spe118175防止水力压裂裂缝中地球化学结垢实验室和现场研究.docx
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spe118175防止水力压裂裂缝中地球化学结垢实验室和现场研究
SPE118175
防止水力压裂裂缝中地球化学结垢-----实验室和现场研究
摘要：
对于绝大多数的支撑剂，压裂施工后由试井资料得到的裂缝导流能力通常比实验室测得低得多。
另外，许多经改造后的井导流能力随时间而减小，从而导致产能和经济效益的降低。
导流能力降低通常认为是由压裂液凝胶伤害、支撑剂嵌入、破裂以及裂缝的入侵导致的。
这几种伤害的机理已经在实验室里得到了很好的研究，并采用一些材料和方法来尽可能减小它们对导流能力的影响。
虽然这些方法提高了导流能力，但是对于给定的支撑剂几乎没有哪口改造井的导流能力可以达到理论上的值。
此外，裂缝导流能力仍然随时间不断下降，说明有其他的因素影响裂缝的长期导流能力。
最近的研究表明，在温度高的地层中，新铺置的支撑剂充填层可能进行着一种叫做成岩作用的地球化学反应过程。
这个过程包括一些支撑剂矿物的溶解以及和原始地层水中的矿物的反应。
反应会产生一些粘土和粘土状的晶体和非晶体填充在裂缝中，对裂缝导流能力产生伤害。
文章呈现了
（1）实验室关于确定这些伤害研究的实验结果。
（2）发展了多种方法减小导流能力伤害。
（3）现场实验研究得到的生产数据证明实验室得到的两种方法正确、有效。
文章的研究对以后压裂施工中支撑剂的选择有重要的影响。
为了达到最大的导流能力和产量，不能简单的依靠API导流能力、成本、可行性选择支撑剂。
设计者还应该考虑到
（1）地层的反应可能减少支撑剂的寿命。
（2）对支撑剂进行处理减少这些反应的伤害。
简介
概述
这节讨论了地层导流能力减小和产能下降的伤害机理。
导流能力伤害机理
裂缝导流能力：
压裂施工形成的裂缝是具有较高导流能力的流体通道。
压前和压后产量的不同就是因为裂缝的导流能力高。
实际上，压裂施工得到的裂缝几何形态无法准确的得到；因此，裂缝的导流能力也不能直接计算。
压后压力恢复数据的压力瞬变分析可以用来评估裂缝的尺寸和导流能力（Cikes2000）。
Cikes用这种方法说明：
高强度支撑剂施工的高温井压后裂缝导流能力会迅速下降。
他提出肯定有某些未知的伤害机理可以急剧降低导流能力，即使不生产的井这种机理也会存在。
支撑剂充填层：
对于多层支撑剂填充的裂缝导流能力受支撑剂层孔隙度的影响。
对分选好的支撑剂孔隙度一般38－42％。
孔隙度的微小变化会导致裂缝渗透率和导流能力很大变化。
裂缝导流能力一般受施工砂浓度来保持一定裂缝宽度控制，并受支撑剂填充层孔隙度影响。
在压裂施工中应用某些支撑剂表面改性剂（SMA），SMA通过阻止形成致密填充层，可以提高支撑剂填充层的孔隙度。
支撑剂充填层导流能力：
压裂数值模拟软件要使用这个参数来优化裂缝导流能力。
美国石油学会制定了测量支撑剂导流能力的标准用来对支撑剂进行对比。
大多数压裂数值模拟软件用的支撑剂导流能力值是通过这种方法得到的。
这个名词也叫裂缝导流能力，有时会引起混淆，因为它只是直接影响裂缝导流能力的其中一个参数。
支撑剂填充层的导流能力是通过测量流体流过一个固定长和宽均匀分布的支撑剂填充层的压降求得的。
裂缝宽度随着支撑剂浓度和闭合压力而改变。
