低渗透储层渗流特征分析与改善对策

张利萍

摘要：低渗透油藏是油田开发主要的油藏类型之一，主要分为：一般低渗透、特低渗透、超低渗透；其中未动用储量中特低渗透占65%，一般低渗透占26%，超低渗透占9%。压裂施工是靠创建一条高导流能力裂缝来增加泄油面积以提高产能，同时压裂过程也是对地层伤害的过程，据报道压裂残液对地层的伤害率在30%-80%不等，因而压裂改造的过程仅增加了泻油面积而没有改善基质渗流条件，所以通过改善地层的渗流条件来增强压裂效果提高采收率具有较大开发空间。

关键词：低渗透油藏；压裂施工；改善导流能力；采收率

1目的意义

“十一五”以来，油田低渗透油藏新增探明储量，以埋藏深（>3000m）、物性差（<10md）、丰度低的滩坝砂、砂砾岩和浊积岩为主，占同期比例49.0%，比“十五”上升27.0%，成为主要增储建产阵地。当前低渗透油藏开发面临的主要难题是注不进、采不出，反映在地层上就是渗流能力低，因此如何改善储层的导流能力是低渗透储层开采的关键因素。

压裂施工是靠创建一条高导流能力裂缝来增加泄油面积以提高产能，同时压裂过程也是对地层伤害的过程，据报道压裂残液对地层的伤害率在30%-80%不等，因而压裂改造的过程仅增加了泻油面积而没有改善基质渗流条件，所以通过改善地层的渗流条件来增强压裂效果提高采收率具有较大开发空间。本研究以提高基质渗流能力为目的，从降低渗流阻力的角度出发，开展研究，寻求提高渗流能力的方法措施，对低渗透油气藏、特别是是特低渗透油气藏得开发有着重要的意义。

2低渗透油气藏渗流特征研究

低渗透砂岩储层非达西渗流现象和启动压力梯度概念早已得到人们的普遍认同。其主要流动特征如图1所示：在低速流动段流速与压力梯度呈非线性关系，在高速流动段其流体流动速度与压力梯度成正比。

图中O-A-C-D段为非线性段即为非达西段，D-E段即达西流动段。因此低渗透油藏的渗流特征表现为启动压力梯度及低速非达西渗流。

目前，国内外对启动压力梯度的研究基本都集中在理论研究层面，由于相关参数的求得比较困难，因此，应用研究目前仍处在定性概念的层面，难以直接应用到油藏工程设计中。但是启动压力越小说明渗流能力越大。低渗透砂岩油藏非达西渗流启动压力梯度是个复杂的受多种因素影响的参数，它与岩心的孔隙结构、流体性质、流体在多孔介质中的渗流速度有关。

3压裂过程提高渗流能力试验研究

当前低渗透、特低渗透油藏的开采多为压裂投产，因此对压裂后基质渗流能力研究有着重要的意义，压裂过程通常是基质渗流能力降低的过程，因此提高压后基质渗流能力应从降低压裂对基质渗流能力的伤害和提高基质的渗流条件两方面来研究。

3.1压裂过程中影响渗流能力的因素分析

压裂施工中压裂破胶液对基质的伤害是主要的伤害。在压裂实际操作中，压裂液破胶后不能够完全返排到地面，有较多的破胶液滞留在地层。由于破胶液中含有各种化学成分，其与地层岩石矿物作用而产生多种效应，几种效应的矢量叠影响到储层渗流能力，通常表现为负面影响，影响了基质的渗流能力。

