致密油儲層特點與壓裂液傷害的關(guān)系
——以鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段為例

王明磊，張遂安，關(guān) 輝，劉玉婷，管保山，張福東，崔偉香

[1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249；2.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007]

致密油儲層特點與壓裂液傷害的關(guān)系
——以鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段為例

王明磊1,2，張遂安1，關(guān) 輝2，劉玉婷2，管保山2，張福東2，崔偉香2

[1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249；2.中國石油 勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007]

壓裂是致密油開發(fā)的主要手段，在改造儲層的同時又會帶來儲層傷害。以鄂爾多斯盆地延長組7段為例，依據(jù)儲層物性、鑄體薄片、電鏡掃描、X-射線衍射、恒速壓汞、核磁共振、CT以及敏感性測試等實驗分析，研究致密油儲層特點與壓裂液傷害的關(guān)系。長7段屬于典型的致密油儲層，填隙物含量高達15%，易于運移和膨脹的伊利石占比大；孔隙、喉道皆為微米-納米級別，孔喉連通性差，大孔隙常被小喉道所控制。長7段致密油儲層屬于中等偏弱速敏(巖心滲透率的損害率為0.33～0.48)、強水敏(巖心滲透率的損害率為0.14～0.28)、易水鎖的儲層，因此宜在壓裂液配方中添加粘土穩(wěn)定劑、防膨劑和助排劑以降低壓裂液對儲層的傷害；入井壓裂液礦化度低于10 000 mg/L會產(chǎn)生鹽敏傷害；壓裂液殘渣粒徑為2.25～8.39 μm，對于致密油儲層而言，濾餅、沉積、吸附堵塞和橋堵等傷害現(xiàn)象都存在。綜合研究認為，采用低傷害壓裂液是降低殘渣傷害的主要辦法。

敏感性；壓裂液；儲層；致密油；延長組；三疊系；鄂爾多斯盆地

致密油是繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一新熱點，被石油工業(yè)界譽為“黑金”[1-4]。鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段(長7段)為主要致密油發(fā)育層段[5]，具有儲層致密，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，物性差，油藏壓力系數(shù)低，單井產(chǎn)能低的特點[6-9]，常規(guī)開發(fā)方式難以實現(xiàn)有效動用。長慶油田成功實現(xiàn)了滲透率為0.3×10-3～1×10-3μm2的超低滲透油藏的規(guī)模開發(fā)，其中壓裂是較有效的開發(fā)方式。但在壓裂過程中，壓裂液形成具有一定幾何形狀與高導(dǎo)流能力的裂縫，在改善油氣通道的同時也給儲層帶來了部分傷害[8]，因此影響了壓裂的效果。本文從致密油儲層特點出發(fā)，依據(jù)物性、鑄體薄片、電鏡掃描、X-射線衍射、恒速壓汞、核磁共振、CT以及敏感性測試等實驗分析，深入研究了致密油儲層特點與壓裂液傷害的關(guān)系，為致密油儲層改造選擇壓裂液體系、優(yōu)選壓裂液配方提供可靠理論依據(jù)，對降低壓裂液對儲層的傷害有重要意義。

1 易引起壓裂液傷害的儲層特點

1.1 填隙物中伊利石等粘土礦物含量高

利用X-衍射、巖石薄片、場發(fā)射電鏡等實驗手段對長7致密油儲層341個樣品進行分析，巖石類型主要為巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖(圖1)，石英和長石平均含量分別為38%和19%。長7段填隙物含量為15.3%，成分主要是伊利石、鐵方解石，還含有少量綠泥石、高嶺石等，其中伊利石含量高，平均為9.4%，占填隙物總量的60%以上，主要呈絲縷狀(圖2)、片狀等。此外，填隙物中伊利石、鐵方解石等充填孔隙，使儲層物性變差，對儲層主要起破壞作用[10]。

