罗立锦，谢 元，沈燕宾，李永丰，王 佳，路建萍，周 渝

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西延安 716000；2.陕西省石油化工研究设计院，陕西省石油精细化学品重点实验室，陕西西安 710054；3.陕西省延长石油（集团）有限责任公司杏子川采油厂，陕西安塞 717400）

随着油气资源的开发，低渗透储层成为未来油气田增产的重要领域，其在天然气开采中占有相当大的比重，并且有不断增大的趋势，是未来石油工业可持续发展的重要研究方向[1，2]。由于低渗透油气储层与中、高渗透性储层的渗流特征不同，存在着启动压力大、渗流阻力大、非线性流动的特征，加之大多数具有非均质性强，存在一系列的应力敏感性等增加了低渗透油气藏开采的难度[3-5]，而不同的储层往往因储层特征差异未进行差别化对待导致造成了较大的储层伤害，基于油气井开采的精细化作业，因此需要针对这些储层特点进行研究开发合适的压裂液体系[6-9]。目前延长气井3 600 m以上井深采用的胍胶浓度为0.50%～0.55%，山西组也是气区的主力气层，因此本研究针对延长气田深井（＞3 600 m）低渗透油气储层进行研究，针对低孔、低渗的储层特征进行了低浓度胍胶压裂液体系的研制，实现降低对储层的伤害，提高压裂效果，提升产气量的效果，实现降本增效的企业理念。

1 压裂助剂研究

1.1 山西组岩石矿物组成及分布

储层岩石组成的分析对于开发合适体系压裂液降低储层伤害至关重要，因此采用了X衍射对山西组储层岩石进行测试，其组成及分布（见表1）。

经研究发现以石英和黏土矿物为主，其中石英最大含量达到99%，黏土含量最大42.5%。研究区黏土矿物类型多样，伊蒙混层矿物山西组平均达到了31.2%，23.4%样品内伊蒙混层矿物相对含量超过20%，是造成研究区储层水敏性的主要矿物类型，因此压裂液体系需要添加黏土稳定剂类物质进行预防水敏性造成的储层伤害。

1.2 储层孔隙度、渗透率研究

表1 延长气田山西组气层X衍射全岩分析统计表

表2 延长气田山西组储层常规物性分析表

孔隙度、渗透率对于油气开采效果具有重要的影响，针对山西组储层孔隙度及渗透率进行统计研究，实验数据（见表2）。

孔隙度主要分布在4.0%～10.0%，这一区段的样品数可占76.59%，平均孔隙度6.4%，样品孔隙度大于10%分布频率为7.54%；渗透率主要分布在0.01×10-3μm2～0.5×10-3μm2，该分布区段的样品数占 89.26%，平均为 0.2×10-3μm2，大于 0.5×10-3μm2的样品分布频率占到6.64%，属低孔、低渗致密型储集层，因此对于压裂液体系需要注意低孔、低渗储层的预防保护及压裂结束后返排效果的提升，一方面可以降低压裂液体系的残渣减轻对孔隙度的伤害，另一方面需要通过助剂添加降低表界面张力降低水锁效应，降低储层中黏土类物质的敏感性减小储层伤害。

1.3 储层填隙物特征研究

填隙物往往是储层伤害的关键，对山西组储层中填隙物进行薄片鉴定，其填隙物成分（见表3）。

表3 延长气田山西组主要储层段砂岩填隙物成分表

通过测试发现填隙物主要为黏土矿物、硅质和碳酸盐胶结物，其中黏土充填物的含量在山西组含量为0.99%～42.5%，硅质胶结山西组平均含量为4.37%，碳酸盐类胶结物单井最大含量在15.67%～44.95%。

图1 山西组储层

为了研究填隙物对储层的影响进行了扫描电镜观测（见图1）。

通过电镜扫描发现存在压实作用、胶结、交代作用，压实作用使颗粒间的接触更为紧密趋于定向排列，胶结、压溶易形成凹凸接触，进一步的压溶可出现由凹凸接触向缝合线接触的转变，从而形成低孔致密储层，因此储层条件较差，需要保证压裂液体系性能，降低压裂过程中压力的不平稳性及压力过高等造成的储层伤害性。

1.4 储层气藏特征研究

储层气藏特征对于压裂后返排效果影响较大，对山西组34口井的气藏数据统计（见表4）。

表4 延长气田山西组气藏特征简表

由表4数据可知山西组气藏压力为低压，其压力系数最高为0.97，平均压力系数为0.81，这一特点预示需要采取助排措施提升其返排效果，针对压裂液体系可以通过添加起泡剂，降低返排液柱的压力，另一方面可以添加助排剂降低压裂液破胶液的表界面张力，降低水锁效应，提高返排效果，增加油气开采效率。

1.5 储层水质研究

储层水质与压裂液体系可能存在不配伍性造成地层伤害，需要对其进行研究，通过对山西组14口井地层水化验分析结果进行了统计（见表5）。

地层水中Ca2+、Cl-、Na+（K+）、Mg2+、HCO3-的含量较高，个别井的地层水中含有SO42-，矿化度含量高达几十克每升，有的甚至几百克每升，属于高矿化度水。依据《油田水结垢趋势预测》（SY/T 0600-1997）对地层水的CaCO3结垢趋势进行分析，发现均有CaCO3结垢趋势，而油气开采压裂过程中，用作压裂液中破胶剂的过硫酸铵会生成SO42-，会生成硫酸钙结垢，为了降低沉淀对地层的伤害，需要加入助剂降低沉淀的形成减轻对储层的伤害。

