致密气压裂液与储层全过程渗吸伤害规律研究

2022-02-25许冬进张滨海李紫晗薛锦善陈金峰

长江大学学报(自科版) 2022年1期

关键词：压裂液毛细管岩心

许冬进，张滨海，李紫晗，薛锦善，陈金峰

1.非常规油气省部共建协同创新中心(长江大学), 湖北武汉 430100

2.油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学) ，湖北武汉 430100

3.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028

4.中国石油华北油田分公司第四采油厂，河北廊坊 065000

致密砂岩气是非常规天然气的主要类型[1]，其物性较差，孔喉小，资源量大，常规开采方式无法获得工业气流，一般采用水平井和大规模水力分段压裂的储层改造方式[2]。致密气储层具有非均质性强、孔隙半径小、毛细管压力现象明显的特点，导致压裂后大量压裂液滞留在储层中，给储层带来各种伤害[3]。这些伤害不仅影响到单井改造的效果，而且直接影响着油气藏的整体开发效果。因此深入研究压裂液渗吸伤害机理及解除方法，对于提高致密砂岩气藏的开发水平、实现高效开发具有重要意义[4,5]。

国内外许多专家学者针对压裂液渗吸伤害的机理和影响因素开展了大量研究：STEPHEN[6]认为，如果地层压力不能克服毛细管压力，且孔喉含水饱和度较大，则这部分孔喉可能不具备产能，特别是在低渗透致密气藏中，毛细管压力较大，对产能的影响较大；张琰等[7]从应力敏感性、水锁效应和反向吸入现象3方面分析影响低渗气藏损害的因素；赖南君等[8]通过实验得出损害程度随压裂液与储层接触时间及作用压力的增加而增加。

在渗吸伤害的研究手段上也不断创新。DUTTA[9]利用CT扫描技术量化岩石的非均质性，监测压裂液运移随时间和空间的变化，解释毛细管压力对低渗透砂岩样品中流体运移和滞留的影响；石华强等[10]通过核磁共振、岩心流动等室内试验对苏里格气田胍胶类压裂液伤害机理进行详细分析；黄禹忠等[11]采用电镜扫描、恒速压汞等方法研究了川西致密砂岩气藏储层的微观结构，评价了储层敏感性及水锁伤害，同时提出了压裂液快进快出的工艺对策，如减少液量、全程液氮伴注、提高返排压差等。

目前国内外对于渗吸伤害机理的研究普遍只针对于作业入井外来流体或者压裂液进入储层造成渗吸伤害规律和影响、或者解除伤害的方法，未见定量描述致密气“压裂-关井-返排”这一全过程的压裂液渗吸伤害规律的研究。为此，笔者通过室内试验模拟致密气压裂全过程的渗吸伤害，利用低场核磁共振设备分析不同时刻渗吸前缘的位置以及岩心伤害程度的定量评价，为压裂后返排解除伤害提供了定量的分析支持。

1 实验原理

图1 压裂过程中压裂液在储层中渗吸伤害示意图Fig.1 Schematic diagram of imbibition damage of fracturing fluid in reservoir during fracturing

目前对于致密砂岩气的开发方式，主要是直井分层压裂和水平井分段压裂的开采方式，如图1 所示。在压裂过程中，压裂液与储层接触后发生渗吸作用，压裂液在毛细管压力的作用下进入储层空隙中占据气体渗流通道造成伤害。致密砂岩气的开发包括压裂、压后关井、开井返排压裂液、正常生产这几个过程，实验中选取裂缝壁面一个单元体岩心，室内模拟整个过程中压裂液与储层渗吸作用的过程，研究不同时刻压裂液进入储层的深度以及定量描述渗吸伤害的程度。

在室内实验的基础上，利用低场核磁共振设备及其成像技术对岩心内部的压裂液渗吸情况进行τ2谱、一维编码实时成像分析，准确地反映压裂液在岩心中随不同渗吸时间变化的运移规律，从微观角度对压裂液伤害机理进行定量客观评价。

