建南致密砂巖氣藏壓裂液傷害主控因素

付美龍， 胡澤文， 黃 倩， 唐 芳

（1.長江大學石油工程學院，武漢434100；2.中國石化江漢油田分公司石油工程技術研究院，武漢434100）

建南致密砂巖氣藏壓裂液傷害主控因素

付美龍1， 胡澤文1， 黃 倩1， 唐 芳2

（1.長江大學石油工程學院，武漢434100；2.中國石化江漢油田分公司石油工程技術研究院，武漢434100）

付美龍等.建南致密砂巖氣藏壓裂液傷害主控因素[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：116-120.

實驗測定了建南致密砂巖油氣藏羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液、低聚物壓裂液和羥丙基瓜膠壓裂液3種壓裂液破膠后的黏度、表面張力及殘渣含量，發(fā)現3種壓裂液破膠后的性能參數存在一定的差異。通過測試不同壓裂液體系對巖心的總傷害率和基質傷害率并計算出了水鎖傷害率，發(fā)現巖心的水鎖傷害率（65%～80%）遠大于基質傷害率（5%～15%），水鎖傷害才是降低儲層滲透率的主要傷害來源；且?guī)r心基質傷害率和水鎖傷害率不僅與壓裂液的性能參數有一定的關系，還與巖心滲透率和巖性存在一定的關系。通過分解實驗法逐步分析測定了這些因素對壓裂液傷害的影響后得出，壓裂液的殘渣含量是影響基質傷害的主控因素；巖心滲透率是影響水鎖傷害的主控因素。通過解水鎖實驗發(fā)現，嚴重水鎖的巖心通過相應的解水鎖措施后，巖心滲透率恢復值高達70以上，說明通過相應措施確實能減小水鎖傷害。

天然氣；致密砂巖氣 ；壓裂；壓裂液；儲層傷害；水鎖傷害

建南致密砂巖氣藏屬于非常規(guī)氣藏，具有“全區(qū)富砂，整體含氣”的特征，是重要的接替能源。建南地區(qū)須家河組致密砂巖儲層物性差，孔隙度一般為2%～6%，滲透率小于1×10-3μm2，儲層埋深淺，溫度低，具有致密、非均質性強、裂縫不發(fā)育等特征，屬于典型致密砂巖氣藏。因此，和其它致密砂巖氣一樣，水力壓裂是建南致密砂巖氣藏勘探評價及開發(fā)建產的關鍵技術之一[1]。但現場實踐表明，壓裂作業(yè)可使氣井產量增加，但增加幅度沒有達到預期[2]。許多學者認為壓裂液對儲層造成的二次傷害是壓裂總體效果欠佳的根本原因[3]。通過機理研究、核磁共振分析和壓裂液室內評價實驗發(fā)現，壓裂液與儲層的不配伍性[4]，壓裂液中的大分子物質在巖心孔隙內的吸附滯留[5]和液相圈閉[6]都會對儲層造成嚴重的傷害。配伍性、吸附滯留量以及液相圈閉程度主要與壓裂液性能、儲層滲透率和儲層巖性等因素有關[7]，在諸多傷害因素中，哪種因素起主控作用，使壓裂增產效果不理想，需要進一步驗證。實驗將不配伍和吸附滯留造成的傷害歸屬于基質傷害，將液相圈閉傷害歸屬于水鎖傷害，通過分解實驗法逐步確定傷害的主控因素，并以此為依據為建南氣藏壓裂增產提供合理對策。

1 壓裂液儲層傷害評價

1.1 壓裂液性能參數測定

實驗測定了建南致密砂巖油氣藏羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液、低聚物壓裂液和羥丙基瓜膠壓裂液3種壓裂液破膠后的黏度、表面張力及殘渣含量，他們的配方如下。

CMHPG壓裂液：0.2%CMHPG+0.1%助排劑YSH1+0.25%黏土穩(wěn)定劑KD-17+0.1%殺菌劑+ 0.4%促交聯劑+0.3%交聯劑

DJ壓裂液：0.2%DJ924+0.3%黏土穩(wěn)定劑NW5 +0.5%助排劑ZP5+0.15%交聯劑

HPG壓裂液：0.25%HPG +0.015%NaOH+0.5%黏土穩(wěn)定劑JW201+2%KCl+0.5%交聯劑

將上述3種壓裂液用稍微過量的過硫酸銨在80 ℃下充分破膠，用DV-Ⅲ布氏黏度計、JYW-200A型全自動表面張力儀/界面張力儀和離心分離法分別測定3種壓裂液破膠后的黏度、表面張力、殘渣含量，結果如表1所示。

