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【摘要】为避免常规压裂液体系对低渗低压储层带来的二次伤害，使用低伤害工艺以减少储层基质渗透率和支撑裂缝伤害已成为储层改造的重要研究课题，苏东气田作为苏里格压裂新工艺、新技术试验田，目前应用较为成功的有两种新型低伤害压裂液体系——超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂，截止2012年底西南井下已成功运用这两种技术30井次，并取得较好的改造效果。
【关键词】低伤害压裂液；羟丙基；粘弹性表面活性剂；现场应用
引言
苏里格气田东区产层为石盒子组、山西组、本溪组、马家沟组等多层段储集砂体，气藏呈由东北向西南方向倾斜的单斜构造，构造平缓，幅度5～15m/km。产层埋藏浅（2900m～3000m），盒8段砂体厚度15m～30m，宽度10km～25km，平均孔隙度7.02%～12.62%，平均压力系数为0.86，是典型的低渗低压气藏。对此类储层改造使用常规压裂液体系会带来严重的二次伤害现象，造成返排率低、储层污染严重。因此，使用低伤害工艺以减少储层基质渗透率和支撑裂缝伤害已经成为苏东储层改造的重要课题[2-5]。作为苏里格压裂新工艺、新技术试验田，统计表明，到2012年底，西南井下在苏东应用新型低伤害工艺的措施井次已达到公司压裂任务井数的79.2%，而其中应用较为成功的两种新工艺是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系（VES）。
阴离子粘弹性表面活性剂低伤害机理在于（1）表面活性剂在盐水形成的胶束凝胶不含高分子，极大降低基质及裂缝壁面吸附滞留伤害；（2）新型阴离子表面活性剂与砂岩表面的负电性相斥，不易在砂岩表面吸附，很难进入砂岩及其填隙物的孔喉，还可有效防止阳离子表面活性剂可能造成的润湿反转。
（2）VES体系：
3.应用
从设计参数、过程控制、措施效果三个方面对两种低伤害压裂液体系的现场应用进行对比评价。
（2）前置液比：由于阴离子型清洁压裂液不含高分子聚合物，液体效率偏低，前置液比设置为40%，高于常规体系和低浓度体系3-4个百分点，而低浓度与常规体系前置液比基本相同。
（3）管内摩阻：从表3可以看出，在相同泵注环境下，三种体系的沿程摩阻系数存在如下关系：δVES>δ低浓度>δ常规。
（4）泵注排量：考虑到苏东产层薄，多有含水气层，为控缝高多采用变排量泵注工艺，同时为提高液体效率，增强工作液携砂能力，两种低伤害体系排量设置都较常规体系为高
（5）小结：三种工艺设计规模相当，而VES体系拥有最好的泵注环境。
（2）低浓度体系现场控制要点在于液体配制质量控制，统计20井次试验井中砂堵2井次，且都存在不同程度压裂液粘度下降的现象。
（3）VES体系控制要点在于KCL液与表面活性液同等速率注入，由于现场工艺控制难度相对较大，低压控制一旦不到位，就会出现泵压陡升陡降、泵车上水不足等现象，施工成功率80%。
（4）从现场控制措施成功率来看，低伤害体系应用成熟度仍不如常规体系，而低浓度羟丙基体系优于阴离子表面活性剂体系。
（1）低浓度体系：试验20井次，累计加砂1119m3，测试无阻流量合计达114.4×104m3/d，平均每方支撑剂提供产能0.102×104m3/d；返排率8
（3）常规体系：统计6井次，累计加砂336m3，测试无阻流量合计30.3×104m3/d，平均每方支撑剂提供产能0.0901×104m3/d，返排率80.5%，排液周期9.7天；
（4）无论压后返排，还是增产效果，低伤害体系要强于常规体系，低浓度羟丙基胍胶体系强于清洁压裂液。而VES体系的现场应用还存在一定的缺陷：一是KCL液与表面活性液同等速率注入精度不高，常出现因混合不均引起的质量问题，影响造缝效果；二是凝胶遇油气水破胶，但对于干气藏来说，其近井段的破胶效果还甚不理想。
4.结论
（1）研究结果表明，低浓度羟丙基胍胶压裂液、阴离子粘弹性表面活性剂这两种低伤害体系综合措施效果明显优于常规压裂液体系，这源自于体系的低伤害特征，具有广阔的推广应用前景。
（2）低伤害体系的措施成功率通过现场工艺研究的成功运用得到进一步提升，但应用成熟度仍低于常规体系。
（3）尽管从低伤害机理评价来看，VES体系应优于低浓度体系，但由于VES体系在现场应用中存在的缺陷制约了该工艺的进一步发展。
参考文献
刘美娟，张劲，张士诚等.低伤害压裂液在沁阳凹陷南部陡坡带的应用[J].特种油气藏，2010，17（4）：87-89.
Nimerick K H，Temple HL， Card R J. New pH-buffered low poly-mer borate crosslinked fluids for hydraulic fracturing [Z]. SPE35 638，1997.
[3]米卡尔.J.埃克诺米德斯，肯尼斯.G.诺尔特.油藏增产措施（第三版）.2002：265-266.
