强水敏致密砾岩储层压裂液侵入伤害实验

引用本文

刘赛, 娄清香, 刘雯雯, 等. 强水敏致密砾岩储层压裂液侵入伤害实验. 岩性油气藏, 2025, 37(4): 192-200, doi: 10.12108/yxyqc.20250418.

LIU Sai, LOU Qingxiang, LIU Wenwen, et al. Experiment on damage of fracturing fluid in strong water-sensitive tight conglomerate reservoir. Lithologic Reservoirs, 2025, 37(4): 192-200, doi: 10.12108/yxyqc.20250418.

强水敏致密砾岩储层压裂液侵入伤害实验

刘赛^1,2,3, 娄清香^1,2,3, 刘雯雯^1,2,3, 魏云^1,2,3, 周浩^1,2,3, 时凤^1,2,3

1. 中国石油砾岩油气藏勘探开发重点实验室, 新疆克拉玛依 834000;
2. 新疆维吾尔自治区砾岩油藏重点实验室, 新疆克拉玛依 834000;
3. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院, 新疆克拉玛依 834000

收稿日期: 2024-07-29; 修回日期: 2024-09-27; 网络首发日期: 2025-03-21

基金项目: 新疆维吾尔自治区重点实验室开放性课题“致密砾岩油藏CO₂驱提高采收率与埋存机理实验研究”（编号：2020D04045）资助

作者简介: 刘赛（1989-），女，硕士，高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：（834000）新疆维吾尔自治区克拉玛依市克拉玛依区准噶尔路29号实验检测研究院。Email：826864729@qq.com.

摘要: 通过长岩心、常规岩心驱替实验与核磁共振相结合的联测方式对强水敏致密砂砾岩储层液阻伤害距离、影响因素及压裂液侵入地层后储层伤害规律进行了研究，并建立了可对液阻伤害程度进行定量预测的多元非线性回归预测模型。研究结果表明：①储层物性对液阻伤害距离起决定性作用，渗透率越小液阻伤害距离越小，越容易导致储层伤害，渗透率相当时，含砾粗砂岩岩心比含砾细砂岩岩心更容易产生液阻伤害，但差距较小，压裂液侵入地层后具有明显的“三带”特征，即压入液阻带、渗吸液阻带、原始地层带，其中“压入液阻带”是控制液阻伤害程度的主要因素。②物性、岩性及膨胀性黏土矿物含量共同控制了致密砾岩储层液阻伤害时变性的判值，同类复模态砂砾岩岩心渗透率越小，液阻伤害时变性判值越接近1，双模态含砾粗砂岩岩心初期液阻伤害率较高，焖井后缓解，双模态含砾细砂岩岩心初期损害率较低，焖井后升高，黏土矿物含量较高的岩心损害率时变性向1靠近。③液阻伤害程度与孔隙度、渗透率、黏土矿物含量的多元非线性回归预测模型的准确率大于80%，当油田勘探开发过程中缺少岩心样品或难以进行室内驱替模拟实验时，该模型可进行液阻伤害程度的定量预测。

关键词: 强水敏致密砾岩压裂液侵入液阻伤害物性岩性黏土矿物含量岩心驱替实验核磁共振实验定量预测模型

Experiment on damage of fracturing fluid in strong water-sensitive tight conglomerate reservoir

LIU Sai^1,2,3, LOU Qingxiang^1,2,3, LIU Wenwen^1,2,3, WEI Yun^1,2,3, ZHOU Hao^1,2,3, SHI Feng^1,2,3

1. Key Laboratory of Conglomerate Reservoir Exploration and Development, CNPC, Karamay 834000, Xinjiang, China;
2. Xinjiang Key Laboratory of Petroleum Reservoir in Conglomerate, Karamay 834000, Xinjiang, China;
3. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China

