塔24 致密油试验区不同压裂破胶液焖井效果评价

蒋建方，黄登铸，唐 珊，祁生金，姜 杰，褚占宇，刘金栋

（1.中国石油大学非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

大庆油田塔24 区块扶余储层岩心平均液测孔隙度为10.39%，平均液测渗透率为0.017 1×10-3μm2，为典型致密储层；该储层陆源碎屑含量较高（80%～92%），岩石矿物成熟度低，石英含量27%～30%，黏土矿物以伊利石（14%）和绿泥石（25%）为主，含有较多伊蒙混层（58%）；储层岩矿填隙物主要是方解石（15%），主要形式为胶结和交代石英、长石，填隙物与基质以点线接触或悬浮接触，充填进一步降低了孔隙孔喉，薄片鉴定显示孔隙以粒间溶蚀孔为主，孔隙孔径为120 μm，喉道2 μm，面孔率仅4%；由于致密储层孔隙度和渗透率低，孔隙孔喉小，毛管力大，在储层压裂增产过程中，滞留在储层的压裂液会以渗吸作用进入岩石基质[1-2]，引起储层含水饱和度提高，对储层造成液相伤害[3-4]，研究降低压裂液对致密储层的伤害对开发致密油储层具有重要意义。

近年在非常规油气资源开发过程中，现场工程师发现压裂液返排后焖井一段时间，油井产量会有一定幅度提升，但是对于焖井的增产机理不太明朗[7-8]。张寅，刘刚等[5-6]在涪陵区块页岩油藏和大庆古龙页岩油区块的焖井实践中，发现焖井可以改变近井储层物性，促进油水置换，提高单井产能，该研究只在宏观层面量化焖井能够增加油的产出量没有对其中的微观机理进行详细阐述；达引朋等[9]通过地质油藏精细建模和油藏数值模拟方法从微观角度研究焖井期间压裂增能机理，结果表明超低渗储层毛管力明显，焖井期间会对压裂液进行渗吸，表面活性剂压裂液会降低界面张力，减小毛管力作用；LEDH 等[10]通过数值模拟手段，发现焖井期间储层对压裂液的渗吸能够对储层渗透率恢复起到一定作用，但没有结合物模实验进行对比验证；刘博峰等[2]以鄂尔多斯盆地S 区块致密储层岩心为对象，用胍胶、滑溜水和清洁压裂破胶液开展渗吸实验和渗吸后岩心伤害评价实验，结果表明三种压裂液均会对岩心造成水锁伤害，清洁压裂液的水锁伤害率最低（15%）；陈志明等[11]学者利用动态分析方法以及生产历史约束，对长庆页岩油XC 井进行焖井时间优化，结果表明合理焖井时间为25～30 d；目前国内学者对焖井工艺在现场和数值模拟上均有研究，在渗吸驱油和压裂液渗吸对储层的伤害方面研究较多，但在室内模拟焖井工艺、焖井降低渗透性伤害以及室内分析机理方面报道很少。

由于现场焖井是在页岩油藏区块上，页岩和致密油藏储层物性上存在一定差异，所以其焖井产生的效果和焖井时间优化可能不同于致密油藏，且数值模拟手段往往对边界条件、材料属性进行简化，使得结果精度下降，所以本文利用室内实验方法对前人的数值模拟结果进行对比分析，可以使得结论合理可靠；实验在刘博峰等学者的研究基础上，增加高分子聚合物压裂液对岩心伤害和焖井对致密岩心渗透率影响的机理研究，借助LDL-IV 型岩心驱替流动仪和接触角测定仪，用不同压裂破胶液对塔24 致密油试验区的岩心进行岩心损害实验和模拟焖井实验，并测定焖井前后的岩心润湿角，分析不同压裂破胶液在塔24 区块焖井的适应性。塔24 试验区作为大庆油田最重要的致密油储层之一，对该储层进行焖井适应性评价研究对开发致密储层具有指导意义。

1 实验部分

1.1 主要实验仪器与材料

高精度ISCO A100DX 恒压恒流驱替泵，美国Teledyne 公司；LDL-IV 型岩心驱替流动仪，海安发达石油仪器科技有限公司；BZY-2 界面张力仪，上海衡平仪器仪表厂。

地层水为矿场采出水，水型为NaHCO3型，矿化度为4 702 mg/L，pH 值为7.6；岩心和压裂液配方及其助剂由矿场提供（见表1）。

表1 实验材料参数

1.2 压裂液配制

（1）胍胶压裂液配方：0.45%胍胶+0.06%Na2CO3+0.02%NaHCO3+0.15%助排剂+0.1%破乳剂+0.4%黏土稳定剂+0.2%ZW-2+0.08%XP；交联剂（4%GW150+7%DW90），交联比为50∶1；破胶剂为0.05%过硫酸钾。

