水基压裂液对储层液相伤害的实验研究

曹彦超，曲占庆，许华儒，郭天魁，杨升光，龚迪光

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.长城钻探工程有限公司压裂公司，辽宁盘锦124010；3.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

水基压裂液对储层液相伤害的实验研究

曹彦超1，曲占庆1，许华儒1，郭天魁1，杨升光2，龚迪光3

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.长城钻探工程有限公司压裂公司，辽宁盘锦124010；3.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

文中从微观角度系统分析了压裂液对储层造成的水敏伤害与水锁伤害，并且将核磁共振分析技术应用于压裂液对储层液相伤害的研究领域，与常规流动实验相结合，提出了一套评价压裂液对储层伤害的实验方法，建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验结果表明，压裂液滤液渗入储层后均会不同程度地造成束缚水增加、可动水滞留，从而引起储层渗透率降低，造成储层液相伤害，并且，对于不同渗透性储层其伤害程度不同，通过增大返排量和加入表面活性剂的措施可以使液相伤害得到一定程度的缓解。研究成果对压裂液性能优化及油井压裂改造，将具有重要指导意义。

水基压裂液；水敏伤害；水锁伤害；核磁共振

水力压裂过程中，水基压裂液造成的储层伤害主要表现为水敏伤害、水锁伤害及固相颗粒伤害。其中，水敏伤害与水锁伤害主要是由于外来流体与储层不配伍所引起的液相伤害，明显不同于固相颗粒伤害，其伤害机理及解除方法更为复杂［1］。目前，对于压裂液滤液引起储层液相伤害的研究，大多采用普通驱替实验方法，以滤液渗入前后岩心渗透率变化作为储层液相伤害程度，而没有从微观上分析2种不同的伤害机理，因此，无法准确判断引起储层液相伤害的具体原因及伤害程度［2-4］。本文将低磁场核磁共振分析技术应用于压裂液对储层的液相伤害研究，评价压裂液对储层的液相伤害。

1　储层液相伤害机理及影响因素

1.1水敏伤害

岩心在不含油状态下，饱和地层水后，外来水相侵入会产生黏土矿物吸水伤害，即水敏伤害。这是由于，基本上所有产油砂岩颗粒均会不同程度地含有蒙脱石、伊利石等黏土矿物，外来水相与这些岩石黏土矿物的不配伍性打破了原有离子间的平衡状态，引起岩心内黏土吸水，使得岩心束缚水增加，并且引起黏土吸水膨胀和分散运移，缩小了流体渗流空间，堵塞流动通道，造成岩心绝对渗透率的下降［5-6］。

1.2水锁伤害

流体在低渗透储层孔喉中的存在状态主要分为束缚流体和自由可动流体。当储层岩石孔隙内的流体为油水两相流动时，可动水相就会在毛细管力的作用下对油相产生附加阻力，妨碍油相流动，造成油相相对渗透率的降低，即水锁伤害。对于饱和油、束缚水两相状态下的岩心，外来水相的侵入会使得一部分水变为束缚水，造成岩心内束缚水的增加，引起水敏伤害；另一部分则是成为自由流动的可动水，若油相无法完全返排这些可动水，滞留的可动水就严重影响油相流动，从而引起水锁伤害［7-8］。水锁伤害的影响因素主要分为以下2个方面。

1.2.1毛细管效应

压裂液等外来流体渗入水湿性的储层孔喉后，会把储层中的原油推向储层深部，还在油水界面产生凹向油相的一个弯液面，从而产生毛细管压力，阻碍油相流动。由毛细管力计算公式（1）可知，毛细管力与孔喉半径成反比，孔喉较小的低渗透油藏将更易产生水锁伤害。

式中：pc为油水间毛细管力，mN；σ为油水间界面张力，mN/m；θ为油水间接触角，（°）；r为毛细管半径，m。1.2.2贾敏效应

地层中发生油水两相流动时，会有许多乳化液滴形成，这些乳化液在通过变化的岩心孔隙喉道时，会由于变形而产生附加阻力，见式（2）。

式中：pr为乳状液阻力，mN；R1，R2分别为油、水液膜的曲率半径，m。

目前，普遍认为影响水锁伤害的因素［9-10］有：储层孔隙结构、储层渗透率、储层中所含黏土矿物的种类及含量、含水饱和度、水相物理侵入深度、油水间界面张力、驱替压力等。为了降低水锁伤害程度，本文通过水基压裂液伤害实验，从降低储层含水饱和度、降低油水界面张力、增大驱替压差等方面着手研究。

2　储层液相伤害的核磁共振实验

2.1实验原理

本实验充分利用核磁共振的弛豫特征，分析油水在岩石中的存在状态与性质。其理论基础是，应用岩石孔隙中流体所含氢核在外磁场中的弛豫行为。在一定假设条件下，氢核的这种弛豫行为主要是由流体性质以及岩石骨架的孔隙结构、矿物组成决定的［11-13］。

