劉博峰，張慶九，陳鑫，楊震，張峰，曹東林

（中國石油玉門油田分公司工程技術研究院，甘肅 酒泉 735000）

0 引言

致密油儲層由于低孔、低滲、孔喉細小及毛細管力強等特點，通常無法獲得較高的自然產能［1-4］。水力壓裂儲層改造技術是提高致密油藏產能的一項關鍵技術。其中，多級水力壓裂、體積壓裂及重復壓裂技術是致密油儲層最常用的壓裂施工方式。在壓裂施工過程中，大量的壓裂液會進入地層，而由于致密油儲層自身的特點，壓裂液破膠后的返排率通常較低，因此，壓裂施工結束后儲層中仍會滯留大量破膠后的壓裂液。這些滯留的壓裂液一方面會引起儲層含水飽和度的升高，對儲層造成一定的水鎖傷害；另一方面，由于致密油儲層的滲吸作用，滯留的壓裂液又具有一定的滲吸驅油效果，有利于提高致密油藏的采收率［5-8］。

資料分析結果表明，鄂爾多斯盆地S區(qū)塊致密油藏壓裂施工后，在壓裂液返排率相差不大的情況下，使用不同類型壓裂液時油井的試油產能不同。其中，使用清潔壓裂液施工的油井壓后產能較高，使用胍膠壓裂液施工的油井壓后產能則較低。分析認為，這可能是不同類型的壓裂液滯留在儲層中產生的滲吸驅油作用和水鎖傷害程度不同所造成的。目前，國內外學者針對致密油儲層壓裂液的滲吸驅油作用研究較多，取得了一定的研究成果［9-15］，也有針對壓裂液對致密油儲層的水鎖損害方面的研究報道［16-18］。以上研究大多是將壓裂液的滲吸和水鎖分開來進行的，鮮有將兩者相結合進行研究。

本文以鄂爾多斯盆地S區(qū)塊致密油儲層巖心和不同類型的壓裂液（均為充分破膠后的壓裂液）為研究對象，開展了不同類型壓裂液的滲吸特征研究，并在此基礎上，評價了壓裂液滲吸后致密油儲層巖心的水鎖損害情況，為目標區(qū)塊致密油儲層壓裂施工時壓裂液的選擇提供參考和借鑒，也為提高致密油藏的開發(fā)效率提供技術支持。

1 S區(qū)塊致密油儲層基本特征

S區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地中西部，屬于典型的致密砂巖油藏，儲層巖石主要為極細—細粒巖屑長石砂巖，以石英、鉀長石、斜長石和白云石為主，黏土礦物質量分數(shù)不高（平均小于10%），黏土礦物以高嶺石、綠泥石和伊利石為主，蒙皂石、伊/蒙混層質量分數(shù)較低，儲層水敏性較弱。儲層孔隙形態(tài)多樣，孔隙類型主要為剩余粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和微裂隙等，以微細孔喉為主。儲層巖石表面潤濕性主要表現(xiàn)為親水性。儲層滲透率為 0.012×10-3～3.651×10-3μm2，平均滲透率為0.218×10-3μm2；儲層孔隙度為 5.18%～12.05%，平均孔隙度為8.02%。地層水礦化度為51 500 mg/L左右，水型為CaCl2型。地層原油黏度為3.15 mPa·s左右，密度為0.79 g/cm3左右。

2 致密油儲層壓裂液滲吸特征

2.1 實驗方法

1）將S區(qū)塊儲層天然巖心洗油、烘干，測定長度、直徑、干重及氣測滲透率后，使用模擬地層水（礦化度為51 500 mg/L）充分飽和巖心，稱其濕重，計算孔隙體積和孔隙度。實驗用天然巖心基本物性參數(shù)見表1。

表1 實驗用天然巖心基本物性參數(shù)

2）采用高壓驅替裝置在低流速狀態(tài)下飽和模擬油（儲層原油與航空煤油按體積比1∶1混合，室溫下黏度為1.26 mPa·s），至巖心出口端無水產出時為止。然后繼續(xù)將巖心在模擬油中浸泡24 h。