Abstract: The distance and influencing factors of fluid resistance damage in strong water sensitive tight glutenite reservoirs, as well as the reservoir damage pattern after fracturing fluid invasion, were simulated and studied through a combined measurement method of long core, conventional core displacement experiments, and nuclear magnetic resonance. Based on the experiment, a multivariate nonlinear regression prediction model was established to quantitatively predict the degree of fluid resistance damage. The results show that: (1) Reservoir properties play a decisive role in the distance of liquid resistance damage. The lower the permeability, the smaller the distance of liquid resistance damage, and the more likely it is to cause reservoir damage. When the permeability is the same, gravel bearing coarse sandstone cores are more prone to liquid resistance damage than gravel bearing fine sandstone cores, but the difference is small. After fracturing fluid invades the formation, it has obvious"three zones"characteristics, such as"pressing into the liquid resistance zone", "imbibition resistance zone", and"original stratigraphic zone". And "pressing into the liquid resistance zone" is the main factor controlling the degree of liquid resistance damage. (2) The physical properties, lithology, and content of expansive clay minerals together constitute threshold that determines the variability of liquid resistance damage in tight conglomerate reservoirs. The lower the permeability of similar multimodal sandstone cores, the closer the variability threshold of liquid resistance damage is near 1. The initial liquid resistance damage rate of bimodal gravel coarse sandstone cores is higher, which is relieved after soaking, and the initial damage rate of bimodal gravel fine sandstone cores is lower, which increases after soaking. The damage rate of cores with higher clay mineral content tends to shift towards 1. (3) The accuracy of the established multiple nonlinear regression prediction model for the degree of liquid resistance damage and porosity, permeability, and clay mineral content is greater than 80%, this model can be used for quantitative prediction of the degree of liquid resistance damage in oilfield exploration and development processes when there is a lack of core samples or when indoor displacement simulation experiments are difficult to conduct.

Key words: strong water sensitive dense conglomerate fracturing fluid intrusion fluid resistance damage physical properties lithology content of clay minerals core displacement experiments nuclear magnetic resonance test quantitative prediction model

0 引言

准噶尔盆地玛湖凹陷MH1井区为重力流成因的致密砾岩储层，泥质含量高，储层潜在水敏性强；同时，重力流物源供给为无序伊蒙混层的转化提供了物质基础，碎屑组成凝灰岩含量高，质量分数大于80%，大量的凝灰岩岩屑容易转化为蒙脱石，并进一步转化为无序伊蒙混层，加剧了储层的潜在伤害^[1]。MH1井区开展了大量（92组）储层敏感性流动实验，模拟地层水、次地层水、蒸馏水驱替实验后，渗透率损害率为71%~96%，部分样品浸泡时泡散，水敏程度评价为强—极强^[2]。MH1井区大多采用水平井体积压裂为主的开发技术手段，具有产量和压力快速递减、单井评估最终可采储量小、效益差等特征。因此，储层改造过程中外来流体对储层深部的影响不可忽视^[3]。

传统的压裂液伤害评价标准^[4-6]主要是对压裂液自身的性能进行分析，评价流体作用前后岩心渗透率的变化及岩心样品的膨胀体积^[7]。压裂液伤害大多采用常规岩心（直径φ =2.5 cm、长度L=5.0 cm）开展流动实验，或采用膨胀高度实验，分析岩心块浸泡不同压裂液的膨胀高度^[8]。这些方法难以真实模拟裂缝端面向地层深处延伸的伤害规律，另外，在评价压裂液伤害影响因素时，大多采用单因素分析法，难以预测多因素的综合作用。以往有关核磁共振在驱替应用测试方面的研究主要集中在两相驱油效率、储层伤害前后孔隙度、渗透率变化程度等方面^[9]，未充分考虑不同位置的伤害程度，且没有系统研究不同阶段微观孔喉内油水两相的变化规律及原因。

根据长岩心压裂液伤害物理模型，夹持器与岩心端面模拟裂缝，长岩心模拟地层，模拟裂缝端面向地层深处延伸的伤害规律。采用驱替实验与核磁共振相结合，分析压裂液驱替过程中压力的变化情况及孔喉动用规律，划分伤害区域。基于核磁共振图谱系统分析液体压入、封存等过程中不同尺度孔喉内油水两相的变化规律及原因。选取不同岩性、物性、黏土矿物含量的岩心进行对比实验，分析液阻伤害因素，建立多因素影响的液阻伤害模型，定量预测液阻损害程度，以期为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩储层压裂设计、优化开采方案提供实验支撑。