岩石孔隙是由几何尺寸大小不同的孔隙喉道组成的，每种半径分布的孔喉有其独特的特征弛豫时间T2。核磁共振测试实际获取的是许多不同孔隙中流体的氢核T2衰减曲线，而这些曲线所代表的岩石物理及流体特性是由包含岩石原始孔隙度、束缚流体、可动流体、流体类型等信息的回波串经过多指数拟合（数学反演）得到的。目前，国内外有许多不同的核磁共振多指数反演算法，但普遍采用王为民等［14-15］提出的奇异值分解反演算法和变换反演算法。只有通过数学反演技术，才能计算出不同尺寸大小孔隙中的流体含量，即弛豫时间谱。

根据油层物理理论，弛豫时间谱表示岩心中大小不同的孔隙占总孔隙的比例。当岩石孔喉半径小到一定程度时，孔隙内的流体将受毛细管力的束缚而无法自由流动，因此，在弛豫时间谱上存在一个明显界限，这就是可动流体截止值。弛豫时间比这一截止值大的流体为可动流体，小于这一截止值的为束缚流体。如图1所示，左峰下的面积表示束缚流体含量，右峰下的面积为可动流体含量。

图1　一块普通砂岩岩心的典型弛豫时间谱

2.2实验方案设计

选取5组不同的低渗透岩心进行实验，每组中的3块岩心都是来自于同一块全直径岩心，物性相似，岩心基本参数及具体分配方案见表1。岩样饱和地层水时，采用的地层水为NaCl，CaCl2，MgCl2按一定比例配制而成的标准模拟地层水，其密度为1.06 g/cm3，黏度为1.09 mPa·s；采用去氢煤油作为油相，其密度为1.72 g/cm3，黏度为1.20 mPa·s，由于去氢煤油中不含氢核（1H），因此，不会产生核磁共振信号。采用普通活性水溶液和低表面张力活性水溶液作为外来流体，其中，普通活性水溶液为蒸馏水及添加剂（0.3%黏土稳定剂+ 0.3%助排剂+0.2%杀菌剂+0.06%PH调节剂）配制而成，其密度为1.04 g/cm3，黏度为1.08 mPa·s；低表面张力活性水溶液由普通活性水溶液中加入0.25%的表面活性剂配制而成，密度为1.03 g/cm3，黏度为1.05 mPa·s室温下界面张力约为同条件下普通活性水溶液的一半。

表1　岩心基本参数和实验分配

2.3实验分析方法

实验过程中，使用MR-DF核磁共振钻井液分析仪对岩心进行分析测试，定量检测不同实验阶段岩心内束缚流体、可动流体的含量及变化，并借助常规流动实验，测试流体挤入前后岩心渗透率的变化情况。

2.3.1水敏伤害实验

每组选取一块岩心（1-A，2-A，…，5-A），首先，进行饱和地层水状态下岩心水测渗透率（Kw），并进行第1次核磁共振测量；然后，反向挤入1.5倍岩心孔隙体积的普通活性水溶液，放置2 h，进行第2次核磁共振测量；之后，用地层水返排外来活性水，在返排量达到10倍孔隙体积时测水相渗透率Kw1，并进行第3次核磁共振测量；最后，利用挤入活性水前后的Kw与Kw1计算岩心渗透率的最终伤害率。

2.3.2水锁伤害实验

每组选取一块岩心（1-B，2-B，…，5-B），首先，进行饱和地层水状态下的核磁共振测量；再用去氢煤油进行驱替至不再出水，建立岩心的饱和油束缚水状态，并测量该状态下的油相有效渗透率（Ko）及核磁共振图谱；然后，反向挤入1.5倍孔隙体积的普通活性水，放置2 h，进行第3次核磁共振测量；最后，用去氢煤油返排挤入的活性水，返排量达到10倍孔隙体积后，测量岩心在该状态下的油相有效渗透率（Ko1），并进行返排完成后的核磁共振测量。利用挤入活性水前后岩心渗透率变化（Ko与Ko1），计算活性水渗入对岩心油相有效渗透率的伤害程度。

2.3.3储层伤害解除实验

主要根据上述水锁伤害实验方法，对剩余5块岩心（1-C，2-C，…，5-C）进行实验，只是用低表面张力活性水溶液替代普通活性水溶液。

3　储层液相伤害实验结果与分析

上述实验岩心，挤入不同活性水溶液前后岩心渗透率变化以及驱替结束后岩心内束缚水与可动水含量、相对增加量见表2。

表2　实验测试结果对比

由于实验选取的第1与第2组，第3与第4、第5组岩心具有接近的孔渗特性，从而也具有相似的核磁共振特征，因此，本文只列举第2组与第5组岩心的核磁共振图谱进行对比分析。

进行水敏伤害实验的2-A，5-A两块岩心的核磁共振图谱如图2a，2b所示，进行水锁伤害及解除实验的2-B，5-B，2-C，5-C四块岩心核磁共振图谱如2c—2f所示。

