致密砂岩油藏压裂液伤害实验研究

赵金省, 李斌, 马景洋, 杨艳宁, 居迎军

(1.陕西省油气田特种增产技术重点实验室，西安 710065； 2.西安石油大学石油工程学院， 西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司第六采油厂， 定边 718606)

致密砂岩油藏渗透率低、孔喉细小且孔喉结构复杂，在压裂过程中由于压裂液滤失、返排不彻底等因素极易造成储层伤害[1-2]。压裂液对储层的伤害可以分为固相伤害和液相伤害,其中固相伤害主要是对裂缝导流能力的伤害，具体包括压裂液残渣堵塞，滤饼、液体浓缩降低储层导流能力等伤害。压裂液液相伤害主要是对储层基质的伤害，具体包括黏土膨胀等水敏伤害、滤液中的大分子物质堵塞孔喉、水锁等伤害[3-7]。

针对致密砂岩油藏压裂多用的是羟丙基胍尓胶压裂液，羟丙基瓜尔胶是由瓜尔胶化学改性而成的一种低伤害压裂液稠化剂，具有高黏度、残渣低、水溶性好，对砂岩油藏低伤害的特点[8]。另外，近些年针对致密油气藏开展的大规模压裂多用到滑溜水压裂液，滑溜水压裂液具有减阻性能好、储层伤害小、降低压裂施工摩阻、施工成本小的特点[9-10]。但对于致密砂岩油藏，其孔喉细小且连通性差，无论哪类型的压裂液，滤失以及返排不彻底都会造成储层基质和支撑裂缝的伤害，因此有必要针对常用压裂液体系(交联胍胶压裂液、滑溜水压裂液和线性胶压裂液)对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害进行评价。

目前，针对压裂液对储层伤害的研究比较多[9-14]，包括压裂液破胶过程中的残渣伤害、黏土吸水膨胀损害、导流能力伤害等。张颖等[9]针对JHFR滑溜水压裂液对玛湖1井区天然岩心的伤害进行了测试，结果表明渗透率伤害率为17.80%和18.34%。袁旭等[3]利用裂缝导流仪研究了压裂液侵入对裂缝导流能力的影响，结果表明，压裂液侵入造成支撑剂破碎和嵌入程度加剧，导流能力伤害达到 60% 以上。Wang等[14]研究了致密砂岩压裂后残留的破胶液对裂缝导流能力的影响，研究表明，破胶液对裂缝导流能力的不利影响主要发生在闭合压力大于50 MPa的区域。以上研究多是针对单一的伤害因素，没有针对不同类型压裂液对储层基质和支撑裂缝的伤害进行对比。针对此，现采用核磁共振和驱替实验相结合的方法，对比研究滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液3种压裂液体系对储层基质和支撑裂缝导流能力的伤害，有助于理解压裂液对储层的伤害机理并指导现场应用。

1 储层孔喉特征

环西勘探新区位于鄂尔多斯盆地西南、环县以西偏北部，长8储层是主力油藏之一，砂岩储层致密，孔喉连通性差，储层改造伤害大、返排率低。长8 储层平均孔隙度7.34%，平均渗透率0.185×10-3μm2。孔隙类型以粒间溶孔为主、粒内溶孔和颗粒溶孔次之，粒间孔、微孔和铸模孔最少(图1)。喉道类型以片状、弯片状和管束状为主，其中弯片状喉道发育程度高，还发育一部分缩径状喉道。平均孔喉中值半径0.056 μm，平均孔喉半径0.164 μm，平均喉道分选系数2.128，并且整体表现为孔喉细小，分选差的特点。

2 实验部分

2.1 实验设备和药剂

实验内容包括压裂液对岩心基质的伤害实验和压裂液对支撑裂缝的伤害，用到的主要设备包括GG871-B型高温高压滤失仪(青岛创梦仪器有限公司)、RS600型哈克流变仪[赛默飞世尔科技(中国)有限公司]、QBZY-1型全自动表面/界面张力仪(上海方瑞仪器有限公司)、MiniMR型核磁共振测试仪(苏州纽迈电子科技有限公司)、CMS-300型覆压孔渗测试仪(美国岩心公司)、DLY-Ⅲ裂缝导流能力实验仪(江苏诗礼石油科研仪器有限公司)。压裂液采用滑溜水压裂液、线性胶压裂液和交联胍胶压裂液，对应的压裂液配方为， 滑溜水压裂液体系：0.25%减阻剂+0.3%油井黏土稳定剂+0.3%结构稳定剂；线性胶压裂液体系：0.30%羟丙基胍尓胶+0.1%杀菌剂+0.5%油井助排剂+0.55%油井黏土稳定剂+0.3%调节剂；交联胍胶压裂液体系：0.3%羟丙基胍尓胶+0.1%杀菌剂+0.5%油井助排剂+0.55%油井黏土稳定剂+0.3%调节剂+100∶0.5交联剂。

