压裂作业的油气层伤害

压裂作业中产生的油气层损害包括两个方面：压裂液与地层岩石和流体不配伍产生的对地层的损害；不良的压裂液添加剂、支撑剂对支撑裂缝导流能力的损害。

8．2．3．1　压裂液在油气层中滞留产生液堵

在压裂施工中，向油气层注入了大量压裂液，压裂液沿缝壁渗滤入油气层，改变了油气层中原始含油饱和度，并产生两相流动，流动阻力加大。毛细管力的作用致使压裂后返排困难和流体流动阻力增加。如果油气层压力不能克服升高的毛细管力，则出现严重和持久的水锁。故选择压裂液时首先应考虑压裂液向油气层的渗滤引起流动阻力增加，油气层压力能否克服该附加阻力。

Anderon等（1982）认为压裂流体导致的油气层伤害主要是毛细管堵塞。Hoditch利用双相二维差分模型研究气层压裂时，也认为油气层压力如不能克服毛管压力，将出现严重水锁现象。因毛细管力正比于表面张力，压裂液破胶后表面张力增大导致毛管力增大，造成油气层伤害。在低渗油气层压裂时，努力降低压裂流体的表面张力，是减少油气层伤害的重要一环，添加低分子量醇类及高效表面张力降低剂，可有效地降低表面张力，减轻对油气层的伤害。注入CO2或N2帮助排液可减小毛细管力，从而减小液体滞留。注入CO2还可使压裂液的pH值降低，减少沉淀生成。

8．2．3．2　压裂液残渣对油气层造成的损害

残渣的来源是基液和成胶物质中的不溶物、防滤失剂或支撑剂的微粒及由于压裂液对油气层岩石的浸泡、冲刷作用而脱落下来的微粒。例如龙胶压裂液残渣含量为915～945× 10－6，田箐压裂液残渣含量为875～1548×10－6。残渣在岩石表面形成滤饼，可降低压裂液的滤失，并且阻止大颗粒继续流入油气层内。但较小颗粒残渣，穿过滤饼随压裂液一道进入油气层深部，堵塞孔隙喉道，降低油气层渗透率。缝壁上的残渣，随压裂液的注入过程可能沿支撑缝移动，压裂结束后，这些残渣返流堵塞填砂裂缝，降低裂缝导流能力，严重时使填砂裂缝完全堵塞，造成压裂失败。

Almond等（1984）研究了几种破胶剂机理对渗透率的影响，发现压裂液在135℃以上高温破胶后生成的残渣对渗透率的伤害最小，在82℃左右用氧化剂破胶对渗透率的伤害较大；在50℃左右用酶制剂破胶对渗透率的伤害介于二者之间。而且发现用重量百分率表示的残渣含量并不足以表征渗透率的伤害程度，而残渣的体积百分率才直接与渗透率伤害有关。加大破胶剂用量和延长破胶时间可减少渗透率伤害。增大胶化剂浓度则增大渗透率伤害，因为高浓度胶化剂溶液将产生较大量的残渣。

8．2．3．3　压裂过程引起油气层中黏土矿物的膨胀和颗粒运移

几乎所有的砂岩油气层都含有一定量的水敏黏土矿物。在碳酸盐岩中，黏土矿物充填于岩石孔隙、裂缝之间，黏附于颗粒表面上。黏土矿物与水为基液的压裂液接触，立即产生膨胀，使流动孔隙减小。松散黏附于孔道壁面的黏土颗粒与压裂液接触时分散、剥落，随压裂液滤入油气层或沿裂缝运动。在孔喉处被卡住，形成桥堵，从而引起伤害。

黏土矿物的成分不同，在油气层中含量不同，与压裂液接触后产生的影响也不同；同样，不同的压裂液也引起不同的黏土水敏膨胀和颗粒运移。在压裂液中添加黏土稳定剂来稳定黏土和抑制微粒运移，是当前一般压裂水敏性岩层的一种重要措施，但一般用作黏土抑制剂的无机阳离子（如K＋，Na＋，Ca＋，NH＋4，Al　3＋等）耐久性较差，有机的阳离子表面活性剂则可能会使油气层油润湿。聚季胺盐是目前最好的黏土稳定剂，其效果好且长期有效。Harms等的研究表明，采用杂原子取代的多糖HSP作压裂液胶化剂既可稳定黏土，又不会使油气层油润湿。而经典的防水敏压裂是采用油基压裂液，避免引入使黏土膨胀的水，但由于油基压裂液在施工中较为危险，且成本也高，故一般不用。