1 实验原理、装置及方法 1.1 实验原理

液阻损害是指在驱替过程中，由于孔喉渗流通道内壁上矿物组分不同、润湿性不同、润湿相/非润湿相/岩石界面张力不同而产生毛管阻力，导致油相渗流通道阻塞的现象^[10]。同时，若油气藏岩石润湿性为强亲水时，多相流体间的润湿性差异更大，当油藏深处油气向井底运移时，毛细管力成为油气驱水的主要阻力，压裂过程中外来流体侵入储层的水基压裂液堵在孔喉处不易排出，导致了对储层的水锁损害^[11-12]。

1.2 实验装置及材料

实验装置采用耐酸长岩心梯度流动试验仪（夹持器耐环压为40 MPa，驱替压力为32 MPa，流量为0.01~10.00 ml/min，工作温度最高可达150 ℃）（图 1）和纽迈大孔径成像分析仪（3种探头直径分别为2.5 cm，3.8 cm和10.0 cm，长度为10.0 cm，磁感应强度B₀为0.3 T，共振频率为12.75 MHz，探头回波时间TE最短为60 μs）进行核磁共振岩心T₂谱测定。

下载原图图 1 长岩心驱替液阻伤害实验设备及流程 Fig. 1 Experiment equipment and flow chart of long core displacement liquid resistance damage

常规岩心直径为2.5 cm，长度为4.0~8.0 cm，具有岩心尺度小、实验周期短的特征，不同岩心的物性、黏土含量差异大，适用于液阻伤害规律和影响因素的研究^[13-14]。长岩心液阻伤害实验用于模拟近井带压裂过程中垂直裂缝面方向的水相侵入伤害及生产过程中侵入压裂液在开井投产后的返排过程。岩心直径为2.5 cm，长度为50.0 cm左右，岩心夹持器一端模拟裂缝端面，夹持器内长岩心模拟地层，适用于模拟压裂液沿裂缝向地层深处的液阻伤害距离，分析压裂液透过裂缝端面向地层深处渗入时对地层的伤害规律。

常规岩心液阻伤害及液阻伤害预测模型实验岩心取自MH1井区，共计25块。实验岩心选取双模态、复模态砂砾岩2种，双模态岩石由砾岩和中粗砂岩2类颗粒组成，孔隙较发育且呈疏网状结构，相互连通性一般；复模态岩石颗粒由砾石、中粗砂岩、粉砂岩或泥质3级颗粒组成，孔隙发育一般，孔隙呈星点状结构，相互连通较差^[15]（表 1）。

表 1 MH1井区液阻伤害实验材料 Table 1 MH1 well area fluid resistance damage experiment materials