2.2 压裂液性能参数

利用高温高压滤失仪分别测试3种压裂液的滤失系数。将交联胍胶压裂液、滑溜水压裂液和线性胶压裂液在储层温度(80 ℃)下充分破胶，按照SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价标准》，测试破胶液的黏度、表面张力和残渣含量，测试结果见表1。

由表1可以看出，由于滑溜水压裂液和线性胶压裂液不含有交联剂，其滤失系数要高于交联胍胶压裂液的滤失系数。3种压裂液破胶液在储层温度(80 ℃)下的黏度为 2.1～3.6 mPa·s，且破胶时间均小于1 h，满足行业标准要求；3种压裂液破胶液的表面张力相差不大，在29.55～34.41 mN/m 范围内。3种压裂液破胶液的残渣含量相差较大，滑溜水压裂液由于不含有羟丙基胍尓胶成分，其残渣含量最低，交联胍胶压裂液和线性胶压裂液体系的残渣含量较高。

表1 压裂液的性能参数

2.3 实验方法和实验步骤

2.3.1 基于核磁共振的压裂液基质伤害实验

压裂液在储层基质内的滤失会造成水锁、液体滞留、堵塞孔喉等基质伤害，根据核磁共振技术测试岩心注压裂液前后的T2谱以及渗透率的变化，分析3种压裂液对储层基质的伤害机理。具体实验步骤如下：①岩心烘干，气测原始渗透率K1；②岩心饱和地层水，测核磁共振T2谱；③注入不同类型压裂液1.0 PV，注入破胶剂待压裂液破胶后，注入氮气充分返排；④保留滤饼和去掉滤饼后再次测定其渗透率K2，并计算压裂液对岩心的伤害率；⑤饱和地层水，测核磁共振T2谱。

2.3.2 压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害实验

支撑裂缝导流能力的大小直接影响压裂储层改造的效果，利用裂缝导流能力测试仪对20～40目石英砂形成的支撑裂缝分别注入3种压裂液，测试并分析压裂液残渣对支撑裂缝导流能力的伤害。具体实验步骤如下：①在导流室内加入铺砂浓度为6 kg/m2的20～40目石英砂；②液测原始支撑裂缝不同闭合压力下的导流能力；③分别注入5 PV的滑溜水压裂液、胍胶压裂液和交联胍胶压裂液；④注入破胶剂，充分破胶并返排；⑤再液测不同闭合压力下的导流能力；⑥分析对比注压裂液前后的导流能力。

2.4 实验结果与分析

2.4.1 基质伤害

由于压裂液含有高分子成分，在压裂液向储层滤失过程中，黏稠的高分子成分会粘附在裂缝岩石壁面上形成滤饼，滤饼一方面可以阻止压裂液向储层的进一步滤失，另一方面在裂缝闭合开井投产后滤饼也会增加储层内的油水向裂缝内的渗流。因此，实验中分别测试了注入压裂液后含滤饼和不含滤饼的岩心渗透率和伤害率。测试结果见表2。

表2 不同压裂液岩心基质伤害率

为了更微观地分析压裂液侵入储层对储层孔喉半径分布的影响，实验采用核磁共振技术分别对注压裂液前后的岩心进行T2谱测试。根据核磁共振原理，T2表示的是孔隙流体中的氢核的横向弛豫时间，T2谱的分布也就代表了孔隙半径分布[15]。根据基于T2谱的孔径大小分类方法[16]，可以按照T2谱的大小将孔隙分成4类：微孔(T2<1 ms)、小孔(1 ms100 ms)。3种压裂液注入岩心前后的T2谱分布曲线见图2。

图2 3种压裂液注入岩心前后的T2谱分布曲线Fig.2 T2 spectrum distribution curve of core before and after injection of three kinds of fracturing fluid

