4-北美重点非常规油气盆地开发概况及压裂新理念

海峡能源有限公司北美重点非常规油气盆地开发概况及压裂新理念前言2007年以来，美国页岩气开发蓬勃发展，页岩气产量呈爆炸式增长。页岩气革命使美国的天然气价格降至$2.7~3MCF

(0.7~0.8元/m3）。2010年以后由于受气价影响，诸多油公司把重点转入对页岩油（致密油）的开发，先期在威利斯顿盆地的巴肯页岩油。2014年下半年国际原油价格出现暴跌，并持续低位运行，油公司和油服公司共同致力于“提高单井产量和降低建井成本”，从而引发了北美页岩油气的第二次革命，特别是二叠纪盆地致密油的大规模开发，致密油产量逐年增加，截止2017年，美国国内致密油日产量已达到430万桶/日（折年产2亿吨），页岩气年产量达到4200亿立方米。页岩革命不但实现了美国能源独立、改变了世界石油天然气供应格局和地缘政治，同时也直接影响着国际油价。北美主要非常规油气盆地概况及开发理念北美非常规油气开发最新压裂理念和做法北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况目录美国主要非常规油气盆地分布巴肯页岩油Uinta致密油（砂岩）Permian页岩油Haynesville页岩气美国致密油产量与原油总产量对比图2011年到2015年是致密油产量快速增长的阶段，日产量由14万吨增长至60万吨，占比从2011年的15%上升至2015年的30%左右。2017年的原油总日产量为200万吨（折年产约6亿吨），致密油占比为31%（近2亿吨）。一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念美国页岩气产量与天然气总产量对比图自2010年开始，美国页岩气产量一直处于高速增长阶段。2017年天然气年产量约7400亿立方米，日产量22亿立方米/天。其中页岩气的日产量为13亿立方米/天（折年产约4200亿立方米），占比为57%。一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念1.海因斯维尔页岩气概况一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念1.1基本概况位于德州东部和路易斯安娜州西部气藏面积：18000平方公里可采储量：2万亿立方米1.2储层参数埋深：3300m～4800m厚度：30～100m井底温度：150～175°C压力系数：～2.05总孔隙度：8-15%渗透率：200-500nDTOC：2-5%成熟度：干气（%R1.4+）类别Haynesville含水饱和度30-40石英-长石39方解石21白云石3粘土矿物32粘土类型I,C,S,K79192<1重矿物5干酪根6有机碳含量，wt%3杨氏模量106psi1.8泊松比0.221.2岩石矿物及力学性质一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念一般水平（1700米）段水平井井身结构图超长水平（2700米）段水平井井身结构图1.3海因斯维尔页岩气水平段长度的变化趋势一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念1.4超长水平井与一般水平井产量变化一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念石英长石斜长石伊利石碳酸钙白云石黄铁矿亚氯酸盐高岭土其他井段测深垂深套管泥浆泥浆密度主要技术挑战12.255705709-5/8”清水1.0-1.08防碰撞8.75337032807”油基1.14-1.27盐层卡钻，造斜段井壁稳定性、灰岩段钻具振动损伤6.125640032804-1/2”盐水1.15-1.2地质导向、一趟钻钻头、超长水平井降摩阻、起下钻防卡钻2.巴肯致密油基本情况一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念2.1基本概况位于美加边境的威利斯顿盆地盆地面积：28.5万平方公里地质储量：570亿吨可采储量：34亿吨2.2储层参数储层：中巴肯组、上三叉组埋深：3100～3300m中巴肯组：砂岩、粉砂岩、白云岩、灰岩（25米厚）上三叉组：粉砂质云岩、泥岩、白云质泥岩（16米厚）孔隙度平均8％～12％之间，渗透率0.05～0.5mD之间压力系数：～1.22.3巴肯地层层序新生代中生代中生代古生代储层中巴肯组上三叉组灰岩泥岩、粉砂岩含砾泥质粉砂岩含砾砂岩灰岩、砂岩、粉砂岩泥岩、粉砂岩、砂岩泥岩泥岩、粉砂岩、砂岩泥岩、粉砂岩、砂岩泥岩、粉砂岩、砂岩泥岩、粉砂岩、砂岩泥岩、粉砂岩、砂岩页岩页岩页岩页岩砂岩页岩石英砂岩、页岩页岩、夹杂砂岩、粉砂岩页岩、膏岩、硬石膏、夹灰岩粉砂岩灰岩页岩、泥岩白云岩灰岩页岩、泥岩灰岩、云岩、硬石膏砂岩一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念2.4巴肯致密油开发方式（中巴肯、上三叉组）开发层系：上下两层开发，部分作业者选择主要开发中巴肯，也有作业者选择两层同时开发。层内井间距约400米，层间井间距为200米。水平段长度：3000米～5000米。工厂化作业模式：一个井场一般打16口井，最多情况下可以打30口井，2部轨道式钻机，每部钻8口井，井口间距为7米～15米。一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念PermianBasin3.二叠纪盆地致密油基本情况一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念3.1基本概况二叠盆地位于美国德克萨斯州西部及新墨西哥州。盆地总面积约为22万平方公里，其中最大的盆地是西面是米德兰盆地。整个二叠纪盆地的地质储量约为151亿吨。该盆地分为两个重要的开发阶段：常规油气开发阶段：1921年-2007年，其中1973年年产量达到1亿吨；2007年下降至4000万吨。非常规油气阶段：自2007年之后，随着致密油的规模开发，盆地原油产量又开始逐步上升，2016年5月盆地的油气产量已经占到全美油气产量的22.5%。米德兰盆地主要产层为Spraberry和WolfCamp。特拉华盆地主要产层为Bone-spring和Wolfcamp。AA`米德兰盆地（Wolfcamp&Spraberry）连井剖面SpraberryWolfcamp3.2主要产层一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念WolfcampWolfcamp总体可分为上中下三段；以上Wolfcamp层为主。埋深：