2 室内实验

2.1 实验仪器及材料

2.1.1 实验仪器

SPEC-023核磁共振岩心分析仪、便携式低磁场(3M)核磁共振分析仪、高精度电子天平、精密压力表、环压加压泵、中间容器、UPUMP-100D恒压恒速泵、皂膜流量计、高压氮气气瓶等。

2.1.2 实验材料

实验选用临兴致密气区块储层岩心，为研究不同物性参数的渗吸规律，选取了2块渗透率差异较大的岩心(编号96#和57#)，岩心的基本特征及参数如表1所示。实验所用压裂液即为临兴致密气区块现场压裂所用压裂液体系[12]，其组成成分及质量分数为0.005%杀菌剂、0.1%黏土稳定剂、0.02%氧化破胶剂、0.1%助排剂、0.18%pH调节剂、0.04%低温破胶催化剂、0.3%胍胶、0.1%酶破胶剂、0.001%交联剂。

表1 临兴区块天然岩心基本参数

2.2 实验参数设计

实验主要是利用核磁共振设备在线监测模拟地层条件下的不同阶段压裂液的动态渗吸过程，定量描述不同阶段压裂液与储层间的渗吸速度和渗吸位置，揭示压裂液在裂缝-基质中渗吸分布规律[13]。

实验参数的设计主要根据临兴致密气区块储层性质及现场压裂资料，储层温度为40℃，渗吸压力为裂缝延伸压力，渗吸时间根据不同层位的压裂施工参数统计表(见表2)得到，太2段、盒8段的渗吸时间分别是235、208min。

表2 临兴致密气区块不同层位渗吸压力和时间分析统计表

2.3 实验方法与步骤

1)对核磁共振设备进行调试，确定射频脉冲的频率和接收机的相位。

2)测量实验岩心的初始质量m0，再将实验岩心放在岩心夹持器中测量其初始渗透率K0。

3)将设计实验条件对应的液相加入中间容器，连接管线，在岩心夹持器中装入岩心，将设定入口压力，开始渗吸实验。

4)记录干岩心的渗透率K0和质量m0，将岩心放入岩心夹持器中并加环压，岩心夹持器连接中间容器以及恒压恒速泵，根据每块岩心对应层位的现场施工停泵压差确定恒压恒速泵的输出压力，通过核磁共振设备连续测出不同时刻岩心的核磁共振一维频率编码和核磁共振成像，记录并保存数据。

5)测量并记录已受压裂液损害岩心的渗透率K1和质量m1，计算得出岩心的损害率η1。

3 结果与分析

3.1 渗吸伤害实时τ2谱和成像分析

在多孔介质中，孔径越大，存在于孔中的H+弛豫时间(τ2)越长；孔径越小，存在于孔中的水受到的束缚程度越大，弛豫时间越短，即峰的位置与孔径大小有关，峰的面积大小与对应孔径的多少有关。利用96#岩心的压裂液动态渗吸伤害过程获得连续的τ2谱线(见图2)，τ2谱结果分析表明，对比不同时刻的τ2谱，可以看出渗吸伤害实验早期压裂液主要充填小孔道，后期主要充填大孔道。

图2 96#岩心压裂液动态渗吸过程连续的τ2谱 Fig.2 Continuous τ2 spectrum of dynamic imbibition process of 96# core fracturing fluid

由于致密气中不含H+且H+仅存在于压裂液中，因此利用核磁共振技术采集到的信号为压裂液中H+的信号，经过信号处理后获得样品的H+密度图像，从而实现对压裂液在岩心内部运移的变化过程的成像[14,15]。图像颜色的饱和度越高，代表该处的信号越强，聚集的压裂液量越多；反之信号越弱，聚集的压裂液量越少。该技术不仅可以更清晰直观地呈现压裂液进入岩心的过程，而且可以看出不同时刻压裂液前缘的位置及压裂液在岩心中的分布情况。

利用核磁共振成像技术对96#岩心进行成像分析，其结果见图3。从成像结果可以看出，压裂液从渗吸端面进入，且因压裂液与渗吸端面完全接触，该处成像饱和度很高，即聚集的压裂液液量较多。随着渗吸时间的增加，原本成像饱和度低的位置逐渐被高饱和度取代，意味着压裂液向岩心内部侵入，并不断“占据”岩心中的孔隙喉道，直至渗吸结束压裂液不再向前推进。但核磁共振成像只能系统地看出压裂液在岩心中的渗吸状态与分布情况，其结果较为“宏观”，并不能精准地判断不同时刻压裂液到达的位置，也不能实现对渗吸过程更加深入具体的分析。

