疏松砂岩滤失规律研究

2024-04-09张丽平张云鹏朱艳华安恒序

云南化工 2024年3期

张丽平，邹剑，张云鹏，牟媚，朱艳华，安恒序

(1.中国海洋石油有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459)

随着海洋油气的开发，已逐步开始采用压裂作为增产的手段。目前海上储层多为疏松砂岩储层，渗透率分布在10～9000 mD[1]。在中高渗储层压裂过程中，由于缝内压差的存在，容易导致压裂液向岩石基质内滤失。滤失液量越大，压裂所形成的裂缝体积越小，液体效率越低，同时滤失液量的增加也增加了砂堵的风险[2]。经典滤失理论认为，滤失系数主要受控于液体黏度及液体造壁性能[3]，而中高渗储层短时间内难以形成有效滤饼[4]，导致大量压裂液滤失进入地层，加剧地层孔隙中的微粒运移及压裂液残渣在岩石表面的吸附[5]。对于疏松砂岩储层压裂增加液体黏度，能明显降低滤失液量[6]，同时滤失系数与滤失液量呈正相关。

为明确疏松砂岩储层滤失规律，本文采用岩板模拟中高渗岩心进行静态滤失实验，分别设置不同压差在不同渗透率岩板中进行滤失系数研究。

1 材料与方法

1.1 实验设备

本次实验参照标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》进行，所用实验设备主要包括：氮气瓶、减压阀、压力表、高温高压静态失水仪、扫描电镜、线切割仪器等。

1.2 实验材料

天然疏松砂岩岩心非均质强、强度低，在实验中易碎，脱落的颗粒可能造成设备堵塞，并且在高渗储层中压裂液滤失不一定能形成有效滤饼，不适用于滤失实验。通过扫描电镜实测天然疏松砂岩岩样孔径为30～300 μm，如图1所示。市面现有定孔径滤纸孔径过小，均小于 25 μm，不能模拟天然岩心孔喉范围。

图1 天然岩心孔喉尺寸(绿色为尺寸标定)

根据现场实际，人工压制不同渗透率的固结岩心。采用线切割制成直径 50 mm，厚 5 mm 的目标尺寸岩板(如图2所示)，同时切割标准尺寸岩样，测渗透率，结果如表1所示。所有实验用岩板均采用3%KCl负压饱和。

表1 滤失用岩板对应标准尺寸岩样渗透率

图2 制备岩样及线切割后岩板(左下)

1.3 实验方案

实验参考室内静态滤失实验方法开展胶粉质量分数3.0%、不同压差条件下的滤失系数测试实验，用氮气在滤失介质两端形成滤失压差，研究室温下不同滤失压差下的压裂液滤失规律。单次实验压裂液用量 400 mL，滤失 121 min，打开阀门测试11个时间节点(1、4、9、16、25、36、49、64、81、100、121 min)的滤出液体积，实验方案如表2所示。

表2 岩板滤失实验方案

2 结果与讨论

不同渗透率及压力下的岩板滤失实验如图3所示。储层渗透率与缝内压差是影响压裂液累计滤失量最重要的两个因素。通过实验看出，在相同渗透率下累计滤失量随着压差的增加而增加；对比不同渗透率的滤失情况看出，随着渗透率的增加，滤失液量明显增大。

图3 不同渗透率岩板在不同压力下的累计滤失量

在相同压差条件下，对比不同渗透率(100 mD、1500 mD 与 3 000 mD)岩板的滤失累计液量看出(如图4、图5)，在低缝内压差的情况下，不同渗透率岩板累计滤失液量差别不大，这是由于在低压差作用下冻胶易在岩板表面形成滤饼，且滤失系数相当，此时滤失主要受压裂液自身性能影响。随着渗透率的增加，尤其在压差较大的情况下累计滤失液量明显增加。这是因为当缝内压力逐渐升高，储层渗透率成为影响滤失的主导因素，高渗透率会明显增加压裂液的累计滤失量。

图4 低压差下不同渗透率岩板的累计滤失液量

图5 高压差下不同渗透率岩板的累计滤失液量

计算不同渗透率岩板与不同压差条件下的滤失系数，发现滤失液量与滤失系数受缝内压差的影响，相同渗透率条件下随着缝内压差的增加滤失液量与滤失系数均增加，如图6图7所示。同一岩板渗透率下拟合滤失系数与压差，发现滤失系数与压差的指数呈线性关系。

图6 岩板滤失系数与压差关系

图7 岩板累计滤失量与压差关系

对比相同缝内压差下不同渗透率的滤失系数，如图8所示。可以看出，相同缝内压差条件下的滤失系数相当，滤失系数基本不受渗透率影响，滤失系数敏感于缝内压差。高渗透率岩板受较大孔径的影响，在大于 1 MPa 压差的情况下，短时间内无法形成滤饼，初滤失量大带来了较高的滤失液量。而当滤饼形成后，滤失系数受造壁性能的影响，滤饼在岩板表面形成了有效遮挡。