劉博峰，張慶九，陳鑫，楊震，張峰，曹東林

（中國(guó)石油玉門油田分公司工程技術(shù)研究院，甘肅 酒泉 735000）

0 引言

致密油儲(chǔ)層由于低孔、低滲、孔喉細(xì)小及毛細(xì)管力強(qiáng)等特點(diǎn)，通常無法獲得較高的自然產(chǎn)能［1-4］。水力壓裂儲(chǔ)層改造技術(shù)是提高致密油藏產(chǎn)能的一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。其中，多級(jí)水力壓裂、體積壓裂及重復(fù)壓裂技術(shù)是致密油儲(chǔ)層最常用的壓裂施工方式。在壓裂施工過程中，大量的壓裂液會(huì)進(jìn)入地層，而由于致密油儲(chǔ)層自身的特點(diǎn)，壓裂液破膠后的返排率通常較低，因此，壓裂施工結(jié)束后儲(chǔ)層中仍會(huì)滯留大量破膠后的壓裂液。這些滯留的壓裂液一方面會(huì)引起儲(chǔ)層含水飽和度的升高，對(duì)儲(chǔ)層造成一定的水鎖傷害；另一方面，由于致密油儲(chǔ)層的滲吸作用，滯留的壓裂液又具有一定的滲吸驅(qū)油效果，有利于提高致密油藏的采收率［5-8］。

資料分析結(jié)果表明，鄂爾多斯盆地S區(qū)塊致密油藏壓裂施工后，在壓裂液返排率相差不大的情況下，使用不同類型壓裂液時(shí)油井的試油產(chǎn)能不同。其中，使用清潔壓裂液施工的油井壓后產(chǎn)能較高，使用胍膠壓裂液施工的油井壓后產(chǎn)能則較低。分析認(rèn)為，這可能是不同類型的壓裂液滯留在儲(chǔ)層中產(chǎn)生的滲吸驅(qū)油作用和水鎖傷害程度不同所造成的。目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)致密油儲(chǔ)層壓裂液的滲吸驅(qū)油作用研究較多，取得了一定的研究成果［9-15］，也有針對(duì)壓裂液對(duì)致密油儲(chǔ)層的水鎖損害方面的研究報(bào)道［16-18］。以上研究大多是將壓裂液的滲吸和水鎖分開來進(jìn)行的，鮮有將兩者相結(jié)合進(jìn)行研究。

本文以鄂爾多斯盆地S區(qū)塊致密油儲(chǔ)層巖心和不同類型的壓裂液（均為充分破膠后的壓裂液）為研究對(duì)象，開展了不同類型壓裂液的滲吸特征研究，并在此基礎(chǔ)上，評(píng)價(jià)了壓裂液滲吸后致密油儲(chǔ)層巖心的水鎖損害情況，為目標(biāo)區(qū)塊致密油儲(chǔ)層壓裂施工時(shí)壓裂液的選擇提供參考和借鑒，也為提高致密油藏的開發(fā)效率提供技術(shù)支持。

1 S區(qū)塊致密油儲(chǔ)層基本特征

S區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地中西部，屬于典型的致密砂巖油藏，儲(chǔ)層巖石主要為極細(xì)—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，以石英、鉀長(zhǎng)石、斜長(zhǎng)石和白云石為主，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)不高（平均小于10%），黏土礦物以高嶺石、綠泥石和伊利石為主，蒙皂石、伊/蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，儲(chǔ)層水敏性較弱。儲(chǔ)層孔隙形態(tài)多樣，孔隙類型主要為剩余粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和微裂隙等，以微細(xì)孔喉為主。儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性主要表現(xiàn)為親水性。儲(chǔ)層滲透率為 0.012×10-3～3.651×10-3μm2，平均滲透率為0.218×10-3μm2；儲(chǔ)層孔隙度為 5.18%～12.05%，平均孔隙度為8.02%。地層水礦化度為51 500 mg/L左右，水型為CaCl2型。地層原油黏度為3.15 mPa·s左右，密度為0.79 g/cm3左右。

2 致密油儲(chǔ)層壓裂液滲吸特征

2.1 實(shí)驗(yàn)方法

1）將S區(qū)塊儲(chǔ)層天然巖心洗油、烘干，測(cè)定長(zhǎng)度、直徑、干重及氣測(cè)滲透率后，使用模擬地層水（礦化度為51 500 mg/L）充分飽和巖心，稱其濕重，計(jì)算孔隙體積和孔隙度。實(shí)驗(yàn)用天然巖心基本物性參數(shù)見表1。

表1 實(shí)驗(yàn)用天然巖心基本物性參數(shù)

2）采用高壓驅(qū)替裝置在低流速狀態(tài)下飽和模擬油（儲(chǔ)層原油與航空煤油按體積比1∶1混合，室溫下黏度為1.26 mPa·s），至巖心出口端無水產(chǎn)出時(shí)為止。然后繼續(xù)將巖心在模擬油中浸泡24 h。