岩心编号		层位	深度/m	岩性	直径/cm	长度/cm	孔隙度/%	渗透率/mD	w（黏土矿物）/%	润湿性	伊蒙混层占比/%
常规岩心液阻伤害样品	93A	T₁b	3 207.41	复模态-砂砾岩	2.510	4.064	8.36	25.600	2.06	弱亲水	60
	95A	T₁b	3 207.41	复模态-砂砾岩	2.530	5.974	11.60	3.310	2.06	中性	73
	32A	P₂w	3 436.99	复模态-砂砾岩	2.532	7.919	11.70	0.226	4.35	弱亲水	85
	61A	P₃w	3 355.00	双模态-含砾粗砂岩	2.523	5.112	12.30	1.150	2.59	中性	59
	56A	P₃w	3 619.00	双模态-含砾细砂岩	2.379	6.553	8.59	0.122	4.69	中性	83
液阻伤害预测模型实验岩心	1	P₃w	3 578.79	褐灰色砂砾岩	2.503	7.296	2.85	0.089	4.02	—
	2	P₃w	3 579.59	褐灰色砂砾岩	3.802	7.071	7.41	0.735	1.55
	3	P₃w	3 579.90	褐灰色砂砾岩	2.501	5.292	7.29	0.534	1.55
	4	P₃w	3 580.32	褐灰色含砾粗砂岩	2.505	4.964	5.02	0.355	4.13
	5	P₃w	3 580.73	褐灰色砂砾岩	2.499	4.632	12.7	0.432	3.73
	6	P₃w	3 581.19	褐灰色砂砾岩	2.502	5.219	6.72	2.061	5.54
	7	P₃w	3 581.47	褐灰色砂砾岩	2.499	4.889	5.87	0.024	6.61
	8	P₃w	3 581.68	褐灰色砂砾岩	2.510	4.834	6.36	0.041	6.37
	9	P₃w	3 582.53	褐灰色砂砾岩	2.500	4.779	4.89	0.410	5.54
	10	P₃w	3 582.84	褐灰色砂砾岩	2.476	4.724	5.49	1.574	5.28
	11	P₃w	3 583.17	褐灰色砂砾岩	2.500	4.669	6.39	1.114	5.28	—
	12	P₃w	3 584.19	灰色砂砾岩	2.512	4.614	5.53	0.218	5.04
	13	P₃w	3 584.65	灰色砂砾岩	2.505	4.558	6.61	0.695	1.74
	14	P₃w	3 584.78	褐灰色砂砾岩	2.501	4.503	7.60	1.365	1.74
	15	P₃w	3 586.34	褐灰色砂砾岩	2.550	4.448	5.22	1.754	2.29
	16	P₃w	3 588.59	褐灰色砂砾岩	2.495	4.393	12.84	0.343	2.95
	17	P₃w	3 588.83	褐灰色砂砾岩	2.509	4.338	12.37	0.975	2.76
	18	P₃w	3 589.18	褐灰色砂砾岩	2.506	4.283	8.59	0.175	4.13
	19	P₃w	3 589.35	褐灰色砂砾岩	2.503	4.228	9.68	0.121	1.56
	20	P₃w	3 589.73	褐灰色砂砾岩	2.500	4.173	7.00	0.345	4.13

下载CSV 表 1 MH1井区液阻伤害实验材料 Table 1 MH1 well area fluid resistance damage experiment materials

长岩心液阻伤害实验所用岩心端面直径为2.5 cm，将常规柱塞样（长度为5.0~7.0 cm）按渗透率调和平均值排序，拼接长度为50.0 cm左右的长岩心（表 2）。

下载CSV 表 2 MH1井区长岩心液阻伤害实验材料 Table 2 MH1 well area long core liquid resistance damage test materials

1.3 实验方法及步骤 1.3.1 常规岩心液阻伤害因素

该实验方法选取不同岩性、物性、黏土矿物含量的岩心进行对比实验，研究压裂液伤害的影响因素^[16]。通过在实验阶段对岩心进行核磁扫描，研究压裂液侵入前后岩心内部的孔隙结构变化、油水分布及压裂液的滞留状况等^[17]。

实验步骤：①岩心基础参数测试，包括现场取样岩心烘干、称干重，对岩心和实验管线抽真空后驱替饱和模拟油，称湿重，饱和结束后依据压力、流量、温度等参数计算岩心油相渗透率，进行第一次核磁共振扫描。②液驱阶段从岩心A端泵入模拟压裂液（水），模拟压裂过程中垂直裂缝面方向的水相侵入伤害，岩心B端出液泵注完成后即进行核磁共振扫描，获得压裂液注入后油相分布与岩石孔隙结构变化。③油驱返排阶段从岩心B端定压泵入模拟油，以模拟生产过程中侵入压裂液在开井投产后的返排过程，泵入过程中记录流量变化，以计算岩心渗透率（油相的相对渗透率）在返排过程中的逐渐恢复，流量稳定后对岩心进行核磁共振扫描，获得岩心内部的孔隙结构变化、油水分布与压裂液滞留状况。④封存实验阶段再将岩心置入夹持器中，设置围压恒定为2.5 MPa，恒定孔隙压力为1.0 MPa，回压为1.0 MPa，加压液体为模拟油，封存1 d，3 d，9 d，15 d后分别进行渗透率测试与核磁共振扫描，观察封存（焖井）作用对岩心渗透率和内部孔隙结构、流体分布等的影响。