（2）高分子聚合物压裂液配方：0.25%聚合物；15%交联剂，交联比为50∶1；破胶剂为0.05%过硫酸钾。

（3）表面活性剂压裂破胶液配方：2%表面活性剂；30%表面活性剂交联剂（KCl）；交联比为50∶1；破胶剂为油或水。

1.3 实验方法

1.3.1 岩心损害实验 胍胶、高分子聚合物和表面活性剂破胶液的岩心驱替实验均按SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》进行。

1.3.2 焖井工艺适应性评价实验

（1）正向注入地层水，获得岩心稳定的水相渗透率K1；

（2）正向注入胍胶压裂破胶液，待流出基本稳定，停泵，关闭岩心夹持器两端阀门，维持实验温度和压力，放置2 h；

（3）重复步骤（1），获得水相渗透率K2；重复步骤（2），模拟焖井3 d；重复步骤（1），获取水相渗透率K3；直至模拟焖井30 d，测出水相渗透率K5；

（4）计算胍胶压裂破胶液不同焖井时间下各自的岩心渗透率损害率：ηd=（K1-Ki）/K1×100%，i=2，3，4，5；

（5）高分子聚合物压裂破胶液重复胍胶焖井操作，分别重复步骤（1）～（4）；

（6）表面活性剂压裂破胶液重复胍胶焖井操作，分别重复步骤（1）～（4）。

2 结果与讨论

2.1 岩心损害评价实验

胍胶压裂破胶液伤害实验结果（见图1），岩心的初始液测渗透率为0.017 8×10-3μm2，驱替伤害后的岩心渗透率在13.38 PV 下降幅度24.23%，14.19 PV 开始在地层水不断驱替过程中渗透率小幅度上升最后在24 PV 趋于稳定；作为广泛应用于开发非常规储层的胍胶压裂液，由于破胶不彻底，残渣、残胶很容易造成储层伤害，且对岩心基质伤害主要是水相伤害和胍胶滞留伤害[12-13]，由于胍胶相对分子质量大，容易造成岩心孔隙堵塞，胍胶驱替结束后，岩心中大孔喉被胍胶分子堵塞，造成渗透率急剧下降，14.19 PV 岩心孔隙中吸附和滞留的胍胶分子被地层水逐渐稀释，减小岩心堵塞，使得渗透率微量上升。

图1 压裂破胶液驱替对岩心的损害曲线

高分子伤害岩心渗透率主要是在地层水驱替过程中，孔喉中疏松填隙物的杂基会在高分子聚合物的吸附带动下发生颗粒运移，造成颗粒堵塞伤害，并且驱替过程形成的滤饼会造成导流能力下降或者堵塞岩心中较大的孔喉，造成大孔喉减少小孔喉增加[14-15]，由于小孔喉数量增加，地层水驱替开启少量多裂缝，最终水相渗透率微量上升趋于稳定；表面活性剂破胶液驱替后岩心渗透率变化不同于胍胶和高分子聚合物，由于表面活性剂压裂液的相对分子质量比胍胶、聚合物压裂破胶液小，仅相当于胍胶的1/5 000，因此表面活性剂通过岩心的流速和流量明显高于胍胶、高分子聚合物压裂破胶液，并且表面活性剂分子链上含亲水和长链疏水基团，这些基团在盐介质中形成网状结构[16]，在遇到地层水后网状结构能够破胶，且破胶后没有残渣造成堵塞孔喉，地层水驱替的稀释作用加大表面活性剂的破胶，能一定程度提高水相渗透率。

实验结果（见表2），胍胶造成的岩心渗透率损害率比较大，伤害后损害率为18.54%，高分子聚合物次之16.20%，表面活性剂驱替后，对岩心渗透性有一定改善，渗透率提高了7.83%。

表2 压裂破胶液驱替对岩心渗透率的影响

2.2 焖井工艺适应性评价实验

从焖井曲线（见图2～图4）可以看出，胍胶压裂破胶液分别焖井2 h、3 d、15 d、30 d，岩心渗透率损害率逐渐下降，分别为16.87%、15.22%、15.06%和14.74%，可见胍胶压裂破胶液焖井对岩心渗透率存在损害，并且损害率随着焖井时间的延长而降低，在焖井3 d 渗透率损害率减小比较明显，随着焖井时间的延长，破胶液逐渐渗吸进入岩心基质并扩散产生微裂缝[17]，岩心流动能力提升，渗透率一定程度上得到改善，后期焖井15 d、30 d 渗透率损害率减小变缓甚至无变化，在30 d 渗透率伤害率达到最低值，这和陈志明等学者在长庆页岩油XC 井焖井时间优化结果一致。

