CN106153518B - 致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及非常规致密砂岩油气勘探和开发过程中压裂液损害的评价实验方法，属于油气田开发领域。采用压裂液高压瞬间反向注入岩心，模拟压裂液破裂地层后，裂缝继续延伸过程中压裂液在裂缝中的流动侵入损害；采用高速离心机建立储层原始含水饱和度；在储层原始含水饱和度条件下，采用氮气测试压裂液注入岩心前后渗透率，根据气测渗透率变化率判断压裂液损害程度。本发明充分模拟压裂过程中压裂液的注入方式，采用氮气测试渗透率符合致密砂岩气储层渗流特征，避免了实验驱替压力大、驱替时间长、实验数据误差大等缺点。

Description

致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法
技术领域
本发明涉及非常规致密砂岩油气勘探和开发过程中压裂液损害的评价实验方法，属于油气田开发领域。
背景技术
致密砂岩气其在全球分布范围广、储量巨大，对其进行勘探开发的工艺技术与用于常规油气资源的技术存在密切联系，大部分用于常规油气资源勘探开发的工艺技术也同样可适用于致密砂岩气系统，所以经常也将致密砂岩气称之为“非常规中的常规能源”。其中2010年我国致密砂岩大气田共产气222.5×108m3，占当年全国产气量的23.5％。可见，中国致密砂岩大气田总储量和年总产量已分别约占全国天然气储量和产量的三分之一和四分之一。随着日益增长的能源需求，致密砂岩气对我国油气能源的储备和供应的意义更加重要。
我国定义致密砂岩气为覆压基质条件渗透率≤0.1×10-3μm2的砂岩气层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业气流下线，但在一定经济条件和技术措施下，可以获得工业天然气产能。通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等。实践证明，压裂改造己成为降低单井施工成本，提高油气田整体开发效益的重要技术措施之一。
压裂过程中，液体被泵入井中的速度快于液体在地层中的扩散，使地层压力升高，由压裂液内部压力产生的张性环状应力导致了在井筒中沿轴向破裂地层。因为大多数井是垂直的并且最小应力是最小水平应力，初始的撕裂导致了在地层中形成一条垂直的、平面的裂纹。破裂与早期的裂缝增长暴露出了新的地层面积，液体虑失入地层的速率开始增加。此时，若泵入速率维持在高于液体滤失速率，那么新的造缝将继续扩展与增长。这种增长又使得地层暴露出更多的面积。压裂改造不仅可以解除储层污染，减少地层伤害，还可以在井筒一定范围内产生大量的人工水力裂缝，这些人工水力裂缝在地层中延伸、扩展，相应扩大了井筒，暴露了更多的产层，可使气井产能大幅度提高。
然而致密砂岩气储层具有储层致密、纳-微孔喉、低初始含水饱和度、敏感性矿物富集、裂缝发育等特点。水力压裂过程中，极易发生速敏、水敏、盐敏、水锁以及残渣残胶附着等伤害。而我国现行石油天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》中提出了工作液损害评价方法，该方法使用选择的实验流体测定岩样初始液体渗透率，一般为模拟地层水。在设定的实验条件下，将工作液注入岩心。工作液注入岩心的方向、注入倍数以及岩样与工作液接触时间依据工作液的性质决定。最后使用选择的实验流体测定工作液注入后岩心的渗透率。以工作液注入前后岩样渗透率差与初始渗透率比值作为工作液评价指数。
但针对致密砂岩气储层压裂液损害评价，现行行业标准存在不合理之处：1)现行行业标准主要参考油藏评价方法，以液相作为驱替介质。但液相在致密砂岩气储层中渗流粘滞阻力大，导致实验压差大、耗时长、数据不可靠等，同时液相评价也不符合致密砂岩气地层渗流特征；2)行业标准采用工作液驱替岩心。而实际压裂过程中，通过快速地将压裂液泵入井筒内，使得压裂液泵入速度快于压裂液在地层中的滤失速度，压裂液内部压力产生的张性环状应力导致井筒中沿轴向撕裂地层，并持续的泵入压裂液使新的造缝继续扩展与增长。压裂液撕裂地层过程中，地层可能会受到压裂液的复合型伤害，包括速敏、盐/水敏、水锁、聚合物堵塞和不配伍沉淀等伤害。
压裂液损害评价是致密砂岩气合理开发与储层保护的技术基础，也是油气田开发这个系统工程中很重要的一个环节。然而，当前行业标准的评价方法不能完全适用于致密砂岩气的开发需要，形成针对致密储层的压裂液损害评价方法对致密砂岩气储层保护以及经济开发具有重要意义。
