不同类型注入液体对返排影响实验研究

＊王守峰 王宽

（中国石油吉林油田油气工程研究院 吉林 138000）

不同类型注入液体对返排影响实验研究

＊王守峰 王宽

（中国石油吉林油田油气工程研究院 吉林 138000）

不同类型压裂注入液体表现出不同的返排特性。选择合适的注入液体有助于提高压裂返排，从而提高压裂效果。对国内某低渗透区块岩心进行室内物理模拟实验研究，主要进行了岩心润湿反转实验及渗透性、润湿性对注入液体返排影响的实验研究。实验结果显示，该区块低渗透岩心容易发生水锁伤害，加入优选的润湿反转剂后能够提高接触角，从而降低水锁伤害。不同的渗透率、润湿性对液体返排有一定影响，随着渗透增加，返排量相对较大。水湿指数越高，返排率越低。实验结果对压裂液返排施工具有很好的指导意义。

注入液体；岩心实验；润湿性；渗透率；返排

压裂液返排是压裂工程中的一项非常重要的工作，为了提高压裂返排效果，国内外进行了大量研究工作，目前研究较多的通常是返排发生支撑剂回流以及如何控制回流。实际施工中，返排过程不但涉及到支撑剂回流问题，同时压裂液体的返出量也是非常重要。压裂液体返排量影响因素很多，其中，注入流体与裂缝基质及裂缝通道是否反应也是压裂液返排量大小的重要影响因素，这方面目前研究较少。因此有必要通过室内物理模拟实验研究不同注入液体对返排影响，进而优化压裂液方案，对压裂液返排施工具有指导意义。

1.仪器和材料

表面张力仪；界面张力仪；平流泵；恒温流动实验仪。所用材料有：表面活性剂；标准盐水；标准煤油。所用岩样为现场取样，注入液体为标准盐水，加入表面活性剂调节其表面张力，实验模拟温度125℃。

2.实验方法

(1)岩心润湿反转评价实验方法

①岩石自吸3%KCL实验；②气驱至束缚水饱和度，测束缚水下气体的有效渗透率；③干岩心至原始含水饱和度（33%），气测渗透率；④烘干岩心；⑤岩心自吸润湿反转剂溶液实验；⑥将岩心用润湿反转剂溶液驱替1～2PV；⑦重复步骤①－⑥。

(2)渗透率及润湿性影响评价实验方法

将抽空并饱和标准盐水的岩样装入岩心夹持器中，加封闭压力2．0～2．2MPa，恒温3h后测水相渗透率。煤油正向驱替至出口100%出油，测定油相渗透率；反向驱替煤油，计量驱出的煤油体积和存留在岩石中液体体积；煤油正向驱替岩心至出口100%出油，计量驱出的注入液体体积，测定损害后的油相渗透率。驱出液与总注入液体比值为返排率，损害前后的油相渗透率差值与损害前渗透率比值为渗透率损害率。

3.实验结果与分析

(1)岩心润湿反转实验结果与分析

实验用水为过滤清水，实验用气为空气，实验接触角结果如表1，从表1中可以看出，该区块岩心为水湿性较强，容易产生水锁伤害。储层岩心表现为显著的水锁伤害特征，吸附是致密气藏水锁伤害的内因。

表1 岩心表面润湿性测量结果统计表

表2 岩心表面润湿性测量结果统计表

岩石处理后烘干，测量水在岩石表面上的接触角，实验结果见表2。从表2中可以看出，优化的表面活性剂能使岩石表面发生润湿反转，水滴在岩石表面接触角发生了很大的变化，润湿反转剂处理后岩石表面的接触角在87．90－108．7°之间，平均为97．7°，岩石表面为中性，略带憎水。

(2)渗透率的影响

图1是注入液体表面张力与注入液体返排率和渗透率损害率的实验结果。1类岩心渗透率0．15mD；另1类岩心渗透率范围为1．8mD；（2种岩样均具有相同的弱亲水性）。

图1 不同渗透率岩样注入液体表面张力与返排率关系

由图1可以看出，液体返排率随注入液体表面张力的降低而提高，岩心渗透率损害率随注入液体表面张力的降低而减小；注入表面张力相同的液体，相对渗透率低的岩样中的液体返排率低于相对高渗透性的岩样，岩心渗透率越低，损害率则越高。

表3 注入液体表面张力与煤油间界面张力的关系

表3是注入液体的表面张力与注入液体-煤油间界面张力的实验结果。由表3可知，注入液体的表面张力越低，注入液体与煤油间界面张力就越低；因此，降低注入液体的表面张力，实际是降低了注入液体与煤油间界面张力。现有理论分析结合认为，毛细管附加阻力与注入液体与煤油间界面张力成正比；注入液体表面张力的降低，意味着减小毛细管产生的阻力，因而提高了注入液体的返排率和降低渗透率损害率。

高渗透性岩样比低渗透性岩样具有更大的孔道半径，相同表面张力的注入液体在高渗透性岩样中产生的毛细管附加阻力比低渗透性岩样中小。因此，高渗透性岩样中的注入液体比低渗透性岩样中的注入液体更容易返排出，因而高渗透岩心的渗透率损害率较低。

(3)润湿性的影响

实验用岩样均具有相近的空气渗透率，约为3．465 mD，其中1组岩样具有强亲水性，其水湿指数为0．92；2组岩样具有强亲油性，其水湿指数为0．16。图2是用2组润湿性岩样得出的注入液体表面张力与注入液体返排率和渗透率损害率的实验结果。

图2 不同润湿性岩样注入液体表面张力与返排率关系

由图2可知，液体返排率随岩样亲水性的增强而降低，渗透率损害率随岩样亲水性的增强而提高。

在亲水性岩样中，水相注入液体为润湿相流体，在毛细管力的作用下容易进入岩样的细小孔道；油相返排注入液体时，毛细管力是阻力，细孔道中的注入液体不易被煤油返排出；岩样亲水性越强，进入细小孔道中的注入液体越多，注入液体越不容易被返排出，渗透率损害率越高。在亲油性岩样中，水相注入液体为非润湿相流体，注入液体不易进入细小孔道，大孔道中的注入液体容易被煤油返排出；岩样亲油性越强，进入细孔道中的注入液体越少，注入液体越容易被返排出，渗透率损害率越低。

4.结论与建议

(1)气藏岩石的表面是亲水的，由于岩石表面的亲水性，表现为水湿性较强，润湿角小，容易产生水锁伤害。

(2)润湿反转剂处理后岩石表面上的水滴接触角发生了很大的变化，平均为97．7°，岩石表面为中性，略带憎水。显著减少水锁伤害。

(3)降低注入液体的表面张力，是提高油气井生产作业时注入液体返排效果、减小储层损害的有效途径。

(4)为保护油气层，减小注入液体对储层的损害，要求用于低渗透性储层压裂液有更低的表面张力；用于亲水性储层注入液体有更低的表面张力。

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王守峰（1982～），男，中国石油吉林油田油气工程研究院，研究方向：天然气试采气工艺技术研究与应用。

(责任编辑李鹏波）

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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