3.1.1润湿性能的改变

流体在岩心中流动时会有粘滞阻力产生。压裂液体系中含有助排剂、粘土稳定剂等表面活性剂，其可以改变岩石表面的润湿性能，当润湿性能为亲水时，粘滞阻力有利于油相的流动；当润湿性能为亲油时，由于粘滞力的作用不利于油相的流动。在胜利油田，压裂的砂岩油藏岩石表面一般为亲水性，多为中强亲水，动态接触角一般为15o～30o，优先水湿，而且砂岩表面一般带负电荷，易吸附带正电荷的阳离子聚合物。因此当压裂液中大分子表面活性剂和聚合物进入地层时，就会吸附在岩石表面，造成岩石表面润湿反转，即由亲水性变为亲油性，造成油相流动阻力增大，尤其是当前聚合物压裂液和高温表面活性剂压裂液的频繁应用，此类伤害显得更加突出。

3.1.2粘土膨胀和颗粒运移

当前压裂液多为水基压裂液，浸入到地层之后，与粘土矿物质反应，如：蒙脱石遇不配伍液体，体积可膨胀20～25倍；伊利石或蒙脱石极易发生水化分散、运移。当发生水化、膨胀时，岩心孔喉堵塞或半径减少，使岩石孔道失去流通能力或毛管力增大，最终造成渗流能力降低。

3.2 压裂液对渗流能力影响试验

用瓜胶压裂液体系对岩心进行伤害试验，分析压裂液对岩心渗流能力的影响。首先进行原始岩心流量与压力梯度关系测试，如图1。进行用未加添加剂的压裂破胶液对岩心进行伤害后流量与压力梯度的关系测试，并和原始岩心流量、压力梯度关系做比较。原始岩心的流动特征属于典型非达西渗流的特征，岩心伤害后流动性能明显降低，在相同的流量压力梯度增加了近百倍，说明了压裂液伤害对岩心的渗流能力产生了较大的影响。

3.3压裂添加剂对渗流能力的影響研究

3.3.1粘土稳定剂对渗流能力的影响

在压裂液中添加0.35%的防膨剂，取破胶液进行岩心伤害，做伤害后的流量、压力梯度关系，与未加防膨剂的流动曲线对比和与原始岩心的流动曲线对比。添加防膨剂后岩心的流动性能明显优于未加防膨剂的岩心，但是与原始岩心的流动性能相比差别较大，说明粘土膨胀降低了岩心的渗流能力，而防膨剂仅部分地改善了储层的渗流能力。

3.3.2润湿性能及界面张力对储层伤害的影响

选用5%的表面活性剂压裂液破胶液对岩心进行伤害，然后做流量与压力梯度的关系，与添加防膨剂的流动曲线对比如、与原始岩心流动曲线对比，可以看出，加入表面活性剂改善润湿性能渗流能力比只添加防膨剂有明显的提高，说明粘土膨胀引起的伤害要小于润湿性能及界面张力的变化引起的伤害。与原始岩心相比只改变润湿性能及界面张力远没有消除压裂液的对岩心渗流能力带来的伤害。

3.3.3影响因素敏感性排序

为明确各因素对渗流能力的影响，把上述三种因素试验的流动曲线对比如图8；做原始岩心的流动曲线与恢复程度较大的添加醇类小分子及表面活性剂压裂液伤害后的岩心流动曲线对比。

对比可以看出，压裂液对岩心伤害的主要因素按影响程度分依次为毛管力的增大、润湿性能改变及粘土膨胀运移。添加醇类小分子、表面活性剂后岩心流动效果较好，但均没有达到原始岩心的流动状态。因此在压裂实施过程中要提高基质渗流能力，应重点考虑的因素为降低毛管力和改变润湿性能，其次是减少粘土膨胀。

4结论

（1）压裂液对低渗透岩心伤害较大，影响因素按影响程度大小分依次为毛管力的增大、润湿性能改变及粘土膨胀运移；

（2）通过在压裂过程中添加防膨剂、表面活性剂、超低界面张力的低分子醇可以降低

压裂伤害，提高压后的基质渗透率；

（3）单纯的压裂施工并没有改善基质渗流能力，酸化的方式可以提高低渗透储层的导流能力，因此建议在特低渗透油藏的开发方式上选择酸化与压裂工艺结合起来，采用酸化-压裂的增产方式。

（作者单位：东胜集团工艺研究所）