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[摘 要]本文针对利853块砂砾岩低渗油藏储层泥质含量高、压裂改造效果差、稳产时间短等问题，进行了压裂液伤害评价，伤害率达到52%。对此优选出的复合防膨、防水锁工艺适应性好，油井产能得到保障，并在滨南油田利853块实施后，取得了良好的效果。
[关键词]高泥储层 压裂伤害 防水锁 复合防膨
中图分类号：P618 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）11-0249-01
1 前言
利853块位于山东省利津县明集乡境内，其构造位置处于利津生油洼陷北部的郑南斜坡带上，北邻陈家庄凸起，西依滨县凸起。主要含油层系是沙三下、沙四段。油藏埋深2650-3100m，含油面积5.2平方千米，地质储量515万吨。据利853和利853-3井取心资料分析，储层孔隙度、渗透率极低，平均孔隙度11.4%，平均渗透率5.6毫达西，胶结致密，储层物性差，属低孔特低渗储层。地层水氯离子含量43753-68620mg/l，总矿化度50623-112520 mg/l，氯化钙水型。据取芯分析化验资料统计，储层粘土矿物占全岩矿物组分的10～15%，粘土矿物成分主要有伊利石、伊/蒙间层，另外有少量的高岭石和绿泥石。伊利石占粘土组分的55%，伊/蒙间层占29%，高岭石占9%，绿泥石占10%，伊蒙间层比为20%。原始地层压力28.6MPa，压力系数1.0；油层温度112～120℃，地温梯度3.32℃/100m，利853块油藏为常温常压系统。
该区已压裂井17井次，均采用胍胶压裂液，平均单井用量282方，单井平均加砂34.2方，投产初期平均单井日油7.3t/d，取得较好效果，但稳产期较短6-8个月。
2 压裂液伤害评价及对策研究
2.1 压裂液伤害评价
利853块前期采用的压裂液主要为羧甲基压裂液，对此，我们从残渣含量评价、岩心伤害评价开展实验研究。
1、残渣含量评价
（1）压裂液准備
羧甲基压裂液为取自现场未胶结压裂液基液，将压裂液用200目不锈钢纱网过滤，滤去残渣备用。
取400ml过滤好的压裂液均分为2份，分别装入清洁、干燥的编号烧杯中。将烧杯用保鲜膜密封好，放置于恒温箱中，恒温温度为80oC，恒温时间为压裂液彻底破胶时间（实际恒温时间为5个小时）。
（2）评价实验
测试方法执行标准：中华人民共和国石油天然气行业标准《水基压裂液性能评价方法》SY/T5107-2005。
把破胶液平均分为四份，倒入已烘干称量的离心管中，将离心管放入离心机内，在3000r/min的转速下离心30min，然后慢慢倾倒出上层清液。将离心管放入恒温电热干燥箱中烘烤，在温度105±1℃下烘干至恒量。
通过实验结果可知，羧甲基压裂液残渣相对含量较低，平均值仅为305mg/L，而一般胍胶类液体的残渣含量甚至达到1000mg/L以上，因此，该类胍胶对地层伤害相对较小。
2、岩心伤害评价
（1）实验准备
取该区岩心4块，加工成标准岩心，将破胶后的压裂液基液用滤纸过滤备用。
实验方法参照标准：《SY/T 5107-2005 水基压裂液性能评价方法》，应用仪器：美国进口ISCO泵，高压中间容器、高压岩心加持器、压差传感器、流量计量器。
（2）评价实验
首先饱和水，测水相渗透率。将岩心抽真空，然后饱和浓度为4%KCl盐水。将饱和4%KCl盐水的实验岩心静置4小时后，装入岩心夹持器中，测量其单相水测渗透率。其次用ISCO泵通过中间容器向岩心中反向注入压裂液，对岩心进行伤害。注入岩心中的压裂液体积大于1PV，然后模拟关井2小时，使压裂液充分伤害岩心。最后以与水测渗透率相同的压力正向返排岩样中的压裂液，待稳定后测定伤害后的水测渗透率。
