不同類型注入液體對返排影響實驗研究

＊王守峰 王寬

（中國石油吉林油田油氣工程研究院 吉林 138000）

不同類型注入液體對返排影響實驗研究

＊王守峰 王寬

（中國石油吉林油田油氣工程研究院 吉林 138000）

不同類型壓裂注入液體表現(xiàn)出不同的返排特性。選擇合適的注入液體有助于提高壓裂返排，從而提高壓裂效果。對國內(nèi)某低滲透區(qū)塊巖心進行室內(nèi)物理模擬實驗研究，主要進行了巖心潤濕反轉(zhuǎn)實驗及滲透性、潤濕性對注入液體返排影響的實驗研究。實驗結(jié)果顯示，該區(qū)塊低滲透巖心容易發(fā)生水鎖傷害，加入優(yōu)選的潤濕反轉(zhuǎn)劑后能夠提高接觸角，從而降低水鎖傷害。不同的滲透率、潤濕性對液體返排有一定影響，隨著滲透增加，返排量相對較大。水濕指數(shù)越高，返排率越低。實驗結(jié)果對壓裂液返排施工具有很好的指導(dǎo)意義。

注入液體；巖心實驗；潤濕性；滲透率；返排

壓裂液返排是壓裂工程中的一項非常重要的工作，為了提高壓裂返排效果，國內(nèi)外進行了大量研究工作，目前研究較多的通常是返排發(fā)生支撐劑回流以及如何控制回流。實際施工中，返排過程不但涉及到支撐劑回流問題，同時壓裂液體的返出量也是非常重要。壓裂液體返排量影響因素很多，其中，注入流體與裂縫基質(zhì)及裂縫通道是否反應(yīng)也是壓裂液返排量大小的重要影響因素，這方面目前研究較少。因此有必要通過室內(nèi)物理模擬實驗研究不同注入液體對返排影響，進而優(yōu)化壓裂液方案，對壓裂液返排施工具有指導(dǎo)意義。

1.儀器和材料

表面張力儀；界面張力儀；平流泵；恒溫流動實驗儀。所用材料有：表面活性劑；標準鹽水；標準煤油。所用巖樣為現(xiàn)場取樣，注入液體為標準鹽水，加入表面活性劑調(diào)節(jié)其表面張力，實驗?zāi)M溫度125℃。

2.實驗方法

(1)巖心潤濕反轉(zhuǎn)評價實驗方法

①巖石自吸3%KCL實驗；②氣驅(qū)至束縛水飽和度，測束縛水下氣體的有效滲透率；③干巖心至原始含水飽和度（33%），氣測滲透率；④烘干巖心；⑤巖心自吸潤濕反轉(zhuǎn)劑溶液實驗；⑥將巖心用潤濕反轉(zhuǎn)劑溶液驅(qū)替1～2PV；⑦重復(fù)步驟①－⑥。

(2)滲透率及潤濕性影響評價實驗方法

將抽空并飽和標準鹽水的巖樣裝入巖心夾持器中，加封閉壓力2．0～2．2MPa，恒溫3h后測水相滲透率。煤油正向驅(qū)替至出口100%出油，測定油相滲透率；反向驅(qū)替煤油，計量驅(qū)出的煤油體積和存留在巖石中液體體積；煤油正向驅(qū)替巖心至出口100%出油，計量驅(qū)出的注入液體體積，測定損害后的油相滲透率。驅(qū)出液與總注入液體比值為返排率，損害前后的油相滲透率差值與損害前滲透率比值為滲透率損害率。

3.實驗結(jié)果與分析

(1)巖心潤濕反轉(zhuǎn)實驗結(jié)果與分析

實驗用水為過濾清水，實驗用氣為空氣，實驗接觸角結(jié)果如表1，從表1中可以看出，該區(qū)塊巖心為水濕性較強，容易產(chǎn)生水鎖傷害。儲層巖心表現(xiàn)為顯著的水鎖傷害特征，吸附是致密氣藏水鎖傷害的內(nèi)因。

表1 巖心表面潤濕性測量結(jié)果統(tǒng)計表

表2 巖心表面潤濕性測量結(jié)果統(tǒng)計表

巖石處理后烘干，測量水在巖石表面上的接觸角，實驗結(jié)果見表2。從表2中可以看出，優(yōu)化的表面活性劑能使巖石表面發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)，水滴在巖石表面接觸角發(fā)生了很大的變化，潤濕反轉(zhuǎn)劑處理后巖石表面的接觸角在87．90－108．7°之間，平均為97．7°，巖石表面為中性，略帶憎水。

(2)滲透率的影響

圖1是注入液體表面張力與注入液體返排率和滲透率損害率的實驗結(jié)果。1類巖心滲透率0．15mD；另1類巖心滲透率范圍為1．8mD；（2種巖樣均具有相同的弱親水性）。