图2　不同岩心的核磁共振图谱

对比5组实验测试结果，以及上述3组核磁共振图谱可知，同一层位岩心前2种伤害实验中束缚水增加量比较接近，因此，引起比较相近的水敏伤害。在进行水锁伤害程度计算时，可用水锁伤害实验中渗透率总伤害减去水敏伤害实验中的渗透率总伤害。

4　解除储层液相伤害措施分析

4.1增加返排量

岩心水敏伤害实验中，2块岩心2-A，5-A的水敏伤害率与返排体积的关系曲线如图3所示；岩心普通活性水水锁伤害实验中，2块岩心2-B，5-B的水锁伤害率与返排体积的关系曲线如图4所示。

由实验曲线可知，岩心水敏伤害程度与活性水溶液的返排体积没有明显关系，基本维持在一定值，而岩心水锁伤害程度随返排体积的增大明显减小，渗透率下降率高达70%～80%，并且最终趋于稳定。由此可以看出，活性水挤入岩心后造成的水敏伤害是不可逆、不可恢复的，而水锁伤害可以通过增大返排体积得到部分解除，从而降低液相对储层的伤害程度。

4.2降低表面张力

对比表2中饱和油束缚水条件下，岩心在普通活性水溶液与低表面张力活性水溶液侵入前后渗透率变化可知，2种情况下岩心水敏伤害程度相差不大，而水锁伤害程度则有明显不同。应用低表面张力活性水溶液伤害后的岩心水锁伤害程度，比应用普通活性水溶液伤害后的岩心低5%左右。这是由于，降低流体间的表面张力，可以减小毛细管压力，减少储层中外来流体的滞留，提高油相相对渗透率；同时，表面活性剂还可以减缓贾敏效应，将赋存于细小孔隙吼道中的水驱替出来，增强外来流体的返排程度，降低水锁伤害程度，从而降低液相的总伤害程度。

图3　不同岩心水敏伤害程度与返排体积关系曲线

图4　不同岩心水锁伤害程度与返排体积关系曲线

5　结论

1）将常规流动实验与核磁共振分析技术相结合，提供了一种有效评价水基压裂液对储层液相伤害的实验方法。应用该方法，能够准确计算出压裂液等外来流体渗入储层后所引起的水敏伤害、水锁伤害及液相伤害的大小。

2）研究表明，水基压裂液引起的储层水敏伤害程度与束缚水增加量呈正相关；引起的水锁伤害程度与可动水滞留量呈正相关。

3）不同渗透率岩心挤入水基压裂液后表现的液相伤害程度不同，较低渗透率岩心的液相伤害程度比较高渗透率岩心的液相伤害程度要高。

4）通过增加水基压裂液的返排量及提高返排效率，增加表面活性剂改善压裂液性能，能够有效降低压裂液对储层的水锁伤害，从而降低压裂液对储层的液相伤害程度，保证合理的压裂效果。

5）将核磁共振技术应用于水基压裂液对储层的液相伤害研究，可以实现不同伤害类型的客观、准确评价，能够建立每种伤害机理与伤害程度的对应关系，从而，对后续研究压裂液性能改善和油层保护措施具有重要意义。

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（编辑王淑玉）

Experimental study on damage of water-based fracturing fluid to reservoir liquid phase

CAO Yanchao1，QU Zhanqing1，XU Huaru1，GUO Tiankui1，YANG Shengguang2，GONG Diguang3
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.Fracturing Service Company，Great Wall Drilling Company Ltd.，CNPC，Panjin 124010，China；3.School of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an 710065，China）

In this paper，the damage of water sensitivity and water locking caused by fracturing fluid to reservoir is analyzed from the microscopic point，and the nuclear magnetic resonance analysis technique is applied to fracturing fluid damage to the reservoir liquid phase.Combined with conventional flow experiments，an experimental method of evaluating the damage of fracturing fluid to reservoir is put forward，and the relationship between the damage mechanism and the degree of damage is established.The experiment results show that the fracturing fluid filtrate into the reservoir will cause different degrees of bound water and movable water retention，which will reduce the permeability of reservoir and result in the reservoir liquid phase damage.Moreover，the damages of different permeability reservoirs are unlike，which can be relieved by increasing the addition of return flow and injecting surface active agent.This study will provide some guiding to fracturing fluid optimization and oil well fracturing.

water-based fracturing fluid；water-sensitive damage；water-locking damage；nuclear magnetic resonance

国家自然科学基金青年科学基金项目“径向钻孔引导水力压裂裂缝定向扩展机理研究”（51404288）；中国石油大学（华东）研究生创新工程资助项目“径向井压裂裂缝起裂扩展规律研究”（YCX2014010）

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201605030

2016-02-12；改回日期：2016-07-15。

曹彦超，男，1990年生，在读硕士研究生，主要从事油井压裂酸化增产增注技术研究。E-mail：cyc901019@163.com。

引用格式：曹彦超，曲占庆，许华儒，等.水基压裂液对储层液相伤害的实验研究［J］.断块油气田，2016，23（5）：676-680.

CAO Yanchao，QU Zhanqing，XU Huaru，et al.Experimental study on damage of water-based fracturing fluid to reservoir liquid phase［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：676-680.