更新时间：2022-09-13 14:15
支撑剂是指具有一定粒度和级配的天然砂或人造高强陶瓷颗粒。陶粒支撑剂(ceramic proppant)以铝矾土为原料，通过粉末制粒，烧结而成，具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、高强度、高导流能力、低密度、低破碎率等特点，使用最为广泛。
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、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，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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。