特低渗油田水力压裂的压裂液伤害实验研究

张 博　张海勇　吴小张　吴 鹏

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)



特低渗油田水力压裂的压裂液伤害实验研究

张 博1张海勇2吴小张1吴 鹏1

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)

摘要：为了提高压裂效果，针对特低渗油田水力压裂液伤害进行实验研究。在研究区储层地质特征分析的基础上，以特低渗砂岩岩心为对象，对不同压裂液造成的伤害进行实验测定和分析，定量评价储层压裂液的伤害程度，分析造成储层伤害的原因。认为黏土的存在是造成储层伤害的主要原因，储层伤害受到黏土含量、黏土类型、渗透率等多种因素的影响。建议从减少压裂液的滞留吸附、提高破胶率、提高返排率方面着手改进压裂液。

关键词：压裂液伤害； 特低渗油藏； 渗透率;伤害率

特低渗储层孔隙度和渗透率低，物性差，应用常规方法开采很难获得工业油流，一般需要采取压裂增产措施来获得产能；但是，油田的增产作业会造成储层的伤害。实践证明，储层伤害会降低油井产能，影响试井与测井资料解释结果，进而影响合理制定开发方案及最终的采收率。对不同压裂液造成的伤害进行实验评价，有针对性地保护储集层、预防地层伤害，对于石油生产企业来说非常重要。

很多学者研究压裂技术时往往侧重于裂缝及增产效果，而忽略了压裂液对储层造成的伤害[1-4]。本次研究首先在储层地质特征分析的基础上，分析储层潜在的伤害源，预测伤害类型和伤害程度；然后通过室内实验，定量评价储层压裂液伤害程度，查找研究区储层伤害的具体原因；最后根据研究结果提出具体的储层保护措施。

1研究区地质概况

本次研究以鄂尔多斯盆地某特低渗油田为研究区域。通过岩心分析发现，研究区的最小粒间孔隙为10 μm，最大粒间孔隙为40 μm，平均21.25 μm。绝大部分孔隙连通性较好，平均渗透率为0.221 8×10-3μm2，平均孔隙度为9.58%。研究区储层矿物以石英(平均质量含量34.4%)和长石(平均质量含量31.5%)为主，方解石次之(平均含量8.4%)。此外，黏土矿物的绝对含量较高，黏土含量平均为22%，分布较均匀；黏土矿物类型多样，有高岭石、伊利石、绿泥石、伊蒙混层。不同的产状对储层伤害不同，表1所示为黏土矿物不同产状对储层伤害的影响。研究区特低渗储层孔隙小，渗透率低，一旦造成伤害则很难消除。

2实验部分

2.1实验原理及实验装置

油气层敏感性评价主要是通过岩心流动实验，考察油气层岩心与各种外来流体接触后所发生的物理化学作用对岩石性质(主要是渗透率)的影响程度。因此，根据达西渗流定律，在实验设定的条件下注入各种与地层伤害有关的流体或改变渗流条件(流速、净围压等)测定岩样渗透率及其变化，以评价储层渗透率伤害程度。图1所示为压裂液伤害实验装置示意图。

1 — 驱替泵；2 — 围压泵；3 — 压力传感器；4 — 岩心夹持器；

2.2实验流体

(1)地层水。标准盐水按质量进行配比，即NaCl2、CaCl2、MgCl2·6H2O的质量比例为70∶6∶4。

(2)压裂液。1、2、3井区压裂液配方均不同。

①井区1,长4+5井：液体配方为0.4%CJ2-6+0.3%CF-5C+0.3%COP-1+0.1% CJSJ -2+0.1%BE-2；交联剂为0.4%硼砂+0.4%APS ；交比为(100 ∶8)～(100 ∶12)；矿化度为83.66 mgL。

②井区2,长8井：液体配方为0.4%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.1%CJSJ-2；交联剂为0.4%硼砂+(0.3%～0.4%)APS；交比为(100∶8)～(100∶12)；矿化度为58 800 mgL。

③井区3，长8井：液体配方为0.35%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.1%CJSJ-2+0.04%CJ-3(NaOH)；交联剂为50% JL-2(硼砂)+4.0%APS ；交比为(100 ∶6)～(100 ∶8)。

2.3实验步骤

(1)选取研究区目的层圆柱体岩心，完成洗油、烘干、测定孔隙度及渗透率等基础工作。

(2)选取煤油作为流动介质，用煤油脱水、过滤并除去岩心的水分和杂质，抽空脱气。

(3)按配方组成配制压裂液，加入破胶剂和胶联剂，形成冻胶之后，在70 ℃条件下予以破胶，然后过滤并收集滤液。

(4)将岩心抽空，用煤油饱和。

(5)测定压裂液伤害前煤油的渗透率k1。

(6)将压裂液滤液装入高压容器中，用压力源加压，使滤液从岩心夹扶器上端入口进入岩心。可根据岩心渗透率大小选用挤入压差0.7、1.0、1.4 MPa，挤入滤液的时间不超过36 min，分别计量挤入1、4、9、16、25、30、36 min的滤液体积。挤入完毕后，关闭夹扶器两端的阀门，使滤液在岩心中停留2 h，实验温度保持70 ℃。