通过上述实验可知，羟丙基压裂液对岩心的伤害较大，伤害最大值55.98%，最小伤害率为47.13%；平均值为52.2%。
2.3 处理对策研究
针对利853块储层泥质含量高、压裂液伤害大的问题，进行了高泥储层压裂液保护实验。
1、复合防膨技术
利853块地层温度120度，配套常规胍胶压裂液，内含的有机防膨剂FP-2，难以满足高泥储层（10-15%）的保护需求，对此我们开展室内实验，筛选组合了无机+有机复合防膨工艺，0.3%的FP-2+1%的氯化钾组合，防膨率提高36.8%，防膨效果大幅改善。
2、防水锁技术
高泥储层一旦形成水锁伤害，大幅降低油井产能，对此我们开展室内实验，优选防水锁剂，将压裂液伤害降低12个百分点。
3 实施效果
2014年我们采用改进后的压裂液，在利853块四口井进行了现场实验，平均单井用量304方，单井平均加砂36.1方，投产初期平均单井日油12.6t/d，初期效果提高5.3t/d，生产15个月后，平均单井日油10.1t/d，稳产期大大延长，效果显著。
4 认识及结论
（1）羧甲基压裂液残渣相对含量较低，平均值仅为305mg/L，对地层伤害相对较小。
（2）羧甲基压裂液对储层的伤害最大值55.98%，最小伤害率为47.13%；平均值为52.2%
（3）针对利853块的高泥储层保护技术，复合防膨、防水锁工艺适应性好，油井产能得到保障，可以在其他区块推广应用。
参考文献：
[1] 茹红丽.滩坝砂储层压裂液伤害及对策研究.山东工业技术，2014，0（24）；82-82
[2] 李太伟，周继东，金智荣等.压裂液对储层伤害的核磁共振技术评价方法.重庆科技学院学报：自然科学版，2014，16（6）；62-65
[3] 王亚南，陆丽，刘腊梅.高效低伤害瓜胶压裂液体系在苏里格的应用.天然气技术与经济，2014，8（6）；35-37
[4] 刘平礼，张璐，邢希金.瓜胶压裂液对储层的伤害特性.油田化学，2014，0（3）；334-338
[关键词]高泥储层 压裂伤害 防水锁 复合防膨
中图分类号：P618 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）11-0249-01
1 前言
利853块位于山东省利津县明集乡境内，其构造位置处于利津生油洼陷北部的郑南斜坡带上，北邻陈家庄凸起，西依滨县凸起。主要含油层系是沙三下、沙四段。油藏埋深2650-3100m，含油面积5.2平方千米，地质储量515万吨。据利853和利853-3井取心资料分析，储层孔隙度、渗透率极低，平均孔隙度11.4%，平均渗透率5.6毫达西，胶结致密，储层物性差，属低孔特低渗储层。地层水氯离子含量43753-68620mg/l，总矿化度50623-112520 mg/l，氯化钙水型。据取芯分析化验资料统计，储层粘土矿物占全岩矿物组分的10～15%，粘土矿物成分主要有伊利石、伊/蒙间层，另外有少量的高岭石和绿泥石。伊利石占粘土组分的55%，伊/蒙间层占29%，高岭石占9%，绿泥石占10%，伊蒙间层比为20%。原始地层压力28.6MPa，压力系数1.0；油层温度112～120℃，地温梯度3.32℃/100m，利853块油藏为常温常压系统。
该区已压裂井17井次，均采用胍胶压裂液，平均单井用量282方，单井平均加砂34.2方，投产初期平均单井日油7.3t/d，取得较好效果，但稳产期较短6-8个月。
2 压裂液伤害评价及对策研究
2.1 压裂液伤害评价
利853块前期采用的压裂液主要为羧甲基压裂液，对此，我们从残渣含量评价、岩心伤害评价开展实验研究。
1、残渣含量评价