支撑剂填充层的导流能力是在特定流体和温度下以及一定的闭合压力下测得的。
API采用APIRP-61作为测量支撑剂导流能力的标准。
支撑剂填充层导流能力主要用来压裂施工的经济优化，通过压裂数值模拟软件来模拟裂缝几何形态。
用模拟器预测的几何形态根据压裂施工设计标准用来优化裂缝的导流能力。
支撑剂嵌入：
支撑剂和地层的接触面承担了上部地层压力，而接触面上的应力分布可能不均匀。
通常认为导流能力伤害主要发生在这个区域。
通过导流能力测量后对岩芯表面的检查发现支撑剂嵌入到了岩芯内。
在非常软的地层中支撑剂嵌入地层的厚度可能有于１到２个支撑剂颗粒高度。
但在硬地层中，观测的嵌入深度很小。
嵌入痕迹的大小和分布说明了支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。
支撑剂交替应力：
导流能力研究中经常用交替闭合应力和流速来模拟不同生产压差下井底情况。
通常情况下，每次增大应力填充层稳定后导流能力都有很大的减小。
这种实验经常用于软地层中，诱发微粒从地层到填充层中去。
支撑剂破碎：
支撑剂破碎会发生在压裂操作中的很多过程中。
从支撑剂在制造厂被分选好后，它至少被转移三次才被泵入地下。
每次转移都可能是支撑剂破碎，我们要尽量减少这种伤害。
然而，支撑剂破碎主要来自地层的闭合，支撑剂分布不好破碎更严重。
导流能力研究通过对支撑剂填充层的检查发现，支撑剂破碎主要发生在地层和支撑剂的接触面出，越往填充层内部破碎越少。
微粒渗入：
裂缝填充后，在破裂的地层和松软地层会产生一些颗粒。
如果颗粒太大或者浓度太高，他们会渗入到支撑剂填充层，从而大大降低其渗透率。
颗粒渗入会大幅减小裂缝导流宽度，交替应力下他们还可能运移。
微粒入侵：
在松软地层中支撑剂大小一般由能阻止地层颗粒入侵到填充层中的支撑剂的大小决定的。
应用支撑剂表面改性剂可以使用更大尺寸的支撑剂（Blauch等1999）。
微粒运移：
小颗粒在支撑剂填充层的自由运动一般对导流能力影响不大，但可能对生产设备产生较大问题。
然而，即使颗粒小到能在填充层内自由流动，它们仍然可能通过絮凝形成较大颗粒而堵塞填充层，从而急剧减小支撑剂填充层的渗透率。
地层流体表面化学性质和离子组成的微小变化都可能引发絮凝。
活性表面：
水力压裂工程中，打破原来地层中的一些化学键在地层之形成裂缝，实际形成了新的高活性的表面。
裂缝闭合后，一些支撑剂支撑住了裂缝，破裂的支撑剂又形成了新的高活性的表面。
这些新的表面可能和流体中的矿物发生反应。
成岩作用：
成岩作用是沉积物在一定的温度和压力下的通过蚀变作用变成岩石的过程，它可以对原先地层矿物成分和节理产生重大影响。
通常认为沉积物在不断沉积的较高的上部地层重量产生的应力下被压实。
沉积物的空隙逐渐被碎屑物和矿物质填充而形成岩石。
这个过程一般认为是非常缓慢的，学要很长的地质时间来证实这一变化。
支撑剂填充层成岩作用：
在高温高压地层中，铺置在裂缝中的支撑剂填充层经历着快速的成岩作用，这一作用能急剧减小填充层的孔隙度。
Weaver等2005发现温度升高后溶解压实作用反应时间可以缩短到不到一年，可以减小孔隙度（初始孔隙度15-25%）。
原始孔隙水可以发生成岩作用。
导流能力保持回顾：
Lehman等2003报道：
使用SMA包裹的支撑剂充填裂缝的井的产量递减的更低。
图1，摘自文献，展示了一些产量递减曲线数据，通过对比未处理支撑剂的井数据可以看到递减率有很大的改变。
