致密油储层压裂液渗吸特征及水锁损害评价

刘博峰，张庆九，陈鑫，杨震，张峰，曹东林

（中国石油玉门油田分公司工程技术研究院，甘肃 酒泉 735000）

0 引言

致密油储层由于低孔、低渗、孔喉细小及毛细管力强等特点，通常无法获得较高的自然产能［1-4］。水力压裂储层改造技术是提高致密油藏产能的一项关键技术。其中，多级水力压裂、体积压裂及重复压裂技术是致密油储层最常用的压裂施工方式。在压裂施工过程中，大量的压裂液会进入地层，而由于致密油储层自身的特点，压裂液破胶后的返排率通常较低，因此，压裂施工结束后储层中仍会滞留大量破胶后的压裂液。这些滞留的压裂液一方面会引起储层含水饱和度的升高，对储层造成一定的水锁伤害；另一方面，由于致密油储层的渗吸作用，滞留的压裂液又具有一定的渗吸驱油效果，有利于提高致密油藏的采收率［5-8］。

资料分析结果表明，鄂尔多斯盆地S区块致密油藏压裂施工后，在压裂液返排率相差不大的情况下，使用不同类型压裂液时油井的试油产能不同。其中，使用清洁压裂液施工的油井压后产能较高，使用胍胶压裂液施工的油井压后产能则较低。分析认为，这可能是不同类型的压裂液滞留在储层中产生的渗吸驱油作用和水锁伤害程度不同所造成的。目前，国内外学者针对致密油储层压裂液的渗吸驱油作用研究较多，取得了一定的研究成果［9-15］，也有针对压裂液对致密油储层的水锁损害方面的研究报道［16-18］。以上研究大多是将压裂液的渗吸和水锁分开来进行的，鲜有将两者相结合进行研究。

本文以鄂尔多斯盆地S区块致密油储层岩心和不同类型的压裂液（均为充分破胶后的压裂液）为研究对象，开展了不同类型压裂液的渗吸特征研究，并在此基础上，评价了压裂液渗吸后致密油储层岩心的水锁损害情况，为目标区块致密油储层压裂施工时压裂液的选择提供参考和借鉴，也为提高致密油藏的开发效率提供技术支持。

1 S区块致密油储层基本特征

S区块位于鄂尔多斯盆地中西部，属于典型的致密砂岩油藏，储层岩石主要为极细—细粒岩屑长石砂岩，以石英、钾长石、斜长石和白云石为主，黏土矿物质量分数不高（平均小于10%），黏土矿物以高岭石、绿泥石和伊利石为主，蒙皂石、伊/蒙混层质量分数较低，储层水敏性较弱。储层孔隙形态多样，孔隙类型主要为剩余粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和微裂隙等，以微细孔喉为主。储层岩石表面润湿性主要表现为亲水性。储层渗透率为 0.012×10-3～3.651×10-3μm2，平均渗透率为0.218×10-3μm2；储层孔隙度为 5.18%～12.05%，平均孔隙度为8.02%。地层水矿化度为51 500 mg/L左右，水型为CaCl2型。地层原油黏度为3.15 mPa·s左右，密度为0.79 g/cm3左右。

2 致密油储层压裂液渗吸特征

2.1 实验方法

1）将S区块储层天然岩心洗油、烘干，测定长度、直径、干重及气测渗透率后，使用模拟地层水（矿化度为51 500 mg/L）充分饱和岩心，称其湿重，计算孔隙体积和孔隙度。实验用天然岩心基本物性参数见表1。

表1 实验用天然岩心基本物性参数

2）采用高压驱替装置在低流速状态下饱和模拟油（储层原油与航空煤油按体积比1∶1混合，室温下黏度为1.26 mPa·s），至岩心出口端无水产出时为止。然后继续将岩心在模拟油中浸泡24 h。

3）将饱和模拟油后的岩心放入自发渗吸实验装置中，使用不同渗吸液（不同类型压裂液或模拟地层水）进行渗吸驱油实验，记录不同渗吸时间的采出油体积，计算渗吸驱油效率，直至采出油体积不再变化为止。