图3 96#岩心压裂液不同注入时间下核磁共振成像结果Fig.3 Magnetic resonance imaging results of 96# core fracturing fluid at different injection time

3.2 渗吸伤害前缘实时表征分析

为了进一步研究渗吸机理及过程，对其进行量化分析，将2块岩心压裂液渗吸过程的核磁共振一维频率编码分别进行处理，截取对应岩心长度且可呈现岩心内部流体流动规律的部分进行绘图，其结果如图4所示。

图4 压裂液渗吸过程一维频率编码Fig.4 One-dimensional frequency coding of imbibition process of fracturing fluid

压裂液进入岩心的方向对应核磁共振一维频率编码图示中由左至右的方向。横坐标为对应岩心的不同位置，左端为渗吸端面，即渗吸起始点，横坐标的数值越大，代表离渗吸端面距离越远，压裂液进入的深度越深；纵坐标为信号幅度，其值越大，意味着采集到的信号量越多，压裂液在此位置处分布量多，反之分布量少甚至不存在压裂液。由以上核磁共振一维频率编码图示可以看出，96#和57#岩心压裂液驱通岩心的时间分别为182、208min，压裂液随渗吸时间的增加由左向右推进，通过坐标轴的读取，可以得到不同时刻压裂液进入的深度值。对于岩心中的某一位置而言，随着渗吸时间的增加，压裂液液量逐渐增多，当该处孔隙喉道被压裂液全部占据并达到饱和时，压裂液液量便不再增加。

将较为复杂抽象的一维频率编码结果转化为更加简单具体的一维平面图示(利用一维频率编码图读取某一时刻的渗吸前缘的位置)，便于更加具体直观地表示不同时刻压裂液在岩心中的位置变化规律。通过对一维频率编码的结果数据进行筛选与计算，得到压裂液进入岩心的深度随时间变化的关系曲线，如图5所示。

3.3 渗吸伤害速度的实时表征分析

从用核磁共振成像技术对2块岩心进行成像的分析可知，随着渗吸时间的增加，压裂液进入岩心深度总体呈现上升趋势，但当到达一定深度时，压裂液将不再前进深入。渗吸初期的曲线斜率较大，即压裂液进入岩心深度增加幅度较大；后期斜率逐渐减缓，即压裂液进入岩心深度增加幅度减小。通过图5可以大致估测出某一时刻压裂液在岩心中渗吸到达的位置。

图5 压裂液进入岩心的深度与时间关系Fig.5 The relationship between the depth and time of fracturing fluid into the core

针对渗吸速度与时间的变化规律展开进一步分析，计算得到不同渗吸时间下压裂液进入岩心的速度为：

(1)

式中：v为压裂液进入速度，mm/h；xn为某时刻压裂液前缘的位置，mm；xn-1为上一时刻压裂液前缘的位置，mm；Δt为相邻时间间隔，h。

绘制压裂液进入岩心的速度与时间的关系曲线，如图6所示。由图6可知，随着渗吸时间增加，压裂液进入岩心速度逐渐减小，两者之间的变化趋势大致呈反比例函数关系：渗吸前期渗吸速度降低幅度很大，渗吸中期渗吸速度降低幅度减缓，渗吸后期渗吸速度较小且基本保持不变。由于初始状态下的岩心内部不含有压裂液，孔隙喉道并未被压裂液占据，岩心端面的压裂液在较高毛细管压力的作用下迅速进入岩心内部，因此渗吸刚开始时渗吸速度很大；随着时间的增加，岩心孔隙喉道中充满了越来越多的压裂液，毛细管内黏滞阻力变大且毛细管压力减小，因此在渗吸前期，渗吸速度大幅度降低；渗吸后期，岩心孔隙喉道内的压裂液量接近饱和，毛细管内的黏滞阻力较大并趋于稳定，所以渗吸后期的渗吸速度较小且基本保持不变。