水基压裂液的储层伤害机理实验研究

曹彦超，曲占庆，郭天魁，许华儒，龚迪光

(中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580)



水基压裂液的储层伤害机理实验研究

曹彦超，曲占庆，郭天魁，许华儒，龚迪光

(中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580)

摘要：运用核磁共振技术从微观角度系统分析了水基压裂液对储层的不同伤害机理。结合常规流动实验，提出了一套评价压裂液对储层伤害的综合性实验方法，建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验研究结果表明，压裂液渗入岩心后均会不同程度地造成岩心内束缚水增加、可动水滞留以及固相大分子物质的吸附，从而引起储层渗透率降低，并且对于不同渗透性岩心其伤害规律大不相同，较低渗透率岩心的伤害率比较高渗透率岩心的伤害率普遍要大。

关键词：水基压裂液；储层伤害；黏土伤害；水锁伤害；核磁共振

曹彦超，曲占庆，郭天魁，等.水基压裂液的储层伤害机理实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(2)：87-92,98.

CAO Yanchao，QU Zhanqing，GUO Tiankui，et al.Experimental study on damage mechanism of water-based fracturing fluid to reservoir [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(2):87-92,98.

引言

我国低渗透油气藏资源丰富，开发潜力大，由于其岩性致密、渗透率低等特点，一般需要采取压裂改造措施才能得到有效开采。然而，在压裂储层形成一定导流能力，填砂裂缝、改善流体渗流状态的同时，压裂液渗入地层会引起储层伤害[1]。因此，进行压裂液对储层伤害机理的研究并据此改善压裂液的性能，一直是重点研究课题。目前，对于水基压裂液引起储层伤害的研究，大多都是采用普通流动实验方法进行评价，以压裂液渗入前后岩心渗透率变化判断储层伤害程度，而没有在微观方面详细分析伤害机理，不能确定引起储层伤害的主次因素及某一因素的具体伤害程度[2-3]。本文运用低磁场核磁共振分析技术在微观上分析了压裂液对储层的伤害规律，实现了对不同渗透性储层伤害机理、伤害程度的更精确判断，将对压裂液性能改善及压裂施工过程中的储层保护具有指导意义。

1水基压裂液的伤害机理分析

一般来说，水基压裂液等外来流体进入地层孔隙介质均会引起储层渗透率降低，其损害机理主要有3个方面：黏土吸水伤害、水锁伤害和固相吸附伤害。为对各种伤害进行准确分析，本文采用蒸馏水和不同添加剂配置的活性水作为外来水相进行实验，模拟储层黏土吸水伤害和水锁伤害；采用活性水作为基质的瓜胶压裂液滤液进行实验，模拟储层固相吸附伤害。

(1)黏土吸水伤害

流体在低渗透储层孔隙介质中的存在形式有2种，即束缚流体状态和可动流体状态。岩心不含油的单相流动状态下，饱和地层水后外来活性水相侵入，会造成岩石黏土吸水伤害[4-5]。这是由于几乎所有油层砂岩颗粒均会不同程度地含有蒙脱石、伊利石等黏土矿物，外来流体的渗入会与这些岩石黏土矿物发生系列物理化学反应，打破原有离子间的平衡状态，引起岩心内黏土吸水，并且随之引起黏土分散、运移，导致流体渗流空间减小，堵塞流动通道，造成岩心束缚水增加、渗透率下降。

(2)水锁伤害

当储层岩石孔隙内的流体为油水两相流动时，由于毛管力的作用，可动水相就会对油相产生附加阻力，阻碍油相流动，造成油相相对渗透率降低，即水锁伤害[6-8]。饱和油束缚水状态的岩心，由于外来活性水相的挤入，岩心内束缚水与可动水均会发生变化。在岩心内束缚水量增加，导致黏土吸水伤害的同时，若油相不能充分返排增加的可动水，滞留的可动水相就会对油相渗流产生附加的水锁伤害。当油水体系确定时，外来流体侵入岩心所引起的水锁伤害程度主要取决于可动水的滞留量，另外，水锁伤害具有不稳定的一面，可以在短期内被解除，特别是对于渗透性较好的储集层来说，这种伤害是不起决定性作用的。本文在进行研究时，用岩心饱和油束缚水条件下的油相渗透率来表示还没有发生水锁伤害的储层原始渗流能力。

