余翠沛，張濱海，李紫晗，黃 晶，董子標，岳前升

(1.長江大學，湖北 荊州 434023；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100010)

0 引 言

近年來，非常規(guī)油氣開發(fā)逐漸成為全球關注的焦點。致密氣作為一種非常規(guī)油氣資源[1-3]，其儲層損害機理備受關注。目前，致密氣儲層損害研究多集中于儲層自身特性造成的潛在損害，如黏土礦物引起的敏感性損害[4]、低滲透性造成的水鎖損害等[5-6]，但鮮有對工程因素尤其是壓裂作業(yè)造成的損害進行研究，導致了致密氣儲層損害機理認識不全面。臨興區(qū)塊(山西臨縣-興縣地區(qū))位于鄂爾多斯盆地東緣，其主力儲層石盒子組埋藏較淺，地層能量弱，儲層溫度較低(30～50 ℃)，儲層物性較差，需通過壓裂才能釋放產(chǎn)能。目前，臨興區(qū)塊壓裂施工作業(yè)量大，但壓裂后單井產(chǎn)能差異性明顯，其原因尚不明確。臨興區(qū)塊致密氣儲層溫度低，而較低的溫度不利于壓裂液破膠。因此，以儲層巖心滲透率損害率為評價指標，在考慮儲層敏感性、水鎖效應等儲層自身特性造成的儲層損害因素外，同時對壓裂施工過程中壓裂液的破膠殘液黏度和破膠殘渣等工程因素的損害開展室內實驗，明確臨興區(qū)塊致密氣儲層壓裂損害因素，為該地區(qū)壓裂液配方優(yōu)選與儲層保護措施的制訂提供依據(jù)。

1 實驗準備

1.1 實驗材料

選取現(xiàn)場使用的5套胍膠壓裂液，配方見表1。

表1 各壓裂液配方

實驗巖心：石盒子組盒2段巖心H2、盒6段巖心H6取自LX-32井井筒取心巖樣；盒3段巖心H3和盒8段H8巖心取自LX-29井井筒取心巖樣。巖心經(jīng)過洗鹽處理，并經(jīng)G4玻砂漏斗過濾。

1.2 實驗儀器

waring-8011G吳茵混調器；品氏毛細管黏度計(內徑為0.6 mm)；超級恒溫水浴儀，精度為0.1 ℃；離心機，最大轉速為4 000 r/min；配套離心管，量程為50 mL；美國Microtrac S3500型激光粒度儀；電子天平，精度為0.000 1 g；巖心污染與流動實驗裝置，湖北創(chuàng)聯(lián)石油科技有限公司生產(chǎn)。

2 實驗方法

2.1 儲層敏感性評價

參照石油天然行業(yè)標準SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》進行，考慮致密氣儲層特殊性，儲層敏感性的評價只涉及水敏、酸敏和堿敏。

2.2 水鎖效應損害

實驗步驟為：①將天然巖心洗鹽、干燥后測量巖心尺寸，測定巖心初始氣相滲透率Ko；②利用地層水飽和巖心，老化24 h后計算巖心孔隙度；③利用氮氣驅替巖心，直至達到束縛水飽和度，計算此時的氣相滲透率Kn；④計算水鎖指數(shù)[7]。

WBI=(Ko-Kn)/Ko×100%

(1)

式中：Ko為巖心的初始氣相滲透率，mD；Kn為達到束縛水飽和度條件下的氣相滲透率，mD；WBI為水鎖指數(shù)。

2.3 壓裂液破膠殘液損害

按配方分別配制胍膠壓裂液并盛入密閉容器中，在30 ℃水浴中恒溫12 h，取上層清液，利用品氏毛細管黏度計測量30 ℃時的壓裂液黏度。

破膠殘液損害巖心實驗步驟為：①地層水飽和巖心，利用氮氣正向測得巖心氣相滲透率K1；②將胍膠壓裂液破膠，用殘液反向污染巖心并將巖心老化24 h；③利用氮氣正向測得污染后巖心的氣相滲透率K2，并計算巖心滲透率損害率。

(2)

式中：K1為巖心氣相滲透率，mD；K2為破膠殘液污染的巖心氣相滲透率，mD；η1為破膠殘液的巖心滲透率損害率。

2.4 壓裂液殘渣損害

按配方分別配制胍膠壓裂液并取50 mL至離心管中，在30 ℃水浴中放置4 h后以3 000 r/min的速度離心30 min，傾倒上層清液，加蒸餾水至50 mL，用玻璃棒攪拌殘渣樣品后再以3 000 r/min離心20 min，傾倒上層清液后在105 ℃溫度下干燥稱重，得到殘渣質量。

殘渣損害巖心實驗步驟為：①地層水飽和巖心，利用氮氣正向測得巖心氣相滲透率K1；②將胍膠壓裂液破膠，殘渣反向污染巖心并將巖心老化24 h；③利用氮氣正向測得污染后巖心的氣相滲透率K3，并計算巖心滲透率損害率。

(3)

式中：K3為殘渣污染的巖心氣相滲透率，mD；η2為殘渣的巖心滲透率損害率。

3 結果討論

3.1 儲層敏感性評價

石盒子組儲層巖心敏感性評價結果如表2所示。由表2可知：儲層水敏損害程度為中等偏弱，酸敏損害程度為弱—中等偏弱，堿敏損害程度為弱—中等偏弱。綜合分析，石盒子組儲層敏感性為中等偏弱。為避免壓裂液對儲層造成敏感性傷害，應提高壓裂液的防膨性，控制壓裂液的pH值最高不超過10。