2500–3000m；产层厚度：500mTOC：

2~9%；Ro：0.7~0.9%岩性：碳酸盐岩、碎屑岩及页岩为主；粘土含量25~45%孔隙度：4~8%；渗透率：0.1-0.01mD脆性：40-45%地层压力系数:1.03-1.15储量：60亿吨；当量累产4.81亿吨；采出程度6.2%；WolfcampA段的单井EUR为8.7万吨；WolfcampB段的单井EUR为5.7万吨。SpraberrySpraberry总体可分为上下两层，埋深：2100-2405m；地层厚度：305mTOC：4~13%；Ro：0.6~0.7%岩性：细砂岩、粗粉砂岩、泥页岩；粘土含量：

15~40%孔隙度：6~16%；渗透率：0.1-0.02mD脆性：35-40%地层压力系数:0.92-1.15储量：42.8亿吨；当量累产：4亿吨；采出程度：6.6%

；Spraberry水平井单井EUR为8.8万吨。SpraberryWolfcamp3.3主要产层相关参数一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念二叠纪盆地具有多层系（上部地层Spraberry，中部Wolfcamp，下部Strawn），地层厚度大（1700m）的特点。50-70年代主要开发上部地层（Spraberry）；1980-1990开发层系进入中部地层（Wolfcamp）；2000-2010开发层系进入下部地层（Strawn）。2010年以前以直井分层压裂为主，压裂级数已经达到10层。2010年以后，进入水平井开发阶段，其中Wolfcamp层水平段长度达到1500m-3000m，Spraberry层水平段长度1500m-2000m。3.4米德兰盆地油气勘探开发史一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念按照TOC、含油饱和度、砂/地、脆性、IP30（初始30天平均日产）等标准将储层划分为I、II、III类区。WolfcampBWolfcampALowerSpraberryTOC含油饱和度(So)砂/地脆性IP30I类区>3%60%-80%较高中>600桶/天II类区2-3%50%-60%较低好<500桶/天III类区<2%<50%较低好/3.5储层分类——以Pioneer公司为例一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念主要油气公司市值

