压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害实验研究

刘彦学，王宝峰，刘建坤

（1.中国石化东北油气分公司，吉林长春130062；2.中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

水敏性伤害是指外来液体与储层岩性不配伍引起黏土吸水，使黏土束缚水增加，引起黏土膨胀、分散、运移，流体渗流孔隙空间缩小，渗流通道堵塞，最终导致岩心渗透率下降，对储层造成伤害[1］。客观准确地评价压裂液对储层的水敏性伤害，可以了解储层黏土矿物遇到压裂液后的膨胀、分散、运移过程，找出储层发生水敏性伤害的条件及引起的伤害程度，为压裂液的优选及其性能优化提供依据[2］。针对水敏性伤害问题国内学者做了许多研究工作[3-12］，但所采用的实验方法都是基于行业标准而设计的常规岩心流动实验，而定性研究压裂液对储层水敏性伤害的却很少。为此，笔者通过设计实验方法及优化实验液体，结合X衍射、扫描电镜及核磁共振技术等实验结果，提出了一种定性研究压裂液对储层造成水敏性伤害的新方法，并对压裂液水敏性伤害机理进行了深入探讨。

1 实验液体设计

压裂液挤入低渗砂岩气藏储层后会对储层造成水敏性伤害、水锁伤害和稠化剂堵塞伤害。为了定性评价压裂液对储层造成的水敏性伤害，实现单因素分析，必须去除其他几种伤害因素的影响。为此，笔者采用压裂液“平行液”做为实验液体。压裂液“平行液”与压裂液的区别是压裂液“平行液”中不添加稠化剂，而压裂液则添加稠化剂，但2种液体的配液方法相同；水敏性伤害实验采用2种不同的“平行液”：一种为胍胶压裂液对应的“平行液”；一种为酸性压裂液对应的“平行液”。胍胶压裂液配方为0.55%稠化剂＋0.10%杀菌剂＋1.00%盐＋0.30%黏土稳定剂＋0.12%pH 值调节剂＋0.50%助排剂＋0.50%起泡剂，对应胍胶压裂液“平行液”中不添加稠化剂。酸性压裂液配方为0.35%稠化剂＋0.50%黏土稳定剂＋0.05%杀菌剂＋0.50%助排剂＋0.50%起泡剂＋4.00%酸，对应酸性压裂液“平行液”中不添加稠化剂。2种压裂液“平行液”均用3μm滤膜过滤后使用。

岩心在饱和地层水状态下挤入压裂液“平行液”，由于岩心内只有单相流体（水相），不会对其造成水锁伤害，只会对其造成水敏性伤害。

由于压裂液滤液与对应“平行液”性质相似，其密度和黏度非常接近（见表1），因此，压裂液“平行液”水敏性实验结果能在一定程度上反映压裂液对储层的水敏性伤害。

表1 实验液体的密度与黏度Table 1 Density and viscosity of experimental liquid

2 黏土类型、含量对水敏性伤害的影响

2.1 实验方法

为分析压裂液对应“平行液”对气藏岩心造成的水敏性伤害，进行了水敏伤害实验1，实验步骤为：1）测量岩心在饱和地层水状态下的水相渗透率（Kw），进行第一次核磁共振测量；2）反向挤入1倍孔隙体积的压裂液“平行液”并放置2h后，进行第二次核磁共振测量；3）用10倍孔隙体积地层水返排压裂液“平行液”，充分返排后测水相渗透率（Kw10），并进行第三次核磁共振测量；4）利用挤入压裂液“平行液”前后的Kw与Kw10计算岩心渗透率的伤害率，其水敏性伤害强度评价参照文献[13］进行。对G1-1、G1-2、G1-3、G1-4、G1-5、G1-6、G1-7、G1-8和G1-9号等9块岩心进行了胍胶压裂液对应“平行液”伤害实验1，实验岩心基本资料及实验结果见表2。对S1-1、S1-2、S1-3、S1-4、S1-5、S1-6和S1-7号共7块岩心进行了酸性压裂液对应“平行液”伤害实验1，实验岩心基本资料及实验结果见表3。