圖1 不同滲透率巖樣注入液體表面張力與返排率關(guān)系

由圖1可以看出，液體返排率隨注入液體表面張力的降低而提高，巖心滲透率損害率隨注入液體表面張力的降低而減??；注入表面張力相同的液體，相對滲透率低的巖樣中的液體返排率低于相對高滲透性的巖樣，巖心滲透率越低，損害率則越高。

表3 注入液體表面張力與煤油間界面張力的關(guān)系

表3是注入液體的表面張力與注入液體-煤油間界面張力的實驗結(jié)果。由表3可知，注入液體的表面張力越低，注入液體與煤油間界面張力就越低；因此，降低注入液體的表面張力，實際是降低了注入液體與煤油間界面張力?，F(xiàn)有理論分析結(jié)合認為，毛細管附加阻力與注入液體與煤油間界面張力成正比；注入液體表面張力的降低，意味著減小毛細管產(chǎn)生的阻力，因而提高了注入液體的返排率和降低滲透率損害率。

高滲透性巖樣比低滲透性巖樣具有更大的孔道半徑，相同表面張力的注入液體在高滲透性巖樣中產(chǎn)生的毛細管附加阻力比低滲透性巖樣中小。因此，高滲透性巖樣中的注入液體比低滲透性巖樣中的注入液體更容易返排出，因而高滲透巖心的滲透率損害率較低。

(3)潤濕性的影響

實驗用巖樣均具有相近的空氣滲透率，約為3．465 mD，其中1組巖樣具有強親水性，其水濕指數(shù)為0．92；2組巖樣具有強親油性，其水濕指數(shù)為0．16。圖2是用2組潤濕性巖樣得出的注入液體表面張力與注入液體返排率和滲透率損害率的實驗結(jié)果。

圖2 不同潤濕性巖樣注入液體表面張力與返排率關(guān)系

由圖2可知，液體返排率隨巖樣親水性的增強而降低，滲透率損害率隨巖樣親水性的增強而提高。

在親水性巖樣中，水相注入液體為潤濕相流體，在毛細管力的作用下容易進入巖樣的細小孔道；油相返排注入液體時，毛細管力是阻力，細孔道中的注入液體不易被煤油返排出；巖樣親水性越強，進入細小孔道中的注入液體越多，注入液體越不容易被返排出，滲透率損害率越高。在親油性巖樣中，水相注入液體為非潤濕相流體，注入液體不易進入細小孔道，大孔道中的注入液體容易被煤油返排出；巖樣親油性越強，進入細孔道中的注入液體越少，注入液體越容易被返排出，滲透率損害率越低。

4.結(jié)論與建議

(1)氣藏巖石的表面是親水的，由于巖石表面的親水性，表現(xiàn)為水濕性較強，潤濕角小，容易產(chǎn)生水鎖傷害。

(2)潤濕反轉(zhuǎn)劑處理后巖石表面上的水滴接觸角發(fā)生了很大的變化，平均為97．7°，巖石表面為中性，略帶憎水。顯著減少水鎖傷害。

(3)降低注入液體的表面張力，是提高油氣井生產(chǎn)作業(yè)時注入液體返排效果、減小儲層損害的有效途徑。

(4)為保護油氣層，減小注入液體對儲層的損害，要求用于低滲透性儲層壓裂液有更低的表面張力；用于親水性儲層注入液體有更低的表面張力。

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王守峰（1982～），男，中國石油吉林油田油氣工程研究院，研究方向：天然氣試采氣工藝技術(shù)研究與應(yīng)用。

(責(zé)任編輯李鵬波）

Experimental Study of the Influence of Different Types of Injected Liquids on Flowback

Wang Shoufeng, Wang Kuan
(PetroChia Jilin Oil Field and Oil Gas Engineering Institute, Jilin, 138000)

Different types of fracturing injected liquids show different flowback characteristics. Choosing appropriate injected liquid is helpful to improve fracturing flowback and then improve the fracturing effect. This paper takes indoor physical simulation experimental study of one domestic low-permeability block core, and it mainly includes the study of the influence of core wettability reversal experiment and permeability, wettability on injected fluid flowback. The experimental results show that the low-permeability core in this block is easy to have the water locking damage, after adding the optimized moist reverse agent, it can improve the contact angle, thereby reduce the water locking damage degree. Different permeability and wettability have different effects on the fluid flowback, besides, with the increase of permeability, the flowback quantity will be relatively large. The higher the water-dampness index, the lower the flowback rate will be. The experiment result has very good guiding significance for fracturing fluid flowback construction.

injected liquid；core experiment；wettability；permeability；flowback

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