($MM)钻机数净面积最近净产量估算井位数$21,26018604,000134MBoepd20,000+$18,9403200,00050MBoepd+2,900+$14,3302110,00050MBoepdUN$7,1215140,00050MBoepd5,000$4,5958205,00032MBoepd2,800+$5,310485,00034MBoepd2500+$2,5675144,00043MBoepd3,000+$2,333477,00022MBoepd2,200+$2,922363,00024MBoepd2,600+$713219,00010MBoepd500+N/A275,0006MBoepd1,500+LPIAEPPEFANGRSPEGNCPEPXDECATEXASElement/TallCityCobraMidlandBasinAssetSummary3.6米德兰主要油气公司一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念统计七家公司的钻完井成本情况：单井$5.9~$7.8MM，平均为$6.7MM，其中PXD公司的钻完井成本最高，为$7.8MM；CPE公司的最低，为$5.9MM。统计七家公司的桶油操作费情况：$4.93~$10，平均为$7.23，其中EGN公司桶油操作费最高，为$10；ECA公司最低，为$4.93。3.7米德兰盆地钻完井成本及桶油成本一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念更长的水平段长度有利于效提高单井EUR（单井控制储量）与NPV（净现值）。以Wolfcamp为例，当水平段为5000’时，单井控制储量为55万桶(7.85万吨)，净现值为230万美元;当水平段增加到10000’时，单井控制储量增长为110万桶(15.7万吨），净现值增加至800万美元。投资回报周期缩短一半。UWCMWCCline水平段长度7,50010,0007,50010,0007,50010,000EUR（MBOE）8501,1007501,0007251,000在产井数6892751653.8长水平井有更好的投资回报率一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念自2013年到2015年，二叠纪盆地水平段长度不断增加，而钻井周期确不断缩短，单井成本不断下降（以wolfcamp为例）。从2013-2015年，平均MD5580m、LD2400m，钻完井周期从45天降至25天。从2014年底到2015年底，单井钻完井成本从750万美元降至590万美元。3.9提高钻井效率是降低建井成本的有效途径一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念4.美国东部Marcellus页岩气Utica盆地超长水平井钻井案例井号井深（m）水平段长（m）钻井周期（开钻到完钻）时间PurpleHayes1H8250565618天2016.5GreatScott3H8351588217天2017.5OutlawC11H8458594317天2017.6作业者：EclipseResources自2016年以来在Utica盆地持续部署超长水平井，截至目前北美最长水平井记录不断被其打破，以下是自2016年PurpleHayes1H井以来的最新超长水平井纪录。EclipseResources公司工程团队的成功总结：采用了杰出的超长水平井设计方案及优化的施工工艺。采用常规的水平井装备和工具。所有的装备和工具都经过了现场的认证。其中PurplsHayes1H的钻完井成本为1580万美元。4.1基本情况一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念4.2UticaShale的地层序列及井身结构UticaShale目的层尺寸下深（英尺）导管20120表层套管133/81350技术套管95/86789生产套管51/2TD油管23/87899一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念4.3钻完井主体技术（以PurpleHayes1H为例）水平段钻井钻头：史密斯81/2MDi516旋转导向：斯伦贝谢PowerDriveOrbit钻井液：添加特殊润滑剂效果：一趟钻水平井完钻，机速36m/小时压裂射孔+泵送桥塞（哈利伯顿公司黑曜石复合桥塞）压裂共125级，每级段长46m，支撑剂：加砂量为210kg/m3，100目+40/70目白砂（哈利伯顿公司SandCastle）。