樊欣欣，任曉娟

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065）

致密氣藏壓裂液傷害特征及實(shí)驗(yàn)影響因素分析

樊欣欣，任曉娟

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065）

降低儲(chǔ)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(guò)巖心壓裂液傷害室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)致密氣藏壓裂液傷害特征及實(shí)驗(yàn)影響因素進(jìn)行了分析，結(jié)果表明:（1）致密氣藏類型復(fù)雜，滲透率低，在進(jìn)行壓裂液返排時(shí)，應(yīng)減少侵入量，降低返排啟動(dòng)壓力，實(shí)現(xiàn)壓裂液盡快返排降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害；（2）清潔壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害比胍膠壓裂液小，壓裂液的入侵量與儲(chǔ)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(shí)，也會(huì)使水鎖現(xiàn)象嚴(yán)重，從而對(duì)地層的傷害也更加嚴(yán)重。為深入研究致密氣藏特點(diǎn)與壓裂液傷害的關(guān)系，致密儲(chǔ)層改造壓裂液體系選擇有一定實(shí)際意義。

致密氣藏；壓裂液；返排；傷害

隨著油氣勘探技術(shù)的進(jìn)步和油氣資源不斷的開發(fā)利用，國(guó)內(nèi)加快了對(duì)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(chǎn)、低豐度的特點(diǎn)，非均質(zhì)性強(qiáng)，壓裂改造已成為低滲砂巖氣藏開發(fā)最重要的增產(chǎn)手段和經(jīng)濟(jì)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(guò)程中起傳遞壓力和攜帶支撐劑的作用，但同時(shí)又是儲(chǔ)層損害的主要來(lái)源，給儲(chǔ)層帶來(lái)不同程度的傷害[1-3]。

壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害主要是壓裂液濾液對(duì)基質(zhì)滲透率和壓裂液殘?jiān)?、濾餅等對(duì)支撐裂縫導(dǎo)流能力的傷害。在20世紀(jì)80年代末和90年代初，隨著數(shù)學(xué)模擬方法在油氣儲(chǔ)層傷害機(jī)理研究方面的應(yīng)用，對(duì)油氣儲(chǔ)層傷害機(jī)理的認(rèn)識(shí)進(jìn)一步深入[4-6]。近年來(lái)國(guó)外注重將井壁穩(wěn)定因素和滲透率降低因素結(jié)合研究?jī)?chǔ)層傷害機(jī)理。我國(guó)在20世紀(jì)50年代認(rèn)識(shí)到儲(chǔ)層保護(hù)的重要性，致力于儲(chǔ)層傷害、儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)的研究。所以，正確評(píng)價(jià)壓裂液性能，分析其對(duì)儲(chǔ)層造成的潛在傷害原因，揭示其主要傷害機(jī)理，對(duì)壓裂液的優(yōu)選、性能改進(jìn)及致密氣藏儲(chǔ)層有效開發(fā)具有指導(dǎo)作用[7-10]。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

本次研究選擇的是鄂爾多斯盆地南緣致密氣藏儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)巖心Fig.1 Experimental core

1.2 實(shí)驗(yàn)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(jī)硼）比例為100: 0.4；破膠劑（過(guò)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(shí)驗(yàn)步驟

（1）實(shí)驗(yàn)選擇了四塊巖心進(jìn)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(zhì)量的方法，將含水飽和度控制在10%左右，并測(cè)得滲透率K作為原始滲透率，以便傷害后比較。

（2）連接好實(shí)驗(yàn)設(shè)備，用相應(yīng)的壓裂液體系注入傷害巖心，傷害裝置如前文所述。根據(jù)油藏和氣藏的傷害研究，注入量為0.2 PV～0.5 PV，通過(guò)在巖心夾持器另一端接入5 mL毛細(xì)管測(cè)定進(jìn)入巖心壓裂液的體積。

（3）壓裂液傷害完畢后應(yīng)立即清除管線中的殘余壓裂液，并接好管線，開始?xì)鉁y(cè)返排，同時(shí)開始計(jì)時(shí)。和水鎖類似，測(cè)點(diǎn)同樣前密后疏，壓裂液返排量V1和測(cè)點(diǎn)K1，以及累計(jì)時(shí)間t1，三者對(duì)應(yīng)記錄數(shù)據(jù)。

（4）重復(fù)測(cè)量，直到返排結(jié)束，滲透率穩(wěn)定，或者波動(dòng)很小，實(shí)驗(yàn)結(jié)束。必要時(shí)可在數(shù)天后再測(cè)最終的滲透率Kn，計(jì)算傷害率。