1.2 孔隙喉道細小與孔喉連通性差

利用場發(fā)射掃描電鏡、微米-納米CT掃描以及恒速壓汞等實驗手段對長7段近128個樣品的孔隙、喉道及孔喉連通性進行研究，并對孔隙與喉道進行綜合定量評價(表1)。研究認為，孔隙以粒間孔和溶蝕孔隙為主(圖3)，溶蝕孔隙包括長石溶蝕孔隙和巖屑溶蝕孔隙。通過場發(fā)射掃描電鏡分析，可判別的孔隙半徑范圍為0.005～30 μm，主要分布區(qū)間為0.5～6.0 μm；通過CT掃描分析，可判別的孔隙半徑范圍為0.1～12 μm，主要分布區(qū)間為0.5～9 μm；通過恒速壓汞分析，可判別的孔隙半徑范圍為120～200 μm，主要分布區(qū)間為150～160 μm(表1)。最終根據(jù)三種實驗技術(shù)測得的數(shù)據(jù)對孔隙平均值綜合分析，確定長7致密油儲層主體孔隙大徑范圍為0.5～10 μm。在此基礎(chǔ)上，進一步對不同大小范圍的孔隙、喉道所占比例進行分析(圖4)，2～8 μm范圍內(nèi)的孔隙所占比例最高，達72%，小于2 μm及大于14 μm的孔隙所占比例較小。

圖1 延長組7段巖石類型

圖2 圖2 W233井長7段(埋深1 915.48 m)絲縷狀伊利石場發(fā)射掃電鏡描照片

實驗技術(shù)可識別孔喉級別孔隙半徑/μm喉道半徑/μm范圍主要分布區(qū)間范圍主要分布區(qū)間掃描電鏡納米0.005～300.5～60.005～1.20.2～0.8CT掃描納米-微米0.1～120.5～90.1～30.3～1.1恒速壓汞微米120～200150～1600.2～0.80.3～0.4

喉道在致密油儲層中多呈束狀、孔隙縮小型與片狀等。通過場發(fā)射掃描電鏡分析，可判別的喉道半徑范圍為0.005～1.2 μm，主要分布范圍為0.2～0.8 μm；通過CT掃描分析，可判別的喉道半徑范圍為0.1～3.0 μm，主要分布范圍為0.3～1.1 μm；通過恒速壓汞分析，可判別的喉道半徑范圍為0.2～0.8 μm，主要分布范圍為0.3～0.4 μm(表1)。根據(jù)三種實驗技術(shù)測得的數(shù)據(jù)綜合分析，確定長7致密油儲層主體喉道半徑為0.2～0.9 μm，喉道細小，不利于儲層中流體流動。在此基礎(chǔ)上，進一步對不同大小范圍的喉道所占比例進行分析(圖4)，0.2～0.8 μm范圍內(nèi)的喉道所占比例最高，達56.8%，小于0.2 μm及大于1.2 μm的孔隙所占比例較小。利用微米-納米CT掃描技術(shù)，建立了長7致密油儲層的喉道三維立體模型(圖5a)，可明顯觀察到長7致密油儲層中雖然存在利用微米-納米CT掃描和恒速壓汞對孔喉連通性進行分析。建立了長7致密油儲層的孔喉結(jié)構(gòu)球棍模型(圖5b)，可明顯觀察到，孔隙與孔隙之間多呈不連續(xù)狀態(tài)，表明喉道不發(fā)育，即長7致密油儲層孔喉連通性總體較差。

圖3 長7致密油儲層孔隙類型(場發(fā)射掃描電鏡圖)

圖4 長7致密油儲層不同范圍的孔隙與喉道所占比例

圖5 X233井樣品喉道三維立體模型與孔喉連通性球棍模型

20%～30%連通性較好、且半徑大于4 μm的大喉道，但半徑小于1 μm的喉道約占60%以上。

利用恒速壓汞實驗，分析了5口井巖心樣品儲層孔喉半徑比(表2)，實驗數(shù)據(jù)顯示，滲透率低的樣品(Y2，Z143，N52)孔喉比大，即大孔隙被小喉道所控制，連通性差。

2 壓裂液對致密油儲層的傷害

2.1 壓裂液敏感傷害

2.1.1 速敏傷害

當(dāng)壓裂液流速和壓力變化較大，或流速達到一定時，使水動力大于微粒間的范德華引力和雙電層斥力之和，致密油儲層孔隙中充填的伊利石等填隙物，甚至是長石和石英等微粒會隨著水力運動而發(fā)生微粒運移，從而造成地層傷害[11]。根據(jù)前述綜合分析，儲層巖石中伊利石、長石和石英均有分布，加之喉道細小與連通性差加劇了速敏傷害而造成運移微粒在儲層深部堵塞(圖6)，使壓裂液不能到達儲層深部，因此降低了壓裂效果。

