致密氣藏壓裂液傷害特征及實驗影響因素分析

樊欣欣，任曉娟

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

致密氣藏壓裂液傷害特征及實驗影響因素分析

樊欣欣，任曉娟

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

降低儲層傷害，提高壓裂液性能，是致密油氣藏壓裂研究發(fā)展主要方向。通過巖心壓裂液傷害室內實驗，對致密氣藏壓裂液傷害特征及實驗影響因素進行了分析，結果表明:（1）致密氣藏類型復雜，滲透率低，在進行壓裂液返排時，應減少侵入量，降低返排啟動壓力，實現壓裂液盡快返排降低對儲層的傷害；（2）清潔壓裂液對儲層造成的傷害比胍膠壓裂液小，壓裂液的入侵量與儲層的傷害率成正比；（3）壓裂液的注入，在增加含水飽和度的同時，也會使水鎖現象嚴重，從而對地層的傷害也更加嚴重。為深入研究致密氣藏特點與壓裂液傷害的關系，致密儲層改造壓裂液體系選擇有一定實際意義。

致密氣藏；壓裂液；返排；傷害

隨著油氣勘探技術的進步和油氣資源不斷的開發(fā)利用，國內加快了對低滲致密氣藏的高效開發(fā)，但低滲致密氣藏普遍具有低壓、低滲、低產、低豐度的特點，非均質性強，壓裂改造已成為低滲砂巖氣藏開發(fā)最重要的增產手段和經濟高效開發(fā)的有效方法之一。壓裂液作為壓裂改造油氣層中的入井流體，在壓裂過程中起傳遞壓力和攜帶支撐劑的作用，但同時又是儲層損害的主要來源，給儲層帶來不同程度的傷害[1-3]。

壓裂液對儲層的傷害主要是壓裂液濾液對基質滲透率和壓裂液殘渣、濾餅等對支撐裂縫導流能力的傷害。在20世紀80年代末和90年代初，隨著數學模擬方法在油氣儲層傷害機理研究方面的應用，對油氣儲層傷害機理的認識進一步深入[4-6]。近年來國外注重將井壁穩(wěn)定因素和滲透率降低因素結合研究儲層傷害機理。我國在20世紀50年代認識到儲層保護的重要性，致力于儲層傷害、儲層保護技術的研究。所以，正確評價壓裂液性能，分析其對儲層造成的潛在傷害原因，揭示其主要傷害機理，對壓裂液的優(yōu)選、性能改進及致密氣藏儲層有效開發(fā)具有指導作用[7-10]。

1 實驗方法

1.1 實驗巖心

本次研究選擇的是鄂爾多斯盆地南緣致密氣藏儲層，巖心直徑規(guī)格為3.800 cm。該區(qū)塊的滲透率分布在0.029 7 mD～0.132 mD范圍，孔隙度介于0.5%～10%（見圖1）。

圖1 實驗巖心Fig.1 Experimental core

1.2 實驗流體

地層水流體:礦化度為40 000 mg/L的CaCl2型地層水。密度為1.026 g/cm3，黏度為1.083 9 mPa·s。壓裂液:分別使用水基胍膠壓裂液破膠液（40℃、60℃，加酶）和清潔壓裂液。

胍膠壓裂液成分中，交聯(lián)劑（有機硼）比例為100: 0.4；破膠劑（過硫酸銨）為0.06%。胍膠壓裂液黏度為2.983 mPa·s，密度為1.05 g/cm3，清潔壓裂液黏度為2.96 mPa·s，密度為1 g/cm3。

1.3 實驗步驟

（1）實驗選擇了四塊巖心進行返排，包括:18-5，18-7-2，19-1，21-2-1。前兩塊使用胍膠壓裂液，后兩塊使用清潔壓裂液。壓裂液傷害前，用稱質量的方法，將含水飽和度控制在10%左右，并測得滲透率K作為原始滲透率，以便傷害后比較。

（2）連接好實驗設備，用相應的壓裂液體系注入傷害巖心，傷害裝置如前文所述。根據油藏和氣藏的傷害研究，注入量為0.2 PV～0.5 PV，通過在巖心夾持器另一端接入5 mL毛細管測定進入巖心壓裂液的體積。

（3）壓裂液傷害完畢后應立即清除管線中的殘余壓裂液，并接好管線，開始氣測返排，同時開始計時。和水鎖類似，測點同樣前密后疏，壓裂液返排量V1和測點K1，以及累計時間t1，三者對應記錄數據。

（4）重復測量，直到返排結束，滲透率穩(wěn)定，或者波動很小，實驗結束。必要時可在數天后再測最終的滲透率Kn，計算傷害率。

2 結果及分析

2.1 傷害程度結果和分析

傷害實驗是為了獲得兩種不同壓裂液體系對儲層的傷害研究，對比地層水自吸傷害，獲得傷害率，分析各種因素傷害的大小程度。以便指導現場的壓裂液施工，降低對儲層的傷害。實驗分為兩組進行，驅替壓裂液分別為胍膠壓裂液和清潔壓裂液組，每組兩塊巖心。巖心18-5，18-7-2為胍膠壓裂液組，巖心19-1，21-2-1為清潔壓裂液。每塊巖心的壓裂液入侵量為0.2 PV～0.5 PV，具體的入侵量要根據巖心的孔隙大小，滲透率，選取合適數值。每塊巖心的入侵量，傷害率等相關參數（見表1）。

