油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法

技术领域

本发明涉及的是油气开发技术领域，具体涉及的是油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法。

背景技术

水力压裂是提高油气储层产能的有效措施，地面高压泵组将压裂液注入井中，在井底产生高压形成裂缝。支撑剂由压裂液携带进入地层并用于支撑压裂后的水力裂缝，从而使地层中形成一定导流能力的人工裂缝，为油气开采提供渗流通道。支撑剂在地层高闭合应力的作用下会发生破碎，碎屑会堵塞压裂产生的裂缝,造成储层渗透率下降，导流能力降低，从而降低油气产量。支撑剂作为关键材料，直接影响压裂改造效果和压裂成功率。破碎率是评价支撑剂性能的重要技术指标。因此量化支撑剂破碎率对支撑剂的选择和评价、指导油气储层压裂设计具有重要意义。

支撑剂的破碎率受其固有性质、铺置方式、储层温度、闭合应力、岩石物性等因素共同影响。现行国内行业标准Q/SY 17125-2019、SY/T 5108-2014对支撑剂破碎率测定方法进行了规范，在室内采用液压机对支撑剂加压后，经过下限筛分，称取落在底盘上的颗粒质量。底盘上的颗粒质量与压前样品质量之比即为破碎率。现有技术（CN 103175734 A、CN208283241 U）介绍了相似的测试方法。但上述测试均采用干燥支撑剂在室温条件下进行，而支撑剂的工作环境是地下储层中、其破碎也是发生在储层高温高压条件下，所以该方法无法真实反应储层条件下支撑剂的破碎情况。现有技术（CN 113216924 A、CN 113340760A）将支撑剂与压裂液混合搅拌后置于承压单元中，承压一段时间后收集支撑剂，对支撑剂进行烘干、称重后计算破碎率。该测试步骤多，在支撑剂转移、收集、烘干和筛分的过程中不可避免会造成细粉碎粒的丢失，从而产生测量误差。

上述所有技术支撑剂均在破碎室内利用活塞加压进行破碎测试，而未将支撑剂置于岩石裂缝之中，活塞和破碎室壁面不能反应真实储层岩石物性。此外，储层闭合应力是通过岩石作用在支撑剂上，支撑剂在储层岩石中会发生不同程度的嵌入，其接触面积和储层条件下受力状态与在破碎室内存在较大差异。因此，亟需设计一种油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法，来评价支撑剂在压裂后储层条件下的真实破碎率，为压裂施工设计过程中支撑剂的优选、性能评价提供有力的实验技术支撑。

发明内容

本发明的目的是提供油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法，这种油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法用于解决现有技术中支撑剂破碎率测量方法准确性不高、无法对破碎率进行实时测量、且不能真实地反应储层岩石裂缝闭合应力作用下的破碎情况等问题。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案为：这种油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法包括以下步骤：

步骤一，压裂液、模拟油配置；

步骤二，岩心制备并人工造缝、支撑剂准备；

步骤三，在岩心预制人工裂缝内充填支撑剂，将充填支撑剂的岩心置于测试系统的CT扫描专用岩心夹持器内；

步骤四，用管线将CT扫描专用岩心夹持器连接于测试系统中；

步骤五，利用CT扫描仪获取支撑剂破碎前岩心裂缝中支撑剂颗粒体积分布，确定破碎前最小支撑剂颗粒体积V

步骤六，根据油气储层温度设置流体预热器的温度，设置保持夹持器围压的恒速恒压泵B流速为1ml/min，根据油气储层水平最小主应力与井底流压的差值设置回压阀A的压力，还原岩心裂缝内支撑剂所受到的储层温度和有效应力条件；

步骤七，利用真空泵对充填支撑剂的人工裂缝抽真空；打开恒速恒压泵A，使压裂液注满充填支撑剂的人工裂缝，利用流体预热器将注入夹持器的流体加热至储层温度；根据油气储层井底流压设置回压阀B的压力，设置注入压裂液的恒速恒压泵A流速为2 ml/min，根据现场压裂液返排时间确定压裂液注入时间，模拟压裂焖井后返排压裂液的过程，然后改注模拟油，模拟生产过程，开始支撑剂破碎测试实验；

步骤八，在实验进行过程中，每隔24小时，利用CT扫描仪和CT数据处理软件获取油气储层条件下、对应时刻破碎后支撑剂颗粒体积分布，确定体积大于V

上述方案测试系统中恒速恒压泵B、流体预热器、回压阀A与CT扫描专用岩心夹持器利用管线构成循环回路，用于控制岩心所受到的有效应力；恒速恒压泵A、中间容器、流体预热器与CT扫描专用岩心夹持器通过管线连接，用于控制通过岩心裂缝内支撑剂的压裂液和模拟油的温度、压力和流量；每个恒速恒压泵、流体预热器、CT扫描仪均连接控制和数据采集系统。