4）改变实验条件，重复实验步骤1）—3）。

5）开展核磁共振实验时，模拟地层水和渗吸液中均加入一定浓度的Mn2+，用以屏蔽水中的氢信号。

2.2 结果与讨论

2.2.1 压裂液类型对渗吸的影响

参照2.1中的实验方法，使用不同类型的压裂液（基本性能见表2）和模拟地层水作为渗吸液，评价了压裂液类型对渗吸效果的影响。不同类型的压裂液按照S区块致密油储层现场压裂施工用压裂液配方进行配制，然后充分破胶，再经过过滤后作为渗吸液使用。实验温度为60℃，实验结果见图1。

表2 不同类型压裂液和模拟地层水基本性能

图1 不同类型压裂液渗吸驱油效果

由图1可知：不同渗吸液对致密砂岩储层岩心的渗吸驱油效率影响较大，与模拟地层水相比，3种不同类型压裂液的渗吸驱油效果明显较高。其中：清洁压裂液的渗吸驱油效果最好，最终渗吸驱油效率可以达到20%以上；模拟地层水的最终渗吸驱油效率低于10%。分析认为，这是由于4种渗吸液的界面张力差异较大引起的（见表2）。在其他性能基本相似的前提下，清洁压裂液的油水界面张力低至0.158 mN/m，其他压裂液的界面张力均远高于清洁压裂液，界面张力越低，流体的渗流阻力就越小，使得原油与岩心孔隙表面之间的黏附功降低，因此，清洁压裂液渗吸驱油效率较高。另外，前人研究结果表明［19-20］，在致密油藏渗吸驱油过程中，并不是界面张力越低越好，当界面张力低至一定程度时，毛细管力过小会影响渗吸驱油强度，致使渗吸驱油效果有所下降，因此，应注意选择合适的渗吸液类型，以提高渗吸驱油效率。

2.2.2 渗透率对渗吸的影响

参照2.1中的实验方法，使用清洁压裂液作为渗吸液，评价了岩心渗透率对渗吸效果的影响。实验温度为60℃，实验结果见图2。

图2 岩心渗透率对渗吸驱油效果的影响

由图2可知，随着天然岩心渗透率的不断升高，渗吸驱油效率呈先增大后降低的趋势。当岩心渗透率由0.065×10-3μm2升高至 0.872×10-3μm2时，渗吸驱油效率不断增大。当渗透率升高至2.358×10-3μm2时，渗吸驱油效率有所下降。其原因为：在一定的渗透率范围内，岩心渗透率越高，孔隙内的连通性相对就越好，原油就越容易从孔隙中流动出来，增大了渗吸驱油效率；当岩心渗透率增大至一定程度时，孔隙半径的增大导致毛细管力（渗吸动力）大幅下降，降低了渗吸强度，渗吸驱油效率下降。

2.2.3 温度对渗吸的影响

参照2.1中的实验方法，使用清洁压裂液作为渗吸液，评价了实验温度对渗吸效果的影响。实验结果见图3。

图3 温度对渗吸驱油效果的影响

由图3可知：随着实验温度的不断升高，渗吸驱油效率逐渐增大。当温度升高至80℃时，最终渗吸驱油效率可以达到23.6%，并且温度越高，达到渗吸平衡所需的时间越短。温度的升高不仅有利于提高渗吸效率，还能一定程度地提高渗吸速率。这是由于当温度升高时，油水界面张力、原油黏度和原油与岩石之间的黏附功均会有所下降，使得岩心孔隙中的原油更易流动，增大了渗吸驱油效率。

2.2.4 致密油储层岩心渗吸T2谱图特征

参照2.1中的实验方法，使用Meso MR23-60H-I型核磁共振分析仪记录天然岩心渗吸前后的核磁共振T2谱，分析致密油储层岩心在不同压裂液中的渗吸特征。实验用岩心和具体实验条件均参照2.2.1，实验结果见图4—图7。