1.3.2 长岩心模拟液阻伤害实验

该试验方法采用端面直径为2.5 cm、长度为50.0 cm左右的长岩心，以岩心夹持器一端模拟裂缝端面，夹持器内长岩心模拟地层，入口端流压模拟裂缝内压力、有效围压模拟地层压力，根据压差相似准则，设置入口段流压与围压值，从而模拟压裂液沿裂缝向地层深处的液阻伤害距离，分析压裂液透过裂缝端面向地层深处渗入时对地层的伤害规律。实验步骤为：①实验准备，称量岩心干重，抽真空饱和油，考虑到强水敏性，饱和流体选用中性煤油，将实验岩心抽真空饱和煤油，利用配置好的煤油以2.0~3.0 MPa的压力进行注入，当出口端的出油量达到3~5 PV时，即认为饱和油完成。在饱和油过程中，当出油稳定时，根据一维达西定律计算岩心的油测渗透率，同时称量饱和油后岩心的质量，饱和油的质量即等于岩心饱和油后的质量减去干岩心质量，饱和完成后采用核磁共振分段扫描长岩心，进行T₂谱测试，研究岩石的孔隙结构分布。②长岩心模拟原始地层压力下饱和油单相驱替实验，即模拟原始油藏衰竭开采，将长岩心组装完成后，设置围压为20.0 MPa、入口端设置为15.0 MPa的恒压驱入，自入口端泵压稳定时刻开始记录各测点压力的变化与出口端的出液量，累计计时3 h以上，或各测点压力趋于稳定时为止。③长岩心模拟补能条件下饱和油单相驱替实验，上一阶段实验结束后，将围压与流压缓慢泄压，静置一段时间后（可根据具体情况设置时长）开始第二阶段实验，实验流程同阶段一，围压设置为30.0 MPa，流压设置为25.0 MPa，自入口端泵压稳定时开始记录各测点的压力变化与出口端的出液量，累计计时3 h以上，或各测点压力趋于稳定时为止。④长岩心模拟压裂液（水）注入实验（7 200 mg/L的锰水），上一阶段实验结束后，将围压与流压缓慢泄压，静置一段时间后（可根据具体情况设置时长）开始第三阶段实验，此时反向注入压裂液（锰水），原入口端更改为出口端，出口端更改为入口端，围压设置为15.0 MPa，流压设置为10.0 MPa，驱替实验控制在6 h以内（在孔内渗吸饱和完成之前），记录各测压点的压力变化，驱替结束后迅速取出实验岩心，并立刻分段测试长岩心T₂谱，将T₂谱转化为微观孔喉分布，分析不同孔隙的含油特征，获取数据后，立刻将岩心放回夹持器内。⑤长岩心液阻伤害后模拟补能伤害条件下油相返排实验，该阶段岩心排放顺序、实验流程、压力设置与参数记录同实验阶段二，油相返排结束后进行液阻伤害后的油相渗透率测试^[18-19]。⑥重复循环实验，根据表 3设计的实验，更换岩心和注入液体类型，重复循环步骤①~⑤，直至实验全部结束。

下载CSV 表 3 实验参数 Table 3 Experiment parameters

2 实验结果 2.1 液阻伤害距离

长岩心模拟液阻伤害实验共取2种模态岩心和2种注入流体组合，分为a，b，c，d共4组实验。实验a、实验b通过观察单相油作用、压裂液作用2种方式下岩心不同位置的压力状态，对比不同伤害机理；实验b、实验c对比压裂液对不同渗透率岩心的伤害评价；实验b、实验d对比压裂液对不同岩性岩心的伤害评价。