(7)测定压裂液伤害后的煤油渗透率k2。 待岩心冷却至常温再测定k2，要求驱替煤油量为孔隙体积的5～15倍。

3压裂液伤害评价

压裂作业是油气井增产的一项重要技术手段，但在压裂作业中压裂液会给储层带来不同程度的伤害，严重时可能造成油气井减产。通过实验计算压裂液伤害指数，可以预测压裂可能带来的储层伤害，判断压裂液的可用性。

3.1压裂液伤害评价方法

渗透率伤害率计算公式[5]：

(1)

式中：μd—— 渗透率伤害率，%；

k1—— 岩心挤压裂液前的渗透率，10-3μm2；

k2—— 岩心挤压裂液后的渗透率，10-3μm2。

3.2现场给定压裂液伤害评价结果

表2所示为现场给定压裂液伤害实验结果。现场给定的压裂液伤害指数均在35%以下：对井区1中储层的平均渗透率伤害率约为30.74%；对井区2中储层的平均渗透率伤害率约为32.31%；对井区3中储层的平均渗透率伤害率约为30.77%。

3.3其他压裂液岩心伤害实验结果

目前，国内广泛使用的压裂液体系为水基压裂液。水基压裂液由聚合物稠化剂、交联剂、破胶剂、pH调节剂、杀菌剂、黏土稳定剂等组成，具有价廉、综合性能好、适用范围广等特点，但潜在的问题是稠化剂对储层的伤害较严重。泡沫压裂液具有易反排、伤害小、携砂能力强等特点，适用于低压、水敏性储层，尤其是气藏；油基压裂液通常由烃类和破胶剂组成，具有与油藏配伍性好的优点，缺点是成本高、耐温性弱、滤失量大，适合水敏性强的油藏。表3所示为其他压裂液伤害实验结果。

所用的压裂液配方包括泡沫压裂液、清洁压裂液、无残渣压裂液、水基压裂液、油基压裂液[6-8]。

表2　现场给定压裂液伤害实验结果

表3　其他压裂液伤害实验结果

泡沫压裂液：泡沫质量为50%～70%，基础配方为(0.65%～0.70%)GRJ改性瓜胶+0.1%杀菌剂+1.0%FL236起泡剂+1.0%KCl黏土稳定剂+0.3%DL210助排剂+(0.003%～0.06%)过硫酸铵+1.5%AC28 酸性交联剂。

清洁压裂液(VES-80)：基本组成为特殊表面活性剂、一定浓度的盐溶液、激活剂和稳定剂等。

无残渣压裂液：表面活性剂NRF201a的浓度范围为2%～5%(低温适用于低浓度)，实验中加入5%的水溶性无机盐，添加剂NRF201b。

水基压裂液：0.4%HPG+0.4%YP-105(有机硼高温交联剂)+0.1%Na2CO3+0.01%过硫酸铵。

油基压裂液：1.8%YJY-A3+1.8%JYJ-B+(1%～2%)有机碱+原油。

3.4不同压裂液岩心伤害分析及改进

比较表2 和表3压裂液伤害实验结果，可以看出研究区使用的压裂液对储层的伤害率优于其他水基压裂液，但比泡沫压裂液和其他新型清洁压裂液伤害率高。

压裂液对储层的主要伤害类型有贾敏效应、压裂液残渣对储层的伤害，以及压裂液与原油乳化造成的乳化堵塞、压裂引起储层黏土矿物膨胀与微粒运移、压裂液对储层冷却所造成的冷“伤害”。压裂液对地层岩心的伤害率反映了黏土膨胀、微粒运移、水锁与残渣堵塞等作用的综合影响。在加入黏土稳定剂且实验流速小于临界流速的条件下，压裂液对地层岩心的伤害率主要反映了水锁与残渣堵塞的影响。建议对现有压裂液的改进研究从减少压裂液的滞留吸附、提高破胶效率、提高返排率等方面着手。

4压裂液伤害机理分析

4.1压裂作业对储层的伤害

在压裂施工中，压裂液在储层中易滞留产生液堵。在压裂液的注入过程中，井壁上的残渣可能沿支撑缝移动。压裂结束后，这些残渣返流堵塞填砂裂缝，降低裂缝导流能力，严重时会使填砂裂缝完全堵塞而致压裂失败。此外，低温的压裂液进入储层，会降低储层温度，从而使原油中的蜡及沥青析出，造成储层伤害。

4.2外来流体与岩石矿物、流体低配伍性的伤害

作业过程中的工作液或外来流体进入储集层，与储层岩石相互作用，发生有害的物理反应和化学反应等，这往往是造成地层伤害的重要原因。

当含有固体颗粒的钻井液滤液进入地层时，会在井壁形成滤饼，而滤饼会减缓滤液的侵入速度并阻碍钻井液侵入近井地层。钻井液滤液可能与地层固有的黏土发生反应，导致黏土膨胀、松动或运移，而释放的颗粒和细粒会被滤液带进地层，堵塞孔隙，降低渗透率。