表2 長7致密油儲層孔喉特征Table 2 Characteristics of pore throats in tight oil reservoirs of Chang 7 Member of Yanchang Formation

本次研究采用模擬長7段地層水進行了8塊巖心的速敏實驗。實驗結(jié)果顯示，巖心滲透率的損害率為0.33～0.48，當(dāng)流速為1.0 mL/min左右時,滲透率均有明顯下降現(xiàn)象，表明該類儲層屬于速敏傷害中等偏弱的儲層。雖然不是強速敏儲層，但由于致密油儲層孔喉細小易于堵塞，宜在壓裂液配方中添加粘土穩(wěn)定劑減少傷害。

2.1.2 水敏傷害

壓裂液進入地層產(chǎn)生的濾液和破膠液中有多種化學(xué)成分，其中部分會在儲層條件下分解成為含電解質(zhì)和一定礦化度的濾液和破膠液，其產(chǎn)生的電解質(zhì)楔入粘土礦物的晶格，使之發(fā)生表面水化膨脹乃至滲透水化膨脹和分散,從而導(dǎo)致滲透率下降(圖7)。在以伊利石為主要粘土礦物的致密油儲層，由于外來礦物附著[12]，粘土礦物以及雜基發(fā)生破碎與結(jié)構(gòu)坍塌，少量粘土礦物膨脹都會引起本來細小的喉道減小[13]。壓裂液進入儲層后可引起粘土礦物的膨脹、分散、脫落和孔隙結(jié)構(gòu)的破壞,導(dǎo)致儲層孔隙空間的縮小及堵塞,最終降低儲層滲透率,產(chǎn)生水敏損害。

圖6 X233井長7段(埋深1 972.3 m)微粒運移前、后場發(fā)射掃描電鏡圖

圖7 X233井長7段(埋深1 972.3 m)粘土膨脹前、后場發(fā)射掃描電鏡圖

采用模擬長7段地層水進行了8塊巖心的水敏實驗，實驗結(jié)果顯示，巖心滲透率的損害率為0.14～0.28，屬于水敏傷害強的儲層。由于致密油儲層粘土礦物主要分布在填隙物中，水敏傷害產(chǎn)生后，填隙物中粘土膨脹，孔喉的連通性和有效性急劇降低，嚴重影響壓裂效果。

為了降低速敏和水敏傷害，常在壓裂液中添加粘土穩(wěn)定劑或防膨劑，常見的氯化鉀、氯化胺和各種聚季銨鹽的陽離子表面活性劑是粘土穩(wěn)定劑或防膨劑的主要成分。粘土穩(wěn)定劑可以通過靜電作用同時與多個粘土顆粒形成多點吸附，形成有機陽離子表面活性劑吸附保護膜，將粘土顆粒保護起來，防止粘土顆粒的水化、膨脹、分散和運移[14]。防膨劑釋放離子能鑲?cè)牍杷猁}薄片四面體的六元環(huán)中，以牢固的庫倫力結(jié)合，增大粘土顆粒間吸附力，中和粘土表面部分負電荷，壓縮雙電層，防止水化膨脹。

2.1.3 鹽敏傷害

隨著壓裂液注入，儲層流體如地層水被大量壓裂液中和，使其鹽度下降，滲透率減小。鹽敏傷害分兩個階段，第一階段表面水化膨脹，伊利石等粘土礦物顆粒周圍形成水膜，水可由滲透效應(yīng)吸附，并使粘土礦物發(fā)生膨脹。第二階段溶液的鹽度低至臨界鹽度時，膨脹使粘土片距離超過相當(dāng)于4個單分子層水的距離時，層間內(nèi)將會產(chǎn)生雙電層排斥使儲層粘土表面水化膨脹。第二階段粘土體積的膨脹率遠遠大于水化膨脹階段，其體積膨脹率有時可達100倍以上，使得儲層的滲透率急劇下降[15]。改變壓裂液鹽度，對儲層巖心進行了6個鹽度、5塊巖心的實驗(圖8)。當(dāng)實驗液體礦化度小于10 000 mg/L時，滲透率的損失率下降明顯，因此保證入井壓裂液礦化度高于10 000 mg/L可以避免鹽敏傷害。