3）將飽和模擬油后的巖心放入自發(fā)滲吸實驗裝置中，使用不同滲吸液（不同類型壓裂液或模擬地層水）進行滲吸驅油實驗，記錄不同滲吸時間的采出油體積，計算滲吸驅油效率，直至采出油體積不再變化為止。

4）改變實驗條件，重復實驗步驟1）—3）。

5）開展核磁共振實驗時，模擬地層水和滲吸液中均加入一定濃度的Mn2+，用以屏蔽水中的氫信號。

2.2 結果與討論

2.2.1 壓裂液類型對滲吸的影響

參照2.1中的實驗方法，使用不同類型的壓裂液（基本性能見表2）和模擬地層水作為滲吸液，評價了壓裂液類型對滲吸效果的影響。不同類型的壓裂液按照S區(qū)塊致密油儲層現(xiàn)場壓裂施工用壓裂液配方進行配制，然后充分破膠，再經(jīng)過過濾后作為滲吸液使用。實驗溫度為60℃，實驗結果見圖1。

表2 不同類型壓裂液和模擬地層水基本性能

圖1 不同類型壓裂液滲吸驅油效果

由圖1可知：不同滲吸液對致密砂巖儲層巖心的滲吸驅油效率影響較大，與模擬地層水相比，3種不同類型壓裂液的滲吸驅油效果明顯較高。其中：清潔壓裂液的滲吸驅油效果最好，最終滲吸驅油效率可以達到20%以上；模擬地層水的最終滲吸驅油效率低于10%。分析認為，這是由于4種滲吸液的界面張力差異較大引起的（見表2）。在其他性能基本相似的前提下，清潔壓裂液的油水界面張力低至0.158 mN/m，其他壓裂液的界面張力均遠高于清潔壓裂液，界面張力越低，流體的滲流阻力就越小，使得原油與巖心孔隙表面之間的黏附功降低，因此，清潔壓裂液滲吸驅油效率較高。另外，前人研究結果表明［19-20］，在致密油藏滲吸驅油過程中，并不是界面張力越低越好，當界面張力低至一定程度時，毛細管力過小會影響滲吸驅油強度，致使?jié)B吸驅油效果有所下降，因此，應注意選擇合適的滲吸液類型，以提高滲吸驅油效率。

2.2.2 滲透率對滲吸的影響

參照2.1中的實驗方法，使用清潔壓裂液作為滲吸液，評價了巖心滲透率對滲吸效果的影響。實驗溫度為60℃，實驗結果見圖2。

圖2 巖心滲透率對滲吸驅油效果的影響

由圖2可知，隨著天然巖心滲透率的不斷升高，滲吸驅油效率呈先增大后降低的趨勢。當巖心滲透率由0.065×10-3μm2升高至 0.872×10-3μm2時，滲吸驅油效率不斷增大。當滲透率升高至2.358×10-3μm2時，滲吸驅油效率有所下降。其原因為：在一定的滲透率范圍內，巖心滲透率越高，孔隙內的連通性相對就越好，原油就越容易從孔隙中流動出來，增大了滲吸驅油效率；當巖心滲透率增大至一定程度時，孔隙半徑的增大導致毛細管力（滲吸動力）大幅下降，降低了滲吸強度，滲吸驅油效率下降。

2.2.3 溫度對滲吸的影響

參照2.1中的實驗方法，使用清潔壓裂液作為滲吸液，評價了實驗溫度對滲吸效果的影響。實驗結果見圖3。

圖3 溫度對滲吸驅油效果的影響

由圖3可知：隨著實驗溫度的不斷升高，滲吸驅油效率逐漸增大。當溫度升高至80℃時，最終滲吸驅油效率可以達到23.6%，并且溫度越高，達到滲吸平衡所需的時間越短。溫度的升高不僅有利于提高滲吸效率，還能一定程度地提高滲吸速率。這是由于當溫度升高時，油水界面張力、原油黏度和原油與巖石之間的黏附功均會有所下降，使得巖心孔隙中的原油更易流動，增大了滲吸驅油效率。

2.2.4 致密油儲層巖心滲吸T2譜圖特征

參照2.1中的實驗方法，使用Meso MR23-60H-I型核磁共振分析儀記錄天然巖心滲吸前后的核磁共振T2譜，分析致密油儲層巖心在不同壓裂液中的滲吸特征。實驗用巖心和具體實驗條件均參照2.2.1，實驗結果見圖4—圖7。

