砂岩储层工作液伤害评价实验方法研究

任桂蓉，潘宝风，陈智晖，邹春霞，赵 祥

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳 618000）

川西致密砂岩以石英、长石为主，黏土矿物类型中绿泥石、伊利石含量较高，具备潜在伤害物质条件，工作液对储层渗透率的损害程度是表征致密气有效开采的关键指标之一[1-3]。目前国内伤害评价及渗透率测试相关标准共计6 项，其中包含3 项国家标准[4-6]（GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》、GB/T 29172—2012《岩心分析方法》、GB/T 34533—2017《页岩氦气法孔隙度和脉冲衰减法渗透率的测定》），2 项行业标准[7-8]（SY/T 5358—2010《储层流体敏感性流动实验评价方法》、SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》），1 项企业标准[9]（Q/SH 0501—2013《致密储层敏感性流动实验评价方法》）。综合来看各标准对岩心的选取、工作液的制备方法规定各异，对于测试流程尚未作出明确的指示，无统一的可执行的砂岩储层工作液伤害标准评价方法。为此，本文开展了岩心获取来源调研及分析，探索伤害流体制备方法，进行基质渗透率测试流程优化，规范了岩心获取、工作液制备及测试流程，建立了符合现场工况、具有可操作性的岩心伤害实验方法。

1 岩心选取原则分析

1.1 岩心来源确定

标准显示人造岩心和天然岩心均可用于伤害评价实验，为给出更明确的岩心选取指导意见，开展了人造岩心和天然岩心孔渗对比实验。

1.1.1 岩心孔隙结构差异 对天然岩心和人造岩心进行压汞测试，由测试结果（表1）可以看出，在渗透率相近的条件下，天然岩心与人造岩心在孔隙结构方面存在差异，主要表现在孔喉半径、孔喉分布特征和孔喉连通性三个方面。与人造岩心相比，天然岩心饱和度中值压力较大，平均孔喉半径较小；天然岩心分选较差，粗歪度，表明其孔喉大小不一，非均质性较强；人造岩心和天然岩心最大进汞饱和度相近，但天然岩心退汞效率较低，表明其连通性较差。

表1 不同岩心类型的压汞测试结果

1.1.2 岩心渗流特性差异 选取渗透率相同或相近的天然岩心和人造岩心，对比开展不同工作液流经岩心的阻力系数测试（图1），结果表明：当聚合物溶液、聚合物/表面活性剂二元复合体系、强碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系和弱碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系在岩心中流动达到稳定时，天然岩心与人造岩心阻力系数之比的平均值分别为1.69、1.73、1.78 和1.65，表明在渗透率相同或相近的条件下，与人造岩心相比，工作液在天然岩心中滞留量较大，渗流阻力较大。

图1 天然岩心和人造岩心渗流特性对比

综合天然岩心和人造岩心孔隙结构和渗流特性测试结果来看两者差异较大，人造岩心无法代替天然岩心开展工作液优选实验，推荐选取天然岩心开展伤害实验。

1.2 岩心选取原则

CMS 300 测试不同区块岩心孔渗参数结果显示，同井同层位钻取的天然岩心也存在较大的孔渗差异，如XP15 井的10 块岩心孔隙度范围在2.57%～14.22%，气测渗透率范围在0.005 728 00～2.541 714 00 mD（表2）。

表2 CMS 300 测试不同区块岩心孔渗参数

选取不同岩心开展同一工作液的岩心伤害实验（图2、表3），结果表明：不同区块孔渗相近的岩心实验结果差异较大，伤害率之差大于10.00%；同一区块不同井孔渗相近的岩心实验结果差异较大，伤害率之差大于10.00%；同井同层位孔渗差异较大的岩心实验结果差异较大，伤害率之差大于10.00%；同井同层位孔渗相近的岩心实验结果差异较小，伤害率之差约为5.00%。因此，推荐评价筛选同类工作液时，统一采用同井同层位、孔渗相近的天然岩心开展测试实验。

图2 同一工作液不同岩心伤害对比实验

表3 孔渗相近的岩心应满足的条件

2 伤害液制备方法研究

据文献资料和相关标准显示[10-11]，钻井液方面：按不同配方配制的钻井液体系无需做特殊处理即可直接用作伤害液开展岩心伤害评价实验。压裂液方面主要有两类不同做法，一类是采用压裂液滤液作为伤害液，另一类是采用压裂液破胶液作为伤害液开展实验。

2.1 破胶液和滤液粒径分布

配制了不同矿化水条件下的高黏降阻水和胶液，分别制备了相应的破胶液和滤液，开展粒径分布对比分析实验（图3、表4）。实验结果表明：相同配方制备的压裂液破胶液和滤液粒径分布差异不大。

图3 工作液粒径分布图

表4 破胶液和滤液粒径分布对比

2.2 破胶液和滤液伤害性能

据文献报道压裂液残渣含量越高，对储层的伤害越大，渗透率越大的储层，压裂液残渣伤害越严重。另外，压裂液残渣在储层表面形成的滤饼，在一定程度上增加了压裂液返排的难度，也会造成储层伤害。本文选取孔渗相近的岩心开展了标准盐水、含固相压裂液、过滤固相后压裂液岩心伤害对比实验，定量表征水锁、水敏和固相伤害（图4）。工作液如下：

