建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素

付美龙， 胡泽文， 黄 倩， 唐 芳

（1.长江大学石油工程学院，武汉434100；2.中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，武汉434100）

建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素

付美龙1， 胡泽文1， 黄 倩1， 唐 芳2

（1.长江大学石油工程学院，武汉434100；2.中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，武汉434100）

付美龙等.建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：116-120.

实验测定了建南致密砂岩油气藏羧甲基羟丙基瓜胶压裂液、低聚物压裂液和羟丙基瓜胶压裂液3种压裂液破胶后的黏度、表面张力及残渣含量，发现3种压裂液破胶后的性能参数存在一定的差异。通过测试不同压裂液体系对岩心的总伤害率和基质伤害率并计算出了水锁伤害率，发现岩心的水锁伤害率（65%～80%）远大于基质伤害率（5%～15%），水锁伤害才是降低储层渗透率的主要伤害来源；且岩心基质伤害率和水锁伤害率不仅与压裂液的性能参数有一定的关系，还与岩心渗透率和岩性存在一定的关系。通过分解实验法逐步分析测定了这些因素对压裂液伤害的影响后得出，压裂液的残渣含量是影响基质伤害的主控因素；岩心渗透率是影响水锁伤害的主控因素。通过解水锁实验发现，严重水锁的岩心通过相应的解水锁措施后，岩心渗透率恢复值高达70以上，说明通过相应措施确实能减小水锁伤害。

天然气；致密砂岩气 ；压裂；压裂液；储层伤害；水锁伤害

建南致密砂岩气藏属于非常规气藏，具有“全区富砂，整体含气”的特征，是重要的接替能源。建南地区须家河组致密砂岩储层物性差，孔隙度一般为2%～6%，渗透率小于1×10-3μm2，储层埋深浅，温度低，具有致密、非均质性强、裂缝不发育等特征，属于典型致密砂岩气藏。因此，和其它致密砂岩气一样，水力压裂是建南致密砂岩气藏勘探评价及开发建产的关键技术之一[1]。但现场实践表明，压裂作业可使气井产量增加，但增加幅度没有达到预期[2]。许多学者认为压裂液对储层造成的二次伤害是压裂总体效果欠佳的根本原因[3]。通过机理研究、核磁共振分析和压裂液室内评价实验发现，压裂液与储层的不配伍性[4]，压裂液中的大分子物质在岩心孔隙内的吸附滞留[5]和液相圈闭[6]都会对储层造成严重的伤害。配伍性、吸附滞留量以及液相圈闭程度主要与压裂液性能、储层渗透率和储层岩性等因素有关[7]，在诸多伤害因素中，哪种因素起主控作用，使压裂增产效果不理想，需要进一步验证。实验将不配伍和吸附滞留造成的伤害归属于基质伤害，将液相圈闭伤害归属于水锁伤害，通过分解实验法逐步确定伤害的主控因素，并以此为依据为建南气藏压裂增产提供合理对策。

1 压裂液储层伤害评价

1.1 压裂液性能参数测定

实验测定了建南致密砂岩油气藏羧甲基羟丙基瓜胶压裂液、低聚物压裂液和羟丙基瓜胶压裂液3种压裂液破胶后的黏度、表面张力及残渣含量，他们的配方如下。

CMHPG压裂液：0.2%CMHPG+0.1%助排剂YSH1+0.25%黏土稳定剂KD-17+0.1%杀菌剂+ 0.4%促交联剂+0.3%交联剂

DJ压裂液：0.2%DJ924+0.3%黏土稳定剂NW5 +0.5%助排剂ZP5+0.15%交联剂

HPG压裂液：0.25%HPG +0.015%NaOH+0.5%黏土稳定剂JW201+2%KCl+0.5%交联剂

将上述3种压裂液用稍微过量的过硫酸铵在80 ℃下充分破胶，用DV-Ⅲ布氏黏度计、JYW-200A型全自动表面张力仪/界面张力仪和离心分离法分别测定3种压裂液破胶后的黏度、表面张力、残渣含量，结果如表1所示。