从表 4和图 2可看出，在单相油驱替过程中驱替压力随测压距离呈线性递增（图 2a），但当注入压裂液时驱替压力随测压距离变化曲线出现拐点（图 2b—2d），表明岩心中产生液阻，影响了压力的传导，而曲线拐点所对应的测压距离即为液阻伤害距离，建立压力随测压距离变化的公式，两段均为线性函数，线性函数交点横坐标即为液阻伤害距离。同岩性岩心（图 2b，2c），渗透率越小液阻伤害距离越小，即越容易造成伤害；渗透率相当时（图 2b，2d），含砾细砂岩、含砾粗砂岩的渗透率伤害率分别为26.3% 和29.8%，液阻伤害距离分别为11.50 cm和9.70 cm，含砾粗砂岩岩心比含砾细砂岩岩心更容易产生液阻伤害，但差距较小。由此可见，储层物性对液阻伤害的距离起决定性作用。

下载CSV 表 4 长岩心液阻伤害实验对比实验结果 Table 4 Results of long core liquid resistance damage test contrast experiment

下载原图图 2 含砾细砂岩岩心单相油和不同岩心伤害后压力随测压距离的变化 Fig. 2 Variation of pressure with pressure measurement distance after single-phase oil and different core damages in gravel bearing sandstone cores

以长岩心液阻伤害实验b为例，从核磁T₂谱来看，自液体注入端（裂缝端）始，小岩心1-1，1-2，1-3分别表现为动用大孔、大小孔联合动用、动用小孔的特征（图 3、图 4），同时从测压数据来看（图 4），岩心1-2右端面为附加阻力梯度突变点，附加阻力梯度从0.4~0.6 MPa/cm降为0.2~0.4 MPa/cm，因此自液体注入端（裂缝端）始，岩心1-1，1-2，1-3分别表现为明显的压入液阻带、渗吸液阻带的特征，长岩心模型中岩心1-3右侧岩心模拟原始地层带，因此，压裂液侵入地层后，从裂缝端面向地层深处延伸具有明显的“三带”特征，即压入液阻带、渗吸液阻带、原始地层带。压入液阻带距离为5~11 cm，占比为10%~22%，压入液阻带-渗吸液阻带距离为10~17 cm，占比为20%~35%，压入液阻带距离与阻力梯度距离相近（图 4），因此“压入液阻带”是控制液阻伤害程度的主要因素。

下载原图图 3 长岩心不同位置岩心实验前后核磁共振T₂谱 Fig. 3 Nuclear magnetic resonance T₂ spectrum of cores at different positions in long core before and after experiment

下载原图图 4 长岩心中不同位置岩心测压图 Fig. 4 Pressure measurement diagram of cores at different positions in long rock core

2.2 液阻损害时变性及影响因素

压入液阻伤害后油相渗透率均有所减小，但岩心物性、矿物组分不同，液阻伤害程度不同，时变性不同。5块岩心驱替后液阻渗透率的伤害率为75%~92%，焖井后伤害率为62%~94%。对于同类复模态砂砾岩岩心，焖井后最终渗透率的损害率随渗透率减小而增大^[20-21]，液阻伤害时变性判值越接近1（图 5中样品93A，95A，32A）。双模态含砾粗砂岩岩心初期液阻伤害率较高，焖井后缓解较明显（图 5中样品61A）。双模态含砾细砂岩岩心初期损害率较低，损害率随焖井过程逐渐升高（图 5中样品56A）。黏土矿物含量较高的岩心损害率时变性向1靠近^[22-23]（图 5中样品32A，56A），反之向0靠近（图 5中样品93A，61A）。在黏土矿物含量相当时，伊蒙混层占比较大的岩心损害率时变性向1靠近（图 5中样品95A，61A）。由于砂砾岩储层润湿性为中性—弱亲水，相差较小，润湿性影响可忽略，因此，物性、岩性、膨胀性黏土矿物含量、伊蒙混层占比共同构成决定致密砾岩储层液阻伤害时变性的0~1判值（液阻伤害的时变性判值越接近0，伤害越小，时变性判值越靠近1，伤害越大），渗透率越小、粒径越细、黏土矿物含量越高的储层应适当减少焖井时间，反之可增加焖井时间，因此，强水敏致密砾岩储层可根据取心井物性、岩性、黏土矿物实验结果选择合理的焖井时间。

下载原图图 5 不同岩心渗透率随焖井时间变化规律 Fig. 5 Variation law of permeability of different rock cores with soaking time