2.2 壓裂液水鎖傷害

致密油儲層孔喉小且連通性差，加之孔隙表面的親水性，當(dāng)含水飽和度很小時，壓裂液濾液處于巖石顆粒表面及孔隙的邊、角狹窄部位，油氣則處在大的易流動的連通網(wǎng)絡(luò)中，而隨著含水飽和度的進一步增大，水相逐漸向孔喉的中心擴展，不斷擠壓氣相的空間，甚至完全占據(jù)較細小的喉道，壓裂液濾液容易進入孔隙喉道，形成儲層的水鎖傷害[16-18]。

圖8 長7致密油儲層鹽敏實驗曲線

采用標準SY/T 5153—1999“油藏巖石潤濕性測定推薦方法”中的實驗方法對長7段18塊巖心進行潤濕性分析。實驗采用煤油和模擬地層水分別進行，模擬地層水參照長慶油田長7地層水配制，實驗溫度為室溫。實驗結(jié)果顯示，水在巖石的表面鋪展，接觸角主要分布在80°～130°；油在巖石的表面不鋪展，接觸角主要分布在10°～30°；儲層潤濕性表現(xiàn)出偏親油特征，從而降低了水相的流動能力。原生水分布于小孔道的顆粒周界附近呈平衡狀態(tài)，一旦壓裂液濾液作為外來水侵入，由于表面張力的作用，水容易進入孔隙。通過核磁實驗結(jié)合離心法，發(fā)現(xiàn)0.1～0.5 μm喉道控制了儲層中60%的可動體流體(圖9)，細小喉道是產(chǎn)生水鎖傷害的主要因素。水鎖增加了壓裂液濾液返排的困難，添加助排劑可以減小壓裂液對儲層潤濕帶來是的水鎖傷害。助排劑主要成分是表面活性劑，能夠降低油氣相與液相之間的表面張力，增大與巖石表面的接觸角，降低流體在儲層孔隙中的毛管力，從而降低采出過程中克服水鎖所需的啟動壓力[19-20]。

2.3 壓裂液殘渣殘膠傷害

壓裂液殘渣與殘膠會在儲層中發(fā)生機械捕集，并相互纏結(jié)使團塊尺寸變大，最終滯留在儲層中堵塞滲流通道和支撐裂縫的孔喉[21-22]，從而造成儲層傷害(圖10)。壓裂液殘渣主要來自于破膠后的稠化劑碎片(如破膠后的殘余壓裂液凍膠膠體)和壓裂液各成分生產(chǎn)和壓裂液配置過程中產(chǎn)生的雜質(zhì)。

圖9 X233井長7段(埋深1 972.3 m)喉道區(qū)間內(nèi)可動流體分布

圖10 長7致密油儲層壓裂液殘膠與殘渣場發(fā)射掃描電鏡圖

長7段致密油儲層主體孔隙半徑范圍為0.5～10 μm，主體喉道半徑范圍為0.3～0.9 μm。對油田常用的羥丙基瓜爾膠壓裂液、羧甲基破膠瓜爾膠壓裂液、黃原膠壓裂液以及聚合物壓裂液破膠液進行粒度分析，壓裂液破膠液殘渣粒徑為2.25～8.39 μm。破膠液微粒尺寸與孔隙尺寸相當(dāng)，而遠大于喉道尺寸。依據(jù)貝雷的1/7“架橋準則”，不同滲透率巖心的損害程度和殘渣顆粒大小、含量、粒徑與巖心孔隙之間有密切的匹配關(guān)系。當(dāng)壓裂液中殘渣粒徑(Df)大于有效孔喉直徑(Dp)時就會形成濾餅傷害；當(dāng)1/7≤Df/Dp≤2/3時，會形成沉積和吸附堵塞；當(dāng)Df/Dp≤1/7時，還會造成橋堵。根據(jù)殘渣粒徑數(shù)據(jù)和孔喉數(shù)據(jù)，對于致密油儲層而言，濾餅傷害、沉積和吸附堵塞與橋堵都存在。使用能夠降低傷害的低濃度植物膠壓裂液、無殘渣的清潔壓裂液和纖維素壓裂液是降低此類傷害的直接方法。