发明内容
针对上述问题，为克服现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种致密砂岩气储层压裂液损害评价实验新方法，该方法采用高速离心机建立储层原始含水饱和度；通过对压裂液加压，使高压压裂液瞬间反向侵入岩心来模拟实际压裂过程中压裂液的瞬间撕裂地层；采用氮气作为测试渗透率的介质，根据气测渗透率变化率判断压裂液损害程度。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法，包括如下步骤：
S1、沿井底压裂方向取岩心，岩心直径为1英寸或1.5英寸，长度不小于直径的1.5倍；取出岩心进行切割，保持岩样端面与柱面平整，岩心井底压裂方向的反方向为实验测试的正方向；岩心进行清洗处理，去除残留的油渍和盐渍；对清洗后的岩心烘干处理后，称岩心干重G0；
S2、岩心放入真空-高压饱和装置，真空室抽真空不小于12h，保持真空压力小于-0.09MPa，将脱气后的模拟地层水放入真空室内浸没岩心，并继续抽真空不小于2h，再采用加压装置对饱和岩心维持高压不小于12h，饱和压力不小于25MPa；加压饱和使模拟地层水进入连通不好的孔隙空间和未发生自发吸入的孔隙为止；
S3、采用高速离心机离心岩心建立储层原始含水饱和度，离心转速为恒速10000r/min，离心过程中每10min调换岩心方向再离心，保证流体分布均匀；每次离心后称岩心重量Gj，通过岩心干重G0、离心前岩心初始重量Gw和每次离心后岩心称重Gj，计算岩心含水饱和度Swj，计算公式为：
Swj＝(Gj-G0)/(Gw-G0)×100％；
直至计算出离心后岩心含水饱和度Swj达到储层原始含水饱和度Swi；若缺乏致密砂岩气储层原始含水饱和度资料，采用含水饱和度30％为储层原始含水饱和度Swi；达到目标含水饱和度后，使用氮气正向驱替岩心，测试在储层原始含水饱和度Swi下的气体渗透率Kg1；
S4、利用高压加压装置对中间容器内的压裂液进行加压，当中间容器内压力达到裂缝内净压力Pnet，裂缝净压力使裂缝张开与延伸。打开利用高压加压装置开关，使高压压裂液瞬间反向侵入岩心；压裂液使裂缝延伸的净压力根据现场施工参数计算，公式如下：
Pnet＝Pf+δc
其中，Pnet：裂缝内的净压力，MPa；Pf：裂缝内的压力，MPa；δc：裂缝闭合压力，MPa。
S5、压裂液侵入岩心后，密闭放置在岩心夹持器内，使用恒温箱模拟储层温度加热破胶压裂液；再利用离心法反排破胶后的压裂液，离心后的含水饱和度达到储层原始含水饱和度Swi；
S6、采用高速离心机离心反排破胶后压裂液，岩心离心方向为正向，离心转速为恒速10000r/min；直至离心后岩心含水饱和度Swj达到储层原始含水饱和度Swi，氮气正向驱替岩心测试在储层原始含水饱和度Swi下的气体渗透率Kg2；
S7、根据Kg1、Kg2计算岩心反排压裂液后的渗透率变化率Rd，评价压裂液损害程度。
在步骤S3中，采用离心法建立储层原始含水饱和度，能避免常规的气驱水在建立含水饱和度过程中，岩心内水份挥发的问题，不会导致盐析堵塞孔隙、渗透率损害加大；在储层原始含水饱和度条件下，采用氮气正向驱替测试高压压裂液瞬间进入岩心前后渗透率变化，避免了行业标准采用液测评价会导致实验压差大、耗时长、数据不可靠的问题；并且在储层原始含水饱和度条件下，气测渗透率接近储层原始条件渗流特征。
进一步的，所述步骤S5中，压裂液破胶温度为储层温度，储层温度小于等于100℃时，以储层实际温度作为破胶温度进行破胶；储层温度大于100℃时，以95℃破胶温度进行破胶；破胶时间按配方提供时间或施工工艺设计要求时间进行；采用高速离心机离心反排破胶后压裂液，岩心反向驱替方向指向离心中心，离心转速为恒速10000r/min。
进一步的，在步骤S7中，评价压裂液损害程度计算公式如下：
Rd＝(Kg1-Kg2)/Kg1×100％；
岩心损害程度评价标准为：
本发明提供的致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法，有益之处在于：
(1)该方法采用氮气测试压裂液注入前后渗透率特征，具有实验测试压力小、周期短，数据稳定等优点；同时，氮气测试渗透率评价压裂液损害程度符合致密砂岩气储层渗流特征；