图4 水锁、水敏及固相造成的伤害情况

流体1：标准盐水组成：2.00%KCl+5.50%NaCl+0.45%MgCl2+0.55%CaCl2；

流体2：降阻水组成：0.1%降阻剂+0.1%助排剂+0.1%黏稳剂（过滤固相）；

流体3：降阻水组成：0.1%降阻剂+0.1%助排剂+0.1%黏稳剂。

实验结果表明：水锁导致渗透率平均降低了37.07%，降阻水水敏导致渗透率平均降低了9.35%，降阻水中固相导致渗透率平均降低了20.32%。

综上可知：破胶液和滤液粒径分布差异不大，滤液的制备过程导致部分固相流失不能较好的反映现场工况，推荐采用破胶液开展压裂液岩心伤害实验，且破胶液无需过滤，保留固相和残渣。

3 渗透率测试方法确定

岩心渗透率伤害率测试方法均基于达西定律，主要分为液测和气测两类。液测是指使用选择的液相实验流体测定岩样（提前抽真空饱和实验流体）初始液体渗透率K1；在设定的实验条件下，将工作液注入岩心，工作液注入岩心的方向、注入倍数以及岩样与工作液的接触时间依据工作液的性质决定；使用选择的液相实验流体测定工作液注入后岩心的渗透率K2；根据工作液注入前后的渗透率计算伤害率。气测伤害过程与液测方法一致，用氮气驱替测定岩样（根据储层特征建立相应的束缚水饱和度）伤害前和伤害后的气测渗透率，从而计算伤害率，根据实验需要设置伤害后氮气驱替返排的时间，计算不同时间的岩心渗透率恢复率。

液测渗透率计算公式：

式中：K-岩样初始液测渗透率，10-3μm2；μ-测试条件下的液体黏度，mPa·s；L-岩样长度，cm；Q-液体在单位时间内通过岩样的体积，cm3/s；A-岩样横截面积，cm2；Δp-岩样两端的压差，MPa。

气测渗透率计算公式：

式中：K-岩样初始气测渗透率，10-3μm2；μg-测试条件下的气体黏度，mPa·s；L-岩样长度，cm；A-岩样横截面积，cm2；Q0-气体在单位时间内通过岩样的体积，cm3/s；p0-测试条件下的标准大气压，MPa；p1-岩样入口压力（驱替压力+0.0955 MPa），MPa；p2-岩样出口压力，0.0955 MPa。

钻井液体系中单剂的优选通常采用流变、滤失等其他指标来衡量，岩心伤害评价实验主要用来优选体系，对比不同钻井液体系与储层的适应性。为更好的贴合现场工况，推荐根据储层特征建立岩样含水饱和度，采用气测渗透率方法优选钻井液体系。压裂液用于压裂储层，工作液会大面积接触岩石，因此，体系中单剂的筛选除了考虑对基液黏度、耐温耐剪切性能、降阻率、防膨率表面张力等指标的影响，还需考虑与实际岩样接触带入的伤害，单因素筛选助剂时应尽量摒除水敏、水锁等因素的影响，故推荐采用液测渗透率方法筛选压裂液单剂。而压裂液体系的筛选则应涵盖多因素的影响，匹配现场工况，根据储层特征建立岩样含水饱和度，采用气测渗透率方法优选压裂液体系。

4 岩心伤害评价全流程指南

4.1 岩心伤害评价方法全流程

根据实验目的明确渗透率伤害率测试方法，准备相应的流动介质、工作液（伤害液）、岩心，按步骤开展岩心伤害实验（图5、图6）。

图5 岩心流动实验示意图

图6 岩心伤害评价实验流程总图

4.2 岩心伤害评价方法可靠性验证

采用形成的统一的岩心伤害评价方法，开展了5组平行实验对新方法进行验证，结果表明新方法实验重现性较好，各组平行实验岩心伤害率差值均小于5.00%（表5）。

表5 岩心伤害评价方法验证

5 结论

（1）通过开展压汞测试和阻力系数测试，明确了人造岩心与天然岩心孔渗特征存在很大差异，无法代替天然岩心开展伤害评价，推荐评价筛选同类工作液时，统一采用同井同层位孔渗相近的天然岩心开展测试实验。

（2）测试表明破胶液和滤液粒径分布差异不大，但滤液的制备过程导致部分固相流失不能较好的反映现场工况，推荐采用破胶液开展压裂液岩心伤害实验，且破胶液无需过滤，保留固相和残渣。

（3）根据工作液特征和实验测试流程分析，推荐采用液测渗透率方法筛选压裂液单剂；采用气测渗透率方法优选工作液体系。

（4）采用形成的统一的岩心伤害评价方法，开展了5 组平行实验对新方法进行验证，结果表明新方法实验重现性较好，各组平行实验岩心伤害率差值均小于5.00%。