(3)固相吸附伤害

水基压裂液的固相伤害主要是指外来流体中的未溶大分子物质在岩心孔隙喉道内吸附滞留，堵塞流体流动通道，而引起岩心渗透率降低的现象[9]。水力压裂过程及压裂液返排阶段，压裂液中大分子物质(主要指流体所含大颗粒物质、丝状物、絮状物等)对储层的伤害主要有2种方式：一是其直径大于岩石喉道半径时，直接堵塞流体流动通道；二是其直径较小时，由于喉道表面不规则，流体通过喉道时，部分固相物质将滞留下来，从而造成堵塞。为使压裂液充分渗入岩心，本文采用活性水作为基质的瓜胶压裂液滤液进行实验模拟。

2储层伤害的核磁共振实验研究

压裂液对储层的不同伤害类型及伤害程度主要表现为岩心内束缚流体及可动流体的分布及变化情况。本文在应用常规流动实验手段的同时，将核磁共振T2谱分析技术应用于水基压裂液对储层伤害的研究，是因为利用核磁共振技术能够定量检测到压裂液等外来液体渗入岩心及返排前后岩心内束缚水、可动水以及压裂液滤液的变化[10-11]，计算各自所占比例，从而在微观上准确分析压裂液对储层的不同伤害类型及伤害程度。

2.1核磁共振实验原理

本实验利用核磁共振的弛豫特征分析油水在岩石中的存在状态与性质。在一定的假设条件下，岩石孔隙中流体所含氢核在外磁场中的弛豫行为主要取决于流体性质以及岩石骨架的孔隙结构、矿物组成。

岩石孔隙是由几何尺寸不同的孔隙喉道组成的，不同的孔喉半径分布有其独特的特征弛豫时间T2。核磁共振测试实际获取的是许多大小不同的孔隙中流体的氢核T2衰减曲线，而这些曲线所代表的岩石物理及流体特性是由包含岩石原始孔隙度、束缚流体、可动流体、流体类型等信息的回波串经过多指数拟合(数学反演)得到的。目前，国内外有许多不同的核磁共振多指数反演算法，但普遍采用王为民[12-13]等提出的奇异值分解反演算法和变换反演算法，从解的自由度的角度讨论解的分辨率及最优反演模型的选取原则。只有通过数学反演技术，才能计算出不同尺寸孔隙中的流体含量，即弛豫时间谱。

根据油层物理中的理论，弛豫时间谱表示岩心中大小不同的孔隙占总孔隙的比例，大孔隙所对应的弛豫时间较长，而小孔隙对应的弛豫时间较短。当岩石孔喉半径小到一定程度时，孔隙内的流体将受毛管力的束缚而无法自由流动，因此，在弛豫时间谱上存在一个明显界限，这就是可动流体截止值[14-17]。弛豫时间比这一截止值大的流体为可动流体，小于这一截止值的为束缚流体，图1为一块普通砂岩岩心的典型弛豫时间谱，左峰下的面积表示束缚流体的含量，右峰下的面积为可动流体的含量。

2.2实验方案设计

选取编号分别为第1组、第2组、…、第6组的6

图1　一块普通砂岩岩心的典型弛豫时间谱Fig.1Typical relaxation time spectra of a common sandstone core