使用SMA是一种不硬的树脂，不溶于水和油。
它在一个溶剂内，一旦提取到水基压裂液中，就在支撑剂表面留下粘的、亲油外衣。
初次提出使用SMA（Dewprashad等，1999;Nguyen等人1998年a，1998年b）是把它作为提高支撑剂导流能力的一种方法，主要是因为它能够防止支撑剂紧密堆积，从而填充层提高孔隙度和导流能力。
随后的研究表明：
它可以用来防止支撑剂填充层微粒渗入和微粒运移。
这一机制已被用来解释使用SMA支撑剂后观察到的产量递减率小这一现象。
在一个产生微粒问题的油田研究中得到的长期结果进一步证实这一机制。
这两个机制已经在实验室已经很好的得到研究，但是它们并不能完全解释产量递减率的减小量。
2004年CBM项目组向ArkansasOilandGasCommission汇报了SMA支撑剂对气井长期生产的研究结果。
这些CBM井位于SanJuan盆地，需要压裂才能今年进行经济开发。
使用SMA支撑剂不再需要重复压裂，并且产量可以维持5-6年，如图2所示。
它的有效性起初归结为阻止微粒入侵到支撑剂填充层，但是还可能有其他的作用机理（Robert2004）。
很明显没使用SMA支撑剂的井产量的递减率比使用过SMA井的递进率大得多。
但是井最初的稳定产量并没有增加多少，SMA最主要的作用是减小产量递减速度。
此外，据报道使用SMA支撑剂的井生产间断对井产量影响不到，而没使用SMA支撑剂的井生产间断对产量影响大得多。
图1相同压裂施工类型和规模使用20-40目U.S陶粒的相邻井实验生产数据（来自Lehman等2003）
图2对使用SMA支撑剂压裂或重复压裂施工井产量稳产时间调查。
未使用SMA支撑剂的井一般需要每年重复压裂一次来保持产量
凝胶伤害—SMA外膜
在高排量压裂施工中使用SMA支撑剂的研究结果显示，SMA可以显著提高压后返排率，为了降低管柱摩阻而使用聚合物浓度低时SMA的这个作用更明显。
如果聚合物吸附在矿物表面，普通的凝胶破胶剂不能将聚合物排出地层。
吸附的聚合物还可以使收集地层的微小颗粒而产生絮凝现象，对导流能力产生伤害。
如果支撑剂表面像被SMA这样的树脂包裹，这个树脂外膜可以将支撑剂表面和水及亲水物质隔离，从而可以阻止或者减缓它们在接触面的反应。
这个过程在实验室和现场施工中都可以得到。
图3为SMA外膜减小低聚合物浓度压裂液的示意图，图4为用来减少凝胶伤害的SMA外膜提高返排率的示意图。
图3150oF下用API测量方法测得的20-40目U.A石英砂，树脂膜对凝胶伤害的影响。
对比了使用、未使SMA支撑剂，加没加入低浓度聚合物压裂液（加入适量破胶剂）。
不含凝胶、为加入SMA支撑剂的导流能力为基值，其他实验得到的值与它做对比。
结果显示，使用SMA支撑剂的填充层导流能力是没使用的两倍还多。
图4SMA支撑剂对压后返排率的影响。
两条曲线都是支撑剂在压裂液中浸泡24小时让酶破胶剂彻底降解瓜胶。
SMA外膜可以增大填充层的渗透率，提高返排速度和效率。
支撑剂稳定性
支撑剂在井底真是状况下的稳定性通常被忽略。
早期的对于高温高压下支撑剂长期导流能力实验室研究表明，导流能力随着时间逐渐减小（McDaniel1986,1987;ParkerandMcDaniel1987）。
图5显示在早期导流能力随时间减小（McDaniel1986）。
