SPE 101127翻译

英文文献翻译
SPE 101127
压裂液引起的煤层气藏储层损害
Z. Chen, N. Khaja, SPE, K.L. Valencia, SPE, and S.S. Rahman, SPE, The U. of New South Wales
摘要：本文提出了不同压裂液体系对典型煤层气藏渗透率减小的实验研究结果。

这些压裂液系统包括常规的凝胶液(线性和交联凝胶液)，还有带有表面活性剂和粘弹性流体的凝胶系统。

在模拟气藏条件下通过对煤岩实施一系列的流体测试得出渗透率减小是由于基质膨胀以及凝胶堵塞割理。

测试包括不同压裂液和表面活性剂在煤岩表面的流动性为，以及基质膨胀和压裂液造成的裂缝和割理的堵塞程度。

这些测试结果表明由于基质膨胀而引起的渗透率减小是高度不可逆的，通过向压裂液中加入某种类型的盐（如Kcl）可以使这些不可逆的损害降低到一个可能的范围。

线性和交联型凝胶都能使煤层气藏的渗透率严重下降（大约70%）。

在凝胶液中加入Kcl和某种类型的表面活性剂能最大限度的改善凝胶液性能。

然而，渗透率减小值可能高达60%。

另一方面，应用粘弹性流体系统渗透率减小值可以低至20%到30%。

这就意味着粘弹性流体系统在减小渗透率损害方面有很好的潜力，同时还可以提高煤层气藏的排水效率从而提高产量。

前言：
为了提高产量，煤层气藏通常使用的增产措施是水力压裂并加入凝胶支撑剂，包括聚合物，表面活性剂，和其他的化学剂。

使用凝胶压裂可能会通过滤液侵入伤害气藏。

在煤层气藏中使用水力压裂方法对储层的损害有两个主要机理，及其他次要因素。

渗透率减小是由于基质膨胀以及割理堵塞。

煤岩储层通常含有一定量的粘土组分，例如蒙脱石，伊利石，高岭石，方解石，绿泥石等，这些粘土组分可以与水基压裂液中的滤液发生反应，导致基质膨胀，因此会使渗透率发生相对较大的减小。

