流能力，使油气畅通，增加产量。1

类型1、从类别分类

硬脆性陶粒支撑剂，韧性支撑剂

2、从材质分类

石英砂、金属铝球、核桃壳、玻璃珠、塑料球、钢球、陶粒、树脂覆膜砂等，目前使用量为：石英砂占市场份额50%，树脂覆膜砂约占市场份额15%，陶粒以硬度高，成本低正广泛应用。2

发展情况近几年，随着国内石油压裂支撑剂生产的发展，石油压裂支撑剂产品出口量逐渐从无到有，从少到多。不过，总体而言，出口量仍小于进口量。而且产品主要集中在附加值较低的中低端产品上，进口的则是附加值高的高端产品，如性能优秀的高强度石油压裂支撑剂产品。

我国石油压裂支撑剂行业发展并不快,市场规模年均增长率在15%左右,企业总产能年均增速在12%左右。企业数量众多,但大多数是小型企业,产量低,技术含量低,竞争手段也主要集中在产品价格上面,并没有占据市场较大份额的特大规模企业产生。国内石油需求量继续增加,石油对外依存度继续增大。为了满足国内日益增加的石油需求,石油开采业发展迅速。与此相对应的就是相关产品生产的迅速扩大。我国石油压裂支撑剂行业在这段时间,发展比较迅速,市场规模增速达到20%。2009 年，中国石油压裂支撑剂行业投资金额4.7 亿元，2011 年增长到6.2亿元，年均增长率在13%以上。

对支撑剂的要求对压裂井而言，支撑剂承受闭合压力是原地应力与井底流压的差。通常按破裂压力与井底流压之差考虑。井产层深度1450m，按破裂压裂梯度0.025MPa/m、井底流压8MPa考虑，支撑剂承受的闭合压力在25MPa左右。

为获得优化的压裂设计，使油井压裂改造增产效益最大，应依据油藏特性和产出能力取得优化的裂缝长度和导流能力。

支撑剂性能支撑剂性能包括支撑剂的物理性能和导流能力。前者包括支撑剂粒度组成及分布、园球度和表面光滑度、浊度、密度(颗粒密度和体积密度)、酸溶解度、抗压强度；后者包括短期导流能力和长期导流能力。依据石油行业标准SY-5108/97进行。3

支撑剂选择筛选出的支撑剂应适合于储层及压裂工艺要求，同时应易于输送、价格便宜、货源广。

井储层埋藏深度1300m左右，由于破裂压裂梯度高（0.025MPa/m），支撑剂承受的闭合压力在25MPa左右，选用石英砂的导流能力很低，将影响到压裂效果，应使用普通陶粒作支撑剂。考虑到货源情况，建议选用20/40目攀钢或腾飞普通陶粒作支撑剂。在平均闭合压力25MPa的作用下，该种支撑剂可以提供100 um2·cm的导流能力，该值是短期导流能力试验结果，考虑到压裂液对支撑剂层的伤害以及支撑剂长期承压破碎、压实和微粒运移等因素对导流能力带来的影响，因此取该值的20%，即25 um2·cm作为设计计算用值。

支撑剂在裂缝中分布的计算方法水力压裂是在地层中造出一定导流能力及一定长度的填砂裂缝，以此改变地层中流体的渗滤方式，提高向井底的供油能力。裂缝的导流能力，在一定条件下，由砂子在裂缝中的分布所决定，砂子没有填到的裂缝，很可能闭合后就没有什么导流能力。填砂越厚、层数越多，导流能力就相对高些，所以砂子在裂缝中的分布在压裂设计和效果分析中是很重要的。

填砂裂缝导流能力的大小是由若干因素所决定的。在压裂施工中，首先应保证设计中的导流能力，因此在压裂设计中，常有一个加砂程序就是用来确保砂子在缝中的分布，以满足填砂裂缝导流能力的要求。