（1）压裂液准備
羧甲基压裂液为取自现场未胶结压裂液基液，将压裂液用200目不锈钢纱网过滤，滤去残渣备用。
取400ml过滤好的压裂液均分为2份，分别装入清洁、干燥的编号烧杯中。将烧杯用保鲜膜密封好，放置于恒温箱中，恒温温度为80oC，恒温时间为压裂液彻底破胶时间（实际恒温时间为5个小时）。
（2）评价实验
测试方法执行标准：中华人民共和国石油天然气行业标准《水基压裂液性能评价方法》SY/T5107-2005。
把破胶液平均分为四份，倒入已烘干称量的离心管中，将离心管放入离心机内，在3000r/min的转速下离心30min，然后慢慢倾倒出上层清液。将离心管放入恒温电热干燥箱中烘烤，在温度105±1℃下烘干至恒量。
通过实验结果可知，羧甲基压裂液残渣相对含量较低，平均值仅为305mg/L，而一般胍胶类液体的残渣含量甚至达到1000mg/L以上，因此，该类胍胶对地层伤害相对较小。
2、岩心伤害评价
（1）实验准备
取该区岩心4块，加工成标准岩心，将破胶后的压裂液基液用滤纸过滤备用。
实验方法参照标准：《SY/T 5107-2005 水基压裂液性能评价方法》，应用仪器：美国进口ISCO泵，高压中间容器、高压岩心加持器、压差传感器、流量计量器。
（2）评价实验
首先饱和水，测水相渗透率。将岩心抽真空，然后饱和浓度为4%KCl盐水。将饱和4%KCl盐水的实验岩心静置4小时后，装入岩心夹持器中，测量其单相水测渗透率。其次用ISCO泵通过中间容器向岩心中反向注入压裂液，对岩心进行伤害。注入岩心中的压裂液体积大于1PV，然后模拟关井2小时，使压裂液充分伤害岩心。最后以与水测渗透率相同的压力正向返排岩样中的压裂液，待稳定后测定伤害后的水测渗透率。
通过上述实验可知，羟丙基压裂液对岩心的伤害较大，伤害最大值55.98%，最小伤害率为47.13%；平均值为52.2%。
2.3 处理对策研究
针对利853块储层泥质含量高、压裂液伤害大的问题，进行了高泥储层压裂液保护实验。
1、复合防膨技术
利853块地层温度120度，配套常规胍胶压裂液，内含的有机防膨剂FP-2，难以满足高泥储层（10-15%）的保护需求，对此我们开展室内实验，筛选组合了无机+有机复合防膨工艺，0.3%的FP-2+1%的氯化钾组合，防膨率提高36.8%，防膨效果大幅改善。
2、防水锁技术
高泥储层一旦形成水锁伤害，大幅降低油井产能，对此我们开展室内实验，优选防水锁剂，将压裂液伤害降低12个百分点。
3 实施效果
2014年我们采用改进后的压裂液，在利853块四口井进行了现场实验，平均单井用量304方，单井平均加砂36.1方，投产初期平均单井日油12.6t/d，初期效果提高5.3t/d，生产15个月后，平均单井日油10.1t/d，稳产期大大延长，效果显著。
4 认识及结论
（1）羧甲基压裂液残渣相对含量较低，平均值仅为305mg/L，对地层伤害相对较小。
（2）羧甲基压裂液对储层的伤害最大值55.98%，最小伤害率为47.13%；平均值为52.2%
（3）针对利853块的高泥储层保护技术，复合防膨、防水锁工艺适应性好，油井产能得到保障，可以在其他区块推广应用。
参考文献：
[1] 茹红丽.滩坝砂储层压裂液伤害及对策研究.山东工业技术，2014，0（24）；82-82
[2] 李太伟，周继东，金智荣等.压裂液对储层伤害的核磁共振技术评价方法.重庆科技学院学报：自然科学版，2014，16（6）；62-65
[3] 王亚南，陆丽，刘腊梅.高效低伤害瓜胶压裂液体系在苏里格的应用.天然气技术与经济，2014，8（6）；35-37
[4] 刘平礼，张璐，邢希金.瓜胶压裂液对储层的伤害特性.油田化学，2014，0（3）；334-338