压裂液：全程滑溜水作业效率：平均每天压裂5.3级一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念4.4压后产量（PurpleHayes1H）气产量（mcf/天）油压（psi）月份压后产能：该井自2016年5月投产以来，截至2017年3月31日，11个月共产油41427吨，产气5512万方，平均日产气17.2万方。经济效益：本井建井总成本1580万美元，一年的油产值为1580万美元，气产值637万美元，共计2217万美元。一、北美主要非常规油气盆地概况及开发理念北美主要非常规油气盆地概况及开发理念北美非常规油气开发最新压裂理念和做法北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况目录增加水平段长度：从1500米→2500米→3000米→5000米，例如巴肯致密油普遍都是用3000米水平井开发，最新记录有多家公司在尝试打5000米水平井。增加水平段压裂级数和缩短簇间距：从20级→30级→50级→80级→100多级，最新记录达到124级，50-60级的压裂是平常作业，段间距从过去的100米→60-70米→40-50米。簇间距由25米→20米→10米。加大加砂量：从过去的1500kg/m→3000kg/m→4500kg/m→6000kg/m，以一口3000米水平段的水平井为例：单井总加砂量要达到13500-18000吨。使用石英砂和滑溜水代替陶粒和冻胶二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法开发钻井压裂桶油成本井间距水平段长度钻完井周期钻完井效率级数簇数支撑剂类型加砂量液体体系国内400~600m1500~2000m75~95天低20~30级60~90簇陶粒为主2000t~3000t冻胶$60~70北美100~200m2000~3000m20~30天高40~60级200~300簇石英砂为主9000t~13000t滑溜水$30~351.提高单井产量降低压裂成本的思路国内外非常规油气开发的差距二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法常规油气藏的压裂理念：地层渗透率为毫达西级，压裂缝是单一缝，要求填砂裂缝的导流能力足够高，以满足油气高流动速度的要求。非常规油气藏压裂理念：地层渗透率为微达西-纳达西级，形成从微缝-支缝-主缝的缝网体（体积压裂），主要考虑不同级次裂缝与地层流度的匹配关系，而不是填砂裂缝的绝对导流能力。北美的主要做法：无论是页岩气还是致密油（页岩油）都在使用不同的粒径组合；而且大量使用100目的石英砂。支缝微缝主缝微缝支缝主缝主缝：需要较高的导流能力-填充较大粒径的支撑剂；支缝：需要一定的导流能力-填充中等粒径的支撑剂；微缝：只要有支撑就行-填充更小粒径的支撑剂，大大降低了压裂难度和砂堵风险。2.人工裂缝与地层渗透率匹配的设计理念3.支撑剂经济导流能力（EconomicConductivity）的理念经济性导流能力：压裂增产不但要考虑支撑剂的绝对导流能力更要充分顾及到压裂支撑剂的经济性，即投入产出比，不同支撑剂与压后产能的关系。通过寻找到高品质的砂源保证石英砂的导流能力，在油田附近建立石英砂厂降低生产成本。石英砂矿源：一是石英砂矿，优点是石英纯度高（95%以上），经过粉碎磨圆后可生产出高品质的石英砂支撑剂（如：美国北部威斯康辛州的白砂），但生产成本要高于天然石英砂；二是河道砂，属于天然石英砂，砂质干净。三是风成砂（如：德州及二叠纪盆地的黄砂、新疆准噶尔盆地石西的黄砂），也属于天然石英砂，资源规模大，但清洗工艺要求高。白砂的各项性能指标都要好于黄砂。北方白砂德克萨斯黄砂二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法4.1水平段长度及压裂级数变化趋势2012年到2017年巴肯致密油全部采用3000m水平段的超长水平井开发。2012年到2017年压裂的整体发展趋势是压裂级数增加，级间距减小。其中，桥塞+射孔联作方式自2015年以后出现了压裂级数下降，级间距增加的现象，主要原因是作业者为降低成本通过增加簇数以弥补级数的减少。水平段长度变化曲线单井平均压裂级数变化曲线不同完井方式的级间距变化表二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法4.巴肯致密油完井及压裂技术变化趋势4.2压裂支撑剂变化趋势根据2013年到2017年巴肯致密油使用的压裂支撑剂种类的井数统计，有如下发展趋势：全部使用石英砂的井数占总井数的比例从42%上升至75%。全部使用陶粒的井数占总井数的比例从14%下降到5%。全部使用石英砂+陶粒组合的井数占总井数的比例从31%下降到11%。