由表2可以看出，由于3种压裂液的滤失性差异，滑溜水压裂液和线性胶压裂液的滤失系数较大，滤失到基质内的基液较多，导致基质伤害率：滑溜水压裂液>线性胶压裂液>交联胍胶压裂液。基质伤害程度和滤失系数呈正相关关系，滤失系数越大，基质伤害越大，但由于滤饼的存在可以有效抑制压裂液的进一步侵入，因此3种压裂液对储层基质的伤害程度比较小，6块岩样的基质伤害率在13.83%～24.19%，平均19.88%。对于滤饼伤害，由于线性胶压裂液和交联胍胶压裂液含有高分子成分羟丙基瓜尔胶，形成的滤饼厚度更大，滤饼伤害也就越大，使得滤饼伤害率：交联胍胶压裂液>线性胶压裂液>滑溜水压裂液。滤饼伤害程度和滤失系数呈负相关关系，滤失系数越小，滤饼伤害就越大。交联胍胶压裂液滤失系数最小，压裂液难以侵入岩心基质，实验观察到岩心出口并不是黏稠的压裂液，而是比较清澈的液体，岩心进口端表面附着大量残留物即泥饼，说明压裂液进入岩心很少，固体残渣残留在岩心表面，所以交联胍胶压裂液对岩心基质伤害较小，但滤饼伤害最大。整体看来，3种压裂液对岩心的滤饼伤害要大于基质伤害，而且基质伤害越小，其滤饼伤害就越大。

由图2可以看出，3种压裂液注入岩心前后的T2谱分布均产生了一定差异，其中1#岩心和3#岩心分别注的滑溜水压裂液和线性胶压裂液，其滤失系数大于交联胍胶压裂液，因此1#岩心和3#岩心注压裂液前后的T2谱差异要大于交联胍胶压裂液。由于交联胍胶压裂液滤失系数最小，3#岩心注压裂液前后的T2谱变化不大。这和表2中测试的基质伤害规律是一致的。而且，注压裂液前后的T2谱差异主要发生在中孔和大孔，说明针对致密砂岩，压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。

2.4.2 支撑裂缝导流能力伤害

压裂过程中的返排不彻底，会使一部分破胶液残渣滞留在支撑裂缝中，降低支撑裂缝的导流能力，进而影响油井产能。针对此，采用油田常用的20～40目石英砂填制人工裂缝导流室，测试注压裂液后前后的导流能力变化。导流能力测试结果见图3，导流能力伤害率计算结果见表3。

图3 支撑裂缝注压裂液前后的导流能力变化Fig.3 Variation of conductivity before and after injection of fracturing fluid in propped fractures

表3 3种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害率

由图3和表3可以看出，3种压裂液注入后，导流能力都有所下降。注入滑溜水压裂液后，导流能力和原始支撑裂缝的导流能力相比下降的不明显，而注入胍胶和交联胍胶后，导流能力下降的比较明显，对导流能力的伤害率也要远远大于滑溜水压裂液，而且交联剂的加入使得交联胍胶压裂液对导流能力的伤害要大于线性胶压裂液。3种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关，残渣含量越高，对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。随着闭合压力的不断增大，伤害率也增大。分析原因主要是压裂液破胶后残渣成分粘附在支撑剂孔隙中，使得液体通过渗流通道的阻力变大；而随着闭合压力增大，支撑剂被压的越紧实致密，使得伤害率增大较明显。

3 结论

(1)3种压裂液对储层基质伤害和滤饼伤害和滤失系数有关，滤失系数越大，基质伤害越大，滤饼伤害越小。基质伤害率：滑溜水压裂液>线性胶压裂液>交联胍胶压裂液。滤饼伤害率：交联胍胶压裂液>线性胶压裂液>滑溜水压裂液。对于致密砂岩，3种压裂液对储层的滤饼伤害要大于基质伤害。

(2)针对致密砂岩储层，压裂液的滤失主要进入中孔和大孔，说明压裂液对储层基质的伤害主要是对储层中孔和大孔的伤害。

(3)3种压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害大小和破胶液的残渣含量有关，残渣含量越高，对支撑裂缝导流能力的伤害也就越大。闭合压力越高，支撑裂缝导流能力伤害率也越高。