赵传峰, 曹博文, 肖 月, 许泽宇

(1.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司，杭州 310023；3.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206)

水力压裂是低渗透和非常规油气资源开发的重要增产措施。支撑剂的铺置方式决定着支撑剂颗粒数目，进而决定着水力裂缝导流能力，从而影响水力压裂效果。支撑剂铺置方式的不明确会增加裂缝导流能力计算的不确定性，给压裂作业带来高风险。

当前，与支撑剂相关运移铺置的研究主要集中在支撑剂在自身重力作用下的沉降运移及其对导流能力的影响上。赵亚东等[1]通过实验分析了不同岩性储层长期导流能力变化趋势。纪国法等[2]建立了气测非达西渗流支撑裂缝导流能力计算模型，通过实验证实了考虑非达西效应后导流能力下降幅度约为50%。胡世莱等[3]通过实验研究认为长期导流能力受铺砂浓度和支撑剂类型影响很大，受支撑剂粒径影响较小。温庆志等[4]以及何思源等[5]通过实验研究了复杂缝网导流能力，认为支撑剂粒径越大导流能力越大。姚锋胜等[6]分析了传统加砂方式的缺点，结合实践认为二次加砂压裂技术更适合在海上低孔渗砂岩气藏进行应用。研究压裂过程中支撑剂的输送沉降行为的方法主要有室内实验[7-9]以及计算流体力学模拟[10-11]等方法，研究认为清水压裂中支撑剂沉降严重，携砂液黏度越小，支撑剂沉降越严重，对裂缝导流能力影响越大。……