3 結(jié)論

1) 延長組長7段屬于典型的致密油儲層。多種實驗方法綜合評定，該儲層主體孔隙半徑范圍為0.5～10 μm，主體喉道半徑范圍為0.3～0.9 μm。儲層中小喉道占有較大比例，孔喉比較大，大孔隙往往被小喉道所控制，孔喉連通性差。

2) 孔隙喉道狹小，且常以一端敞開的死胡同孔隙存在；孔隙內(nèi)的填隙物使致密油儲集空間減少了80%，連通性降低了90%，加大了孔喉的狹窄程度； 粘土礦物含量高，平均達10%，易于運移和膨脹的伊利石(9%)占比大。

3) 長7段屬于中等偏弱速敏、強水敏傷害的儲層。宜使用粘土穩(wěn)定劑和防膨劑降低傷害。鹽敏實驗證明，入井壓裂液臨界礦化度要高于10 000 mg/L可防止此類傷害。

4) 致密油儲層孔喉小且喉道發(fā)育程度差，加之孔隙表面的親水性，壓裂液濾液容易進入孔隙喉道，形成儲層的水鎖傷害。細小喉道是產(chǎn)生水鎖傷害的主要原因。壓裂液配方中添加助排劑能夠降低油氣相與液相之間的表面張力，從而降低水鎖傷害的影響。

5) 壓裂液殘渣粒徑為2.25～8.39 μm，對于致密油儲層，易產(chǎn)生濾餅、沉積、吸附堵塞和橋堵地等傷害現(xiàn)象。使用低濃度植物膠壓裂液、無殘渣的清潔壓裂液和纖維素壓裂液是降低此類傷害的直接方法。

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(編輯 董 立)

Relationship between characteristics of tight oil reservoirs and fracturing fluid damage：A case from Chang 7 Member of the Triassic Yanchang Fm in Ordos Basin

Wang Minglei1,2,Zhang Sui’an1,Guan Hui2,Liu Yuting2,Guan Baoshan2,Zhang Fudong2,Cui Weixiang2

[1.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249，China；2.LangfangBranchofResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,Langfang,Hebei065007,China]

Fracturing stimulation is the main method for development of tight oil.It can improve reservoir quality,but also can cause damages to reservoirs.Taking the Chang 7 Member of Yanchang Formation in Ordos Basin as an example,the relationship between the characteristics of tight oil reservoirs and fracturing fluid damage is studied based on experimental analysis,such as physical properties of reservoir,casting thin sections,scanning electron microscope(SEM),X-ray diffraction(XRD),rate-controlled mercury penetration,NMR,CT and sensitivity test.The Chang 7 Member is a typical tight oil reservoir in which the content of interstitial materials is as high as 15%.Illite,which is easy to transport and expand,accounts for a large proportion in the interstitial materials; Both pores and pore throats are of micro-nanometer scale,and the pore throats have poor connectivity.Large pores are generally controlled by small throats.The tight oil reservoir of the Chang 7 Member has moderate to weak velocity sensitivity(the damage rate of core permeability is in the range of 0.33-0.48),strong water sensitivity(the damage rate of core permeability is 0.14-0.28),and strong tendency of water blocking.Therefore,clay inhibitors,anti-swelling agents and cleanup additives should be added to the fracturing fluid formula to reduce the damage of fracturing fluid to the reservoir; salt sensitivity damage would occur when the salinity of the fracturing fluid running into the well is lower than 10,000 mg/L; the particle size of the fracturing fluid residue is 2.25-8.39 μm.For tight oil reservoirs,various damages such as filter cakes,sediments,absorption blocking and bridge plug can occur.It is considered through integrated study that using low damage fracturing fluids is the main way to reduce the residual damage.

sensibility,fracturing fluid,reservoir,tight oil,Yanchang Formation,Triassic,Ordos Basin

2015-01-12;

2015-07-07。

王明磊(1981—)，工程師、博士，石油與天然氣地質(zhì)綜合研究。E-mail：Wml69@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項(50430503，2011ZX05007-002)。

0253-9985(2015)05-0848-07

10.11743/ogg20150518

TE348

A