用API方法分选支撑剂时只使用短期导流能力。
通常人们认为导流能力的降低主要是由于实验过程中支撑剂破碎，使得裂缝宽度和渗透率降低导致的。
一定应力下这个机理可能是在早期导致倒流能力降低的主要原因，然而，对于裂缝导流能力在高应力下为什么会随时间增长持续减少，实验者并没有进行解释。
图6（CobbandFarrell1986）报道了，尽可能减小除了破碎的可能导致导流能力下降的其他因素（尤其是系统的侵蚀作用）的试验数据。
这个实验持续的时间较长（70-80天），试验表明在整个实验过程中导流能力下降的斜率基本稳定，试验环境7000psi，212oF。
最近的研究通过观测发现，闭合压力下进行完API导流能力测定后，接近改造层（通常Ohio砂岩）的支撑剂层破碎成一些小碎片，见图7。
闭合压力低于支撑剂的破裂压力下，通常只有2-3层的支撑剂会破碎。
一般，在支撑剂填充层内部的支撑剂基本没有什么损害。
然而，在实验过程中好像产生了相当数量的微小颗粒，通常认为些微粒是由于支撑剂破碎产生的，但是试验室研究数据并不支持这一解释。
图8显示了在一定测试应力下形成的一些孔隙填充物的图片。
这些微粒在地应力下一般不会形成。
图56000psi、275oF下陶粒和石英砂导流能对比图（McDaniel1986）
图6典型的长期导流能力数据示意图（Cobb等1986）
除去侵蚀作用和流体污染对导流能力伤害后得到的长期导流能力随时间而稳定减小。
图7铝质支撑剂（20-40目，2lb/ft2），处于1000psi压力下前后显微图片，右边是支撑剂填充层和Ohio砂岩岩芯接触后的显微图片。
图8陶粒（20-40目，2lb/ft2）在250oF、1000psi压力下，处于静止的2%kcl溶液140小时后支撑剂显微图片。
值得注意的是填充裂缝的微粒并不来自支撑剂。
微粒贯穿整个支撑剂填充层。
图9是试验中为了判断微粒来源所得到的显微图片。
EDX图片的不同区域的放大图片提供了一些线索。
支撑剂的Si与Al比值是0.9，与典型的陶粒支撑剂的一样，而Ohio砂岩的Si与Al比值是8.4。
裂缝中的微小颗粒的Si与Al比值是4.9，基本是这两种物质的中间值。
观测做完实验后的支撑剂填充层发现有很多地方有结晶体生成，如后两幅图所示。
一些粘土的Si与Al比值是2.8。
很明显，高应力通过Ohio砂岩层作用在处于水介质中的支撑剂上，肯定发生了一些地球化学反应，温度可以加速这些反应。
图9处于Ohio砂岩中的20/40目陶粒，在6000psi、225oF下支撑剂表面生成晶体的显微图片。
左上方图片：
陶粒在中间，一些颗粒在陶粒周围，这些颗粒既不是Ohio砂岩也不是陶粒的成分，而是新产生的一种高含Al的物质。
右上方图片：
新物质如何连接支撑剂颗粒的特写图片。
左下方图：
晶体附生的区域。
右下方图：
晶体附生特写图片。
支撑剂
当砂层被后续的沉积物买入地层后，在高温高压的地质环境中在漫长的地质年代中会产生成岩作用。
随着地球化学反应的进行，砂岩逐渐变成低孔、低渗的岩石。
大多数需要水力压裂才能开采的含油气储层，都是经过成岩作用变成了成熟的岩石，储层一般处于高温高压的环境中。
当岩石被压开，裂缝被支撑剂填充后，支撑剂所处的环境使成岩作用的一些地球化学反应加速进行，反应生成的颗粒能填充支撑剂填充层。
这些反应的速度比想象中的快的多。
