临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

余翠沛，张滨海，李紫晗，黄 晶，董子标，岳前升

(1.长江大学，湖北 荆州 434023；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100010)

0 引 言

近年来，非常规油气开发逐渐成为全球关注的焦点。致密气作为一种非常规油气资源[1-3]，其储层损害机理备受关注。目前，致密气储层损害研究多集中于储层自身特性造成的潜在损害，如黏土矿物引起的敏感性损害[4]、低渗透性造成的水锁损害等[5-6]，但鲜有对工程因素尤其是压裂作业造成的损害进行研究，导致了致密气储层损害机理认识不全面。临兴区块(山西临县-兴县地区)位于鄂尔多斯盆地东缘，其主力储层石盒子组埋藏较浅，地层能量弱，储层温度较低(30～50 ℃)，储层物性较差，需通过压裂才能释放产能。目前，临兴区块压裂施工作业量大，但压裂后单井产能差异性明显，其原因尚不明确。临兴区块致密气储层温度低，而较低的温度不利于压裂液破胶。因此，以储层岩心渗透率损害率为评价指标，在考虑储层敏感性、水锁效应等储层自身特性造成的储层损害因素外，同时对压裂施工过程中压裂液的破胶残液黏度和破胶残渣等工程因素的损害开展室内实验，明确临兴区块致密气储层压裂损害因素，为该地区压裂液配方优选与储层保护措施的制订提供依据。

1 实验准备

1.1 实验材料

选取现场使用的5套胍胶压裂液，配方见表1。

表1 各压裂液配方

实验岩心：石盒子组盒2段岩心H2、盒6段岩心H6取自LX-32井井筒取心岩样；盒3段岩心H3和盒8段H8岩心取自LX-29井井筒取心岩样。岩心经过洗盐处理，并经G4玻砂漏斗过滤。

1.2 实验仪器

waring-8011G吴茵混调器；品氏毛细管黏度计(内径为0.6 mm)；超级恒温水浴仪，精度为0.1 ℃；离心机，最大转速为4 000 r/min；配套离心管，量程为50 mL；美国Microtrac S3500型激光粒度仪；电子天平，精度为0.000 1 g；岩心污染与流动实验装置，湖北创联石油科技有限公司生产。

2 实验方法

2.1 储层敏感性评价

参照石油天然行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行，考虑致密气储层特殊性，储层敏感性的评价只涉及水敏、酸敏和碱敏。

2.2 水锁效应损害

实验步骤为：①将天然岩心洗盐、干燥后测量岩心尺寸，测定岩心初始气相渗透率Ko；②利用地层水饱和岩心，老化24 h后计算岩心孔隙度；③利用氮气驱替岩心，直至达到束缚水饱和度，计算此时的气相渗透率Kn；④计算水锁指数[7]。

WBI=(Ko-Kn)/Ko×100%

(1)

式中：Ko为岩心的初始气相渗透率，mD；Kn为达到束缚水饱和度条件下的气相渗透率，mD；WBI为水锁指数。

2.3 压裂液破胶残液损害

按配方分别配制胍胶压裂液并盛入密闭容器中，在30 ℃水浴中恒温12 h，取上层清液，利用品氏毛细管黏度计测量30 ℃时的压裂液黏度。

破胶残液损害岩心实验步骤为：①地层水饱和岩心，利用氮气正向测得岩心气相渗透率K1；②将胍胶压裂液破胶，用残液反向污染岩心并将岩心老化24 h；③利用氮气正向测得污染后岩心的气相渗透率K2，并计算岩心渗透率损害率。

(2)

式中：K1为岩心气相渗透率，mD；K2为破胶残液污染的岩心气相渗透率，mD；η1为破胶残液的岩心渗透率损害率。

2.4 压裂液残渣损害

按配方分别配制胍胶压裂液并取50 mL至离心管中，在30 ℃水浴中放置4 h后以3 000 r/min的速度离心30 min，倾倒上层清液，加蒸馏水至50 mL，用玻璃棒搅拌残渣样品后再以3 000 r/min离心20 min，倾倒上层清液后在105 ℃温度下干燥称重，得到残渣质量。

残渣损害岩心实验步骤为：①地层水饱和岩心，利用氮气正向测得岩心气相渗透率K1；②将胍胶压裂液破胶，残渣反向污染岩心并将岩心老化24 h；③利用氮气正向测得污染后岩心的气相渗透率K3，并计算岩心渗透率损害率。

(3)

式中：K3为残渣污染的岩心气相渗透率，mD；η2为残渣的岩心渗透率损害率。

3 结果讨论

3.1 储层敏感性评价

石盒子组储层岩心敏感性评价结果如表2所示。由表2可知：储层水敏损害程度为中等偏弱，酸敏损害程度为弱—中等偏弱，碱敏损害程度为弱—中等偏弱。综合分析，石盒子组储层敏感性为中等偏弱。为避免压裂液对储层造成敏感性伤害，应提高压裂液的防膨性，控制压裂液的pH值最高不超过10。