表2 胍胶压裂液“平行液”水敏性伤害实验结果Table 2 Experimental results of water-sensitive damage of guar gum fracturing fluid

表3 酸性压裂液“平行液”水敏性伤害实验结果Table 3 Experimental results of water-sensitive damage of acidic fracturing fluid

2.2 胍胶压裂液对应“平行液”的水敏性伤害分析

从表2可以看出，胍胶压裂液对应“平行液”挤入岩心后引起黏土吸水膨胀与分散运移，从而造成水敏性伤害，9块岩心之间水敏性伤害程度差异较大，其伤害程度主要与岩心内的水敏性黏土矿物含量密切相关。统计分析可知：9块岩心的水敏性伤害与全岩黏土矿物总量间线性相关，其相关系数为0.291 6；9块岩心的水敏性伤害与各种黏土矿物的绝对含量也线性相关，水敏性伤害与伊／蒙间层绝对含量的相关系数为0.583 8，与伊利石绝对含量的相关系数为0.450 8，与绿泥石绝对含量的相关系数为0.263 1，与高岭石绝对含量的相关系数为0.025 9。说明胍胶压裂液对应“平行液”对实验岩心的水敏性伤害主要取决于伊／蒙间层、伊利石绝对含量及黏土矿物含量。

2.3 酸性压裂液“平行液”的水敏性伤害分析

从表3可以看出，酸性压裂液对应“平行液”挤入岩心后也能引起黏土吸水膨胀与分散运移，从而造成水敏性伤害，7块岩心之间水敏性伤害程度差异比较大，其伤害程度主要与岩心内的水敏性黏土矿物含量密切相关。统计分析可知：7块岩心造成的水敏性伤害与全岩黏土矿物总量间线性相关，其相关系数为0.554 2；7块岩心的水敏性伤害与各种黏土矿物的绝对含量线性相关，水敏性伤害与伊／蒙间层绝对含量的相关系数为0.811 6，与伊利石绝对含量的相关系数为0.558 8，与高岭石绝对含量的相关系数为0.235 0，与绿泥石绝对含量的相关性系数为0.004。说明酸性压裂液对应“平行液”对实验岩心的水敏性伤害主要取决于伊／蒙间层、伊利石绝对含量及黏土矿物总量。

通过以上分析可知，2种压裂液对应“平行液”侵入岩心后引起的水敏性伤害程度差异主要是由黏土类型、含量的差异引起的，每种压裂液对应“平行液”对气藏储层岩心造成的水敏性伤害程度主要取决于伊／蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量。

2.4 综合伤害率分析

胍胶压裂液对应“平行液”对低渗砂岩气藏实验岩心造成的水敏性伤害由水敏性强度分级可知：除了G1-4、G1-8号岩心基本无水敏性伤害外（水敏指数＜0.05），其他6块实验岩心都属于弱水敏（0.05＜水敏指数＜0.30），9块岩心的水敏性伤害介于-1.9%～30.0%，平均12.68%。酸性压裂液对应“平行液”对渗透砂岩气藏实验岩心造成的水敏性伤害中，S1-1和S1-6和S1-7号岩心基本无水敏性伤害，S1-3号岩心属于中等偏弱水敏，其余4块岩心都属于弱水敏，7块岩心的水敏性伤害介于0.6%～36.7%，平均12.77%。因此，除了少数岩心无水敏性伤害外，2种压裂液对应“平行液”对低渗透砂岩气藏储层岩心造成的水敏性伤害程度多数属于弱水敏性伤害，由水敏性引起的岩心渗透率伤害率普遍较小。