如果进入储层的外来流体与地层流体之间配伍性不好，就会在储层条件下引起有害的化学反应，形成乳化物、有机结垢、无机结垢等，这些都将导致地层伤害。

4.3毛细管现象造成的伤害

岩石的润湿性对油水在地下的分布及流动、毛细管力的大小均产生较强的影响。压裂液起作用后，地层岩石的润湿性发生变化，由水湿性转变为油湿性。润湿性的变化使毛细管自吸作用和液相滞留效应更加明显。低渗透油层孔喉细小，黏土矿物发育，毛管力大，使得压裂液返排困难、流体流动阻力增加，液相滞留在空隙和喉道中，产生相圈闭损害。油田作业中经常使用的多种化学添加剂，可能与地层流体发生有害反应，从而改变油水界面张力或导致润湿性转变，这种变化能降低原油在近井壁附近侵入带的有效渗透率。伴随着这种改变，外来油与地层水相互混合，或外来水相流体与地层中的油相互混合，形成乳化物及乳状液。这些乳状液在有乳化物、微粒或黏土颗粒时能稳定存在，比孔喉尺寸大的乳状液滴能堵塞孔隙，增加黏度，降低油水的有效流动能力，进而导致储层产能下降。

4.4固体颗粒堵塞引起的伤害

钻井液、完井液等各种工作液中往往含有2类固相颗粒：一类是为保持工作液密度、黏度和流变性而添加的有用颗粒及桥堵剂、暂堵剂；另一类是有害颗粒及杂质，包括岩屑、砂子等固相物质及固相污染物质。井眼液柱压力与地层压力不平衡，导致这些外来固相颗粒会因过滤作用而在井壁形成泥饼或滤饼，堵塞过滤面。在注水开采过程中，如果注入水的水质不符合要求，固相悬浮物和细菌随之侵入地层，其伤害范围会更大，伤害程度也更严重。固相颗粒堵塞伤害程度受外界因素的影响，而固相颗粒侵入后使油层渗透率下降的幅度与岩石的孔隙结构有关。

5结语

在研究区储层地质特征分析的基础上，以特低渗砂岩岩心为对象，对不同压裂液造成的伤害率进行实验测定和分析。结果表明，黏土的存在是造成储层伤害的主要原因，储层伤害同时受到黏土含量、黏土类型、渗透率等多种因素的影响。结合压裂现场的实际情况，分析认为储层伤害主要缘于压裂液、外来流体与储层配伍性差，以及毛细管现象和固相颗粒堵塞。

为了提高研究区的压裂效果，减少现有压裂液对储层的伤害，建议从以下几方面着手改进：

(1) 在钻井过程中应该降低滤液伤害率，推荐使用暂堵钻井液及低固相、无固相聚合物射孔液，及时大量冲洗返排，同时还应根据临界排量确定合适的注水速度；

(2) 在生产中应绝对避免清水进入储层，以防低含盐量造成黏土矿物膨胀，甚至破坏崩落；

(3) 进行注水作业及井下作业时，建议使用合适的黏土稳定剂、防膨剂或采取周期性的黏土稳定技术,以控制其对储层的伤害；

(4) 根据实验中不同压裂液对储层的伤害程度对比结果，建议从减少压裂液的滞留吸附、提高破胶效率、提高返排率等方面着手，以减少现有压裂液对储层的伤害。

参考文献

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Study on the Hydraulic Fracturing Fluid Damage Test of Extra-Low Permeability Reservoir

ZHANGBo1ZHANGHaiyong2WUXiaozhang1WUPeng1

(1. Research Institute of Exploration and Development, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China;2. Engineering Technology Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)

Abstract:In order to improve the fracturing effect, this paper carried on tests to study the fracturing fluid damage. Based on the geological characteristics analysis of the study area, reservoir in low permeability experiment measurements were conducted to evaluate the different fracturing fluid damage with sandstone cores, and analyze the causes of reservoir formation damage by different fracturing fluids. The results show that the presence of clay minerals is the main reason causing reservoir formation damage, and the influencial factors include the clay content, clay type and permeability. The evaluation of fracturing fluid damage by experimental method is accurate, so in order to improve the fracturing effect, we should decrease the retention adsorption of fracturing fluid, improve the gel breaking efficiency and increase the flow back rate.

Key words:fracturing fluid damage; extra-low permeability reservoir; permeability ratio; damage ratio

收稿日期：2015-06-10

基金项目：国家科技重大专项“油田开采后期提高采收率新技术”(2011ZX05009)

作者简介：张博(1986 — )，男，河北秦皇岛人，硕士，助理工程师，研究方向为油气田开发。

中图分类号：TE357

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0082-05