2 压裂液体系研究

针对储层特征研究对压裂液体系助剂添加进行了研究，确定了通过添加防膨稳定剂来降低储层的伤害，通过添加起泡助排剂来提升返排效果，通过添加压裂专用螯合剂来降低压裂液进入地层后与地层水的不配伍性，通过降胍胶浓度由0.50%～0.55%降至0.35%减轻对储层的伤害。通过实验研究发现当防膨稳定剂添加量达到0.8%时，防膨率达到了90.15%，再增加其浓度对防膨率影响不大，起泡助排剂当浓度达到0.5%时，其发泡率为75.31%、表面张力为22.33 mN/m、界面张力为0.06 mN/m、助排率为93.3%，压裂专用螯合剂浓度达到0.025%时，压裂液与地层水的结垢趋势已达到最小，故最终确定压裂液体系为：0.35%胍胶+0.50%起泡助排剂+0.80%防膨稳定剂+0.15%温度稳定剂+0.10%杀菌剂+0.15%Na2CO3+0.025%压裂专用螯合剂+（0.10%～0.35%）高温交联剂。

2.1 压裂液体系耐温耐剪切性能研究

由于研究的地层深度均为大于3 600 m的储层，因此对压裂液体系进行130℃条件下的耐温耐剪切实验，其流变图谱（见图2）。

图2 压裂液体系的耐温耐剪切曲线

由图2可以看出体系经过2 h剪切后其黏度仍大于50 mPa·s，因此压裂液体系具有较好的耐温耐剪切性能，由于其耐温已达130℃，故对于小于130℃的地层均不存在问题，能满足压裂现场要求。

2.2 压裂液体系悬砂性能研究

表5 延长气田山西组地层水化验分析数据表

为研究体系悬砂能力，在90℃水浴中进行了性能测定，实验数据（见表6）。

表6 压裂体系悬砂时间研究

从表6中数据可以看出压裂体系悬砂性能较好，目前现场体系的悬砂时间为8 min，因此所研究的压裂体系完全适用于现场压裂。

2.3 压裂液对岩心伤害性研究

为考察低浓度胍胶压裂液对岩心的伤害情况，将其与常规胍胶压裂液的岩心伤害情况进行了对比研究，评价方法采用标准“水基压裂液性能评价方法（SY 5107-2005）”，其实验数据（见表7）。

表7 岩心伤害率对比

由表7可知，常规胍胶压裂液体系对岩心的伤害率为28.70%，低浓度胍胶压裂液体系对岩心的伤害率为14.49%，与常规体系相比伤害率减少率为49.51%，由此可以看出低浓度胍胶体系具有较低的储层伤害性。

3 现场应用

根据研究的压裂液体系进行了现场试验，选2口井进行现场施工，其施工数据统计（见表8），施工图谱（见图3）。

表8 1＃、2＃井现场施工数据统计

由表8可以看出施工加砂按照设计可达到100%，平均砂比均大于20%，其射孔段深度最深达到了4 044 m，地层温度达到了131℃，由施工图谱可以看出两口井均施工顺利，施工压力平稳，且1＃井施工压力维持在60 MPa以下，2＃井施工压力维持在65 MPa以下，因此压裂液体系具有较好的性能，能满足延长气田山西组深井压裂应用。

4 产气效果

对施工的两口井进行了试气效果及返排效果测定，选择邻井同层位试气效果进行对比，其实验数据（见表9）。

通过对比发现针对山西组所研发体系在产气效果及返排效果方面均具有较好的性能，其产气量提升明显，产气提升量保持在1.0×104m3/d左右，返排提升率大于5%，从经济价值方面考虑胍胶用量降低了30%以上，因此针对储层特征所开发的体系具有较好的压裂效果及经济价值。

图3 1＃、2＃井现场施工图谱

表9 1＃、2＃井与邻井产气效果对比表

5 总结

通过对山西组储层进行研究，开发的压裂液体系具有较好的性能，其压裂液体系配方为：0.35%胍胶+0.50%起泡助排剂+0.80%防膨稳定剂+0.15%温度稳定剂+0.10%杀菌剂+0.15%Na2CO3+0.025%压裂专用螯合剂。体系防膨率达到了90.15%，发泡率为75.31%、表面张力为22.33 mN/m、界面张力为0.06 mN/m、助排率为93.3%，在130℃时体系仍具有较好的耐温耐剪切性能，在90℃条件下悬砂时间达到了29 min以上，与现场使用体系相比，悬砂时间大幅度延长，胍胶用量降低了30%以上，伤害率下降达到了49.51%。经过现场2口井的试验表明在131℃的地层温度下仍可顺利施工，施工压力平稳，加砂按设计完成，平均砂比均大于20%，压后返排率效果、产气效果提升明显，前者达到了5%以上，后者达到1.0×104m3/d左右，综合考虑针对山西组储层特征研究所开发的压裂液体系具有较好的性能及较好的经济价值，具有降本增效的作用。