(2)本发明采用离心法建立储层原始含水饱和度，并且在原始含水饱和度条件下测试岩心渗透率。避免了常规气驱建立含水饱和度容易盐析结晶堵塞孔喉，增大损害评价结果；在储层含有原始饱和度条件下的岩心气相渗透率不同于单一气相或液相渗透率，含油原始饱和度条件下的岩心气相渗透率更加贴近储层原始条件；
(3)该方法充分模拟高压压裂液瞬间撕裂地层，使得储层压裂过程中各种损害在室内评价过程中体现出来，实现更为精确地评价压裂液损害程度。
附图说明
图1为本发明的实验流程图；
图2为本发明实施例的抽空-高压饱和装置结构示意图；
图3为本发明实施例的渗透率测试仪装置结构示意图；
图4为本发明实施例的高压驱替及破胶装置。
图中：11-高压加压装置，12-高压压力表，13-开关一，14-真空泵，15-压力表一，16-开关二，17-中间容器一，18-开关三，19-加压釜体；
21-氮气瓶，22-减压阀，23-岩心夹持器，24-围压泵一，25-压力表二，26-液膜图像采集器，27-液膜；
31-压裂液加压装置，32-围压泵二，33-中间容器二，34-压力表三，35-开关四，36-岩心夹持器二，37-恒温箱。
具体实施方式
下面结合附图中的实施例对本发明作进一步的详细说明，但并不构成对本发明的任何限制。
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例：
如图1所示，以克拉苏气田致密砂岩岩心为例，根据试井资料，储层原始含水饱和度为27％。选取两块岩性、物性相近的致密砂岩岩心，用本发明的方法进行压裂液损害实验评价。
实验对象A7号干岩心气测渗透率为0.00644mD，A22号干岩心气测渗透率为0.00319mD，该地区地层水矿化度为193900mg/L，储层温度为192℃。评价实验采用胍胶压裂液，胍胶浓度为0.45％。压裂液破胶温度为95℃，破胶时间8h，破胶后粘度为2.8mpa·s。
实施步骤S1，沿井底压裂方向取心，取心直径为1英寸，长度大于直径的1.5倍；取出岩心进行切割，保持岩样端面与柱面平整；采用甲醇等试剂进行洗油洗盐处理；
实施步骤S2，岩心放入抽空-高压饱和装置的加压釜体19，还包括高压加压装置11，高压压力表12，开关一13，真空泵14，压力表一15，开关二16，中间容器一17，开关三18；如图2所示，打开开关三18，关闭开关一13和开关二16，利用真空泵14抽真空12h以上，保持真空压力小于-0.09Mpa。打开开关二16，将中间容器一17中脱气后的模拟地层水放入真空室内浸没岩心，关闭开关三18，并继续抽真空2h以上。关闭开关二16，采用高压加压装置11对饱和岩心保持24h以上的高压，饱和压力大于25MPa；
实施步骤S3，采用高速离心机离心岩心建立储层原始含水饱和度30％，离心转速为恒速10000r/min，离心过程中每10min调换岩心方向再离心，保证流体分布均匀，直至离心后岩心含水饱和度达到储层原始含水饱和度27％。如图3，利用气测渗透率仪测试岩心渗透率，渗透率测试仪装置包括氮气瓶21，减压阀22，岩心夹持器23，围压泵一24，压力表二25，液膜图像采集器26，液膜27；。氮气正向驱替岩心测试在含水饱和度27％条件下的气体渗透率Kg1；A7和A22号岩心气测渗透率分别为0.000441mD和0.000411mD。
实施步骤S4，利用高压加压装置对中间容器内的压裂液进行加压，如图4所示，高压驱替及破胶装置，包括压裂液加压装置31，围压泵二32，中间容器二33，压力表三34，开关四35，岩心夹持器二36，恒温箱37。关闭开关四35，利用压裂液加压装置31对中间容器二33内压裂液加压，使得中间容器二33内的压裂液压力达到裂缝延伸地面压力，根据施工参数计算裂缝延伸地面压力为13.2MPa。打开开关四35，使高压压裂液瞬间反向侵入岩心夹持器二36内的岩心；
实施步骤S5，如图4所示，压裂液侵入后岩心后，关闭开关四35，密闭放置在岩心夹持器二36内，使用恒温箱37模拟加热破胶压裂液，压裂液破胶温度为95℃，破胶时间8h；
实施步骤S6，采用高速离心机离心反排破胶后压裂液，岩心离心方向为正向(即岩心反向驱替方向指向离心中心)，离心转速为恒速10000r/min。使岩样含水饱和度达到地层原始含水饱和度27％，氮气正向驱替岩心测试在含水饱和度27％条件下的气体渗透率Kg2；A7和A22号岩心气测渗透率分别为0.000296mD和0.000314mD。