2 結(jié)果及分析

2.1 傷害程度結(jié)果和分析

傷害實(shí)驗(yàn)是為了獲得兩種不同壓裂液體系對(duì)儲(chǔ)層的傷害研究，對(duì)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(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)的壓裂液施工，降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害。實(shí)驗(yàn)分為兩組進(jìn)行，驅(qū)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(jù)巖心的孔隙大小，滲透率，選取合適數(shù)值。每塊巖心的入侵量，傷害率等相關(guān)參數(shù)（見表1）。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果中可以看出，18-5和18-7-2號(hào)巖心使用的驅(qū)替壓裂液類型為胍膠壓裂液，其對(duì)巖心的傷害率高達(dá)94.8%，19-1和21-2-1號(hào)巖心使用的驅(qū)替壓裂液類型為清潔壓裂液，其對(duì)巖心的傷害率最高為33.3%，可見清潔壓裂液對(duì)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(duì)儲(chǔ)層保護(hù)性更好，18-5和21-2-1號(hào)巖心傷害前滲透率相對(duì)較低，但是傷害率分別為94.8%、33.3%。而 18-7-2和 19-1號(hào)巖心傷害前滲透率分別為0.132 mD、0.050 8 mD，相對(duì)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(duì)越高（見圖2）。

表1 巖心返排實(shí)驗(yàn)參數(shù)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(shí)驗(yàn)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(chǔ)層，體系1、2是在不同溫度下的兩種胍膠壓裂液，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明（見表2），壓裂液體系2對(duì)巖心傷害率最高達(dá)到90.7%，傷害率較低的達(dá)到60.4%，壓裂液體系1對(duì)巖心傷害率最高達(dá)到46.5%，傷害率較低的達(dá)到17.1%。溫度為25℃時(shí)的壓裂液對(duì)人工巖心傷害比較大，溫度為45℃時(shí)傷害較小。同時(shí)，通過(guò)對(duì)比表1與表2，可以發(fā)現(xiàn)，驅(qū)替體積越大，對(duì)巖心的傷害率越大。對(duì)比致密氣藏巖心與人工巖心的傷害率及實(shí)驗(yàn)過(guò)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(jié)構(gòu)與天然巖心存在差異，傷害也相對(duì)較大。

2.2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程影響因素

2.2.1 注入傷害量的影響 從表1實(shí)驗(yàn)結(jié)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(guò)大，傷害過(guò)大，而且返排壓力不足，無(wú)法使壓裂液盡快有效的返排，因此壓裂液滯留時(shí)間較長(zhǎng)，傷害過(guò)大，傷害率高達(dá)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(duì)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(yīng)減少侵入量，降低返排啟動(dòng)壓力，實(shí)現(xiàn)盡快返排降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

2.2.2 無(wú)返排液現(xiàn)象分析 實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，“注不進(jìn)去，排不出來(lái)”的現(xiàn)象很明顯。兩種壓裂液體系在返排過(guò)程中的曲線（見圖3），18-5和19-1沒(méi)有成功實(shí)現(xiàn)返排，但并不能表明其不能實(shí)現(xiàn)返排。因?yàn)閴毫岩毫黧w的注入，增加了含水飽和度，水鎖嚴(yán)重，同時(shí)壓裂液殘?jiān)纬蔀V餅，增加了壓力消耗，所以導(dǎo)致啟動(dòng)壓力升高。因此其返排量接近于零。

實(shí)驗(yàn)中還發(fā)現(xiàn)，在壓裂液返排過(guò)程中，并不是一開始就有壓裂液返排出來(lái)，而是需要經(jīng)過(guò)一段時(shí)間。當(dāng)壓裂液返排較少時(shí)，在計(jì)量毛細(xì)管口形成壓裂液水珠，附著在毛細(xì)管壁上，不易測(cè)量。只有在液珠的質(zhì)量超過(guò)附著力時(shí)，才會(huì)流向測(cè)量液面，這樣易造成數(shù)據(jù)記錄不準(zhǔn)確，不能實(shí)時(shí)反映壓裂液返排動(dòng)態(tài)。

圖3 巖心無(wú)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(jié)論

（1）清潔壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害比胍膠壓裂液小。同時(shí)通過(guò)實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象發(fā)現(xiàn)巖心滲透率越小，傷害率相對(duì)越高。驅(qū)替體積越大，巖心的傷害率也越大。

（2）致密氣藏類型復(fù)雜，滲透率低，在進(jìn)行壓裂液返排時(shí)，應(yīng)減少侵入量，降低返排啟動(dòng)壓力，實(shí)現(xiàn)壓裂液盡快返排降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

（3）氣藏巖心返排實(shí)驗(yàn)中“注不進(jìn)去，排不出來(lái)”的現(xiàn)象尤為明顯。壓裂液的注入，在增加含水飽和度的同時(shí)，也會(huì)使水鎖現(xiàn)象嚴(yán)重。從而對(duì)地層的傷害也更加嚴(yán)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(xiàng)目編號(hào):2011ZX05044。

樊欣欣，女（1991－），西安石油大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_發(fā)工程及儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)，郵箱:874629186@qq.com。