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1、高泥储层压裂液伤害评价及对策研究［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%o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)11-0249-011刖吕利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
2、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50623-112520mg/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%o原始地层压力28.6MPa,压力系数1.0；油层温度112〜12
3、0°C,地温梯度3.32°C/100m,利853块油藏为常温常压系统。该区已压裂井17井次，均采用呱胶压裂液，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竣甲基压裂液,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)压裂液准备竣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400mla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
4、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/T5107-2005o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°C下烘干至恒量。通过实验结果可知，竣甲基压裂液残渣相对含量较低，平均值仅为305mg/L,而一般弧胶类液体的残渣含量甚至达到1000mg/L以上，因此，该类肌胶对地层伤害相对较小。2、岩心
5、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/T5107-2005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。(1)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%KCI盐水。将饱和4%KCI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
6、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，轻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%o2.3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,配套常规弧胶压裂液，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
7、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)竣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)竣甲基压裂液对储层的伤害最大值55.98%,最小伤
