裂縫型致密油藏分段壓裂水平井傷害實驗研究

王周紅，何學文

（中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田長8 油藏埋深1 740～2 240 m，巖性以細粒-中粒、中粒長石巖屑、巖屑長石砂巖為主；孔隙結(jié)構(gòu)以中孔-細喉組合為主，缺少粗喉型；滲透率均值在0.273～0.4 μm2，且非均質(zhì)性嚴重；屬于低孔、特低滲、中孔、細喉、分選中等型儲層。長8 油藏富集的關鍵因素有油源、通道、斷裂及儲層物性。其中長7 有效烴源巖品質(zhì)是長8 油氣富集的基礎，斷層是油氣運移的通道，裂縫是水平井高產(chǎn)的主要因素。根據(jù)區(qū)域構(gòu)造演化以及區(qū)域地質(zhì)研究認為，紅河油田鎮(zhèn)涇區(qū)塊區(qū)域性裂縫發(fā)育區(qū)和較發(fā)育區(qū)主要位于區(qū)塊中部，裂縫發(fā)育區(qū)主要在斷層帶附近分布，形成了紅河油田特有的斷縫系統(tǒng)。鉆井、錄井、完井、壓裂等過程中固相堵塞、液相引起的水鎖、儲層的敏感性、壓差和浸泡時間等都會對低滲透儲層造成傷害。

1 紅河油田斷縫系統(tǒng)概況

在區(qū)塊西南以西約7 公里長8 地層出露區(qū)，發(fā)現(xiàn)長8 地層北東組系裂縫發(fā)育，產(chǎn)狀281°∠48°，北西組系相對不發(fā)育。根據(jù)成像測井分析，該區(qū)裂縫走向主要以NE-SW、NEE-SWW 為主。裂縫傾角主要分布在50°～90°范圍內(nèi)，且以大于60°的高角度縫為主。紅河油田裂縫寬度分布在0.3 mm 以下、0.7～0.8 mm、0.9～1 mm范圍內(nèi)，其中泥質(zhì)巖類裂縫張開度低，砂巖類中裂縫張開度高。裂縫線密度的分布在0.03～2.6 條/米，平均為0.38 條/米。以未充填和半充填裂縫為主。

裂縫是致密砂巖油層的主要滲流通道，工作液濾液首先進入裂縫通道，向地層深部推進，而致密基質(zhì)部分濾液侵入較慢，主要是通過毛管自吸進入儲層。同樣，進入裂縫中的鉆井、完井等各種工作液在毛細管自吸作用下進入基質(zhì)，將其中的油驅(qū)替到裂縫中或離裂縫面更遠的地方。隨著浸泡時間的延長，在井筒周圍形成一個高含水飽和度帶。而裂縫的存在使這個高含水飽和度帶離井筒更遠，將在基質(zhì)區(qū)、人工壓裂縫和天然縫周圍形成水相圈閉損害帶，侵入儲層的外來流體返排困難，甚至不能返排，嚴重影響油氣向井筒的運移，從而造成了外來流體對儲層的水鎖傷害。研究表明，水鎖傷害是低透滲儲層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統(tǒng)發(fā)育的特低滲儲層，損害率一般為70 %～90 %。

2 低滲砂巖儲層傷害機理

2.1 固相傷害

低滲儲層孔喉細小，進入儲層的顆粒均會對儲層產(chǎn)生堵塞傷害；相同濃度的固相顆粒越小，進入儲層形成內(nèi)濾餅的顆粒數(shù)量越多，對儲層的傷害越大；近井地帶污染半徑越小，傷害越大。因此低滲儲層鉆井過程中需要控制可以進入儲層顆粒的量，尤其是粘土類亞微米顆粒的量，以防止內(nèi)泥餅的形成。

對紅河油田長8 儲層依據(jù)錄井描述、薄片鑒定、鑄體圖象分析及掃描電鏡成果分析，粘土礦物含量在16%～20%，以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主、伊利石次之，相對含量綠泥石36.3 %，高嶺石平均28.55 % ，伊/蒙混層平均28.3 %。粘土礦物的膨脹、化學沉淀、分散和運移對儲層造成極大的傷害。