從實驗結果中可以看出，18-5和18-7-2號巖心使用的驅替壓裂液類型為胍膠壓裂液，其對巖心的傷害率高達94.8%，19-1和21-2-1號巖心使用的驅替壓裂液類型為清潔壓裂液，其對巖心的傷害率最高為33.3%，可見清潔壓裂液對巖心的傷害程度明顯低于胍膠壓裂液。所以，清潔壓裂液體系比胍膠壓裂液體系對儲層保護性更好，18-5和21-2-1號巖心傷害前滲透率相對較低，但是傷害率分別為94.8%、33.3%。而 18-7-2和 19-1號巖心傷害前滲透率分別為0.132 mD、0.050 8 mD，相對較高，其傷害率分別為23.8%、15.2%，可見，巖心滲透率越小，傷害率相對越高（見圖2）。

表1 巖心返排實驗參數及傷害情況Tab.1 Experimental parameters and damage of core back row

表2 致密人工巖心壓裂液傷害情況Tab.2 Damage of dense artificial core fracturing fluid

圖2 致密氣藏粗巖心與致密人工巖心傷害率Fig.2 Damage rate of thick core and dense artificial core in tight gas reservoir

實驗中的四塊人造巖心和表1中的巖心都取自于鄂爾多斯盆地南緣致密氣藏儲層，體系1、2是在不同溫度下的兩種胍膠壓裂液，實驗結果表明（見表2），壓裂液體系2對巖心傷害率最高達到90.7%，傷害率較低的達到60.4%，壓裂液體系1對巖心傷害率最高達到46.5%，傷害率較低的達到17.1%。溫度為25℃時的壓裂液對人工巖心傷害比較大，溫度為45℃時傷害較小。同時，通過對比表1與表2，可以發(fā)現，驅替體積越大，對巖心的傷害率越大。對比致密氣藏巖心與人工巖心的傷害率及實驗過程，相近滲透率的人工巖心比天然巖心更容易注入壓裂液，其孔隙結構與天然巖心存在差異，傷害也相對較大。

2.2 實驗過程影響因素

2.2.1 注入傷害量的影響 從表1實驗結果可以看出，巖心18-5，注入壓裂液體積為0.8 mL，由于入侵量過大，傷害過大，而且返排壓力不足，無法使壓裂液盡快有效的返排，因此壓裂液滯留時間較長，傷害過大，傷害率高達94.8%，18-7-2，19-1，21-2-1三塊巖心注入壓裂液體積保持在0.2 mL～0.5 mL，而其傷害率相較于巖心18-5較低。對于滲透率相差不大的巖心，氣藏返排比油藏的返排更難，所以，氣藏應減少侵入量，降低返排啟動壓力，實現盡快返排降低對儲層的傷害。

2.2.2 無返排液現象分析 實驗過程中，“注不進去，排不出來”的現象很明顯。兩種壓裂液體系在返排過程中的曲線（見圖3），18-5和19-1沒有成功實現返排，但并不能表明其不能實現返排。因為壓裂液流體的注入，增加了含水飽和度，水鎖嚴重，同時壓裂液殘渣形成濾餅，增加了壓力消耗，所以導致啟動壓力升高。因此其返排量接近于零。

實驗中還發(fā)現，在壓裂液返排過程中，并不是一開始就有壓裂液返排出來，而是需要經過一段時間。當壓裂液返排較少時，在計量毛細管口形成壓裂液水珠，附著在毛細管壁上，不易測量。只有在液珠的質量超過附著力時，才會流向測量液面，這樣易造成數據記錄不準確，不能實時反映壓裂液返排動態(tài)。

圖3 巖心無返排液滲透率變化曲線（左18-5，右19-1）Fig.3 Core without flowback fluid permeability curves（left 18-5，right 19-1）

3 結論

（1）清潔壓裂液對儲層造成的傷害比胍膠壓裂液小。同時通過實驗現象發(fā)現巖心滲透率越小，傷害率相對越高。驅替體積越大，巖心的傷害率也越大。

（2）致密氣藏類型復雜，滲透率低，在進行壓裂液返排時，應減少侵入量，降低返排啟動壓力，實現壓裂液盡快返排降低對儲層的傷害。

（3）氣藏巖心返排實驗中“注不進去，排不出來”的現象尤為明顯。壓裂液的注入，在增加含水飽和度的同時，也會使水鎖現象嚴重。從而對地層的傷害也更加嚴重。

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Damage characteristics of fracturing fluid in tight gas reservoir and analysis of experimental factors

FAN Xinxin，REN Xiaojuan
（College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Reducing reservoir damage and improving the performance of fracturing fluid is the main direction of research and development of tight reservoir fracturing.Through the indoor experiment of core fracturing fluid damage,factors of tight gas reservoir fracturing fluid damage characteristics and experimental effects were analyzed.The results show that,first, the type of tight gas reservoir is complex,low permeability,the fracturing fluid flowback, should reduce the amount of invasive,reducing flowback starting pressure,fracturing fluid flowback reduce implementation as soon as possible the damage to the reservoir.Two,clean fracturing fluid caused by reservoir damage than guar gum fracturing fluid,invasion quantity and reservoir damage rate of fracturing fluid is proportional to the injection.Three,fracturing fluid,the increase in water saturation at the same time,also can make the water locking phenomenon serious,thus the formation harm is more serious.In order to study the relationship between the characteristics of tight gas reservoir and the damage of fracturing fluid,theselection of the fracturing fluid system has a certain practical significance.

tight gas reservoir；fracturing fluid；back row；damage

TE357.12

A

1673-5285（2017）04-0024-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.006

2017－03-03

鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程，項目編號:2011ZX05044。

樊欣欣，女（1991－），西安石油大學在讀碩士研究生，研究方向為油氣田開發(fā)工程及儲層保護技術，郵箱:874629186@qq.com。