圖4 SX-1巖心模擬地層水滲吸前后T2譜分布曲線

圖5 SX-2巖心胍膠壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

圖6 SX-3巖心滑溜水壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

圖7 SX-4巖心清潔壓裂液滲吸前后T2譜分布曲線

由實驗結果可以看出：4塊致密砂巖巖心核磁共振T2譜圖中的弛豫時間主要集中在0.1～100.0 ms。其中，0.1～10.0 ms的面積較大，10～100 ms的面積稍小，這說明目標區(qū)塊致密砂巖巖心以中—小孔隙為主，中—大孔隙相對較少。此外，由不同類型壓裂液滲吸前后T2譜圖包絡面積的變化情況得出，模擬地層水滲吸前后變化最小（見圖4），清潔壓裂液滲吸前后的變化最大（見圖7）。這說明模擬地層水的滲吸驅油效果最差，清潔壓裂液的滲吸驅油效果最好。

3 致密油儲層壓裂液水鎖損害評價

3.1 實驗方法

將2.2.1中滲吸實驗后的4塊天然巖心使用煤油驅替，測定其滲透率大小，并與初始煤油測定的滲透率進行對比，計算滲透率傷害率，即為致密砂巖天然巖心的水鎖損害率，以此評價壓裂液滲吸后對巖心的水鎖損害情況。此外，為保證實驗結果的準確性，在上述實驗的基礎上，再選取4塊天然巖心開展一組平行實驗。

3.2 實驗結果與討論

按照3.1中的實驗方法，評價了不同類型壓裂液和模擬地層水滲吸后對目標區(qū)塊儲層段致密砂巖天然巖心的水鎖損害情況，實驗溫度為60℃，實驗結果見表3。

表3 水鎖損害評價實驗結果

由表3可知：3種不同類型壓裂液滲吸實驗后，巖心的水鎖損害率差異較大。其中，胍膠壓裂液的水鎖損害率最高（40%以上），滑溜水壓裂液次之（30%以上），清潔壓裂液最低（15%左右），模擬地層水由于吸入量較小，水鎖損害率在20%以上。

3種壓裂液中，清潔壓裂液的吸入量最大，但水鎖損害率最小。這是由于清潔壓裂液具有較低的界面張力，在致密砂巖巖心孔隙中容易返排，因滲吸進入孔隙中的水相，在后期的油驅水過程中大部分被驅替出來，因此其水鎖損害率較小。胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液的界面張力較高，其滲吸量小于清潔壓裂液，但水相進入致密砂巖巖心孔隙后容易滯留在其中，造成比較嚴重的水鎖傷害。

實驗結果表明：在致密油藏壓裂施工過程中，滯留在儲層中的壓裂液，一方面具有一定的滲吸驅油效果，有助于提高致密油儲層的采收率；另一方面還能對儲層產生一定的水鎖損害，降低致密油儲層的滲透率。因此，為了提高致密油儲層的開發(fā)效果，應選擇合適的壓裂液體系，在降低儲層水鎖損害的同時，最大程度地提高油藏的采收率。

4 結論

1）S油田致密油儲層平均滲透率為0.218×10-3μm2，平均孔隙度為8.02%。黏土礦物質量分數(shù)較低，水敏性損害較弱。儲層主要表現(xiàn)為親水性，有利于壓裂液的滲吸。同時儲層具有低孔、低滲及孔喉細小的特點，容易產生水鎖傷害。

2）滲吸驅油實驗結果表明，清潔壓裂液的滲吸驅油效率在20%以上，明顯高于胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液。隨著巖心滲透率的不斷增大，清潔壓裂液的滲吸驅油效率先增大后減小。隨著溫度的不斷升高，清潔壓裂液的滲吸驅油效率逐漸增大。

3）壓裂液水鎖損害實驗結果表明，清潔壓裂液滲吸后對致密油儲層巖心的水鎖損害率為15%左右，明顯低于胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液，因此，在S區(qū)塊致密油儲層壓裂施工時，應選擇水鎖損害率較低的清潔壓裂液體系，在降低致密油儲層損害的同時，還有利于提高滲吸驅油效率。