表1 不同压裂液破胶液性能参数测定结果

从表1可以看出，3种压裂液破胶后的黏度为2.64～3.32 mPa·s，均符合行业标准SY/T—2005的要求；破胶后的表面张力在18～34 mN/m范围内，具有一定的表面活性，有利于返排；3种压裂液破胶后的残渣含量相差较大，CMHPG压裂液体系最小；DJ和HPG压裂液体系较高。

1.2 岩心总伤害率测定

实验测试了压裂液对岩心的总伤害率。将岩心在250 ℃下用高温烘箱干燥24 h，消除岩心中的自由水，放入干燥器中冷却后用KS-2型气体孔渗联测仪测定岩心的初始气体渗透率K1；注入不同类型压裂液，待压裂液破胶后，注入氮气充分返排；再次测定其渗透率K2，并计算压裂液对岩心的总伤害率。实验分别测试了3种压裂液对建平1井须四段和建志1井须六段的岩心总伤害率，结果如表2所示。

表2 岩心总伤害率实验测试结果

由表2可知，无论是建平1井还是建志1井岩心，3种压裂液体系对岩心的伤害率都非常高，总伤害率在70%～90%范围内。致密砂岩气藏压裂后的产能本来就不大，一旦压裂液对储层造成伤害，会严重影响压裂后的增产效果。这种伤害的主要来源是不配伍和吸附滞留造成的基质伤害，还是液相圈闭造成的水锁伤害，必须通过进一步实验测试，并找出其主控因素。

1.3 基质伤害率测定

压裂过程中，必然会有部分压裂液高压滤失进入储层。一旦滤液与储层岩石或流体的配伍性不好，会发生一系列的物理、化学反应，造成黏土矿物水化膨胀、产生不溶性沉淀，这些都能降低储层的渗透率[8]；压裂液中的大分子具有较高的吸附性，能吸附在岩石矿物表面，减小储层渗流空间，造成储层伤害[9]，这些都是压裂液基质伤害的来源。

将测试过岩心总伤害率后的岩心置于高温烘箱，在250 ℃烘烤24 h，充分干燥岩心，以消除水锁伤害，再次测定其气体渗透率K3，计算其基质伤害率，结果如表3所示。

表3 不同压裂液体系基质伤害率测试结果

由表3可知，对于建平1井，岩心伤害率由大到小的顺序为：DJ压裂液体系≈HPG压裂液体系>CMHPG压裂液体系；对于建志1井，岩心伤害率由大到小的顺序为：DJ压裂液体系>HPG压裂液体系>CMHPG压裂液体系，说明不同压裂液体系对岩心的基质伤害率有一定差异。通过表1可知，3种压裂液的最大差别是破胶后的残渣含量：DJ体系和HPG压裂液体系残渣含量相近，分别为217和228 mg/L；CMHPG压裂液体系的残渣含量最低，仅为73 mg/L。不同压裂液体系基质伤害的变化规律与压裂液残渣含量的变化规律一致，岩心的基质伤害与压裂液残渣含量有密切联系，残渣含量越高，基质伤害越大。

纵向对比表3中同一类型压裂液在不同渗透率下的伤害程度可知：渗透率越小，岩心伤害率越高。致密砂岩气藏的渗流空间本来就很小，仅有2%～6%，一旦受到伤害，将大大降低渗流效果。渗透率越低的储层，越容易受到压裂施工的伤害。

横向对比表3可知，压裂液对储层基质的伤害率与储层性质也有一定关系，实验中同一压裂液体系，建平1井岩心的伤害率普遍高于建志1井岩心的伤害率。一般来说，与压裂液配伍性好、黏土矿物含量低、孔隙度大的储层抵抗外来伤害的能力相对要强。