实施步骤S7、根据Kg1、Kg2计算岩心反排压裂液后的渗透率变化率Rd，评价压裂液损害程度。
Rd＝(Kg1-Kg2)/Kg1×100％；
岩心损害程度评价标准为：
实验结果见下表1，A7号岩心压裂液渗透率损害为32.88％，损害程度中等偏弱；A22号岩心压裂液渗透率损害为23.60％，损害程度弱；
表1压裂液损害评价实验结果
通过以上测试，本发明提供的压裂液伤害的评价实验方法符合原地储层渗流特征；采用氮气测试渗透率，实验压差小、耗时短、数据可靠；压裂液注入压力大，能充分模拟高压压裂液瞬间破裂地层；能模拟真实压裂过程，实现储层压裂过程中各种伤害都会表现出来，实现更为精确地评价压裂液损害程度。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，本发明并不局限于上述方式，在不脱离本发明原理的前提下，还能进一步改进，这些改进也应视为本发明的保护范围。

Claims (3)

1.致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、沿井底压裂方向取岩心，岩心直径为1英寸或1.5英寸，长度不小于直径的1.5倍；取出岩心进行切割，保持岩样端面与柱面平整，岩心井底压裂方向的反方向为实验测试的正方向；岩心进行清洗处理，去除残留的油渍和盐渍；对清洗后的岩心烘干处理后，称岩心干重G0；
S2、岩心放入真空-高压饱和装置，真空室抽真空不小于12h，保持真空压力小于-0.09MPa，将脱气后的模拟地层水放入真空室内浸没岩心，并继续抽真空不小于2h，再采用加压装置对饱和岩心维持高压不小于12h，饱和压力不小于25MPa；加压饱和使模拟地层水进入连通不好的孔隙空间和未发生自发吸入的孔隙为止；
S3、采用高速离心机离心岩心建立储层原始含水饱和度，离心转速为恒速10000r/min，离心过程中每10min调换岩心方向再离心，保证流体分布均匀；每次离心后称岩心重量Gj，通过岩心干重G0、离心前岩心初始重量Gw和每次离心后岩心称重Gj，计算岩心含水饱和度Swj，计算公式为：
Swj＝(Gj-G0)/(Gw-G0)×100％；
直至计算出离心后岩心含水饱和度Swj达到储层原始含水饱和度Swi；若缺乏致密砂岩气储层原始含水饱和度资料，采用含水饱和度30％为储层原始含水饱和度Swi；达到目标含水饱和度后，使用氮气正向驱替岩心，测试在储层原始含水饱和度Swi下的气体渗透率Kg1；
S4、利用高压加压装置对中间容器内的压裂液进行加压，当中间容器内压力达到裂缝内净压力Pnet，裂缝净压力使裂缝张开与延伸，打开利用高压加压装置开关，使高压压裂液瞬间反向侵入岩心；压裂液使裂缝延伸的净压力根据现场施工参数计算，公式如下：
Pnet＝Pf+δc
其中，Pnet：裂缝内的净压力，MPa；Pf：裂缝内的压力，MPa；δc：裂缝闭合压力，Mpa；
S5、压裂液侵入岩心后，密闭放置在岩心夹持器内，使用恒温箱模拟储层温度加热破胶压裂液；再利用离心法反排破胶后的压裂液，离心后的含水饱和度达到储层原始含水饱和度Swi；
S6、采用高速离心机离心反排破胶后压裂液，岩心离心方向为正向，离心转速为恒速10000r/min；直至离心后岩心含水饱和度Swj达到储层原始含水饱和度Swi，氮气正向驱替岩心测试在储层原始含水饱和度Swi下的气体渗透率Kg2；
S7、根据Kg1、Kg2计算岩心反排压裂液后的渗透率变化率Rd，评价压裂液损害程度。
2.根据权利要求1所述的致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法，其特征在于，所述步骤S5中，压裂液破胶温度为储层温度，储层温度小于等于100℃时，以储层实际温度作为破胶温度进行破胶；储层温度大于100℃时，以95℃破胶温度进行破胶；破胶时间按配方提供时间或施工工艺设计要求时间进行；采用高速离心机离心反排破胶后压裂液，岩心反向驱替方向指向离心中心，离心转速为恒速10000r/min。
3.根据权利要求1所述的致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法，其特征在于，所述步骤S7中，评价压裂液损害程度计算公式如下：
Rd＝(Kg1-Kg2)/Kg1×100％；
岩心损害程度评价标准为：
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