组不同区块的低渗透岩心，其中同一组岩心来自同一全直径岩心，物性相似，每组中有3块岩心，分别记为A、B、C，共18块岩心进行实验。实验室饱和岩样所用水是由蒸馏水和NaCl、CaCl2、MgCl2晶体按一定比例配制而成的模拟地层水，其密度为1.03 g/cm3，黏度为1.06 mPa·s，矿化度为30 000 mg/L。黏土吸水伤害实验时，采用蒸馏水及一定比例添加剂(0.3%黏土稳定剂+0.3%助排剂+0.2%杀菌剂+0.07%pH调节剂)配制的活性水作为外来水相，其密度为1.01 g/cm3，黏度为1.05 mPa·s。水锁伤害实验时，采用去氢煤油作为油相，其密度为1.92 g/cm3，黏度为1.20 mPa·s。由于去氢煤油中不含氢核(1H)，不会产生额外核磁共振信号。压裂液固相吸附伤害实验时，采用过滤后的瓜胶压裂液滤液作为驱替液，其密度为1.05 g/cm3，黏度为2.87 mPa·s。所用岩心基本参数及具体分配方案参见表1。

表1　岩心基本参数和实验类型分配

2.3实验分析方法

实验使用MR-DF核磁共振钻井液分析仪对实验岩心进行分析测试，定量检测不同实验阶段岩心内束缚流体、可动流体的含量及变化，并借助常规流动实验，测试流体挤入前后岩心渗透率的变化情况。

黏土吸水伤害实验的具体方法：每组选取1块岩心(1-A、2-A、…、6-A)，首先，测量饱和地层水状态下岩心水测渗透率(kw)，并进行第一次核磁共振测量；然后，反向挤入1.5倍岩心孔隙体积的活性水并放置2 h后，进行第二次核磁共振测量；之后，用地层水返排外来活性水，在返排量达到10倍孔隙体积时测水相渗透率kw1，并进行第三次核磁共振测量；最后，利用挤入活性水前后的kw与kw1计算岩心渗透率的最终伤害率。

水锁伤害实验的具体方法：每组选取1块岩心(1-B、2-B、…、6-B)，首先，进行饱和地层水状态下的核磁共振测量；再用去氢煤油进行驱替至不再出水，建立岩心的饱和油束缚水状态，并测量该状态下的油相有效渗透率(ko)及核磁共振图谱；然后，反向挤入1.5倍孔隙体积的活性水并放置2 h后，进行第三次核磁共振测量；最后，用去氢煤油返排挤入的活性水，返排量达到10倍孔隙体积后，测量岩心在该状态下的油相有效渗透率(ko1)，并进行返排完成后的核磁共振测量。利用挤入活性水前后岩心渗透率变化(ko与ko1)，计算活性水渗入对岩心油相有效渗透率的伤害程度。

固相吸附伤害实验选取每组剩余岩心(1-C、2-C、…、6-C)进行，其具体做法类似于水锁伤害实验，只是将驱替液以瓜胶压裂液滤液替代。

3储层伤害的实验结果与分析

对饱和地层水条件下的6块岩心(1-A、2-A、…、6-A)进行黏土吸水伤害实验，挤入活性水后岩心渗透率伤害以及驱替结束后岩心内束缚水含量、相对增加量见表2。由于实验选取的第1与第2组、第3与第4组、第5与第6组岩心具有相似的孔渗特性，从而也具有相似的核磁共振特征，因此，本文只列举第1、3、5组岩心的核磁共振图谱进行对比分析，其黏土吸水伤害的核磁共振图谱见图2。由于单相流体的作用不会产生其他伤害，因此，核磁共振测量束缚水的增加是引起岩心渗透率降低的根本因素。

对饱和油束缚水条件下6块岩心(1-B、2-B、…、6-B)进行水锁伤害实验，油相返排前后岩心渗透率变化以及驱替结束后岩心内束缚水、可动水含量与变化情况见表2，第1、3、5组岩心水锁伤害的核磁共振图谱见图3。对比该6组实验结果可知，同一层位岩心前2种伤害实验中束缚水增加量比较接近，因此，引起比较相近的黏土吸水伤害。在计算水锁伤害程度时，可用水锁伤害实验中渗透率总伤害减去黏土吸水伤害实验中的渗透率总伤害。