表1 不同壓裂液破膠液性能參數測定結果

從表1可以看出，3種壓裂液破膠后的黏度為2.64～3.32 mPa·s，均符合行業(yè)標準SY/T—2005的要求；破膠后的表面張力在18～34 mN/m范圍內，具有一定的表面活性，有利于返排；3種壓裂液破膠后的殘渣含量相差較大，CMHPG壓裂液體系最小；DJ和HPG壓裂液體系較高。

1.2 巖心總傷害率測定

實驗測試了壓裂液對巖心的總傷害率。將巖心在250 ℃下用高溫烘箱干燥24 h，消除巖心中的自由水，放入干燥器中冷卻后用KS-2型氣體孔滲聯測儀測定巖心的初始氣體滲透率K1；注入不同類型壓裂液，待壓裂液破膠后，注入氮氣充分返排；再次測定其滲透率K2，并計算壓裂液對巖心的總傷害率。實驗分別測試了3種壓裂液對建平1井須四段和建志1井須六段的巖心總傷害率，結果如表2所示。

表2 巖心總傷害率實驗測試結果

由表2可知，無論是建平1井還是建志1井巖心，3種壓裂液體系對巖心的傷害率都非常高，總傷害率在70%～90%范圍內。致密砂巖氣藏壓裂后的產能本來就不大，一旦壓裂液對儲層造成傷害，會嚴重影響壓裂后的增產效果。這種傷害的主要來源是不配伍和吸附滯留造成的基質傷害，還是液相圈閉造成的水鎖傷害，必須通過進一步實驗測試，并找出其主控因素。

1.3 基質傷害率測定

壓裂過程中，必然會有部分壓裂液高壓濾失進入儲層。一旦濾液與儲層巖石或流體的配伍性不好，會發(fā)生一系列的物理、化學反應，造成黏土礦物水化膨脹、產生不溶性沉淀，這些都能降低儲層的滲透率[8]；壓裂液中的大分子具有較高的吸附性，能吸附在巖石礦物表面，減小儲層滲流空間，造成儲層傷害[9]，這些都是壓裂液基質傷害的來源。

將測試過巖心總傷害率后的巖心置于高溫烘箱，在250 ℃烘烤24 h，充分干燥巖心，以消除水鎖傷害，再次測定其氣體滲透率K3，計算其基質傷害率，結果如表3所示。

表3 不同壓裂液體系基質傷害率測試結果

由表3可知，對于建平1井，巖心傷害率由大到小的順序為：DJ壓裂液體系≈HPG壓裂液體系>CMHPG壓裂液體系；對于建志1井，巖心傷害率由大到小的順序為：DJ壓裂液體系>HPG壓裂液體系>CMHPG壓裂液體系，說明不同壓裂液體系對巖心的基質傷害率有一定差異。通過表1可知，3種壓裂液的最大差別是破膠后的殘渣含量：DJ體系和HPG壓裂液體系殘渣含量相近，分別為217和228 mg/L；CMHPG壓裂液體系的殘渣含量最低，僅為73 mg/L。不同壓裂液體系基質傷害的變化規(guī)律與壓裂液殘渣含量的變化規(guī)律一致，巖心的基質傷害與壓裂液殘渣含量有密切聯系，殘渣含量越高，基質傷害越大。

縱向對比表3中同一類型壓裂液在不同滲透率下的傷害程度可知：滲透率越小，巖心傷害率越高。致密砂巖氣藏的滲流空間本來就很小，僅有2%～6%，一旦受到傷害，將大大降低滲流效果。滲透率越低的儲層，越容易受到壓裂施工的傷害。

橫向對比表3可知，壓裂液對儲層基質的傷害率與儲層性質也有一定關系，實驗中同一壓裂液體系，建平1井巖心的傷害率普遍高于建志1井巖心的傷害率。一般來說，與壓裂液配伍性好、黏土礦物含量低、孔隙度大的儲層抵抗外來傷害的能力相對要強。