图4 SX-1岩心模拟地层水渗吸前后T2谱分布曲线

图5 SX-2岩心胍胶压裂液渗吸前后T2谱分布曲线

图6 SX-3岩心滑溜水压裂液渗吸前后T2谱分布曲线

图7 SX-4岩心清洁压裂液渗吸前后T2谱分布曲线

由实验结果可以看出：4块致密砂岩岩心核磁共振T2谱图中的弛豫时间主要集中在0.1～100.0 ms。其中，0.1～10.0 ms的面积较大，10～100 ms的面积稍小，这说明目标区块致密砂岩岩心以中—小孔隙为主，中—大孔隙相对较少。此外，由不同类型压裂液渗吸前后T2谱图包络面积的变化情况得出，模拟地层水渗吸前后变化最小（见图4），清洁压裂液渗吸前后的变化最大（见图7）。这说明模拟地层水的渗吸驱油效果最差，清洁压裂液的渗吸驱油效果最好。

3 致密油储层压裂液水锁损害评价

3.1 实验方法

将2.2.1中渗吸实验后的4块天然岩心使用煤油驱替，测定其渗透率大小，并与初始煤油测定的渗透率进行对比，计算渗透率伤害率，即为致密砂岩天然岩心的水锁损害率，以此评价压裂液渗吸后对岩心的水锁损害情况。此外，为保证实验结果的准确性，在上述实验的基础上，再选取4块天然岩心开展一组平行实验。

3.2 实验结果与讨论

按照3.1中的实验方法，评价了不同类型压裂液和模拟地层水渗吸后对目标区块储层段致密砂岩天然岩心的水锁损害情况，实验温度为60℃，实验结果见表3。

表3 水锁损害评价实验结果

由表3可知：3种不同类型压裂液渗吸实验后，岩心的水锁损害率差异较大。其中，胍胶压裂液的水锁损害率最高（40%以上），滑溜水压裂液次之（30%以上），清洁压裂液最低（15%左右），模拟地层水由于吸入量较小，水锁损害率在20%以上。

3种压裂液中，清洁压裂液的吸入量最大，但水锁损害率最小。这是由于清洁压裂液具有较低的界面张力，在致密砂岩岩心孔隙中容易返排，因渗吸进入孔隙中的水相，在后期的油驱水过程中大部分被驱替出来，因此其水锁损害率较小。胍胶压裂液和滑溜水压裂液的界面张力较高，其渗吸量小于清洁压裂液，但水相进入致密砂岩岩心孔隙后容易滞留在其中，造成比较严重的水锁伤害。

实验结果表明：在致密油藏压裂施工过程中，滞留在储层中的压裂液，一方面具有一定的渗吸驱油效果，有助于提高致密油储层的采收率；另一方面还能对储层产生一定的水锁损害，降低致密油储层的渗透率。因此，为了提高致密油储层的开发效果，应选择合适的压裂液体系，在降低储层水锁损害的同时，最大程度地提高油藏的采收率。

4 结论

1）S油田致密油储层平均渗透率为0.218×10-3μm2，平均孔隙度为8.02%。黏土矿物质量分数较低，水敏性损害较弱。储层主要表现为亲水性，有利于压裂液的渗吸。同时储层具有低孔、低渗及孔喉细小的特点，容易产生水锁伤害。

2）渗吸驱油实验结果表明，清洁压裂液的渗吸驱油效率在20%以上，明显高于胍胶压裂液和滑溜水压裂液。随着岩心渗透率的不断增大，清洁压裂液的渗吸驱油效率先增大后减小。随着温度的不断升高，清洁压裂液的渗吸驱油效率逐渐增大。

3）压裂液水锁损害实验结果表明，清洁压裂液渗吸后对致密油储层岩心的水锁损害率为15%左右，明显低于胍胶压裂液和滑溜水压裂液，因此，在S区块致密油储层压裂施工时，应选择水锁损害率较低的清洁压裂液体系，在降低致密油储层损害的同时，还有利于提高渗吸驱油效率。