低渗透储层压裂液伤害原因分析

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低渗透储层压裂液伤害原因分析研究肖丹凤，王兆跃（大庆油田有限责任公司采油工程研究院）摘要：本文利用大庆外围低渗透油田常用的压裂液配方和岩心，进行了压裂液伤害原因分析，指出压裂液残渣和滤液是使储层和和裂缝导流能力造成伤害的两个主要原因，给出了压裂液对外围油田不同渗透率岩心的伤害程度及不同温度、压力下对裂缝导流能力的伤害程度。关键词：低渗透油田；压裂液；导流能力；伤害程度1前言压裂是低渗透油气田增产必不可少的重要措施之一。压裂作业存在两重性：一方面是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝，改善油气通道；另一方面是压裂液进入地层后，会引起部分损害。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质。水基压裂液化学添加剂主要包括稠化剂（植物胶及其改性产品）、交联剂、破胶剂、粘土稳定剂、降滤失剂、助排剂、杀菌剂等。水基压裂液具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。自七十年代以来,水基压裂液的使用占全部压裂液总量的90%以上。压裂液对储层的损害表现在：(1)液体损害：压裂液滤液引起的地层粘土膨胀、分散、运移、堵塞孔道；滤液进入喉道后，由于毛细管力的作用而造成水锁，润湿性反转，使油相渗透率变小，与地层流体配伍性差而产生沉淀等。(2)固体损害：压裂液破胶水化后,残留固相颗粒对地层喉道和支撑裂缝造成堵塞。(3)压裂液滤饼和浓缩胶损害：由于滤失作用,在压裂产生的裂缝表面，形成致密的滤饼；同时滤液进入地层裂缝内形成浓缩压裂液，破胶困难，导致裂缝导流能力大大降低。2不同温度压裂液对岩心伤害实验研究图150℃常规压裂液配方伤害程度研究实验结果图270℃常规压裂液配方伤害程度研究实验结果渗透率/×10-3μm2目前大庆油田主要应用的是水基植物胶压裂液，室内通过岩心实验来研究目前大庆外围油田常用压裂液配方的伤害原因及程度。压裂液对地层基质的损害以岩心渗透率的变化来表征。影响压裂液损害率大小的因素主要有岩心的矿物组成、渗透率的大小、压裂液进入岩心的压差和时间、压裂液返排压差、返排时间和压裂液破胶的程度等。损害率是反映压裂液影响地层基质损害各因素的综合表现。试验分别采用直径2.5cm、长2.5cm的天然岩心和人造岩心，按照《石油行业标准SY/T5107-1995水基压裂液性能评价方法》评价。试验温度分别为50℃、70℃、90℃。50℃常规压裂液配方，渗透率50×10-3μm2～200×10-3μm2左右，残渣人造岩心伤害率为30.7%～19.2%；破胶液滤液对天然岩心伤害为32.5%～23.6%；对天然岩心综作者简介：肖丹凤（1969-），女，高级工程师，现从事油田化学技术研究工作。3 合伤害率为36.8%～26.1%。图390℃常规压裂液配方伤害程度研究实验结果渗透率/×10-3μm270℃常规压裂液配方，渗透率50×10-3μm2～200×10-3μm2左右，残渣人造岩心伤害率为33.3%～21.2%；破胶液滤液对天然岩心伤害为41.5%～29.2%；对天然岩心综合伤害率为50.0%～41.1%。90℃常规压裂液配方，渗透率50×10-3μm2～200×10-3μm2左右，残渣人造岩心伤害率为28.5%～19.8%；破胶液滤液对天然岩心伤害为41.9%～28.8%；对天然岩心综合伤害率为44.8%～34.5%。3压裂液冻胶对岩芯滤失伤害实验取朝阳沟和榆树林油田扶扬油层岩芯，测定不同温度下压裂液冻胶对其综合伤害程度，实验采用正向驱替标准盐水，再反向驱替冻胶，破胶后正向驱替标准盐水，实验结果见表1。