Yasuhara等2003年报道“在有效地应力5000psi，温度170-570oF，孔隙度的和最终孔隙度的减小值随着温度的升高而增加。
由于压实作用以及溶蚀作用，使得最终孔隙度的渐近线从15%（570oF）到25%（170oF），随着温度增加压实作用的时间从几个世纪缩短到不到一年”
图10-12是利用Yasuhara模型得到的支撑剂大小，油藏温度、闭合压力对压实作用和孔隙度减小速度的影响。
没条曲线的初始孔隙度都是37%,曲线代表了剩余孔隙度的百分比。
模型的结果表明，在低温井中压实作用和孔隙度减小并不严重，但是随着温度和压力增加，它们对导流能力减小起的作用原来越明显。
当油藏温度390oF，压力7000psi，压后十天支撑剂填充的孔隙度只有原来的17%。
模型描述的是接触的物质都是相同Si质的，因此在地层和支撑剂之间没有化学成分的不同。
像支撑剂强度、嵌入、微粒阻塞这样的工程性质特点，已经得到很好的研究并被打家理解了。
然而，由于支撑剂填充层和地层岩石的矿物成分不同而产生的一些化学作用大家并不是那么了解。
对这些化学作用研究可能会对孔隙填充物生成的机理有所帮助。
图10闭合压力对压实作用的影响
图11温度对压实作用的影响
图12支撑剂大小对压实作用的影响
压溶作用和压实作用机理
在室温下石英的溶解度大约是50ppm，随着温度增加有所增加。
然而当两个石英颗粒接触时，特别是在高应力下接触时，接触点处的溶解度由于分子键的变形将急剧增加。
当溶解的Si通过颗粒表面的水膜扩散到孔隙中去后，因为孔隙中的压力小，Si就由于过饱和而析出，从而减小了孔隙体积（图13）。
图13压溶作用导致的压实作用的产生机理
孔隙体积的减少会导致：
（1）颗粒表面物质移走后使得接触表面变得平坦，从而产生了压实效果，使得裂缝中支撑剂填充层的宽度减小（图14）。
（2）孔隙度减小导致渗透率和导流能力降低。
这些机理都是基于颗粒存在水膜，反应可以进行时产生的。
图14统一粒径大小支撑剂压实作用示意图
这个模型只是涉及到Si质材料。
当支撑剂中存在Al、Zi、Ti、Ca、Fe以及其他离子时，就很可能会形成粘土状的矿物（SchottandOelker1995）。
支撑剂和地层的矿物成分的不同会产生类似压溶压实作用的反应。
这有点和电化学腐蚀相类似。
然而，这些反应基于存在导电性的水膜的基础之上的。
为了阻止这些反应进行，可以在接触面上涂上一层绝缘的，亲油的膜状物质（SMA）。
减小支撑剂成岩作用
在支撑剂表面涂上一层SMA可以有效地阻止地球化学反应导致的成岩作用的进行。
但是现在还没有精确的方法来在一定时间内确定成岩作用的速度，通过观察可以看到应用SMA是非常有效的。
支撑剂和地层表面都涂上SMA后，效果看起来更好。
早期压力施工中应用SMA，是将SMA直接加入到支撑剂和液体搅拌器里。
当时的效率大概只有70%,剩余的分散到压裂液中了。
可能有一部分分散到压裂液中的SMA吸附在地层岩石的表面，阻止地球化学反应进行。
随着工艺提高，SMA效率达到90%多。
计划用神经网络和现场试验检验研究来确定成岩作用化学反应是否能够影响产量递减。
将压溶和压实作用模型插入到压裂数值模拟软件中，模拟结果表明它们对产量递减曲线产生重要影响（图15）。
结果表明，在低应力下成岩反应影响很小，当压力和温度升高后，它们成了主要影响因素。
这些地球化学反应对裂缝宽度和孔隙度的影响可以解释为什么一些井要经常重复压裂才能得到合适的产量。