上述方案中压裂液、模拟油配置方法：根据现场压裂施工条件，配置压裂液；利用脱水脱气原油与煤油配置模拟油，使模拟油在储层温度下与地层原油具有相同粘度。

上述方案中岩心制备并人工造缝、支撑剂准备方法：从油气储层全尺寸取芯岩心中钻取长度5cm、直径2.5cm的圆柱形岩心，将岩心沿轴向切开进行人工造缝；根据现场压裂用支撑剂规格，确定筛组的顶筛和底筛的目数，对支撑剂样品进行筛选，将遗留在顶筛和底盘内的样品全部倒掉，仅留下底筛内的样品用于破碎率测试。

1、本发明是一种油气储层条件下压裂后支撑剂破碎率实时测定方法，利用计算机处理CT扫描结果，避免人为因素干扰，测量过程简单、无需取出岩心和支撑剂、测量结果精度高，并且能够模拟储层温压和岩石物性条件，真实地反应储层温度和压力条件下支撑剂的受力状态和破碎情况。

2、本发明在支撑剂破碎率测试过程中，可连续对岩心和支撑剂进行CT扫描，从而得出油气储层中支撑剂破碎情况随时间的变化规律。

3、本发明的扫描测试结果能够三维可视化呈现支撑剂破碎情况，包括支撑剂破碎后的形态和体积分布，进一步提高了油气储层条件下支撑剂破碎率测定的准确性。

4、本发明确定的支撑剂破碎率可以为评价和选择支撑剂、指导油气田开发现场压裂施工设计提供重要的实验数据支撑。

附图说明

图1为本申请提供的测试系统的示意图。

图2为本申请提供的测试方法应用过程中支撑剂和岩心不同状态示意图，其中2-1为步骤二和步骤三中长5cm、直径2.5cm完成人工造缝且充填支撑剂的岩心示意图；2-2为步骤五中岩心裂缝中支撑剂颗粒破碎前的CT扫描结果示意图；2-3为步骤八中支撑剂颗粒破碎后的CT扫描结果示意图。

图中：1恒速恒压泵A、2中间容器A、3阀门A、4中间容器B、5阀门B、6流体预热器、7管线、8 CT扫描仪、9阀门C、10恒速恒压泵B、11回压阀A、12阀门D、13真空泵、14阀门E、15回压阀B、16控制与数据采集系统、17 CT扫描专用岩心夹持器、18非金属岩心定位辅助堵头、19岩心；

2-4破碎前完整的支撑剂颗粒、2-5人工裂缝、2-6破碎后的支撑剂颗粒。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的说明：

结合图1-图2所示，这种基于CT扫描技术的支撑剂破碎率实时测定方法将预置裂缝的2.5cm岩心柱连接于测试系统实现油气储层条件下支撑剂破碎过程模拟以及储层温度和压力作用下破碎率的准确测定，具体步骤如下：

步骤一，配置压裂液和模拟油：根据现场压裂施工条件，配置压裂液；利用脱水脱气原油与煤油配置模拟油，使模拟油在储层温度下与地层原油具有相同粘度；

步骤二，岩心制备并人工造缝、支撑剂准备：从油气储层全尺寸取芯岩心中钻取直径2.5cm、长度约5cm的圆柱形岩心，将岩心沿轴向切开进行人工造缝，得到步骤二中的人工裂缝2-5，根据现场压裂用支撑剂规格，确定筛组的顶筛和底筛的目数，对支撑剂样品进行筛选，将遗留在顶筛和底盘内的样品全部倒掉，仅留下底筛内的样品用于破碎率测试；

步骤三，支撑剂充填：在岩心预制人工裂缝内充填支撑剂2-4，在人工裂缝中预置支撑垫片，用热塑膜包裹住岩心，然后加热使热塑膜压紧岩心，在缓慢抽出支撑垫片的过程中，向人工裂缝中装填支撑剂，然后加热使热塑膜压紧岩心，得到完成人工造缝且充填支撑剂的岩心（参阅图2中2-1），将充填支撑剂的岩心19置于测试系统的CT扫描专用岩心夹持器17内，利用非金属岩心定位辅助堵头18将岩心固定在岩心夹持器的中间位置；

步骤四，用管线7将CT扫描专用岩心夹持器17连接于CT扫描仪8的测试系统中；

步骤五，利用控制与数据采集系统16控制CT扫描仪8对支撑剂破碎前岩心裂缝中支撑剂颗粒2-4进行扫描测试，利用CT数据处理软件获取破碎前岩心裂缝中支撑剂颗粒体积分布（参阅图2中2-2），确定破碎前最小支撑剂颗粒体积V

步骤六，根据油气储层温度设置流体预热器6的温度，打开阀门C9，设置保持夹持器围压的恒速恒压泵B10流速为1 ml/min，根据油气储层水平最小主应力与井底流压的差值设置回压阀A11的压力，还原岩心裂缝内支撑剂所受到的储层温度和有效应力条件；

