裂縫型致密油藏分段壓裂水平井傷害實驗研究

王周紅，何學文

（中國石化華北分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田長8 油藏埋深1 740～2 240 m，巖性以細粒-中粒、中粒長石巖屑、巖屑長石砂巖為主；孔隙結構以中孔-細喉組合為主，缺少粗喉型；滲透率均值在0.273～0.4 μm2，且非均質性嚴重；屬于低孔、特低滲、中孔、細喉、分選中等型儲層。長8 油藏富集的關鍵因素有油源、通道、斷裂及儲層物性。其中長7 有效烴源巖品質是長8 油氣富集的基礎，斷層是油氣運移的通道，裂縫是水平井高產的主要因素。根據區域構造演化以及區域地質研究認為，紅河油田鎮涇區塊區域性裂縫發育區和較發育區主要位于區塊中部，裂縫發育區主要在斷層帶附近分布，形成了紅河油田特有的斷縫系統。鉆井、錄井、完井、壓裂等過程中固相堵塞、液相引起的水鎖、儲層的敏感性、壓差和浸泡時間等都會對低滲透儲層造成傷害。

1 紅河油田斷縫系統概況

在區塊西南以西約7 公里長8 地層出露區，發現長8 地層北東組系裂縫發育，產狀281°∠48°，北西組系相對不發育。根據成像測井分析，該區裂縫走向主要以NE-SW、NEE-SWW 為主。裂縫傾角主要分布在50°～90°范圍內，且以大于60°的高角度縫為主。紅河油田裂縫寬度分布在0.3 mm 以下、0.7～0.8 mm、0.9～1 mm范圍內，其中泥質巖類裂縫張開度低，砂巖類中裂縫張開度高。裂縫線密度的分布在0.03～2.6 條/米，平均為0.38 條/米。以未充填和半充填裂縫為主。

裂縫是致密砂巖油層的主要滲流通道，工作液濾液首先進入裂縫通道，向地層深部推進，而致密基質部分濾液侵入較慢，主要是通過毛管自吸進入儲層。同樣，進入裂縫中的鉆井、完井等各種工作液在毛細管自吸作用下進入基質，將其中的油驅替到裂縫中或離裂縫面更遠的地方。隨著浸泡時間的延長，在井筒周圍形成一個高含水飽和度帶。而裂縫的存在使這個高含水飽和度帶離井筒更遠，將在基質區、人工壓裂縫和天然縫周圍形成水相圈閉損害帶，侵入儲層的外來流體返排困難，甚至不能返排，嚴重影響油氣向井筒的運移，從而造成了外來流體對儲層的水鎖傷害。研究表明，水鎖傷害是低透滲儲層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統發育的特低滲儲層，損害率一般為70 %～90 %。

2 低滲砂巖儲層傷害機理

2.1 固相傷害

低滲儲層孔喉細小，進入儲層的顆粒均會對儲層產生堵塞傷害；相同濃度的固相顆粒越小，進入儲層形成內濾餅的顆粒數量越多，對儲層的傷害越大；近井地帶污染半徑越小，傷害越大。因此低滲儲層鉆井過程中需要控制可以進入儲層顆粒的量，尤其是粘土類亞微米顆粒的量，以防止內泥餅的形成。

對紅河油田長8 儲層依據錄井描述、薄片鑒定、鑄體圖象分析及掃描電鏡成果分析，粘土礦物含量在16%～20%，以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主、伊利石次之，相對含量綠泥石36.3 %，高嶺石平均28.55 % ，伊/蒙混層平均28.3 %。粘土礦物的膨脹、化學沉淀、分散和運移對儲層造成極大的傷害。

2.2 液相傷害

液相在油藏中聚集或滯留是水鎖損害的主要因素，而且油藏滲透率越低，水鎖損害的程度越嚴重。水鎖損害指外來流體的侵入造成含水飽和度增加，使油的相對滲透率下降的現象。其本質是由于存在毛細管壓力而產生了一個附加的表皮壓降，它等于毛細管彎液面兩側非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差，其大小可由任意曲界面的拉普拉斯方程確定。

式中：Pc-毛細管壓力，Pa；σ-界面張力，N/m；r1，r2-油相界面曲率半徑，m。

同時根據Poiseuille 公式：

式中：Q-流量，m3；L-近井地層自吸侵入深度，m；μ-流體黏度，mPa·s；P-壓力，Pa；r-毛細管半徑，m；σ-界面張力，N/m；θ-潤濕角，°。

廖銳全等根據Laplace 公式和Poiseuille 定律，按照毛管束模型，當儲層親水時，在毛管壓力作用下，外來流體侵入，可得到在壓差△p（Pa）作用下，將半徑為r（m）的毛細管中長度為L（m）的外來流體排出所需要的時間T（s）推導為：

式中：σ-界面張力，N/m；θ-潤濕角，°；μ-流體黏度，mPa·s。

由此可見，造成水鎖損害除與儲層內在因素孔喉半徑有關外，孔喉半徑越小，排液時間越長；還與侵入流體的表面張力、潤濕角、流體粘度以及驅動壓差和外來流體的侵入深度等外在因素有關。滲透率越低，孔喉半徑越小，油層壓力越低，越容易產生水鎖損害。其中，油水界面張力對水鎖損害的影響更明顯。

改變儲層的潤濕性、減小油水界面張力、降低賈敏效應等化學方法和消除鉆井液濾餅堵塞、增大生產壓差、改變儲層孔隙幾何形態和地層加熱技術等物理方法可解除或降低水鎖損害。

3 裂縫型低滲砂巖儲層水鎖的影響因素[1]