表1压裂液对外围低渗透油田岩芯伤害井号岩芯号空气渗透率/×10-3μm2温度/℃滤失系数/×10-4m·min-1/2液测渗透率/×10-3μm2伤害率/%前后朝5142.05904.21.190.4760.70242.05903.32.550.9861.53朝5844.40604.92.010.5970.50941.20606.24.051.1771.00榆60-64311.60904.71.000.1883.80512.60905.61.090.3183.60实验结果表明，压裂液冻胶对低渗透岩心的综合伤害是较大的，这是因为当向岩芯挤入压裂液时，在岩芯端面上形成l～2mm厚的滤饼，而且有部分残渣已嵌入到岩心内，岩心渗透率愈低，形成滤饼愈快，愈厚，阻挡能力愈强，岩心渗透率降低幅度越大。对于同一渗透率级别的岩心，随着压裂液残渣含量增加，对岩心的伤害程度减小。4压裂液对裂缝导流能力的伤害实验研究由压裂液造成的支撑剂填充缝的伤害有两方面原因：一是压裂液中的不溶物或其降解过程中形成的不溶物可能留在支撑剂裂缝中；二是由于压裂液滤失到地层中而造成压裂液在裂缝中浓缩，会对支撑裂缝导流能力产生很大影响，尤其对低渗透地层，降低压裂液残渣十分重要。室内应用60℃、90℃压裂液配方对导流能力的伤害进行测试，采用油田应用的陶粒，粒径为0.45～0.9mm，实验压力30MPa、50MPa，铺砂厚度0.59cm，实验结果见表2、表3。表2陶粒在60℃、30MPa压力条件下的导流能力伤害实验铺砂厚度/cm压差/kPa流量/mL·min-1渗透率/μm2导流能力/μm2·cm伤害率/%0.5041.1629.59280.54141.3927.20.5451.3925.81188.85102.920.5191.3934.59265.77137.9431.50.5311.3422.83177.8594.443 表3陶粒在90℃、50MPa压力条件下的导流能力伤害实验铺砂厚度/cm压差/kPa流量/mL·min-1渗透率/μm2导流能力/μm2·cm伤害率/%0.5041.4226.49205.17103.4037.80.5331.4917.30120.7564.360.4711.3426.20230.10108.3834.20.5291.6220.83134.7371.27实验结果表明，大庆油田常规压裂液配方（60℃、90℃）在不同压力下对陶粒充填裂的导流能力伤害率分别在27.2%～31.5%和37.8%～34.2%。5实验结论(1)对于残渣含量相同的压裂液，随着岩芯渗透率的升高，压裂液的滤失系数增加，压裂液伤害的总趋势是减小，在岩芯渗透率200×10-3μm2左右伤害最小；当渗透率在50×10-3μm2左右，残渣伤害大于40%。对于同一级别渗透率的岩芯，随着压裂液残渣含量增加，滤失系数减少，岩芯伤害率逐渐减小，对于较低渗透率(50×10-3μm2)的岩芯伤害残渣含量影响较大，随残渣由328mg/L增加到418mg/L伤害减小近三分之一；对于中等渗透率(100×10-3μm2～200×10-3μm2)的岩芯，残渣含量影响基本差别不大。(2)对于基本无残渣的水化清液对不同渗透率的外围油田的岩芯也有一定的伤害，占压裂液总伤害的30%～40%，实际就是压裂液滤液的伤害,尤其对低渗透率高粘土含量的岩芯滤液的伤害是主要的。因为滤液粘度2MPa·s～4MPa·s比水高，它吸附在孔隙中岩石表面，使本来孔隙半径就小，又增大了孔隙中的毛管力，使渗透率大幅度降低；而对于高渗透率岩芯，由于孔隙半径较大，滤液的毛管力影响就较弱了，所以渗透率下降幅度小。(3)室内实验结果表明，大庆外围油田常规压裂液破胶液对陶粒充填裂缝的导流能力伤害率在27.2%～43.1%。在闭合压力一定的情况下，不同温度的压裂液冻胶随着压裂液的残渣含量增加，对裂缝的导流能力伤害(40%～70%)也随之增大。因为，残渣含量大的压裂液冻胶破胶后在裂缝壁上形成的滤饼较厚，破胶后，滤饼仍然存在，砂子镶嵌于滤饼中，造成导流能力下降。(4)对于低渗透储层的岩心（小于50×10-3μm2），随着压裂液残渣含量增加，对地层的伤害程度减小，对裂缝导流能力伤害程度增大，因此要综合考虑这两方面伤害来评价压裂液对低渗透储层的总体伤害程度及对压裂井产能的影响。编辑：刘桂玲3