1.4 水鎖傷害

通過巖心的總傷害率和基質傷害的測試結果，計算出的水鎖傷害率如表4所示。縱向對比表4中數據發(fā)現，無論是建平1井須四段巖心，還是建志1井須6段巖心，在3種壓裂液下都有滲透率低的巖心水鎖傷害率高于滲透率高的巖心的規(guī)律，說明水鎖傷害率與巖心滲透率呈反相關關系。巖心滲透率是影響水鎖傷害程度的關鍵因素之一。

表4 巖心水鎖傷害率

縱向對比不同壓裂液體系對同一井巖心的傷害率發(fā)現，壓裂液的性能對巖心水鎖傷害有一定的影響。分析建平1井滲透率分別為0.69×10-3、0.74×10-3μm2的2塊巖心和建志1井滲透率分別為0.62×10-3、0.69×10-3μm2的2塊巖心 ，若按照滲透率對水鎖傷害的影響，應該是低滲透率的巖心水鎖傷害大于高滲透率的巖心，然而2組巖心的水鎖傷害率基本相等，說明在相同條件下CMHPG壓裂液體系的水鎖傷害比DJ壓裂液體系低。由表1可知，CMHPG壓裂液體系破膠后的黏度和表面張力均低于DJ壓裂液體系，高的黏度和表面張力都不利于壓裂液的返排，造成壓裂區(qū)域的含水飽和度增加[10]，表面張力越大，水鎖效應越明顯。

橫向對比相同壓裂液體系在不同井巖心的水鎖傷害率，以CMHPG壓裂液體系為例，建平1井0.69×10-3μm2和建志1井0.84×10-3μm2的巖心水鎖傷害率非常接近，通過滲透率的差異可得出建志1井更容易受到水鎖效應的傷害，這種差異則主要是由于巖石孔隙結構類型以及巖石的礦物組分不同造成的，孔隙喉道越小，組成礦物親水性越強，越容易引起水鎖傷害。

2 壓裂液傷害主控因素分析及應對措施

2.1 主控因素分析

實驗結果表明，總傷害率在70%～90%之間，其中巖心基質傷害占5%～15%，水鎖傷害占65%～80%，明顯看出，水鎖傷害是壓裂液對巖心傷害的主要來源。通過結果分析可知，基質傷害和水鎖傷害都受到壓裂液性能、儲層滲透率和儲層巖性3方面因素的影響，分別就2類傷害中的3方面因素做最大影響程度實驗分析，結果如表5所示。

表5 不同條件下巖心傷害值測量值

根據巖心傷害的3因素影響關系有：

式中：xC、xC'分別為CMHPG壓裂液體系的非水鎖和水鎖傷害率；xH、xH'分別為HPG壓裂液體系的非水鎖和水鎖傷害率；y0.12、y0.12'分別為低滲層巖心的非水鎖和水鎖傷害率；y0.94、y0.94'分別為高滲層巖心的非水鎖和水鎖傷害率；zP、zP'分別為JP1J巖心的非水鎖和水鎖傷害率；zZ、zZ'分別為JZ1J巖心的非水鎖和水鎖傷害率。

根據上式，排除干擾因素，得到單因素的巖心傷害率影響差值如下：

式中，△x，△x'分別為壓裂液性能對該地區(qū)巖心的非水鎖和水鎖傷害率影響差值；△y、△y'分別為滲透率對該地區(qū)巖心的非水鎖和水鎖傷害率影響差值；△z、△z'分別為不同巖性對該地區(qū)巖心的非水鎖和水鎖傷害率影響差值。

將影響程度轉化為百分比，得出3因素對基質傷害最大影響值百分比。可知，基質傷害影響因素中，壓裂液性能影響程度（45.7%）>儲層巖性影響程度（29.6%）>滲透率影響程度（24.7%），壓裂液性能是影響基質傷害的主控因素。水鎖造成的壓裂液傷害因素中，滲透率影響程度（47.1%）>壓裂液性能影響程度（30.3%）>儲層巖性影響程度（22.6%），儲層的滲透率是影響水鎖傷害的主控因素。