在更高的层次上，可以认为这些反应是在“治愈”压裂施工形成的裂缝。
使用不同矿物成分的支撑剂可以加重孔隙度减少速度。
图15模拟得到的压后产量曲线。
油藏1md、300oF，初始地层压力3000psi，10目支撑剂，支撑剂颗粒间有填充物。
支撑剂表面改性剂
为了减小支撑剂成岩作用，新生产了SMA，不溶于水和油，亲油树脂可以直接注入到水基压裂液中。
这种材料可以在支撑剂和地层颗粒表面形成亲油、绝缘薄膜，从而减小地球化学反应进行（图16）。
除了能阻止支撑剂被水反应伤害，这种材料还可以通过在颗粒表面形成粘稠表面，阻止地层颗粒入侵和颗粒在填充层中运移。
这种物质对导流能力的提高效率和先前使用的不太硬的表面改性剂的效果差不多（Dewprashadetal.1999;Nguyenetal.1998a,b,c;Blauchetal.1986;Weaveretal.1999）。
图16SMA陶粒（20-40目，2lb/ft2）在250oF、1000psi压力下，处于静止的2%kcl溶液140小时后支撑剂显微图片。
地层岩石使用Ohio砂岩。
与图8相比，裂缝间填充物相对减少很多。
实验研究
对支撑剂填充层中的成岩作用的地球化学反应的实验室研究比较困难，因为反应速度太慢，区分这些反应也很困难。
SPE118174（Weaveretal.2008）介绍了研究这些反应发展形成的一些特别的实验技术，包括高压和高温增加成岩作用方法。
通过高温高压加速反应进行，可以缩短反应时间。
高压加速试验使用半径3in的有导流能力的反应器（cell），上下用岩芯，中间是支撑剂填充层。
压力2lb/ft2，使用2%KCl溶液。
试验中流体是静止的。
实验时间1-8周不等，大多数是4周。
根据实验时间，将反应器拆开，使用光学显微镜、扫描电子显微镜（SEM）、环境扫描电子显微镜（ESEM）、能散X射线（EDX）观察岩芯表面支撑剂的嵌入。
用ESEM并特别观察了与Ohio砂岩接触的支撑剂，并将其与内部的支撑剂做了比较（见图5-7）。
实验使用高质量的20/40目的石英砂和陶粒以及铝矾土支撑剂。
通过ESEM检测，发声地球化学反应的确定了区域，用EDX扫描得到了高放大倍数的图片。
图17-21展示了使用和不使用SMA支撑剂的实验结果，实验250oF、10000psi、反应时间140小时。
图17未使用SMA陶粒时在支撑剂嵌入Ohio砂岩形成的凹陷附近出有明显的自生晶体出现
图18使用SMA支撑剂后，在支撑剂嵌入Ohio砂岩形成的凹陷附近的高放大倍数图片中没有明显的自生晶体出现。
图19使用石英砂支撑Ohio砂岩地层在支撑剂嵌入Ohio砂岩形成的凹陷附近明显有晶体生成。
图20陶粒表面有明显的自生晶体突出
图21为使用SMA陶粒嵌入Ohio砂岩形成的凹陷底部出现了成岩作用活动。
高温加速成岩作用试验在SPE118174（Weaveretal.2008）有详细的描述，实验可以同时研究很多数量的支撑剂样品，实验室用地层水作为流动液体。
地层水通过蒸馏水流过多层地层物质，使离子浓度平衡后得到的。
得到的地层水依次流过几个支撑剂填充层，通过测量底层水流入前后离子含量的变化数据来得到支撑剂和地层反应的相关信息。
实验中没有施加闭合压力，因此压实作用减小了。
实验前后支撑剂填充层渗透率的变化可以准确反应孔隙度的伤害程度。
通过使用SEM、EDX以及组分分析X-如：
ray和X射线荧光可以对比支撑剂的变化情况。