仅用石英砂仅用陶粒石英砂+树脂覆膜砂石英砂+陶粒仅用石英砂仅用陶粒石英砂+树脂覆膜砂石英砂+陶粒2013-2014年支撑剂组合使用井数统计2015-2017年支撑剂组合使用井数统计二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法4.3压裂支撑剂变化趋势根据2013年到2017年巴肯致密油使用的压裂支撑剂种类的数量统计，有如下发展趋势：2013年-2014年石英砂和陶粒使用量基本相当，还有少部分井使用覆膜砂。2015年-2017年石英砂的使用量大幅增加，占比达到了90%以上，陶粒的使用量占比不到10%，基本不用覆膜砂。陶粒树脂覆膜砂石英砂2013-2014年单井支撑剂用量统计2015-2017年单井支撑剂用量统计二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法4.4压裂液变化趋势根据2013年到2017年巴肯致密油使用的压裂液种类的井数统计，有如下发展趋势：从2013年到2017年巴肯地区仍然以混合压裂液（滑溜水+冻胶）为主，但使用井数的比例从85%下降至74%；全部使用滑溜水的比例从10%上升至25%；几乎没有作业者全部采用冻胶压裂。混合压裂液仅用冻胶仅用滑溜水混合压裂液仅用冻胶仅用滑溜水2013-2014年压裂液体系使用井数统计2015-2017年压裂液体系使用井数统计二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法水平段分级：27级1400m，30级1600m，44级2300m井眼轨迹方向与最小水平主应力方向基本一致级间距：60米簇间距：10米完井方式：射孔+桥塞联作支撑剂类型：100%白砂压裂液体系：100%滑溜水排量：9-11方/分钟加砂强度：2.7-4.2吨/米最高砂比：360kg/m3加砂方式：连续加砂5.海因斯维尔完井及压裂设计案例5.1压裂设计二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法泵注程序表5.2泵注程序二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法海因斯维尔XX井压裂施工曲线施工全过程使用滑溜水作为压裂液，泵注前置液20分钟后开始加砂，先加100目的石英砂（40%），后加40-70目的石英砂（60%）。采用不打段塞，全程连续加砂工艺。5.3压裂施工曲线二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法5.4新完井压裂思路下的水平井产量变化（XX公司在海因斯维尔作业区块）传统完井压裂设计新完井压裂设计二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法TVD：11633’（3500m）水平段长度：4500’（1350m）压裂级数级间距：14级（100m）压裂簇数簇间距：42簇（28m）,每级3簇压裂液：滑溜水+冻胶支撑剂：陶粒支撑剂+石英砂TVD：10972’(3300m)水平段长度：7000’（2100m）压裂级数级间距：45级（46m）压裂簇数簇间距：221簇（10m）每级4-5簇压裂液：滑溜水支撑剂：石英砂5.4新完井压裂思路下的水平井产量变化（XX公司在海因斯维尔作业区块）二、北美非常规油气开发最新压裂理念和做法传统完井压裂设计产量曲线新完井压裂设计产量曲线平均日初产：20万立方米平均日初产：28万立方米本区块共统计井数220口，应用新压裂设计思路后单井平均日出产获得了显著地提升（40%），递减率明显得到改善。北美主要非常规油气盆地概况及开发理念北美非常规油气开发最新压裂理念和做法北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况目录1940-1960，压裂开始使用支撑剂，如石英砂、玻璃珠。1970-1980，覆膜砂和陶粒开始使用，并发展迅速。1980-2007，开始应用多孔支撑剂、低密度陶粒等新型支撑剂。2007-2014，陶粒用量大幅增加，成为主流支撑剂。2014-2017，石英砂逐步取代陶粒重新成为主流支撑剂。1.北美支撑剂发展历程三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况石英砂在20世纪60-70年代时就是主流的压裂支撑剂，压裂技术在经过50年的发展之后，石英砂在非常规压裂领域又重新登上主流支撑剂的位置。这不仅是压裂技术的进步，更是经济层次的需要。储量讲技术经济可采，技术讲经济可行。0.2%2.北美石英砂支撑剂应用情况及发展趋势3.9%