图2 塔24 区块4-4 号岩心胍胶压裂液焖井工艺适应性评价

图3 塔24 区块5-1 号岩心聚合物压裂液焖井工艺适应性评价

图4 塔24 区块5-2 号岩心表面活性剂压裂液焖井工艺适应性评价

高分子聚合物破胶液焖井后表现出来的特性与胍胶基本相似，但损害程度相对减小，由于高分子聚合物会在岩心裂缝壁面形成滤饼和聚合物残渣造成堵塞，焖井2 h 后渗透率跳动起浮比较大[18]，随着焖井时间的延长，岩心渗吸作用稀释孔喉通道堵塞物，在焖井15 d 后逐渐趋于稳定。表面活性剂压裂破胶液焖井表现出来的特性与胍胶、高分子聚合物相反，焖井2 h 岩心渗透率明显提高，焖井15 d 后渗透率趋于稳定。由于表面活性剂破胶液的相对分子质量小于胍胶和高分子聚合物，不易造成孔隙孔喉堵塞，另外表面活性剂可以降低油水表界面张力且该表面活性剂压裂液体系为阳离子型剂，可以降低岩石表面的亲水性，使水相渗透率增加，同时注入地层水本身又是破胶剂，进一步加大了表面活性剂交联液的破胶程度，使岩心渗透率提升。

焖井实验结果（见图5），焖井可以减少岩心渗透率损害率，随着焖井时间延长损害率逐渐减小，焖井3 d 损害减小比较明显，15 d 后减少幅度变小；表面活性剂焖井改善岩心渗透性的效果明显好于胍胶和聚合物；岩心损害实验与模拟焖井30 d 结果对比（见表3），胍胶、高分子聚合物压裂破胶液驱替和焖井均对岩心造成损害，但焖井会减少伤害程度，焖井30 d 高分子聚合物减少损害率幅度最大，其次为胍胶，表面活性剂无论驱替还是焖井30 d 均提高岩心渗透性[19]。

图5 不同压裂液焖井对岩心渗透率的伤害比较

表3 破胶液驱替和焖井30 d 后岩心渗透率损害率比较

2.3 岩石润湿角测定实验

表面活性剂、高分子聚合物和胍胶压裂破胶液对塔24 区块岩心焖井后的岩心润湿角测定（见图6），焖井前三块岩心在地层水、空气下的润湿角差别不明显分别为32°、31°和33°，表明岩心原本表现出来的特性是亲水的；三种破胶液焖井后润湿角分别为68°、46°和41°，可以看出焖井后岩心润湿角变大，岩心亲水性有所减弱，水相渗透性会有一定程度增加，但岩石没有发生润湿反转，岩石表面还是亲水，油相渗透率仍然大于水相渗透率；由于表面活性剂压裂液为阳离子型，阳离子的正电荷与岩石表面的负电荷作用，吸附在岩石表面，阳离子电荷越大，吸附作用越显著，因此表面活性剂增大岩石润湿角的程度大于高分子和胍胶，另外表面活性剂能降低油水界面张力[20]，增大岩心润湿角，根据毛管力公式，润湿角增加或表面张力下降均会导致毛管力下降，减少储层对压裂液渗吸作用，有利于压裂液的返排，减少储层伤害。高分子聚合物和胍胶压裂液中采用的黏土稳定剂也是阳离子型的，含量相对表面活性剂少，但对润湿性的影响机理是一样的。

图6 常温常压下水、空气、塔24 区块岩心三相润湿角变化

毛管压力公式：

式中：ρ-毛管力，Pa；σ-界面张力，mN/m；θ-润湿角，°；r-孔隙半径，mm。

润湿性实验结果（见表4），三种压裂液焖井后润湿角均增大，减弱了强亲水地层的润湿性，但没有使润湿性反转；表面活性剂对岩石润湿角的改变程度相对较大，高分子聚合物次之，胍胶最低；润湿角增大减缓了岩心对压裂液的渗吸作用，使岩心水相渗透率提高，压裂破胶液更容易返排，减小压裂液对储层的伤害。

表4 不同压裂液对岩石润湿性变化影响程度

3 结论

（1）胍胶压裂破胶液对岩心渗透性损害较大，高分子聚合物压裂破胶液次之，表面活性剂压裂破胶液可以提高岩心渗透性。

（2）压裂破胶液焖井对降低储层伤害具有效果，第3 d 焖井作用效果明显，在焖井15 d 后，岩心渗透率伤害率降低幅度趋于稳定，高分子聚合物压裂破胶液焖井30 d 后降低岩心渗透率损害率的幅度最大。

（3）三种压裂破胶液焖井处理后岩心的润湿角都变大；表面活性剂压裂破胶液大幅度提高了岩心的润湿角，其次是聚合物、胍胶压裂破胶液；表面活性剂增大润湿角，可以减少毛管力，有助于压裂液返排减小对储层的伤害。