这些数据可以给Al质支撑剂模型提供一些所需要的信息。
支撑剂物理性质的变化情况也检测了下来，如表面积、孔隙度、破裂压力、裂缝API导流能力等。
高温和高压加速实验研究表明，不同种类的Al质支撑剂和地层的配伍性不一样。
地层和支撑剂的离子可以在孔隙中形成伤害裂缝导流能力的不同物质。
这种配伍性研究可以通过实验进行，将岩芯粉碎并且筛选出和支撑剂粒径大小相同的颗粒，将支撑剂和岩芯颗粒混合浸泡在地层水后密封在高温高压的反应器里。
经过几个星期的时间，可以研究孔隙间生成的微粒的类型，如图22-29。
大多数实验中，成岩作用生成的物质将支撑剂连接起来或者将支撑剂和岩芯颗粒连接起来。
图22左侧显微图片为试验前高强度烧结铝矾土支撑剂表面，右侧为实验后照片
图23左侧显微图片试验前为另一个高强度烧结铝矾土支撑剂表面，右侧为实验后照片
图24左侧显微图片为试验前轻质陶粒支撑剂表面，右侧为实验后照片
图25显微图片展示了高强度烧结铝矾土支撑剂和砂岩颗粒连接在一起
图26显微图片展示了中等强度陶粒支撑剂和砂岩颗粒连接在一起
图27显微图片展示了高强度烧结铝矾土支撑剂颗粒连接在一起
图28显微图片展示了高强度烧结铝矾土支撑剂和砂岩颗粒连接在一起
图29显微图片展示了轻质陶粒支撑剂和砂岩颗粒连接在一起
SMA评价
压裂施工中使用SMA可以显著改变产量递减曲线。
现场和实验研究表明使用包裹支撑剂亲油膜可以阻止、至少可以减缓压溶作用导致的对导流能力的伤害程度。
亲油膜通过阻止支撑剂表面受水伤害而起作用，水伤害是成岩作用所需要的。
不同种类的SMA测定发现，SMA可以调节甚至阻止生成孔隙间颗粒的成岩反应。
图30展示了一种可以有效阻止在支撑剂表面发生地球化学反应的SMA物质的高效性能。
因为SMA支撑剂是亲油的，它能阻止基于水的反应。
通过测量减少的渗透率，得到减少的孔隙度，进而达到测量成岩作用反应程度的目的。
图31展示了使用SMA与否的轻质陶粒渗透率减少的对比图。
例子中使用的SMA被广泛用来阻止微粒运移。
不溶于水和油，可以在支撑剂表面形成亲油薄膜。
如Weaveretal.（2008）报道的那样，这些地球化学反应可以影响支撑剂的机械性能。
图32显示了两种SMA的效果。
一种是图31中使用的，另一种SMA2是新研发的。
图30左侧是高强度烧结铝矾土支撑剂在550oF，地层水浸泡2周后的显微图片。
右侧是相同实验条件下，SMA处理过的同种支撑剂的图片。
左侧图片有严重的成岩作用，右侧的没有成岩作用。
图31处于地层水14天后轻质陶粒的渗透率下降了大约25%,SMA处理过的几乎没有影响。
很多支撑剂经过SMA处理后渗透率会增加。
图32两种SMA对支撑剂抗压强度影响
处于地层水14天后烧结铝矾土支撑剂机械强度减少75%。
使用广泛应用的SMA后机械强度有很大的提高。
使用SMA2后支撑剂的机械强度不受影响。
现场实例研究
短期数据
图33展示了，使用可治愈树脂（LCR）支撑剂后一口高温高压井的生产曲线图。
实例对四口使用LCR包裹支撑剂和未使用LCR支撑剂的生产情况做了对比。
这些井都在相同的油藏中，使用相同的支撑剂。
相对用常规支撑剂施工的井在早期产量有所增加，是由于裂缝导流能力增加造成的。
长期产量也有所增加，说明使用
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