2.2 應對措施

由于儲層巖性和儲層滲透率是無法改變的，為了減小壓裂施工對儲層的損害，只能從壓裂液性能和施工工藝優(yōu)化方面來尋求解決辦法。由實驗結果可知，壓裂液破膠后的固相含量、壓裂液與儲層巖性的配伍性都會影響基質傷害，為減小基質傷害，可用無固相或低固相壓裂液，并加入適量的黏土抑制劑[11]，充分考慮壓裂液與地層流體的配伍性能，有效地降低基質傷害。壓裂液破膠后的黏度和表面張力都會影響到水鎖傷害的大小，通過優(yōu)化壓裂液體系，盡量避免使用水基工作液，使用合適的防水鎖劑能減小水鎖傷害[12]。另外，使用壓裂暫堵劑和適當的表面活性劑能減小壓裂液的入侵和促進工作液的返排[13]，對減小基質傷害和水鎖傷害都有重要的意義。

將不同井的巖心用羧甲基羥丙基瓜膠壓裂液處理后，再用2%KCl+0.02%FC-3B（50%）+30%甲醇作解水鎖劑，實驗結果如表6所示。

表6 解水鎖處理劑的應用效果評價

由表6可知，采用解水鎖處理劑處理后的巖心，滲透率恢復率高達80%，此時的巖心傷害率為20%左右。由于非水鎖傷害占5%～10%，此時的水鎖傷害率僅為10%～15%，與原來的65%～80%相比，有了明顯的降低。該實驗結果佐證了，采取相應的應對措施，可減小水鎖傷害。

3 結論

1.用分解實驗法逐一測定可以確定的儲層傷害程度，再對比這些傷害的大小，最后確定主控因素，從實驗原理和方法上是可行的。

2.用分解實驗法測定了建南致密砂巖氣藏壓裂液造成儲層傷害的各種因素，認為水鎖傷害占主導。

3.通過對比不同因素的傷害影響程度發(fā)現：壓裂液殘渣含量對巖心基質傷害率影響較大，而致密砂巖氣藏的滲透率是影響水鎖傷害的主要因素。

4.致密氣藏的儲層極易受到損害，各項施工作業(yè)中應采取相應的應對措施，盡量減小或消除損害。

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Key FactorsAffecting Damage by Fracturing Fluidsto Jiannan Tight Sandstone Gas Reservoir

FU Meilong1, HU Zewen1, HUANG Qian1, TANG Fang2
(1.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan,Hubei430100; 2.Research Center of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Sinopec,Wuhan,Hubei430035)

Carboxymethyl hydroxypropyl guar gum fracturing fluid, an oligomer fracturing fluid and hydroxypropyl guar gum fracturing fluid are used in fracturing the tight sandstone gas reservoirs in Jian’nan block. In recent laboratory experiments, the viscosity, surface tension and residue of the three fracturing fluids after gel-breaking were measured. It was found that there were some differences in the properties of these three fracturing fluids after gel breaking. The measurement of core damage has shown that the ratio of cores’water block damage (65%-80%) was far greater than the ratio of cores’ matrix damage (5%-15%), indicating that water block damage was the main damage to reservoir permeability. The ratio of matrix damage and the ratio of water block damage are not only related to the properties of fracturing fluid, they are also related to core permeability and lithology. Through decomposition experiment, it was understood that the amount of residue of fracturing fluid was the key factor affecting matrix damage, and the core permeability was the key factor affecting water block damage. Experiment on water block removal has shown that cores with severe water block damage can have permeability increases by more than 70% after removing waterblock, indicating that the measures of removing water block did work.

Natural gas; Tight sandstone natural gas; Fracturing; Fracturing fluid; Reservoir damage; Water block damage

TE357

A

1001-5620（2016）06-0116-05

2016-7-25；HGF=1701N8；編輯 王小娜）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.021

國家863計劃項目“致密砂巖氣藏高效鉆井與壓裂改造關鍵技術”之子課題二“致密氣藏壓裂改造技術研究（2013AA064802）。

付美龍，1967年生，教授、博導，從事油田化學和提高采收率方面的教學及科研工作。E-mail：805817751@qq.com。