这种由于吸附膨胀而造成的渗透率的减小是高度不可逆的。

煤层气藏具有双重孔隙结构，即基质微孔和又名割理的天然裂缝网络。

尽管割理具有很小的孔隙度，但它们是煤层间渗流的独一无二的通道，因此，煤岩渗透率很容易因为凝胶液堵塞割理造成损害。

为了把在水力压裂过程中基质膨胀造成的渗透率损害减到最小值，最常用的
方法是在压裂基液中加入表面活性剂和盐类黏土稳定剂，Kcl是常用的盐类。

Kcl 的用量根据储层条件而定。

在这项研究中，为了评价压裂液基液使渗透率减小值和决定Kcl的用量对煤岩样品做了一系列的水敏试验。

为了把在水力压裂过程中凝胶液堵塞割理造成的渗透率损害减到最小值，可以在压裂液中加入某种表面活性剂以改善凝胶液的性能，从而提高排水才气效率。

我们知道表面张力和接触角对孔隙中由于液体产生的毛细管力有很大影响。

在煤层气藏中，浸入压裂液在排水或生产过程中提供很大流动阻力而且很难恢复。

表面活性剂的加入大体上是为了改善岩石表面物性，降低压裂液界面张力，提高低压气藏的液体返排率。

在这项研究中，大量的表面活性剂通过评价其表面化学特性进行审查，还在岩样上做了流动实验。

最近几年，一种新型的无聚合物压裂液已开发。

这种类型压裂液的形成是在盐溶液中加入粘弹性表面活性剂（VES）产生足够高的粘度运送支撑剂。

压裂施工后压裂液与油气接触以及被地层流体稀释后粘度降低。

因此，它比较容易清理，而且形成压裂液伤害预计将减少。

多种表面活性剂的可用于配制粘弹性流体，其中包括阴离子表面活性剂，阳离子表面活性剂和两性表面活性剂（沙利文等，2006）。

在这项研究中测试的VES 流体用AromoxAPA-T表面活性剂。

AromoxAPA-T是一种脂氧化胺，在酸溶液中充当阳离子表面活性剂作用。

然而在中性或碱性溶液中胺氧化物基本上都是非离子型。

当与水混合时表面活性剂被盐激活形成蠕虫状胶束。

这些胶束形成一个拉长的高度纠缠的网络聚合，从而产生高粘度，显著的剪切变稀和弹性溶解在较低的表面活性剂浓度。

一旦与油气接触这些胶束就恢复到粘度接近水的球形微乳液。

（(Ek, 2002; Boek et al, 2002）。

在这项研究中，这种新型压裂液也对煤样进行测试。

这项研究的主要目的是调查什么程度的凝胶压裂液影响煤层的渗透率，表面活性剂是否可提高凝胶清理能力以及无聚合物压裂液如何有效的减少渗透率伤害。

方法和测试步骤
水敏性分析：水敏性分析的目的是确定临界盐度把渗透率损害减到最小值。

这是通过与不同浓度Kcl溶液接触引起煤岩基质吸附膨胀而造成渗透率下降程度而实现的。

水敏性分析是用液体渗透仪对煤样进行流量测试。

首先对岩样抽真空饱和高浓度Kcl溶液（5%）.然后单独加入浓度依次递减的Kcl溶液（4%，3%，2%）。

在注入Kcl溶液的过程中要测量煤样的渗透率。

表面化学评估：表面化学评估是为了筛选表面活性剂而进行的。

测试内容包括测
量接触角和界面张力。

固着液滴法，一种光学接触角技术是用来估计固体表面局限区域的润湿性，测量接触角。

CAHN DCA 322动态接触角分析仪是用来测定表面张力的。

煤样的制备：用金刚锯把煤样切成薄片状，然后用砂纸和清洁用甲醇把薄片重叠起来保存在真空干燥器中防止测试前受到污染。

接触角的测定：接触角说明液滴附着于煤样表面的形状。

当高界面张力的液体滴到低表面能的固体表面，液体的表面张力将使液滴形成球形（最低能量的形状）。

这项测试提供了液体界面张力和固体表面结合能的信息。

测量接触角设备的示意图如图1所示。

它包含一个光源，一个微小的数码相机，多方向可调的视角和数据分析系统。

“整个测试温度恒定在22°C。

要测量接触角，把液滴放置在煤岩表面，然后拍照和分析。

测量表面张力：表面张力是液体的性质，它是由不平衡分子达到或接近表面时的凝聚力产生的，它作用的结果使表面趋于缩小且与拉伸粘弹性膜有类似的属性。

这个用来测定表面张力的设备叫CAHN 322动态接触角分析仪(DCA)。

表面张力的测量基于表面液体相互作用力的测量。

压裂液岩心流量测试：
煤样的制备：在一个典型的煤层气藏中取出长120mm，直径100mm的圆柱状岩心柱塞。

柱塞的端面进行研磨以获得平行面。

所有样品在测试前抽真空。

在饱和前后测量岩样的重量以获得岩样孔隙体积。

岩心流量测试设备：在岩心样品上进行流量测试，测试装置如下图2
设计一个可容纳直径为100mm岩心样品的hassler型岩心夹持器。

岩心夹持器在不同覆/围压下可容纳一个高达150毫米圆柱形的岩心样品，这是保压泵的调整功能。

在上游和下游的压力传感器是用来衡量整个岩心样本的压降和连接数据分析仪。

当测量液体渗透率时，流量通过上游的压力控制并时刻通过质量流量计监测。

当测量气体渗透率时，气体湿度控制系统在N2流过样品前在上游对其加湿（50%）.流量通过在下游的气体流量计测量。

整个测试过程中围压控制在300磅有效围压。

压裂液体系岩心流量测试，基本的实验步骤如下：
•测量渗透率的基准线是流过10孔隙体积的4%Kcl溶液（水敏性分析试验确定）
•测量气体渗透性是通过用润氮气冲洗孔隙体积;
•重新用4%Kcl溶液和样品流过2孔隙体积的压裂液
•流过10孔隙体积的4%Kcl溶液测量渗透率恢复情况
•流过50孔隙体积的湿润N2测量气体渗透率恢复情况
为了评估不同压裂液系统对渗透率的伤害，要准备一个煤层的多个岩心柱塞并且用线性凝胶，交联凝胶，表面活性剂和粘弹性流体其中一种对每个柱塞进行测试。

结果和讨论
水敏性分析：水敏性分析实验在多个煤岩样品上进行。

一项典型的测试结果见下图
结果显示了渗透率损害发生在低Kcl溶液时候。

用清水冲洗之后再用4%Kcl溶液反向冲洗仅仅能恢复非常有限的渗透率，这意味着由于和清水接触基质膨胀而造成的渗透率损害是不可恢复的。

为了把基质孔隙膨胀造成的渗透率损害减到最小值，少量的4%Kcl溶液要加如压裂液中。

因此，在这项研究中4%Kcl溶液被用于配制压裂液。

表面化学评估：表面化学评估用不同气体流体系统在岩样上做实验。

一系列的表面活性剂被应用，包括OMC 854.。

两种凝胶液，线型凝胶，交联型凝胶加入或不加表面活性剂，一种粘弹性流体也在岩样上做了测试（基液+6% Aromox APA-T）。

部分结果在表格1
结果表明在基液中加入0.5%表面活性剂和凝胶液表面张力和接触角都减小。

加入OMC 854可以得到最小的表面张力。

因此，OMC 854被用来做后面的流动测试。

粘弹性流体也有低的表面张力它的接触角能够从100度（基液）减小到40度。

压裂液体系岩心流量测试：线型和交联型根据最基本的商业标准制备，1000ml 基液（4%Kcl）需加入次氯酸钙杀菌，然后加入2.4克瓜尔豆胶，（相当于20磅/1000加仑），线型凝胶还要用酶作为破胶剂。