3）將飽和模擬油后的巖心放入自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)裝置中，使用不同滲吸液（不同類型壓裂液或模擬地層水）進(jìn)行滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，記錄不同滲吸時(shí)間的采出油體積，計(jì)算滲吸驅(qū)油效率，直至采出油體積不再變化為止。

4）改變實(shí)驗(yàn)條件，重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟1）—3）。

5）開展核磁共振實(shí)驗(yàn)時(shí)，模擬地層水和滲吸液中均加入一定濃度的Mn2+，用以屏蔽水中的氫信號(hào)。

2.2 結(jié)果與討論

2.2.1 壓裂液類型對(duì)滲吸的影響

參照2.1中的實(shí)驗(yàn)方法，使用不同類型的壓裂液（基本性能見表2）和模擬地層水作為滲吸液，評(píng)價(jià)了壓裂液類型對(duì)滲吸效果的影響。不同類型的壓裂液按照S區(qū)塊致密油儲(chǔ)層現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工用壓裂液配方進(jìn)行配制，然后充分破膠，再經(jīng)過過濾后作為滲吸液使用。實(shí)驗(yàn)溫度為60℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

表2 不同類型壓裂液和模擬地層水基本性能

圖1 不同類型壓裂液滲吸驅(qū)油效果

由圖1可知：不同滲吸液對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層巖心的滲吸驅(qū)油效率影響較大，與模擬地層水相比，3種不同類型壓裂液的滲吸驅(qū)油效果明顯較高。其中：清潔壓裂液的滲吸驅(qū)油效果最好，最終滲吸驅(qū)油效率可以達(dá)到20%以上；模擬地層水的最終滲吸驅(qū)油效率低于10%。分析認(rèn)為，這是由于4種滲吸液的界面張力差異較大引起的（見表2）。在其他性能基本相似的前提下，清潔壓裂液的油水界面張力低至0.158 mN/m，其他壓裂液的界面張力均遠(yuǎn)高于清潔壓裂液，界面張力越低，流體的滲流阻力就越小，使得原油與巖心孔隙表面之間的黏附功降低，因此，清潔壓裂液滲吸驅(qū)油效率較高。另外，前人研究結(jié)果表明［19-20］，在致密油藏滲吸驅(qū)油過程中，并不是界面張力越低越好，當(dāng)界面張力低至一定程度時(shí)，毛細(xì)管力過小會(huì)影響滲吸驅(qū)油強(qiáng)度，致使?jié)B吸驅(qū)油效果有所下降，因此，應(yīng)注意選擇合適的滲吸液類型，以提高滲吸驅(qū)油效率。

2.2.2 滲透率對(duì)滲吸的影響

參照2.1中的實(shí)驗(yàn)方法，使用清潔壓裂液作為滲吸液，評(píng)價(jià)了巖心滲透率對(duì)滲吸效果的影響。實(shí)驗(yàn)溫度為60℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 巖心滲透率對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響

由圖2可知，隨著天然巖心滲透率的不斷升高，滲吸驅(qū)油效率呈先增大后降低的趨勢(shì)。當(dāng)巖心滲透率由0.065×10-3μm2升高至 0.872×10-3μm2時(shí)，滲吸驅(qū)油效率不斷增大。當(dāng)滲透率升高至2.358×10-3μm2時(shí)，滲吸驅(qū)油效率有所下降。其原因?yàn)椋涸谝欢ǖ臐B透率范圍內(nèi)，巖心滲透率越高，孔隙內(nèi)的連通性相對(duì)就越好，原油就越容易從孔隙中流動(dòng)出來，增大了滲吸驅(qū)油效率；當(dāng)巖心滲透率增大至一定程度時(shí)，孔隙半徑的增大導(dǎo)致毛細(xì)管力（滲吸動(dòng)力）大幅下降，降低了滲吸強(qiáng)度，滲吸驅(qū)油效率下降。

2.2.3 溫度對(duì)滲吸的影響

參照2.1中的實(shí)驗(yàn)方法，使用清潔壓裂液作為滲吸液，評(píng)價(jià)了實(shí)驗(yàn)溫度對(duì)滲吸效果的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 溫度對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響

由圖3可知：隨著實(shí)驗(yàn)溫度的不斷升高，滲吸驅(qū)油效率逐漸增大。當(dāng)溫度升高至80℃時(shí)，最終滲吸驅(qū)油效率可以達(dá)到23.6%，并且溫度越高，達(dá)到滲吸平衡所需的時(shí)間越短。溫度的升高不僅有利于提高滲吸效率，還能一定程度地提高滲吸速率。這是由于當(dāng)溫度升高時(shí)，油水界面張力、原油黏度和原油與巖石之間的黏附功均會(huì)有所下降，使得巖心孔隙中的原油更易流動(dòng)，增大了滲吸驅(qū)油效率。