表2 致密气储层敏感性评价结果

3.2 水锁效应损害

气液相渗实验结果如表3所示。由表3可知：石盒子组岩心水锁指数为86.4%～99.8%，损害程度为强—极强，说明水锁效应对临兴区块致密气储层损害相当严重，并且其损害程度远大于敏感性损害。由于临兴区块气藏天然能量弱，在实际生产过程中可通过减小表面张力、增大接触角的方式提高压裂液破胶后残液的返排能力，降低压裂液造成的水锁损害[8-10]。

表3 储层岩心水锁损害评价结果

程度极强。

3.3 破胶残液损害

5种胍胶压裂液体系的破胶残液黏度及破胶残液对岩心渗透率损害率(H2段岩心)如图1所示。由图1可知，压裂液配方组成不同，破胶后残液的黏度变化较大。压裂液A破胶效果较差，破胶残液黏度高于5.0 mPa·s，不能完全破胶。压裂液B、D、E破胶效果相对较好，这是因为压裂液B、D、E的配方中除常规的破胶剂过硫酸铵外，还添加了高效生物酶破胶剂，保证了常温条件下的破胶效果。为进一步研究压裂液破胶后残液黏度对储层的损害程度，以压裂液B为例，通过调节加入破胶剂的用量得到不同黏度破胶残液对储层的损害率(图2)。由图2可知，残液黏度与岩心渗透率损害率呈正相关，残液黏度越大，储层岩心损害程度越严重。临兴区块致密气储层温度较低，冬季施工时温度更低，因此应对普通破胶剂进行优化，除常规过硫酸铵外，还应考虑添加生物酶破胶剂，确保在不同温度条件下均能够彻底破胶[11]。

图1 不同压裂液配方时的破胶黏度

图2 破胶残液黏度对储层损害程度

3.4 压裂液残渣损害

5种胍胶压裂液体系的残渣含量如图3所示。由图3可知，压裂液A、D、E的残渣含量基本相同，而压裂液B、C的残渣含量明显升高。通过分析压裂液成分可知，压裂液B、C使用的是胍胶原粉，而另外3种使用的是化学改性的羟丙基胍胶，表明胍胶种类与胍胶压裂液残渣含量密切相关。

图3 5种压裂液体系的残渣含量

压裂液残渣储层损害结果见表4。由表4可知，含有压裂液残渣的液体反向污染5块致密气储层岩心后，其渗透率损害率均不超过10.00%，表明残渣对致密气储层岩心损害程度较小。

表4 胍胶压裂液残渣对致密气储层岩心伤害

通常认为，压裂液残渣对常规油气储层具有一定的伤害性[12-15]。为明确压裂液残渣对致密气储层损害程度低的原因，分析临兴地区致密气主力储层石盒子组和太原组的孔喉分布(表5)可知：上石盒子组最大孔喉半径平均为1.702 μm，中值孔喉半径平均为0.123 μm；下石盒子组最大孔喉半径平均为0.948 μm，中值孔喉半径平均为0.108 μm；太原组最大孔喉半径平均为0.869 μm，中值孔喉半径平均为0.070 μm。而利用激光粒度仪分析5种压裂液破胶后残渣的粒径分布(图4)可知，各压裂液残渣的d10均大于8.0 μm，d50大于25.0 μm，明显大于最大孔喉半径平均值，即胍胶压裂液残渣比致密气储层孔喉大得多。因此，压裂液残渣对储层造成的损害非常有限，不足以成为胍胶压裂液损害致密储层的主控因素，但会影响裂缝的导流能力[16-22]。

表5 临兴致密气储层孔隙结构参数

图4 5种胍胶压裂液破胶后残渣粒径分布

综上所述，临兴致密气压裂过程储层损害程度由大到小依次为水锁损害、压裂液破胶后残胶、储层敏感性，现场施工时所采用的压裂液应具有较低的表面张力和较大的接触角，以降低储层“自吸”产生的水锁损害。由于临兴地区致密气储层温度相对较低，胍胶压裂液中添加过硫酸胺和生物酶，才能保证在低温下彻底破胶，同时压裂液应具有较强的防膨性和合适的碱度。现场施工中还应采取措施尽可能提高压裂后的返排率。

4 结 论

(1) 临兴致密气储层具有中等偏弱水敏、弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏，水锁损害程度为强—极强。当使用单一过硫酸铵作为破胶剂、温度为10～30 ℃时，破胶残液黏度较高，对致密气储层损害程度加大。

(2) 胍胶种类影响胍胶压裂液残渣的含量。粒径分析和岩心流动实验结果表明，残渣含量对临兴致密气储层损害影响较小。

(3) 影响临兴区块致密气压裂储层损害的主要因素依次为水锁效应、破胶残液黏度、储层敏感性损害。提高助排性能、彻底破胶、增强防膨性和适合的酸碱度是压裂储层保护的关键。