致密储层压裂液伤害的数字化评价方法——以P59井为例

王贤君，王 磊，张明慧，任 伟，孙志成

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163458）

水力压裂是低渗致密砂岩储层增产的有效方式[1–3]，在压裂过程中，压裂液易侵入储层，对储层造成伤害，从而影响压裂改造效果[4]。大庆油田致密油储层物性差，以往采用的岩心驱替伤害评价方法存在取心数量多、驱替压力高、实验周期长、实施费用高等问题。利用数字岩心模拟技术可快速、精准地完成压裂液对致密储层的伤害评价[5–6]。

CT扫描技术在石油勘探开发领域的应用非常广泛，目前已经相对成熟的实用技术包括利用X射线CT扫描进行储层微观孔隙结构研究、碳酸盐岩储层孔洞和裂缝分布特征研究、岩心驱替过程扫描和储层剩余油分布规律研究等[7–9]。利用CT扫描技术构建的三维数字岩心不仅能真实、完整地反映岩石的复杂孔隙结构特征，而且还可以代替真实岩心实验，全面地模拟岩石的电性、弹性、渗流等宏观物理属性[10]。此外，数字岩心的建立大大节约了岩石物模实验的成本，还可以重复进行各种数值模拟实验，并根据不同实验的需求进行各种实验条件约束，具有重要的应用价值和理论意义[11]。

1 数字岩心压裂液伤害评价实验

1.1 实验方法

数字岩心模拟计算技术包括样品制备、数值模拟和模拟计算，具体方法如下：

（1）样品制备：制备8 mm3和1 mm3的微样品，进行1.0μm和0.5μm CT扫描、三维重构、压汞曲线模拟。

（2）数字建模：主力孔径大于1个分辨率即为建模最佳分辨率，孔隙度变化低于5%即为建模最佳网格边长，选择1 mm3的岩心微样品，按储层实际温度和压力，进行高温高压扫描实验，以第一步的数字岩心建模标准来建模。

（3）模拟计算：计算不同时间的孔渗参数，以孔隙度、渗透率的降低幅度作为压裂液对致密储层伤害评价标准。

1.2 实验过程

取P59井全岩心制备8 mm3和1 mm3的微样品，分别进行1.0 μm和0.5 μm分辨率CT扫描，压汞模拟计算，优选扫描分辨率，不断提升数字岩心的网格边长，计算不同网格边长的孔隙度，绘制成边长与孔隙度关系曲线，优选建模尺寸。

以0.5 μm分辨率扫描压汞模拟计算后，岩心主力孔隙半径为1.5 μm，呈正态分布。大于600网格边长（2.16×108个网格体）计算的孔隙度趋于稳定。因此，确定 P59井致密储层选择 0.5 μm扫描分辨率和600网格边长为建模标准，如图1和图2所示。

图1 不同分辨率CT扫描下的孔隙半径分布

图2 数字岩心建模尺寸优选

取1 mm3岩心柱，抽真空后，置于20 MPa、90 ℃的胍胶压裂液破胶液中0，2，72，168，360 h，然后以0.5μm分辨率CT扫描，600网格边长（2.16×108个网格体）建模，重构获得相应时刻数字岩心，得到其平面图像（图3）。

1.3 实验结果分析

经孔渗模拟计算得到不同时间数字岩心的孔隙度、渗透率。以初始时刻干样品的孔隙度、渗透率为基准，经计算可得到孔隙度和渗透率随浸泡时间的变化曲线（图4、图5）。

从胍胶压裂液对P59井样品的孔渗影响情况看，浸泡2 d内，孔渗情况均有不同程度地降低，这种伤害情况一直持续到 3 d左右，表明浸泡过程中孔喉连通性变差影响了储层的物性。

2 胍胶压裂液伤害评价实验方法

2.1 实验方法

利用岩心流动实验装置，进行胍胶压裂液的破胶液伤害实验，主要包括泵送装置和驱替装置两部分。

图3 岩心在胍胶压裂液破胶液中不同时刻的平面图

图4 岩心在胍胶压裂液破胶液中的孔隙度随时间的变化

图5 岩心在胍胶压裂液破胶液中的渗透率随时间的变化

2.2 实验过程

（1）选取试验区天然岩心。岩心直径为25.0～25.4 mm，岩心长度不超过直径的1.5倍，岩心洗油并气测渗透率和孔隙度。

（2）水测渗透率。将岩心放入岩心流动实验装置夹持器中，按实验流程，使盐水从岩心下端挤入，上端流出，挤入压差为0.7 MPa，根据岩心渗透率大小，可以适当升高或降低挤入压差。要求通过盐水量为孔隙体积的10倍，使岩心进一步饱和盐水，并计算渗透率。

（3）挤入压裂液滤液。将压裂液滤液装入高压容器中，用压力源加压，使滤液从岩心夹持器上端入口进入岩心，挤入压差可根据岩心渗透率大小选取压力0.7，1.0，1.4 MPa，挤入滤液量以时间36 min为限，分别按1，4，9，16，25，30，36 min计量体积。挤完后，关闭夹持器两端阀门，使滤液在岩心中停留2 h。实验温度为压裂液适用温度。

（4）基质渗透率和孔隙度伤害率的计算。其公式为：

式中：ηd为渗透率伤害率，%；ηf为孔隙度伤害率，%；k1为水测渗透率，10–3μm2；k2为压裂液侵入后的渗透率，10–3μm2；1φ为初始孔隙度，%；2φ为压裂液侵入后的孔隙度，%。

（5）压裂液侵入后的渗透率和孔隙度。将岩心放入岩心流动实验装置夹持器中，按实验流程，使压裂液滤液从岩心下端挤入，上端流出，挤入压差为0.7 MPa，根据岩心渗透率大小，可适当升高或降低挤入压差。要求通过滤液为孔隙体积的10倍，并计算渗透率和孔隙度 。

2.3 实验结果分析

进行岩心压裂液驱替实验，并获得驱替前后岩心孔隙度、渗透率变化情况，对比分析实验结果见表1。

表1 岩心驱替前后孔渗变化情况

对比两种方法所测得的岩心孔渗伤害率可以看出（表2），符合率较高，均在90%以上，证明了数字岩心方法的准确性。

表2 两种方法孔渗伤害率对比

3 结论

（1）基于数字岩心技术的致密储层压裂液伤害数字化评价方法，为致密油储层适应性评价提供了更为便捷的技术手段。

（2）同一井储层，岩心驱替方法评价孔隙度伤害率及渗透率伤害率分别为39.2%和42.8%，通过数字化方法评价孔隙度伤害率及渗透率伤害率分别为42.2%和40.0%，伤害率符合率达到90%以上。

（3）取心井岩心数量有限且价格昂贵，而数字化岩心具有建模速度快、实验周期短、重复性强、成本低等优点，具有广阔的推广价值。