表2　储层伤害实验测试结果

图2　饱和地层水条件下岩心黏土吸水伤害的核磁共振T2图谱Fig.2　NMR T2 spectra of cores damaged by clay water absorption under saturated formation water

图3　饱和油束缚水条件下岩心水锁伤害的核磁共振T2图谱Fig.3　NMR T2 spectra of cores damaged by water locking under the oil saturation of irreducible water

对饱和油束缚水条件下6块岩心(1-C、2-C、…、6-C)进行压裂液固相伤害实验，压裂液返排前后岩心渗透率变化以及驱替结束后岩心内束缚水、可动水含量与变化情况见表2，第1、3、5组岩心伤害情况的核磁共振图谱见图4。对比该6组实验结果发现，同一层位岩心后2种伤害实验中束缚水增加量、可动水滞留量比较接近，因此，产生较为相近的黏土吸水伤害和水锁伤害。在计算压裂液固相伤害程度时，可用固相伤害实验中渗透率总伤害减去水锁伤害实验中的渗透率总伤害。

图4　饱和油束缚水条件下岩心压裂液固相伤害的核磁共振T2图谱Fig.4　NMR T2 spectra of cores damaged by the solid phase of fracturing liquid under the oil saturation of irreducible water

4结论和认识

(1)将常规流动实验与核磁共振分析技术相结合，提供了一种有效评价水基压裂液对储层伤害的实验方法。应用该方法，能够准确计算压裂液等外来流体渗入储层后所引起的黏土吸水伤害、水锁伤害以及固相伤害。

(2)实验研究表明，水基压裂液引起的储层黏土吸水伤害程度与束缚水增加量呈正相关；引起的水锁伤害程度与可动水滞留量呈正相关。

(3)水基压裂液引起储层伤害时，由于固相大分子物质吸附、滞留引起的岩心渗透率伤害率最大，因此，它是压裂液伤害储层的主要因素；黏土吸水伤害程度与水锁伤害程度二者相近，对储层渗透率伤害贡献较小，是次要因素。

(4)不同渗透率岩心挤入水基压裂液后表现的渗透率伤害率不同，较低渗透率岩心的伤害率比较高渗透率岩心的伤害率要高。

(5)将核磁共振技术应用于水基压裂液对储层的伤害研究，可以实现不同伤害类型的客观、准确评价，能够建立每种伤害机理与伤害程度的对应关系，可为后续研究压裂液性能改善和油层保护措施提供参考。

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责任编辑：董瑾

Experimental Study on Damage Mechanism of Water-based Fracturing Fluid to Reservoir

CAO Yanchao，QU Zhanqing，GUO Tiankui，XU Huaru，GONG Diguang

(Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (East China),Qingdao 266580,Shandong,China)

Abstract:The different microscopic damage mechanisms of the water-based fracturing fluid to reservoir are studied using NMR technique,a set of comprehensive experimental methods for evaluating the reservoir damage of the fracturing fluid are put forward based on conventional flow experiment,and the damage degree of each damage mechanism is obtained.Experimental results show that the infiltration of the fracturing fluid will cause the increase of irreducible water,the retention of movable water and the adsorption of solid macromolecules on different degree,and therefore reduce reservoir permeability.Meanwhile,the damage laws of different permeability cores are different,and the damage of the fracturing fluid to low permeability cores is generally greater than that to high permeability cores.

Key words:water-based fracturing fluid;reservoir damage;clay damage;water locking damage;nuclear magnetic resonance (NMR)

文章编号：1673-064X(2016)02-0087-06

文献标识码：A

DOI：10.3969/j.issn.1673-064X.2016.02.014

中图分类号：TE357.1+2

作者简介：曹彦超(1990-)，男，硕士，主要从事油井压裂酸化增产增注技术研究。E-mail：cyc901019@163.com

基金项目：国家自然科学基金青年基金项目“径向钻孔引导水力压裂裂缝定向扩展机理研究”(编号：51404288)；中国石油大学(华东)研究生创新工程资助项目(编号：YCX2014010)

收稿日期：2015-09-12