2.2 液相傷害

液相在油藏中聚集或滯留是水鎖損害的主要因素，而且油藏滲透率越低，水鎖損害的程度越嚴重。水鎖損害指外來流體的侵入造成含水飽和度增加，使油的相對滲透率下降的現(xiàn)象。其本質(zhì)是由于存在毛細管壓力而產(chǎn)生了一個附加的表皮壓降，它等于毛細管彎液面兩側(cè)非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差，其大小可由任意曲界面的拉普拉斯方程確定。

式中：Pc-毛細管壓力，Pa；σ-界面張力，N/m；r1，r2-油相界面曲率半徑，m。

同時根據(jù)Poiseuille 公式：

式中：Q-流量，m3；L-近井地層自吸侵入深度，m；μ-流體黏度，mPa·s；P-壓力，Pa；r-毛細管半徑，m；σ-界面張力，N/m；θ-潤濕角，°。

廖銳全等根據(jù)Laplace 公式和Poiseuille 定律，按照毛管束模型，當儲層親水時，在毛管壓力作用下，外來流體侵入，可得到在壓差△p（Pa）作用下，將半徑為r（m）的毛細管中長度為L（m）的外來流體排出所需要的時間T（s）推導為：

式中：σ-界面張力，N/m；θ-潤濕角，°；μ-流體黏度，mPa·s。

由此可見，造成水鎖損害除與儲層內(nèi)在因素孔喉半徑有關外，孔喉半徑越小，排液時間越長；還與侵入流體的表面張力、潤濕角、流體粘度以及驅(qū)動壓差和外來流體的侵入深度等外在因素有關。滲透率越低，孔喉半徑越小，油層壓力越低，越容易產(chǎn)生水鎖損害。其中，油水界面張力對水鎖損害的影響更明顯。

改變儲層的潤濕性、減小油水界面張力、降低賈敏效應等化學方法和消除鉆井液濾餅堵塞、增大生產(chǎn)壓差、改變儲層孔隙幾何形態(tài)和地層加熱技術(shù)等物理方法可解除或降低水鎖損害。

3 裂縫型低滲砂巖儲層水鎖的影響因素[1]

3.1 壓差對近井地帶含水飽和度分布影響

西南石油大學的楊建等人在“裂縫性致密砂巖儲層井周液相時空分布規(guī)律”中指出，隨正壓差增加，濾液在基塊、裂縫中侵入深度均加深，裂縫內(nèi)含水飽和度增加尤其明顯，且侵入深度超過1 m（見圖1）。

圖1 定壓差下基塊及裂縫含水飽和度分布

3.2 裂縫長度對近井地帶含水飽和度分布影響

模擬裂縫長度為0.15～1.00 m 的裂縫性致密儲層，在正壓差條件下打開240 h，井壁無濾餅有效屏蔽條件下，井周含水飽和度隨著徑向分布預測（見圖2）。隨著裂縫長度的增加，濾液侵入深度隨之加深，井周含水飽和度升高。

圖2 裂縫長度對濾液侵入深度影響

3.3 浸泡時間對近井地帶含水飽和度分布影響

模擬正壓差條件下打開儲層24～120 h，近井地帶含水飽和度隨徑向距離變化。隨著浸泡時間的延長，基塊侵入深度增加，但是侵入深度未超過1 m，而對于裂縫，隨著浸泡時間延長，侵入深度增大，可以達到裂縫尖端（見圖3）；隨著浸泡時間的延長，臨近裂縫的基塊含水飽和度受裂縫影響增大，裂縫內(nèi)侵入液相通過滲吸傳遞給基塊的增多，含水飽和度比無裂縫影響的基塊要高，微裂縫的存在加大了濾液的侵入速度和侵入深度。

圖3 浸泡時間對基塊及裂縫含水飽和度影響

模擬結(jié)果表明，微裂縫的存在加快了濾液的侵入速度、加大了濾液的侵入深度，并顯著提高了微裂縫鄰近基塊的液相飽和度。

4 抑制和解除水鎖損害的方法

4.1 提高返排速度

用紅河油田ZJ18-22 井和ZJ18-18 井的巖心做返排實驗。首先抽空巖心并飽和煤油，在一定排量下測定煤油滲透率；而后反向注水，測定水的滲透率；再在同一排量下測煤油滲透率，最后提高排量再測煤油滲透率，觀察用提壓返排方法抑制水鎖效應造成傷害的效果。實驗結(jié)果（見表1）。