2.2.4 致密油儲(chǔ)層巖心滲吸T2譜圖特征

參照2.1中的實(shí)驗(yàn)方法，使用Meso MR23-60H-I型核磁共振分析儀記錄天然巖心滲吸前后的核磁共振T2譜，分析致密油儲(chǔ)層巖心在不同壓裂液中的滲吸特征。實(shí)驗(yàn)用巖心和具體實(shí)驗(yàn)條件均參照2.2.1，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4—圖7。

圖4 SX-1巖心模擬地層水滲吸前后T2譜分布曲線

圖5 SX-2巖心胍膠壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

圖6 SX-3巖心滑溜水壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

圖7 SX-4巖心清潔壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：4塊致密砂巖巖心核磁共振T2譜圖中的弛豫時(shí)間主要集中在0.1～100.0 ms。其中，0.1～10.0 ms的面積較大，10～100 ms的面積稍小，這說明目標(biāo)區(qū)塊致密砂巖巖心以中—小孔隙為主，中—大孔隙相對(duì)較少。此外，由不同類型壓裂液滲吸前后T2譜圖包絡(luò)面積的變化情況得出，模擬地層水滲吸前后變化最小（見圖4），清潔壓裂液滲吸前后的變化最大（見圖7）。這說明模擬地層水的滲吸驅(qū)油效果最差，清潔壓裂液的滲吸驅(qū)油效果最好。

3 致密油儲(chǔ)層壓裂液水鎖損害評(píng)價(jià)

3.1 實(shí)驗(yàn)方法

將2.2.1中滲吸實(shí)驗(yàn)后的4塊天然巖心使用煤油驅(qū)替，測(cè)定其滲透率大小，并與初始煤油測(cè)定的滲透率進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算滲透率傷害率，即為致密砂巖天然巖心的水鎖損害率，以此評(píng)價(jià)壓裂液滲吸后對(duì)巖心的水鎖損害情況。此外，為保證實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性，在上述實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，再選取4塊天然巖心開展一組平行實(shí)驗(yàn)。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

按照3.1中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型壓裂液和模擬地層水滲吸后對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層段致密砂巖天然巖心的水鎖損害情況，實(shí)驗(yàn)溫度為60℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 水鎖損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表3可知：3種不同類型壓裂液滲吸實(shí)驗(yàn)后，巖心的水鎖損害率差異較大。其中，胍膠壓裂液的水鎖損害率最高（40%以上），滑溜水壓裂液次之（30%以上），清潔壓裂液最低（15%左右），模擬地層水由于吸入量較小，水鎖損害率在20%以上。

3種壓裂液中，清潔壓裂液的吸入量最大，但水鎖損害率最小。這是由于清潔壓裂液具有較低的界面張力，在致密砂巖巖心孔隙中容易返排，因滲吸進(jìn)入孔隙中的水相，在后期的油驅(qū)水過程中大部分被驅(qū)替出來，因此其水鎖損害率較小。胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液的界面張力較高，其滲吸量小于清潔壓裂液，但水相進(jìn)入致密砂巖巖心孔隙后容易滯留在其中，造成比較嚴(yán)重的水鎖傷害。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在致密油藏壓裂施工過程中，滯留在儲(chǔ)層中的壓裂液，一方面具有一定的滲吸驅(qū)油效果，有助于提高致密油儲(chǔ)層的采收率；另一方面還能對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生一定的水鎖損害，降低致密油儲(chǔ)層的滲透率。因此，為了提高致密油儲(chǔ)層的開發(fā)效果，應(yīng)選擇合適的壓裂液體系，在降低儲(chǔ)層水鎖損害的同時(shí)，最大程度地提高油藏的采收率。

4 結(jié)論

1）S油田致密油儲(chǔ)層平均滲透率為0.218×10-3μm2，平均孔隙度為8.02%。黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，水敏性損害較弱。儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為親水性，有利于壓裂液的滲吸。同時(shí)儲(chǔ)層具有低孔、低滲及孔喉細(xì)小的特點(diǎn)，容易產(chǎn)生水鎖傷害。

2）滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，清潔壓裂液的滲吸驅(qū)油效率在20%以上，明顯高于胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液。隨著巖心滲透率的不斷增大，清潔壓裂液的滲吸驅(qū)油效率先增大后減小。隨著溫度的不斷升高，清潔壓裂液的滲吸驅(qū)油效率逐漸增大。

3）壓裂液水鎖損害實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，清潔壓裂液滲吸后對(duì)致密油儲(chǔ)層巖心的水鎖損害率為15%左右，明顯低于胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液，因此，在S區(qū)塊致密油儲(chǔ)層壓裂施工時(shí)，應(yīng)選擇水鎖損害率較低的清潔壓裂液體系，在降低致密油儲(chǔ)層損害的同時(shí)，還有利于提高滲吸驅(qū)油效率。