由核磁共振图谱（图 6）可知，液体压入后大孔（弛豫时间大于10 ms）至小孔（弛豫时间小于10 ms）的油均有不同程度的被动用，形成两相液阻区域，部分小孔增加至超出原有范围，是黏土水敏膨胀的结果。95A，61A岩心封存3 d后主要表现为小孔内油相减少、水相增多，大孔内油相增多、水相减小，是发生孔内渗吸的结果^[24]，大孔内水相逐渐向储层深部小孔内运移，置换出小孔内油相进入大孔中，主流喉道毛管阻力减小，液阻伤害得到缓解。同时，3块岩心核磁T₂谱曲线均呈不同程度的双峰特征，主要由于岩心具有孔隙-裂缝双重介质的复杂储集空间结构^[25]，非均质性强，液阻伤害规律复杂。

下载原图图 6 实验过程中岩心核磁共振T₂谱变化规律（油/水信号） Fig. 6 Variation law of nuclear magnetic resonance T₂ spectrum of core during experiment(oil/water signal)

32A岩心焖井后小孔增加，大孔减少并向右移动，是持续的黏土膨胀作用占据了部分大孔，同时形成微裂缝，其渗透率表现是液阻-水敏堵塞与微裂缝贯通竞争作用的结果^[26]。

2.3 液阻损害多元回归定量预测模型建立

目前储层伤害程度预测方法大多采用线性模型，但储层液阻伤害程度与各因素之间并非线性模型可以表征，难以真实反映伤害程度与影响因素的本质关系^[27]，本文采用多元非线性回归模型预测不同储层液阻伤害程度。

选取不同物性、不同黏土矿物含量的15组岩心（参见表 1）作为建模的基础数据。其中，Φ为实验测试氦孔隙度，%；K_o为油相渗透率，mD；M为黏土矿物含量，%；R为实验测定的渗透率损害率，%。液阻伤害实验原始数据见表 5。

下载CSV 表 5 液阻伤害原始数据 Table 5 Original data of hydraulic resistance damage

设y为由液阻效应引起的渗透率损害率，反映了各综合因素的影响，x₁为岩心实验测试氦孔隙度，x₂为油相渗透率值，x₃为黏土矿物总量，建立各因素对y的多元非线性回归模型为

$ \begin{aligned} y= & a+b_1 x_1+b_2 x_2+b_3 x_3+b_4 x_1^2+b_5 x_1 x_2+ \\ & b_6 x_1 x_3+b_7 x_2^2+b_8 x_2 x_3+b_9 x_3^2+b_{10} x_1 x_2 x_3 \end{aligned} $

其中：a，b₁，b₂，b₃，b₄，b₅，b₆，b₇，b₈，b₉，b₁₀为回归系数。

15块岩心的液阻损害参数计算结果见表 6。

表 6 液阻损害参数计算结果 Table 6 Calculation results of hydraulic resistance damage parameters

岩心序号	x₁	x₂	x₃	x₁²	x₁x₂	x₁x₃	x₂²	x₂x₃	x₃²	x₁x₂x₃
1	2.85	0.089	4.02	8.12	0.25	11.46	0.01	0.36	16.16	1.02
2	7.41	0.735	1.55	54.91	5.45	11.49	0.54	1.14	2.40	8.44
3	7.29	0.534	1.55	53.14	3.89	11.30	0.29	0.83	2.40	6.03
4	5.02	0.355	4.13	25.20	1.78	20.73	0.13	1.47	17.06	7.36
5	12.70	0.432	3.73	161.29	5.49	47.37	0.19	1.61	13.91	20.46
6	6.72	2.061	5.54	45.16	13.85	37.23	4.25	11.42	30.69	76.73
7	5.87	0.024	6.61	34.46	0.14	38.80	0.00	0.16	43.69	0.93
8	6.36	0.041	6.37	40.45	0.26	40.51	0.00	0.26	40.58	1.66
9	4.89	0.410	5.54	23.91	2.00	27.09	0.17	2.27	30.69	11.11
10	5.49	1.574	5.28	30.14	8.64	28.99	2.48	8.31	27.88	45.63
11	6.39	1.114	5.28	40.83	7.12	33.74	1.24	5.88	27.88	37.59
12	5.53	0.218	5.04	30.58	1.21	27.87	0.05	1.10	25.40	6.08
13	6.61	0.695	1.74	43.69	4.59	11.50	0.48	1.21	3.03	7.99
14	7.60	1.365	1.74	57.76	10.37	13.22	1.86	2.38	3.03	18.05
15	5.22	1.754	2.29	27.25	9.16	11.95	3.08	4.02	5.24	20.97

