致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素分析

樊欣欣，任晓娟

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素分析

樊欣欣，任晓娟

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

降低储层伤害，提高压裂液性能，是致密油气藏压裂研究发展主要方向。通过岩心压裂液伤害室内实验，对致密气藏压裂液伤害特征及实验影响因素进行了分析，结果表明:（1）致密气藏类型复杂，渗透率低，在进行压裂液返排时，应减少侵入量，降低返排启动压力，实现压裂液尽快返排降低对储层的伤害；（2）清洁压裂液对储层造成的伤害比胍胶压裂液小，压裂液的入侵量与储层的伤害率成正比；（3）压裂液的注入，在增加含水饱和度的同时，也会使水锁现象严重，从而对地层的伤害也更加严重。为深入研究致密气藏特点与压裂液伤害的关系，致密储层改造压裂液体系选择有一定实际意义。

致密气藏；压裂液；返排；伤害

随着油气勘探技术的进步和油气资源不断的开发利用，国内加快了对低渗致密气藏的高效开发，但低渗致密气藏普遍具有低压、低渗、低产、低丰度的特点，非均质性强，压裂改造已成为低渗砂岩气藏开发最重要的增产手段和经济高效开发的有效方法之一。压裂液作为压裂改造油气层中的入井流体，在压裂过程中起传递压力和携带支撑剂的作用，但同时又是储层损害的主要来源，给储层带来不同程度的伤害[1-3]。

压裂液对储层的伤害主要是压裂液滤液对基质渗透率和压裂液残渣、滤饼等对支撑裂缝导流能力的伤害。在20世纪80年代末和90年代初，随着数学模拟方法在油气储层伤害机理研究方面的应用，对油气储层伤害机理的认识进一步深入[4-6]。近年来国外注重将井壁稳定因素和渗透率降低因素结合研究储层伤害机理。我国在20世纪50年代认识到储层保护的重要性，致力于储层伤害、储层保护技术的研究。所以，正确评价压裂液性能，分析其对储层造成的潜在伤害原因，揭示其主要伤害机理，对压裂液的优选、性能改进及致密气藏储层有效开发具有指导作用[7-10]。

1 实验方法

1.1 实验岩心

本次研究选择的是鄂尔多斯盆地南缘致密气藏储层，岩心直径规格为3.800 cm。该区块的渗透率分布在0.029 7 mD～0.132 mD范围，孔隙度介于0.5%～10%（见图1）。

图1 实验岩心Fig.1 Experimental core

1.2 实验流体

地层水流体:矿化度为40 000 mg/L的CaCl2型地层水。密度为1.026 g/cm3，黏度为1.083 9 mPa·s。压裂液:分别使用水基胍胶压裂液破胶液（40℃、60℃，加酶）和清洁压裂液。

胍胶压裂液成分中，交联剂（有机硼）比例为100: 0.4；破胶剂（过硫酸铵）为0.06%。胍胶压裂液黏度为2.983 mPa·s，密度为1.05 g/cm3，清洁压裂液黏度为2.96 mPa·s，密度为1 g/cm3。

1.3 实验步骤

（1）实验选择了四块岩心进行返排，包括:18-5，18-7-2，19-1，21-2-1。前两块使用胍胶压裂液，后两块使用清洁压裂液。压裂液伤害前，用称质量的方法，将含水饱和度控制在10%左右，并测得渗透率K作为原始渗透率，以便伤害后比较。

（2）连接好实验设备，用相应的压裂液体系注入伤害岩心，伤害装置如前文所述。根据油藏和气藏的伤害研究，注入量为0.2 PV～0.5 PV，通过在岩心夹持器另一端接入5 mL毛细管测定进入岩心压裂液的体积。

（3）压裂液伤害完毕后应立即清除管线中的残余压裂液，并接好管线，开始气测返排，同时开始计时。和水锁类似，测点同样前密后疏，压裂液返排量V1和测点K1，以及累计时间t1，三者对应记录数据。

（4）重复测量，直到返排结束，渗透率稳定，或者波动很小，实验结束。必要时可在数天后再测最终的渗透率Kn，计算伤害率。

2 结果及分析

2.1 伤害程度结果和分析

伤害实验是为了获得两种不同压裂液体系对储层的伤害研究，对比地层水自吸伤害，获得伤害率，分析各种因素伤害的大小程度。以便指导现场的压裂液施工，降低对储层的伤害。实验分为两组进行，驱替压裂液分别为胍胶压裂液和清洁压裂液组，每组两块岩心。岩心18-5，18-7-2为胍胶压裂液组，岩心19-1，21-2-1为清洁压裂液。每块岩心的压裂液入侵量为0.2 PV～0.5 PV，具体的入侵量要根据岩心的孔隙大小，渗透率，选取合适数值。每块岩心的入侵量，伤害率等相关参数（见表1）。

从实验结果中可以看出，18-5和18-7-2号岩心使用的驱替压裂液类型为胍胶压裂液，其对岩心的伤害率高达94.8%，19-1和21-2-1号岩心使用的驱替压裂液类型为清洁压裂液，其对岩心的伤害率最高为33.3%，可见清洁压裂液对岩心的伤害程度明显低于胍胶压裂液。所以，清洁压裂液体系比胍胶压裂液体系对储层保护性更好，18-5和21-2-1号岩心伤害前渗透率相对较低，但是伤害率分别为94.8%、33.3%。而 18-7-2和 19-1号岩心伤害前渗透率分别为0.132 mD、0.050 8 mD，相对较高，其伤害率分别为23.8%、15.2%，可见，岩心渗透率越小，伤害率相对越高（见图2）。