步骤七，关闭阀门A3、阀门B5、阀门E14，打开阀门D12，利用真空泵13对充填支撑剂的人工裂缝（参阅图2中2-5）抽真空，直至5 min内真空泵压力示数变化小于0.13kPa。关闭阀门D12，打开阀门A3，打开恒速恒压泵A1，通过中间容器A2使压裂液注满充填支撑剂的人工裂缝，利用流体预热器6将注入夹持器的流体加热至储层温度。打开阀门E14，根据油气储层井底流压设置回压阀B15的压力，设置注入压裂液的恒速恒压泵A1流速为2 ml/min。根据现场压裂液返排时间确定压裂液注入时间，模拟压裂焖井后返排压裂液的过程。然后关闭阀门A3的同时打开阀门B5通过中间容器B4改注模拟油，模拟生产过程，开始支撑剂破碎测试实验；

步骤八，在实验进行过程中，每隔24小时和实验结束时利用CT扫描仪8和CT数据处理软件获取油气储层条件下、对应时刻破碎后支撑剂体积分布（参阅图1中2-3），确定体积大于V

。 （公式1）。

本发明中测试系统包括恒速恒压泵A1、恒速恒压泵B10、中间容器A2、中间容器B4、流体预热器6、CT扫描专用岩心夹持器17、回压阀A11、回压阀B15、真空泵13 、CT扫描仪8以及控制和数据采集系统16，其中充填支撑剂的岩心19置于测试系统的CT扫描专用岩心夹持器17内，利用非金属岩心定位辅助堵头18将岩心固定在岩心夹持器的中间位置；恒速恒压泵B10、流体预热器6、回压阀A11与CT扫描专用岩心夹持器17利用管线7串连连接构成循环回路，用于控制岩心所受到的有效应力。恒速恒压泵A1、中间容器A2、中间容器B4、流体预热器6、与CT扫描专用岩心夹持器17通过管线7连接，用于控制通过岩心裂缝内支撑剂的压裂液和模拟油的温度、压力和流量。恒速恒压泵A1、恒速恒压泵B10、流体预热器6、CT扫描仪8均连接控制和数据采集系统16。

步骤七中缓慢增加回压阀B15的压力至井底流压的过程中，同时缓慢增加回压阀A11的压力至储层水平最小主应力，且始终保持回压阀A11压力与回压阀B15压力的差值不变，即支撑剂所受到的有效应力。

本发明首先在支撑剂未破碎条件下获取裂缝内支撑剂颗粒初始体积分布状态；然后在油气储层温度和支撑剂受到有效应力条件下进行支撑剂破碎率测定实验，模拟支撑剂在储层岩石裂缝内的破碎过程；在测试过程中，实时获取支撑剂破碎后岩心裂缝内支撑剂颗粒体积分布；经过数据处理，计算得出支撑剂的破碎率。本方法实施过程中，在储层温度和支撑剂所受有效应力条件下获取裂缝内支撑剂的体积分布，无需取出岩心和支撑剂，测量结果精度高，且能够真实地反应地层条件下的支撑剂在储层岩石裂缝中的破碎情况。

此外，可在储层温度和支撑剂所受有效应力条件下获取不同时刻裂缝内支撑剂的体积分布；经过数据处理，计算得出支撑剂的破碎率，进而获得地层条件下的支撑剂在裂缝中的破碎情况随时间的变化规律。

本发明中步骤二和步骤三目的在于为建立油气储层条件下岩石-裂缝-支撑剂模拟系统做准备工作。步骤二中岩心可采用常规线切割方式进行人工造缝，也可采用劈裂的方式进行人工造缝。步骤三中可充填不同粒径、不同类型的支撑剂，可采用不同的支撑剂铺置方式、不同的铺砂浓度（通过改变裂缝的宽度实现），研究不同因素对油气储层条件下裂缝内支撑剂破碎率的影响。

步骤五和步骤八中可采用常规CT数据处理软件获取油气储层岩心裂缝内支撑剂颗粒破碎前（参阅图2中2-2）和破碎后（参阅图2中2-3）的三维形态，实现支撑剂形态和破碎情况的三维可视化。

步骤六中可设置不同的回压阀B15压力，模拟不同的井底流压，即向支撑剂施加不同的有效应力，研究不同裂缝闭合应力对支撑剂破碎率的影响。回压阀B15的压力设置可通过外接手摇泵实现。控制和数据采集系统16可远程控制流体预热器6的温度、恒速恒压泵A1和恒速恒压泵B10的压力和流速、CT扫描仪8。

实验过程中能够实现支撑剂在油气储层条件下的温度和受力状态，步骤八中在此条件下测试裂缝内支撑剂体积分布并获取支撑剂破碎率测试结果，因此测量结果能够真实反应地层条件下支撑剂在裂缝内的破碎情况。此外，可在不同时刻获取研究地层条件下支撑剂在裂缝内的破碎情况随时间的变化规律。

综上所述，本申请提供的基于CT扫描技术的油气储层条件下支撑剂破碎率实时测定方法能够在模拟油气储层温压和岩石物性条件下实现支撑剂破碎率的准确测定，真实地反应储层有效应力作用下不同时刻支撑剂在裂缝的破碎情况并实现其三维可视化，研究不同因素对破碎率的影响。本方法测量过程简单，提供了模拟油气储层条件下支撑剂破碎率测定方法，提高了模拟油气储层条件下支撑剂破碎率测定的准确性。