3.4%92.7%美国不同类型支撑剂市场分布

1.2%

98.6%Ceramic天然砂覆膜支撑剂陶粒

2017YTD

20162015三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况2.1市场需求与分布2018年需求量一亿吨美国石英砂需求量变化百万吨三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况2.2美国48个州总支撑剂用量统计陶粒树脂覆膜砂石英砂统计2015年到2017年美国48个州每个月（其中2017年是元月份的）支撑剂使用情况，有如下发展趋势：陶粒及覆膜砂支撑剂的使用量已经趋近于零。全美支撑剂单井使用量持续上升，2017年元月份单井平均加砂量已达4500吨。支撑剂单井使用量（吨）三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况2.3美国各大非常规油气田季度用砂量变化根据2015年第四季度到2017年第一季度美国各大非常规油气田季度用砂量统计数据，有如下发展趋势：二叠纪盆地用砂量最大，单季度用砂量超过360万吨，预计年用量超过1500万吨。基本上全部非常规油气盆地的用砂量都在快速增长。完全停止使用陶粒支撑剂的公司ExxonMobil（2015年1月）Statoil

（2015年2月）QEPResources（2014年）NewfieldExploration（2015年1月）WPXEnergy（2015年1季度）OasisPetroleum（2015年1季度）RosettaResources（2014年）大规模减少使用陶粒支撑剂的公司WhitingPetroleum（2014年）ContinentalResources（2015年2季度）“陶粒支撑剂即将消失”——源自美国知名咨询网站SeekingAlpha三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况2.4自2015年巴肯致密油全面使用石英砂作为压裂支撑剂三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况DJ-Niobrara压裂砂目数变化二叠纪盆地压裂砂目数变化根据2012年到2016年两大非常规油气田压裂砂目数变化的统计数据，有如下发展趋势：二叠纪盆地100目压裂砂目数从2015年到2016年开始占据主导地位，2016年已经达到50%以上，而20-40目的压裂砂占比急剧减少。DJ-Niobrara40-70的压裂砂逐渐占据主导地位，2016年占比达到70%，20-40目的压裂砂占比同样急剧下降。2.5石英砂支撑剂粒级变化——呈细沙化的趋势目数比重密度(g/cm3)圆度球度酸溶蚀率(%)浑浊度40/702.651.490.70.7<0.6%<5030/502.651.510.80.7<0.5%<5020/402.651.540.80.8<0.5%<5016/302.651.580.80.8<0.5%<50白砂性能指标统计表目数比重密度(g/cm3)圆度球度酸溶蚀率(%)浑浊度40/702.651.46≥0.6≥0.6<2.0%<7530/502.651.48≥0.6≥0.6<1.5%<7520/402.651.52≥0.6≥0.6<1.5%<7516/302.651.54≥0.6≥0.6<1.5%<75黄砂性能指标统计表3.1白砂与黄砂物理性能对比（ISO-13503-2andAPIRP19C）通过对比北部白砂、德州黄砂的性能指标可以明显发现，在相同目数规格的产品条件下，白砂性能明显优于黄砂，特别是白砂的圆度、球度、酸溶蚀率以及浑浊度等评价性能都明显好于黄砂。三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况3.石英砂与陶粒支撑剂性能指标对比目数Kvalue40/706K30/506K20/405K16/304K目数Kvalue40/708/9K30/508K20/407K16/305K黄砂抗破碎能力（破碎率）白砂抗破碎能力（破碎率）目数破碎率（%）7,500（psi）10000（psi）30/502.55.820/405.28.3CARBO陶粒破碎率对比20/40目的德州黄砂、北方的白砂、卡博的低密度陶粒有以下结论：按破碎率小于10%的评价标准，德州黄砂承压35Mpa（5K）、北方白砂承压50Mpa（7K）、而Carbo的低密度陶粒承压可达70Mpa（7K）破碎率为8.3%。3.2黄砂、白砂与Carbo陶粒破碎率对比（ISO-13503-2andAPIRP19C）三、北美石英砂压裂支撑剂的发展与应用情况目数导流能力（D·cm）8,000（psi）10,000（psi）40/707.23.530/5011.77.220/4014.15.5黄砂导流能力目数导流能力（D·cm）8,000（psi）10,000（psi）40/7010.25.430/5015.16.520/4021.49.3目数导流能力（D·cm）8,000（psi）10,000（psi）30/50483020/407539试验条件@150°F,2lb/ft2（66℃，9.76Kg/m2）

白砂导流能力CARBO陶粒导流能力3.3黄砂、白砂与Carbo陶粒导流能力对比（ISO-13503-5andAPIRP19D）对比20/40目的支撑剂在8000psi的条件下：白砂的导流能力（21.4D·cm）是黄砂（14.1D·cm）的1.5倍，Carobo陶粒（75D·cm）的导流能力是白砂（21.4D·cm）的3.5倍。综合对比三种支撑剂在相同目数及压力的条件下，C