表2 致密氣儲層敏感性評價結果

3.2 水鎖效應損害

氣液相滲實驗結果如表3所示。由表3可知：石盒子組巖心水鎖指數(shù)為86.4%～99.8%，損害程度為強—極強，說明水鎖效應對臨興區(qū)塊致密氣儲層損害相當嚴重，并且其損害程度遠大于敏感性損害。由于臨興區(qū)塊氣藏天然能量弱，在實際生產(chǎn)過程中可通過減小表面張力、增大接觸角的方式提高壓裂液破膠后殘液的返排能力，降低壓裂液造成的水鎖損害[8-10]。

表3 儲層巖心水鎖損害評價結果

程度極強。

3.3 破膠殘液損害

5種胍膠壓裂液體系的破膠殘液黏度及破膠殘液對巖心滲透率損害率(H2段巖心)如圖1所示。由圖1可知，壓裂液配方組成不同，破膠后殘液的黏度變化較大。壓裂液A破膠效果較差，破膠殘液黏度高于5.0 mPa·s，不能完全破膠。壓裂液B、D、E破膠效果相對較好，這是因為壓裂液B、D、E的配方中除常規(guī)的破膠劑過硫酸銨外，還添加了高效生物酶破膠劑，保證了常溫條件下的破膠效果。為進一步研究壓裂液破膠后殘液黏度對儲層的損害程度，以壓裂液B為例，通過調節(jié)加入破膠劑的用量得到不同黏度破膠殘液對儲層的損害率(圖2)。由圖2可知，殘液黏度與巖心滲透率損害率呈正相關，殘液黏度越大，儲層巖心損害程度越嚴重。臨興區(qū)塊致密氣儲層溫度較低，冬季施工時溫度更低，因此應對普通破膠劑進行優(yōu)化，除常規(guī)過硫酸銨外，還應考慮添加生物酶破膠劑，確保在不同溫度條件下均能夠徹底破膠[11]。

圖1 不同壓裂液配方時的破膠黏度

圖2 破膠殘液黏度對儲層損害程度

3.4 壓裂液殘渣損害

5種胍膠壓裂液體系的殘渣含量如圖3所示。由圖3可知，壓裂液A、D、E的殘渣含量基本相同，而壓裂液B、C的殘渣含量明顯升高。通過分析壓裂液成分可知，壓裂液B、C使用的是胍膠原粉，而另外3種使用的是化學改性的羥丙基胍膠，表明胍膠種類與胍膠壓裂液殘渣含量密切相關。

圖3 5種壓裂液體系的殘渣含量

壓裂液殘渣儲層損害結果見表4。由表4可知，含有壓裂液殘渣的液體反向污染5塊致密氣儲層巖心后，其滲透率損害率均不超過10.00%，表明殘渣對致密氣儲層巖心損害程度較小。

表4 胍膠壓裂液殘渣對致密氣儲層巖心傷害

通常認為，壓裂液殘渣對常規(guī)油氣儲層具有一定的傷害性[12-15]。為明確壓裂液殘渣對致密氣儲層損害程度低的原因，分析臨興地區(qū)致密氣主力儲層石盒子組和太原組的孔喉分布(表5)可知：上石盒子組最大孔喉半徑平均為1.702 μm，中值孔喉半徑平均為0.123 μm；下石盒子組最大孔喉半徑平均為0.948 μm，中值孔喉半徑平均為0.108 μm；太原組最大孔喉半徑平均為0.869 μm，中值孔喉半徑平均為0.070 μm。而利用激光粒度儀分析5種壓裂液破膠后殘渣的粒徑分布(圖4)可知，各壓裂液殘渣的d10均大于8.0 μm，d50大于25.0 μm，明顯大于最大孔喉半徑平均值，即胍膠壓裂液殘渣比致密氣儲層孔喉大得多。因此，壓裂液殘渣對儲層造成的損害非常有限，不足以成為胍膠壓裂液損害致密儲層的主控因素，但會影響裂縫的導流能力[16-22]。

表5 臨興致密氣儲層孔隙結構參數(shù)

圖4 5種胍膠壓裂液破膠后殘渣粒徑分布

綜上所述，臨興致密氣壓裂過程儲層損害程度由大到小依次為水鎖損害、壓裂液破膠后殘膠、儲層敏感性，現(xiàn)場施工時所采用的壓裂液應具有較低的表面張力和較大的接觸角，以降低儲層“自吸”產(chǎn)生的水鎖損害。由于臨興地區(qū)致密氣儲層溫度相對較低，胍膠壓裂液中添加過硫酸胺和生物酶，才能保證在低溫下徹底破膠，同時壓裂液應具有較強的防膨性和合適的堿度?，F(xiàn)場施工中還應采取措施盡可能提高壓裂后的返排率。

4 結 論

(1) 臨興致密氣儲層具有中等偏弱水敏、弱—中等偏弱程度酸敏和堿敏，水鎖損害程度為強—極強。當使用單一過硫酸銨作為破膠劑、溫度為10～30 ℃時，破膠殘液黏度較高，對致密氣儲層損害程度加大。

(2) 胍膠種類影響胍膠壓裂液殘渣的含量。粒徑分析和巖心流動實驗結果表明，殘渣含量對臨興致密氣儲層損害影響較小。

(3) 影響臨興區(qū)塊致密氣壓裂儲層損害的主要因素依次為水鎖效應、破膠殘液黏度、儲層敏感性損害。提高助排性能、徹底破膠、增強防膨性和適合的酸堿度是壓裂儲層保護的關鍵。