60年代曾对砂子在垂直裂缝中的分布进行了实验研究，其中巴布库克的方法，直到现在仍被使用着。实验模型是用两块244cm长，30cm高的平行安装的透明板。缝宽可以调节4.7mm-25.4mm。使用的液体有牛顿液体(0.64mPa·s-90mPa·s)与非牛顿流体(视粘度约为1.5mPa·s-900mPa·s)。使用的支撑剂的相对密度变化范围从1.04到2.65，粒径为60/80目，20/40目，40/60目，10/20目，加砂浓度的范围在1.6%-43.2%之间，上述参数大致位于矿场压裂工艺的范围之内。分析多次实验结果得出如下的规律。3

支撑剂在裂缝高度上的分布混有砂子的液体进入裂缝后，以水平方向流动。颗粒受有水平方向液体的携带力、垂直向下的重力以及向上的浮力。使用低粘压裂液作为携砂液时，由于颗粒的重力大于浮力与阻力，所以具有很大的沉降倾向，沉在缝底形成砂堤。砂堤减少了携砂液的过水断面，使流速提高。液体的流速逐渐达到使颗粒处于悬浮状态的能力，此时颗粒停止沉降，这种状态称为平衡状态。平衡时的流速称为平衡流速，平衡流速可以定义为携带颗粒最小的流速。在此流速下，颗粒的沉积与卷起处于动平衡状态。4

在平衡状态下，在垂直裂缝中颗粒浓度的垂直剖面上存在着差别，可以分为四个区域，见图。由下往上，第一个区域是砂堤区，这部分是沉积下来的砂堤，在平衡状态下砂堤的高度为平衡高度；第二个区域是颗粒滚流区；第三个区域是悬砂液区，虽然颗粒都处于悬浮状态，但不是均匀的，存在浓度梯度；最上面的区域是无砂区。

在平衡状态下增加地面排量，则砂堤区、颗粒滚流区和无砂区均将变薄，悬砂液区则变厚，如果流速足够大，则沉积下来的砂堤可能完全消失。再进一步增加排量，缝内的浓度梯度剖面消失，成为均质的悬浮流。

如果压裂液粘度够高，支撑剂将完全悬浮于压裂液中，砂浓度均匀分布。若按恒定砂比泵入携砂液，流体在裂缝中向前流动时，缝内的砂浓度将逐渐提高。停泵后，裂缝端部的砂浓度最高，井底砂浓度最低，接近地面的加砂浓度。因此控制最终裂缝导流能力的关键因素是加砂浓度和加砂程序，应避免追求高导流能力而提高加砂浓度，在缝中出现砂比过高引起砂卡事故。

改善支撑剂在裂缝中分布的方法实际上，支撑剂理论分布的假设是不存在的，砂子粒径不是均一的，支撑剂的粒径是一个分布范围[23]。压裂液在裂缝中的流速是变化的，温度以及压裂液粘度也都不能保持恒定，这样就出现了复杂的布砂现象。同一批支撑剂，大颗粒先沉降，而小颗粒被输送到裂缝远部，直到流速低于平衡流速时才沉降下来。在这种复杂条件下的沉砂及沉砂剖面，可用数值方法在计算机上计算。为使技术上有一定的灵活性，除了加砂程序外，还应当有一套与之相匹配的压裂液程序，以能适应排量与液体粘度变化的要求。

为了改善支撑剂在裂缝中的不利分布，可以综合以下两种布砂方式，即首先采用高粘悬浮液将小颗粒支撑剂输送到裂缝远处，使压开的裂缝面积得到完全支撑；在井底附近裂缝采用低粘压裂液使大颗粒支撑剂沉积，充分利用动态裂缝宽度，从而得到更高的裂缝导流能力。3

预测预计今后几年，我国石油压裂支撑剂行业市场规模将快速扩大，企业总产能也快速增加。石油压裂支撑剂产品向着高强度的方向发展。而且，产品还会向着更加细分的趋势发展，产品系列将进一步丰富。我国石油压裂支撑剂产品市场规模将获得快速发展，年增长率在27%以上。预计2020年石油压裂支撑剂产品市场规模增速在29.23%，市场规模在274万吨左右。3