1.4 水锁伤害

通过岩心的总伤害率和基质伤害的测试结果，计算出的水锁伤害率如表4所示。纵向对比表4中数据发现，无论是建平1井须四段岩心，还是建志1井须6段岩心，在3种压裂液下都有渗透率低的岩心水锁伤害率高于渗透率高的岩心的规律，说明水锁伤害率与岩心渗透率呈反相关关系。岩心渗透率是影响水锁伤害程度的关键因素之一。

表4 岩心水锁伤害率

纵向对比不同压裂液体系对同一井岩心的伤害率发现，压裂液的性能对岩心水锁伤害有一定的影响。分析建平1井渗透率分别为0.69×10-3、0.74×10-3μm2的2块岩心和建志1井渗透率分别为0.62×10-3、0.69×10-3μm2的2块岩心 ，若按照渗透率对水锁伤害的影响，应该是低渗透率的岩心水锁伤害大于高渗透率的岩心，然而2组岩心的水锁伤害率基本相等，说明在相同条件下CMHPG压裂液体系的水锁伤害比DJ压裂液体系低。由表1可知，CMHPG压裂液体系破胶后的黏度和表面张力均低于DJ压裂液体系，高的黏度和表面张力都不利于压裂液的返排，造成压裂区域的含水饱和度增加[10]，表面张力越大，水锁效应越明显。

横向对比相同压裂液体系在不同井岩心的水锁伤害率，以CMHPG压裂液体系为例，建平1井0.69×10-3μm2和建志1井0.84×10-3μm2的岩心水锁伤害率非常接近，通过渗透率的差异可得出建志1井更容易受到水锁效应的伤害，这种差异则主要是由于岩石孔隙结构类型以及岩石的矿物组分不同造成的，孔隙喉道越小，组成矿物亲水性越强，越容易引起水锁伤害。

2 压裂液伤害主控因素分析及应对措施

2.1 主控因素分析

实验结果表明，总伤害率在70%～90%之间，其中岩心基质伤害占5%～15%，水锁伤害占65%～80%，明显看出，水锁伤害是压裂液对岩心伤害的主要来源。通过结果分析可知，基质伤害和水锁伤害都受到压裂液性能、储层渗透率和储层岩性3方面因素的影响，分别就2类伤害中的3方面因素做最大影响程度实验分析，结果如表5所示。

表5 不同条件下岩心伤害值测量值

根据岩心伤害的3因素影响关系有：

式中：xC、xC'分别为CMHPG压裂液体系的非水锁和水锁伤害率；xH、xH'分别为HPG压裂液体系的非水锁和水锁伤害率；y0.12、y0.12'分别为低渗层岩心的非水锁和水锁伤害率；y0.94、y0.94'分别为高渗层岩心的非水锁和水锁伤害率；zP、zP'分别为JP1J岩心的非水锁和水锁伤害率；zZ、zZ'分别为JZ1J岩心的非水锁和水锁伤害率。

根据上式，排除干扰因素，得到单因素的岩心伤害率影响差值如下：

式中，△x，△x'分别为压裂液性能对该地区岩心的非水锁和水锁伤害率影响差值；△y、△y'分别为渗透率对该地区岩心的非水锁和水锁伤害率影响差值；△z、△z'分别为不同岩性对该地区岩心的非水锁和水锁伤害率影响差值。

将影响程度转化为百分比，得出3因素对基质伤害最大影响值百分比。可知，基质伤害影响因素中，压裂液性能影响程度（45.7%）>储层岩性影响程度（29.6%）>渗透率影响程度（24.7%），压裂液性能是影响基质伤害的主控因素。水锁造成的压裂液伤害因素中，渗透率影响程度（47.1%）>压裂液性能影响程度（30.3%）>储层岩性影响程度（22.6%），储层的渗透率是影响水锁伤害的主控因素。