表1 岩心返排实验参数及伤害情况Tab.1 Experimental parameters and damage of core back row

表2 致密人工岩心压裂液伤害情况Tab.2 Damage of dense artificial core fracturing fluid

图2 致密气藏粗岩心与致密人工岩心伤害率Fig.2 Damage rate of thick core and dense artificial core in tight gas reservoir

实验中的四块人造岩心和表1中的岩心都取自于鄂尔多斯盆地南缘致密气藏储层，体系1、2是在不同温度下的两种胍胶压裂液，实验结果表明（见表2），压裂液体系2对岩心伤害率最高达到90.7%，伤害率较低的达到60.4%，压裂液体系1对岩心伤害率最高达到46.5%，伤害率较低的达到17.1%。温度为25℃时的压裂液对人工岩心伤害比较大，温度为45℃时伤害较小。同时，通过对比表1与表2，可以发现，驱替体积越大，对岩心的伤害率越大。对比致密气藏岩心与人工岩心的伤害率及实验过程，相近渗透率的人工岩心比天然岩心更容易注入压裂液，其孔隙结构与天然岩心存在差异，伤害也相对较大。

2.2 实验过程影响因素

2.2.1 注入伤害量的影响 从表1实验结果可以看出，岩心18-5，注入压裂液体积为0.8 mL，由于入侵量过大，伤害过大，而且返排压力不足，无法使压裂液尽快有效的返排，因此压裂液滞留时间较长，伤害过大，伤害率高达94.8%，18-7-2，19-1，21-2-1三块岩心注入压裂液体积保持在0.2 mL～0.5 mL，而其伤害率相较于岩心18-5较低。对于渗透率相差不大的岩心，气藏返排比油藏的返排更难，所以，气藏应减少侵入量，降低返排启动压力，实现尽快返排降低对储层的伤害。

2.2.2 无返排液现象分析 实验过程中，“注不进去，排不出来”的现象很明显。两种压裂液体系在返排过程中的曲线（见图3），18-5和19-1没有成功实现返排，但并不能表明其不能实现返排。因为压裂液流体的注入，增加了含水饱和度，水锁严重，同时压裂液残渣形成滤饼，增加了压力消耗，所以导致启动压力升高。因此其返排量接近于零。

实验中还发现，在压裂液返排过程中，并不是一开始就有压裂液返排出来，而是需要经过一段时间。当压裂液返排较少时，在计量毛细管口形成压裂液水珠，附着在毛细管壁上，不易测量。只有在液珠的质量超过附着力时，才会流向测量液面，这样易造成数据记录不准确，不能实时反映压裂液返排动态。

图3 岩心无返排液渗透率变化曲线（左18-5，右19-1）Fig.3 Core without flowback fluid permeability curves（left 18-5，right 19-1）

3 结论

（1）清洁压裂液对储层造成的伤害比胍胶压裂液小。同时通过实验现象发现岩心渗透率越小，伤害率相对越高。驱替体积越大，岩心的伤害率也越大。

（2）致密气藏类型复杂，渗透率低，在进行压裂液返排时，应减少侵入量，降低返排启动压力，实现压裂液尽快返排降低对储层的伤害。

（3）气藏岩心返排实验中“注不进去，排不出来”的现象尤为明显。压裂液的注入，在增加含水饱和度的同时，也会使水锁现象严重。从而对地层的伤害也更加严重。

［1］石华强，丁雅勤，丁里，李小玲，吕小明，尹晓宏.苏里格气田东区气藏压裂液伤害机理分析及对策［J］.石油天然气学报，2013，35（6）:131-135.

［2］崔会杰，余东合，李建平，车航，李玉涛，周汉.高密度胍胶压裂液体系的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）: 64-66.

［3］何敏，等.复合型清洁压裂液的性能评价［J］.精细石油化工，2016，33（2）:32-36.

［4］庄照锋，张士诚，李宗田，等.压裂液伤害程度表示方法探讨［J］.油气地质与采收率，2010，17（5）:108-110.

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［10］李展峰，任晓娟.低渗储层压裂液长期滞留伤害及影响因素［D］.西安:西安石油大学，2015.

Damage characteristics of fracturing fluid in tight gas reservoir and analysis of experimental factors

FAN Xinxin，REN Xiaojuan
（College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Reducing reservoir damage and improving the performance of fracturing fluid is the main direction of research and development of tight reservoir fracturing.Through the indoor experiment of core fracturing fluid damage,factors of tight gas reservoir fracturing fluid damage characteristics and experimental effects were analyzed.The results show that,first, the type of tight gas reservoir is complex,low permeability,the fracturing fluid flowback, should reduce the amount of invasive,reducing flowback starting pressure,fracturing fluid flowback reduce implementation as soon as possible the damage to the reservoir.Two,clean fracturing fluid caused by reservoir damage than guar gum fracturing fluid,invasion quantity and reservoir damage rate of fracturing fluid is proportional to the injection.Three,fracturing fluid,the increase in water saturation at the same time,also can make the water locking phenomenon serious,thus the formation harm is more serious.In order to study the relationship between the characteristics of tight gas reservoir and the damage of fracturing fluid,theselection of the fracturing fluid system has a certain practical significance.

tight gas reservoir；fracturing fluid；back row；damage

TE357.12

A

1673-5285（2017）04-0024-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.006

2017－03-03

鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程，项目编号:2011ZX05044。

樊欣欣，女（1991－），西安石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发工程及储层保护技术，邮箱:874629186@qq.com。