由表1 可知，提高排液速度可以增加油相滲透率，提高滲透率的保留率。在油藏實際開發(fā)過程中，當外來流體侵入地層后，提高排液速度，可以減小外來流體的浸泡時間和侵入深度，從而減弱因外來流體侵入造成的水鎖效應。

表1 滲透率保留率實驗結(jié)果表

4.2 擠注表面活性劑

向已產(chǎn)生水鎖效應的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，關閉一定時間后，會有效提高油相滲透率的保留率，減弱和部分消除水鎖效應。這主要是因為加入表面活性劑可以數(shù)量級地降低油水之間的界面張力，減小低滲儲層中的毛管力，減少原油滲流的初始壓力梯度，使油水流度更加接近，減少油的“卡斷”現(xiàn)象，從而改善低滲透油藏因水鎖產(chǎn)生的開發(fā)效果。

紅河油田12 井區(qū)HH12P40 井自2012 年11 月2 日投產(chǎn)以來，初期平均日產(chǎn)液53.9 t，平均日產(chǎn)油42.1 t，綜合含水21.8 %，2013 年3 月29 日被HH12P39 井壓竄，日產(chǎn)液陡升至84.9 t，日產(chǎn)油降至10.1 t，含水升至87.8 %，2013 年4 月27 日、28 日連續(xù)被HH12P142井、HH12P143 井壓竄，含水升至100 %后恢復到日產(chǎn)液51.7 t，日產(chǎn)油2.85 t，含水94.4 %，產(chǎn)生水鎖。2013年6 月25 日上解水鎖措施，措施后穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)油18.1 t左右，含水74.9 %。

紅河油田37 井區(qū)HH37P15 井2012 年1 月壓裂15 段投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油13.8 t，含水率49.4 %，生產(chǎn)356 d，累產(chǎn)油1 154 t 后不上液。2012 年8 月20 日被HH37P38 井壓竄，含水升高，2012 年10 月進行了鉆銑滑套作業(yè)后效果不明顯。分析認為HH37P15 井儲層被污染，2013 年5 月30 日注復合解堵劑解水鎖，措施后穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)油10 t 左右，含水45.8 %。

5 結(jié)論

（1）紅河油田長8 油藏具有典型的低孔特低滲儲層特點，儲層孔喉細小，天然微裂縫發(fā)育，入井液易污染儲層。水鎖傷害是低透滲儲層最主要的傷害形式,尤其是在斷縫系統(tǒng)發(fā)育的特低滲儲層，損害率一般為70 %～90 %。

（2）紅河油田長8 儲層粘土礦物以綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層為主，且裂縫發(fā)育的長度、寬度等是造成儲層產(chǎn)生水鎖效應的內(nèi)在因素。而侵入流體的表面張力、潤濕角、流體粘度、驅(qū)動壓差、侵入時間以及侵入深度是水鎖傷害的外在因素。

（3）外來流體侵入地層造成水鎖傷害后，提高返排速度，減少浸泡時間，或向已產(chǎn)生水鎖效應的巖心中擠注一定濃度的表面活性劑，均可減弱和部分消除水鎖。

［1］ 田紅政.腰英臺油田水鎖損害影響因素及其減輕和解除方法研究［J］.天然氣地球科學，2006，17（2）：223-226.

［2］ 林木，楊紅，董志國，等.水鎖損害的預防及補救措施研究［J］.今日科苑，2007，27（20）：35-39.

［3］ 薛朝暉，耿洪娟，謝建瓴，等.文南油田儲層傷害機理研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2005，25（8）：97-98.

［4］ 郭肖，杜志敏，疏壯志.裂縫性有水氣藏水平氣井產(chǎn)能分析［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（9）：100-102.

［5］ 何丕祥.低滲注水油藏水傷害機理及預防技術(shù)研究［D］.中國石油大學，2008.