2.2 应对措施

由于储层岩性和储层渗透率是无法改变的，为了减小压裂施工对储层的损害，只能从压裂液性能和施工工艺优化方面来寻求解决办法。由实验结果可知，压裂液破胶后的固相含量、压裂液与储层岩性的配伍性都会影响基质伤害，为减小基质伤害，可用无固相或低固相压裂液，并加入适量的黏土抑制剂[11]，充分考虑压裂液与地层流体的配伍性能，有效地降低基质伤害。压裂液破胶后的黏度和表面张力都会影响到水锁伤害的大小，通过优化压裂液体系，尽量避免使用水基工作液，使用合适的防水锁剂能减小水锁伤害[12]。另外，使用压裂暂堵剂和适当的表面活性剂能减小压裂液的入侵和促进工作液的返排[13]，对减小基质伤害和水锁伤害都有重要的意义。

将不同井的岩心用羧甲基羟丙基瓜胶压裂液处理后，再用2%KCl+0.02%FC-3B（50%）+30%甲醇作解水锁剂，实验结果如表6所示。

表6 解水锁处理剂的应用效果评价

由表6可知，采用解水锁处理剂处理后的岩心，渗透率恢复率高达80%，此时的岩心伤害率为20%左右。由于非水锁伤害占5%～10%，此时的水锁伤害率仅为10%～15%，与原来的65%～80%相比，有了明显的降低。该实验结果佐证了，采取相应的应对措施，可减小水锁伤害。

3 结论

1.用分解实验法逐一测定可以确定的储层伤害程度，再对比这些伤害的大小，最后确定主控因素，从实验原理和方法上是可行的。

2.用分解实验法测定了建南致密砂岩气藏压裂液造成储层伤害的各种因素，认为水锁伤害占主导。

3.通过对比不同因素的伤害影响程度发现：压裂液残渣含量对岩心基质伤害率影响较大，而致密砂岩气藏的渗透率是影响水锁伤害的主要因素。

4.致密气藏的储层极易受到损害，各项施工作业中应采取相应的应对措施，尽量减小或消除损害。

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Key FactorsAffecting Damage by Fracturing Fluidsto Jiannan Tight Sandstone Gas Reservoir

FU Meilong1, HU Zewen1, HUANG Qian1, TANG Fang2
(1.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan,Hubei430100; 2.Research Center of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Sinopec,Wuhan,Hubei430035)

Carboxymethyl hydroxypropyl guar gum fracturing fluid, an oligomer fracturing fluid and hydroxypropyl guar gum fracturing fluid are used in fracturing the tight sandstone gas reservoirs in Jian’nan block. In recent laboratory experiments, the viscosity, surface tension and residue of the three fracturing fluids after gel-breaking were measured. It was found that there were some differences in the properties of these three fracturing fluids after gel breaking. The measurement of core damage has shown that the ratio of cores’water block damage (65%-80%) was far greater than the ratio of cores’ matrix damage (5%-15%), indicating that water block damage was the main damage to reservoir permeability. The ratio of matrix damage and the ratio of water block damage are not only related to the properties of fracturing fluid, they are also related to core permeability and lithology. Through decomposition experiment, it was understood that the amount of residue of fracturing fluid was the key factor affecting matrix damage, and the core permeability was the key factor affecting water block damage. Experiment on water block removal has shown that cores with severe water block damage can have permeability increases by more than 70% after removing waterblock, indicating that the measures of removing water block did work.

Natural gas; Tight sandstone natural gas; Fracturing; Fracturing fluid; Reservoir damage; Water block damage

TE357

A

1001-5620（2016）06-0116-05

2016-7-25；HGF=1701N8；编辑 王小娜）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.021

国家863计划项目“致密砂岩气藏高效钻井与压裂改造关键技术”之子课题二“致密气藏压裂改造技术研究（2013AA064802）。

付美龙，1967年生，教授、博导，从事油田化学和提高采收率方面的教学及科研工作。E-mail：805817751@qq.com。