3 返排程度对水敏性伤害的影响

3.1 实验方法

为研究2种压裂液对应“平行液”在不同返排阶段对低渗砂岩气藏岩心造成的水敏性伤害的变化规律，设计了水敏性伤害实验2，实验步骤为：1）测量岩心在饱和地层水状态下的水相渗透率（Kw），进行第一次核磁共振测量；2）反向挤入1倍孔隙体积的压裂液“平行液”并放置2h后进行第二次核磁共振测量；3）用地层水返排压裂液“平行液”，在返排量达到1、2、4、6、8和10倍孔隙体积时分别测水相渗透率（Kw1，Kw2，Kw4，Kw6，Kw8和 Kw10），并在返排量达到10倍孔隙体积后进行第三次核磁共振测量，结束实验。利用挤入压裂液“平行液”前后的Kw与Kw1，Kw2，Kw4，Kw6，Kw8和Kw10计算不同返排阶段岩心渗透率伤害率，并分析岩心渗透率伤害和含水分布的变化规律。对G2-1、G2-2、G2-3、G2-4和G2-5号等5块岩心进行胍胶压裂液对应“平行液”的伤害实验2，结果如图1所示。对S2-1、S2-2、S2-3、S2-4号等4块岩心进行酸性压裂液对应“平行液”的伤害实验2，结果如图2所示。

图1 胍胶压裂液对应“平行液”的水敏伤害实验结果Fig.1 Relationship between water-sensitive damage and flow back volume of guar gum fracturing fluid

图2 酸性压裂液对应“平行液”的水敏伤害实验结果Fig.2 Relationship between water-sensitive damage and flow back volume of acidic fracturing fluid

3.2 实验结果及分析

由图1可知：胍胶压裂液对应“平行液”挤入岩心后造成的水敏性伤害是不可逆、不可恢复的，不会随着地层水返排量的增加而呈现减小趋势或得到解除；返排初期（返排量为0～2倍孔隙体积），伤害率呈现逐渐增大的趋势，当返排量达到2倍孔隙体积后，岩心渗透率伤害率随返排量增加（2～10倍孔隙体积）将趋于稳定（G2-2、G2-5号岩心）或略微增加（G2-1、G2-3、G2-4号岩心）。

由图2可知：酸性压裂液对应“平行液”挤入气藏储层岩心后造成的水敏性伤害也是不可逆、不可恢复的，不会随着地层水返排量的增加而得到缓解或一定程度的解除；返排初期（返排量为0～2倍孔隙体积），伤害率呈现逐渐增大的趋势，当返排量达到2倍孔隙体积后，岩心渗透率伤害率随返排量的增加（2～10倍孔隙体积）将趋于稳定（S2-1、S2-3号岩心）或略微增加（S2-2、S2-4号岩心）。

4 水敏性伤害的核磁共振特征

利用核磁共振技术可以得到水敏性伤害实验中水驱测渗透率后、挤入压裂液对应“平行液”后、地层水充分返排压裂液“平行液”后等3个状态下的核磁共振T2谱，通过核磁共振T2谱观察不同孔隙类型储层岩心在地层水充分返排后岩心孔隙介质中水相的分布情况及变化规律，为分析水敏性伤害原因提供微观依据，从微观角度解释不同孔隙类型储层的水敏性伤害大小差别的原因。图3、图4分别为胍胶压裂液“平行液”水敏性伤害实验1中2块有代表性的岩心（G1-6、G1-8）的核磁共振T2谱分布变化，图5、图6所示分别为酸性压裂液“平行液”水敏性伤害实验1中2块有代表性的岩心（S1-5、S1-6）的核磁共振T2谱分布变化。

图3 G1-6号岩心的核磁共振T2谱分布变化Fig.3 Changes in NMR T2spectrum distribution of core No.G1-6

图4 G1-8号岩心的核磁共振T2谱分布变化Fig.4 Changes in NMR T2spectrum distribution of core No.G1-8

图5 S1-5号岩心的核磁共振T2谱分布变化Fig.5 Changes in NMR T2spectrum distribution of core No.S1-5

图6 S1-6号岩心的核磁共振T2谱分布变化Fig.6 Changes in NMR T2spectrum distribution of core No.S1-6