对于交联型凝胶液，过硫酸钾作为交联剂，TEA作为破胶剂，2%苛性碱作为催化剂。

凝胶液放在50度的烤箱中破胶。

充分破胶的凝胶液经压滤机过滤，滤液用来做流量测试。

粘弹性流体的配制是加6% Aromox APA-T 到4% Kcl溶液中，还要2%汽油作为破胶剂。

线型和交联型凝胶液的流量测试：线型和交联型凝胶液的流量测试在煤层A岩样上进行。

岩样1用线型凝胶液测试，测试结果呈现在下图4和图5.
结果显示了线型凝胶液对岩样渗透率造成很大伤害。

加入4% KCl（5孔隙体积）
溶液反向冲洗和加入湿的N2后（50孔隙体积），分别有32%的最初液体渗透率和33%的最初气体渗透率恢复。

岩样2用交联型凝胶液做实验，实验结果如下图6和图7中。

结果显示交联凝胶液也对岩样渗透率造成很大伤害。

加入4% Kcl（5孔隙体积）溶液反向冲洗和加入湿的N2后（50孔隙体积），分别有43%的最初液体渗透率
和55%的最初气体渗透率恢复。

为了比较压裂液对渗透率的伤害程度，在使用线型和交联型凝胶液后的液测和气侧渗透率恢复情况如下图8.
结果表明线型凝胶比交联型凝胶的伤害性大。

考虑到交联型凝胶有更好的支撑能力并广泛应用于工业生产，它被选择做后面的岩心流量试验，并加入OMC 854表面活性剂。

交联型凝胶流量测试：为了确定表面活性剂的作用，仅仅用交联型凝胶和加入OMC 854 分别在同一煤层的两个岩样上做实验。

两个实验结果对比表明表面活性剂能改善凝胶。

下图表格2总结了所有岩样的渗透率恢复情况。

实验表明在交联型凝胶加入OMC 854对大多岩样能改善凝胶性能，也就是说，比仅仅使用交联型凝胶渗透率恢复效果好。

不同的案例是从煤层A和F取出的岩样，加入0.5% OMC 854煤样A 反映更低的气侧渗透率，F反映出低的液测渗透率，从煤层C取出的岩样能最大限度的恢复渗透率，其中气测恢复增加27.6%，液测恢复增加11.9%。

对于其他煤层，渗透率恢复小于10%。

这个结果说明了在聚合物基液中加入表面活性剂对于清理聚合物残渣方面作用不大。

粘弹性流体流量测试：粘弹性流体流量测试在煤层B的岩样6和煤层F的岩样15上进行。

结果在上图表格2中体现。

分别使用交联型和粘弹性流体在两个岩样上渗透率恢复情况对比结果如下图9和图10.
结果表明在煤层B岩样6上用粘弹性流体测试后用4% Kcl（5孔隙体积）溶液反向冲洗，74.1%的最初渗透率恢复，这比交联型凝胶液（25.8%）和交联型凝胶加OMC 854（29.1）的恢复率都高。

用粘弹性流体测试后用湿N2（50孔隙体积）反向冲洗，42.1%的最初气测渗透率恢复，这比交联型凝胶液（36.2%）和交联型凝胶加OMC 854（38.7%）的恢复率都高。

煤层F岩样15流量实验表明63.9%的最初液测渗透率和26.5%的最初气测渗透率恢复。

相比交联型凝胶液（31.2%的最初液测渗透率和26.7%的最初气测渗透率恢复）和交联型凝胶加OMC 854（31.1%的最初液测渗透率和36%的最初气测渗透率恢复）的渗透率恢复情况，很清楚的看到，粘弹性流体与交联型凝胶液有很高的液测渗透率恢复值，值得注意的是，它对于气测渗透率的恢复影响不大。

结论：实验研究表明线型和交联型凝胶液都会对煤层岩样的渗透率造成很大伤害。

在交联型凝胶液中加入表面活性剂在清除聚合物基压裂液残渣时产生边缘效应。

在增产措施之后粘弹性流体比交联型凝胶液更容易被清除。

参考文献：
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