8．2．3．4　压裂液与原油乳化造成的油气层伤害

用水基压裂液压裂时，压裂液与油气层原油由于油水两相互不相溶，原油中有天然乳化剂如胶质、沥青和蜡等，压裂时压裂液的流动具有搅拌作用，因而当油水在油气层孔隙中流动时就形成了油水乳化液。原油中的天然乳化剂附着在乳液颗粒表面形成保护膜，使乳化液具有较高的稳定性。在油气层中形成的乳化液如为油包水型乳化液则黏度很大。

乳化液中的分散相通过毛管、喉道时的贾敏效应对流体产生阻力，这种液阻效应又是可以叠加的。多个液珠可堵塞多个毛孔，液体流动阻力为各个阻力之和。一个分散液珠受阻后，还会使分散液珠聚集造成更严重的液堵。为防止乳化形成，可采用适当的表面活性剂加入压裂液中。

8．2．3．5　压裂液对油气层的冷却效应造成的油气层伤害

冷的压裂液进入油气层，会使油气层温度降低，从而使原油中的储层沥青等析出，造成油气层伤害。此种伤害取决于油气层原油的性质、油气层原始温度、油气层降温幅度及油气层渗透率等因素。原油含蜡量高、降温幅度大、油气层渗透率低和油气层原始温度低的油层，“冷却效应”引起的油气层伤害就大；Suttin等认为，当油层原始温度低于80℃（一般石蜡溶点）时，如果压裂后关井时间小于8h，冷却效应将造成严重的损害；当油气层温度高于80℃时，一般不会造成永久性的油气层损害。

在高温井压裂时可利用“冷却效应”来降低压裂流体的滤失量，使耐温性较差的压裂液可用于温度较高的油井，并给施工带来一些方便。但若对流体在油气层中受热情况估计不准，则会使施工失败。因此，进行压裂设计时应准确计算压裂过程油气层中温度的变化规律。此外，压裂液与油气层流体的配伍性不好，产生化学反应生成沉淀，以及添加剂使用不当造成岩石润湿性改变等新的伤害，都将严重危害油气层的压后产能。

8．2．3．6　支撑剂选择不当造成的损害

支撑剂中杂质含量过高，杂质可能随压裂液进入油气层堵塞孔道，支撑剂粒径分布过大，造成小颗粒支撑剂运移堵塞裂缝。此外，支撑剂在缝中要受到挤压，当砂子硬度大于岩石硬度时，砂子将嵌入到岩石中，反之则被压碎，将影响裂缝导流能力。特别是选择的砂子强度不够，在裂缝闭合压力的作用下大量砂子被压碎，形成许多微粒、杂质运移堵塞并不能有效支撑裂缝，造成压后裂缝失去导流能力。

一般支撑剂要满足密度低、粒径均匀、强高度、圆球度好等特性。若支撑剂选择不当，必然造成损害。例如，支撑剂粒径分布过大，造成小颗粒支撑剂运移堵塞裂缝。若强度过高，支撑剂的硬度大于岩石硬度时，支撑剂颗粒将嵌入到岩石中；反之若支撑剂强度过低，会被压碎，形成许多微粒、杂质，它们运移堵塞孔隙、缝隙，却不能支撑裂缝，造成裂缝失去导流能力。

8．2．3．7　施工作业及施工质量差带来的附加损害

井筒及压裂液储罐清洗不干净，将杂质、锈、垢等带入油气层引起损害。配液时，水质不好，使压裂液性能改变，并引入有害物质。施工中对各环节控制不好，如压裂液交联不好、添加剂加入不当、由于设备故障造成施工不连续及未按设计要求注液等都会带来一定危害。施工结束后排液不彻底造成大量高黏压裂液残存在油气层和裂缝中带来伤害。

8．2．3．8　机械杂质引起的堵塞损害

压裂过程中，机械杂质堵塞孔隙和裂缝通道，缩小储渗空间，降低相对渗透率是重要的损害方式。机械杂质的来源包括四个方面：①压裂液基液携带的不溶物；②成胶物质携带的固相微粒；③降滤失剂或支撑剂携带的固相微粒；④油气层岩石因压裂液浸泡，冲刷作用而脱落下来的微粒。它们统称为压裂残渣。大颗粒的残渣在岩石表面形成滤饼，可以降低压裂液的滤失，并阻止大颗粒继续流入油气层深部。而较小颗粒的残渣则穿过滤饼随压裂液进入油气层深部，堵塞孔喉及孔隙。缝壁上的残渣随压裂液的注入，沿支撑缝移动，压裂结束后，这些残渣返流，堵塞填砂裂缝，降低了裂缝的导流能力，严重时使填砂裂缝完全堵塞，致使压裂失败。

上述损害因素是被压裂的油气层岩性和流体所固有的客观因素，一旦压裂液进入油气层，就会诱发这些损害发生，而选择理想的支撑剂、优良的压裂液和添加剂，避免支撑剂对地层导流能力的损害，是可以人为控制的。