下载CSV 表 6 液阻损害参数计算结果 Table 6 Calculation results of hydraulic resistance damage parameters

采用最小二乘法对模型中的参数求解^[28]，利用数值分析基础知识即可将所需求解的系数b₁，b₂，…，b₁₀求解，所以非线性回归方程为

$ \begin{aligned} y= & 314.4976-35.8686 x_1-114.1894 x_2- \\ & 66.6574 x_3+1.3811 x_1^2+11.2374 x_1 x_2+ \\ & 3.6928 x_1 x_3+4.8233 x_2^2+29.1123 x_2 x_3+ \\ & 5.3065 x_3^2-3.4330 x_1 x_2 x_3 \end{aligned} $

转化为储层液阻伤害程度与各参数关系为

$ \begin{aligned} R= & 314.4976-35.8686 \varPhi-114.1894 K_{\mathrm{o}}- \\ & 66.6574 M+1.3811 \varPhi^2+11.2374 \varPhi K_{\mathrm{o}}+ \\ & 3.6928 \varPhi M+4.8233 K_{\mathrm{o}}^2+29.1123 K_{\mathrm{o}} M+ \\ & 5.3065 M^2-3.4330 \varPhi K_{\mathrm{o}} M \end{aligned} $

将预测模型拟合值与实际伤害程度对比，预测结果与实际值呈较好的线性关系，模型准确度较高（图 7）。

下载原图图 7 预测模型伤害程度与实际值对比 Fig. 7 Comparison between the damage degree predicted by the 15 core prediction model and the actual value

选取MH1井区致密砾岩储层未参与模型回归的5组岩心实验数据进行验证，采用本次回归模型计算结果与实验测试结果对比（表 7）。

下载CSV 表 7 液阻损害定量预测模型检验 Table 7 Test of quantitative prediction model of hydraulic resistance damage

由表 7可看出，非线性回归模型的计算结果与实验测试结果相差较小，模型计算准确率均大于80%，在油田勘探开发过程中，当缺少岩心样品或难以进行室内驱替模拟实验时，新的非线性回归模型能够较好地定量预测液阻伤害程度。

3 结论

（1）长岩心压裂液伤害物理模型的建立、测试装置的搭建及驱替实验与核磁共振联测方法的应用为压裂液伤害规律研究提供了实验手段和方法借鉴。

（2）压裂液侵入地层后具有明显的“三带”特征，从裂缝端面向地层深处延伸，依次表现为压入液阻带、渗吸液阻带、原始地层带。压入液阻带距离占比为10%~22%，压入液阻带-渗吸液阻带距离占比为20%~35%，压入液阻带距离与阻力梯度距离相近，“压入液阻带-渗吸液阻带”是控制液阻伤害程度的主要因素。

（3）物性、岩性与膨胀性黏土矿物含量共同构成决定致密砾岩储层液阻伤害时变性的0~1判值，油相返排-焖井的过程主要表现为小孔减少，大孔增多，是发生孔内渗吸的结果，水逐渐向储层深部小孔内运移，主流喉道毛管阻力减小，液阻伤害得到缓解。

（4）所建立的液阻伤害预测非线性回归新模型与以往线性关系相比，不仅能够反映单因素与渗透率损害率的关系，而且也包含了各因素的相互作用对损害率的影响。预测模型准确率大于80%，可用于油田勘探开发过程中缺少岩心样品或难以进行室内驱替模拟实验时液阻伤害程度的定量预测。

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岩性油气藏 2025, Vol. 37 Issue (4): 192-200	PDF