分析图3、图4可知，2块岩心在水敏伤害实验中，挤入压裂液“平行液”并用地层水充分返排后，核磁T2谱上小于13ms（低渗砂岩气藏岩心的T2截止值[14-15］）区间（小孔隙空间、黏土束缚水存在区间）内的含水饱和度增加很微弱或基本不变，表明在挤入压裂液“平行液”后岩心内黏土吸水量很小，不会引起黏土显著膨胀、渗流喉道缩小。同时从图3和图4可以看到，在压裂液“平行液”被充分返排后，核磁T2谱上大于13ms区间（相对较大孔隙空间、可动水存在区间）与测水相渗透率后的T2谱分布很接近，没有减小的趋势，说明黏土膨胀幅度较小，大孔隙渗流空间没有受到影响。因此，对于该类岩心，黏土吸水膨胀伤害程度很小，进而可推出黏土的分散、运移是造成渗透率下降的主要原因。

从图3可以看出，G1-6号岩心在挤入压裂液“平行液”并用地层水充分返排后，核磁T2谱上小于13ms区间内的含水饱和度有不同程度的增大，表明在挤入压裂液“平行液”后岩心内黏土不同程度地吸水，较大的吸水量会引起黏土显著膨胀，从而使流体渗流喉道缩小。同时，从图3还可以看出，在压裂液“平行液”被充分返排后，核磁T2谱上大于13ms的区间，与测水相测渗透率后的T2谱分布相比有不同程度的减小，说明黏土吸水膨胀使部分大孔隙渗流空间减小。因此，对于该类岩心，是黏土吸水膨胀和分散运移共同作用造成岩心渗透率下降。

酸性压裂液中加入了4.0%酸液，酸液对基质中的黏土矿物等有一定的酸化溶蚀作用，对于压裂时对基质造成的次生伤害有一定的解除作用。分析图5、图6可知，S1-5和S1-6号2块岩心在挤入的压裂液“平行液”被地层水充分返排后，核磁T2谱上大于13ms的区间上，压裂液“平行液”返排后T2谱右峰与测水相测渗透率后的T2谱右峰分布相比有不同程度的增大，这说明酸性压裂液“平行液”在被充分返排条件下，对岩心基质中的黏土矿物有一定溶蚀作用，致使一些相对较大孔隙的渗流空间增大，一定程度上缓解了黏土吸水膨胀与分散运移造成的水敏性伤害。从图5可以看出，S1-6号岩心在挤入压裂液“平行液”后岩心内黏土吸水量较大，但由于酸性压裂液“平行液”的作用，其最终水敏性伤害很小，仅为3.6%。

5 结论及认识

1）通过分解压裂液实验液体和设计实验方法，实现了压裂液对岩心造成的水敏性伤害的定性评价和单因素分析。

2）将核磁共振技术应用于水敏性伤害实验中，从微观角度分析和解释了不同孔隙类型储层岩心及不同压裂液体系的水敏性伤害机理及差别，为分析水敏伤害的原因及机理提供微观依据，实现了水敏性伤害的精细评价，从而建立了一种定性研究压裂液水敏性伤害的新方法。

3）胍胶压裂液对应“平行液”和酸性压裂液对应“平行液”对储层造成的水敏性伤害除极少数岩心无水敏性伤害外，多数属于弱水敏性伤害。水敏性伤害程度主要取决于黏土矿物中伊／蒙间层、伊利石的绝对含量以及黏土矿物的总含量，而与所采用的压裂液“平行液”无严格的相关关系。

4）在压裂施工中，压裂液对气藏储层的水敏性伤害是不可避免的，但只要针对储层实际情况，结合多种先进实验手段，对水敏性伤害进行精细评价，就可以为压裂液体系优选和压裂液配方优化提供依据，最大程度地减少和预防压裂液对储层造成水敏性伤害，从而有效提高压裂改造效果。

5）外来流体对储层造成的水敏性伤害贯穿油气藏开发始末，文中所述压裂液对气藏储层水敏性伤害的定性评价方法，对其他入井流体的水敏性评价有一定的借鉴意义。

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