3.1 壓差對近井地帶含水飽和度分布影響

西南石油大學的楊建等人在“裂縫性致密砂巖儲層井周液相時空分布規律”中指出，隨正壓差增加，濾液在基塊、裂縫中侵入深度均加深，裂縫內含水飽和度增加尤其明顯，且侵入深度超過1 m（見圖1）。

圖1 定壓差下基塊及裂縫含水飽和度分布

3.2 裂縫長度對近井地帶含水飽和度分布影響

模擬裂縫長度為0.15～1.00 m 的裂縫性致密儲層，在正壓差條件下打開240 h，井壁無濾餅有效屏蔽條件下，井周含水飽和度隨著徑向分布預測（見圖2）。隨著裂縫長度的增加，濾液侵入深度隨之加深，井周含水飽和度升高。

圖2 裂縫長度對濾液侵入深度影響

3.3 浸泡時間對近井地帶含水飽和度分布影響

模擬正壓差條件下打開儲層24～120 h，近井地帶含水飽和度隨徑向距離變化。隨著浸泡時間的延長，基塊侵入深度增加，但是侵入深度未超過1 m，而對于裂縫，隨著浸泡時間延長，侵入深度增大，可以達到裂縫尖端（見圖3）；隨著浸泡時間的延長，臨近裂縫的基塊含水飽和度受裂縫影響增大，裂縫內侵入液相通過滲吸傳遞給基塊的增多，含水飽和度比無裂縫影響的基塊要高，微裂縫的存在加大了濾液的侵入速度和侵入深度。

圖3 浸泡時間對基塊及裂縫含水飽和度影響

模擬結果表明，微裂縫的存在加快了濾液的侵入速度、加大了濾液的侵入深度，并顯著提高了微裂縫鄰近基塊的液相飽和度。

4 抑制和解除水鎖損害的方法

4.1 提高返排速度

用紅河油田ZJ18-22 井和ZJ18-18 井的巖心做返排實驗。首先抽空巖心并飽和煤油，在一定排量下測定煤油滲透率；而后反向注水，測定水的滲透率；再在同一排量下測煤油滲透率，最后提高排量再測煤油滲透率，觀察用提壓返排方法抑制水鎖效應造成傷害的效果。實驗結果（見表1）。

由表1 可知，提高排液速度可以增加油相滲透率，提高滲透率的保留率。在油藏實際開發過程中，當外來流體侵入地層后，提高排液速度，可以減小外來流體的浸泡時間和侵入深度，從而減弱因外來流體侵入造成的水鎖效應。

表1 滲透率保留率實驗結果表

4.2 擠注表面活性劑

向已產生水鎖效應的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，關閉一定時間后，會有效提高油相滲透率的保留率，減弱和部分消除水鎖效應。這主要是因為加入表面活性劑可以數量級地降低油水之間的界面張力，減小低滲儲層中的毛管力，減少原油滲流的初始壓力梯度，使油水流度更加接近，減少油的“卡斷”現象，從而改善低滲透油藏因水鎖產生的開發效果。

紅河油田12 井區HH12P40 井自2012 年11 月2 日投產以來，初期平均日產液53.9 t，平均日產油42.1 t，綜合含水21.8 %，2013 年3 月29 日被HH12P39 井壓竄，日產液陡升至84.9 t，日產油降至10.1 t，含水升至87.8 %，2013 年4 月27 日、28 日連續被HH12P142井、HH12P143 井壓竄，含水升至100 %后恢復到日產液51.7 t，日產油2.85 t，含水94.4 %，產生水鎖。2013年6 月25 日上解水鎖措施，措施后穩產日產油18.1 t左右，含水74.9 %。

紅河油田37 井區HH37P15 井2012 年1 月壓裂15 段投產，初期日產油13.8 t，含水率49.4 %，生產356 d，累產油1 154 t 后不上液。2012 年8 月20 日被HH37P38 井壓竄，含水升高，2012 年10 月進行了鉆銑滑套作業后效果不明顯。分析認為HH37P15 井儲層被污染，2013 年5 月30 日注復合解堵劑解水鎖，措施后穩產日產油10 t 左右，含水45.8 %。

5 結論

（1）紅河油田長8 油藏具有典型的低孔特低滲儲層特點，儲層孔喉細小，天然微裂縫發育，入井液易污染儲層。水鎖傷害是低透滲儲層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統發育的特低滲儲層，損害率一般為70 %～90 %。

（2）紅河油田長8 儲層粘土礦物以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主，且裂縫發育的長度、寬度等是造成儲層產生水鎖效應的內在因素。而侵入流體的表面張力、潤濕角、流體粘度、驅動壓差、侵入時間以及侵入深度是水鎖傷害的外在因素。

（3）外來流體侵入地層造成水鎖傷害后，提高返排速度，減少浸泡時間，或向已產生水鎖效應的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，均可減弱和部分消除水鎖。

［1］ 田紅政.腰英臺油田水鎖損害影響因素及其減輕和解除方法研究［J］.天然氣地球科學，2006，17（2）：223-226.

［2］ 林木，楊紅，董志國，等.水鎖損害的預防及補救措施研究［J］.今日科苑，2007，27（20）：35-39.

［3］ 薛朝暉，耿洪娟，謝建瓴，等.文南油田儲層傷害機理研究［J］.內蒙古石油化工，2005，25（8）：97-98.

［4］ 郭肖，杜志敏，疏壯志.裂縫性有水氣藏水平氣井產能分析［J］.天然氣工業，2006，26（9）：100-102.

［5］ 何丕祥.低滲注水油藏水傷害機理及預防技術研究［D］.中國石油大學，2008.