[4]李曙光.表面活性剂压裂液机理、压裂设计及评估技术研究[D].成都：西南石油大学，200
作者简介
敖科（1979-），男，工程师，2006年毕业于西南石油大学油气田开发专业（硕士），从事酸化压裂工程技术工作。
【关键词】低伤害压裂液；羟丙基；粘弹性表面活性剂；现场应用
引言
苏里格气田东区产层为石盒子组、山西组、本溪组、马家沟组等多层段储集砂体，气藏呈由东北向西南方向倾斜的单斜构造，构造平缓，幅度5～15m/km。产层埋藏浅（2900m～3000m），盒8段砂体厚度15m～30m，宽度10km～25km，平均孔隙度7.02%～12.62%，平均压力系数为0.86，是典型的低渗低压气藏。对此类储层改造使用常规压裂液体系会带来严重的二次伤害现象，造成返排率低、储层污染严重。因此，使用低伤害工艺以减少储层基质渗透率和支撑裂缝伤害已经成为苏东储层改造的重要课题[2-5]。作为苏里格压裂新工艺、新技术试验田，统计表明，到2012年底，西南井下在苏东应用新型低伤害工艺的措施井次已达到公司压裂任务井数的79.2%，而其中应用较为成功的两种新工艺是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系（VES）。
1.低伤害作用机理
超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液属于有机硼交联体系，它的低伤害机理在于使用高性能的新型交联剂，在保证携砂所需的足够粘度基础上，能够大幅度降低常规羟丙基瓜尔胶的使用浓度30-40%，通过降低大分子浓度和水不溶物及残渣含量，最终实现降低储层伤害目的。阴离子粘弹性表面活性剂低伤害机理在于（1）表面活性剂在盐水形成的胶束凝胶不含高分子，极大降低基质及裂缝壁面吸附滞留伤害；（2）新型阴离子表面活性剂与砂岩表面的负电性相斥，不易在砂岩表面吸附，很难进入砂岩及其填隙物的孔喉，还可有效防止阳离子表面活性剂可能造成的润湿反转。
2.技术特征
2.1液体配方
（1）低浓度体系：1.0%KCl+0.33%CJ2-6（羟丙基胍胶）+0.1%CJSJ-3（杀菌剂）+0.3%COP-3（粘土稳定剂）+0.5%YFP-2（起泡剂）+0.5%RGJ-1（润湿改善剂）+0.3%TJ-1（调节剂）+JL-9（交联剂）（2）VES体系：
3.5%ZC增稠剂+0%ZR助溶剂+6%KCl
2.2导流能力
压裂施工过程中压裂液的滤饼和破胶后产生的残渣会对裂缝内支撑剂的导流能力产生影响，在这里选用20-40目支撑剂，10kg/m2铺砂浓度，分别加入250mlHPG浓度0.5%的常规压裂液、250mlHPG浓度0.33%低浓度压裂液或250ml3.5%VES，不考虑嵌入情况，测试支撑剂的导流能力，实验结果如下表1。
试验结果表明随着闭合压力的增加，瓜尔胶压裂液的导流能力下降很快。压裂液残渣的伤害，导致了支撑剂导流能力明显的降低。2.3岩芯伤害
VES体系表现出较低的伤害，这与其不含高分子聚合物有关。说明压裂液中高分子材料在孔隙吼道的吸附滞留是造成储层伤害的主要原因。3.应用
从设计参数、过程控制、措施效果三个方面对两种低伤害压裂液体系的现场应用进行对比评价。
3.1设计参数
（1）砂比：参数优选主要与目的层的储层品位相关，设计时未考虑液体体系的影响，主力产层盒8平均砂比最高到28%，山1与山2分别为25%、23%。（2）前置液比：由于阴离子型清洁压裂液不含高分子聚合物，液体效率偏低，前置液比设置为40%，高于常规体系和低浓度体系3-4个百分点，而低浓度与常规体系前置液比基本相同。
（3）管内摩阻：从表3可以看出，在相同泵注环境下，三种体系的沿程摩阻系数存在如下关系：δVES>δ低浓度>δ常规。
（4）泵注排量：考虑到苏东产层薄，多有含水气层，为控缝高多采用变排量泵注工艺，同时为提高液体效率，增强工作液携砂能力，两种低伤害体系排量设置都较常规体系为高
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。（5）小结：三种工艺设计规模相当，而VES体系拥有最好的泵注环境。
3.2过程控制
（1）常规体系现场工艺最成熟，控制措施相对简单，成功率最高，统计12井次加砂压裂施工，一次成功率100%。（2）低浓度体系现场控制要点在于液体配制质量控制，统计20井次试验井中砂堵2井次，且都存在不同程度压裂液粘度下降的现象。
（3）VES体系控制要点在于KCL液与表面活性液同等速率注入，由于现场工艺控制难度相对较大，低压控制一旦不到位，就会出现泵压陡升陡降、泵车上水不足等现象，施工成功率80%。
（4）从现场控制措施成功率来看，低伤害体系应用成熟度仍不如常规体系，而低浓度羟丙基体系优于阴离子表面活性剂体系。
3.3措施效果
根据措施效果表（表5-表7）统计数据分析表明：（1）低浓度体系：试验20井次，累计加砂1119m3，测试无阻流量合计达114.4×104m3/d，平均每方支撑剂提供产能0.102×104m3/d；返排率8
1.5%，排液周期8.4天；
（2）VES体系：试验10井次，累计加砂631m3，测试无阻流量合计58.6×104m3/d，平均每方支撑剂提供产能0.0928×104m3/d，返排率79.7%，排液周期8.8天；（3）常规体系：统计6井次，累计加砂336m3，测试无阻流量合计30.3×104m3/d，平均每方支撑剂提供产能0.0901×104m3/d，返排率80.5%，排液周期9.7天；
（4）无论压后返排，还是增产效果，低伤害体系要强于常规体系，低浓度羟丙基胍胶体系强于清洁压裂液。而VES体系的现场应用还存在一定的缺陷：一是KCL液与表面活性液同等速率注入精度不高，常出现因混合不均引起的质量问题，影响造缝效果；二是凝胶遇油气水破胶，但对于干气藏来说，其近井段的破胶效果还甚不理想。
4.结论
（1）研究结果表明，低浓度羟丙基胍胶压裂液、阴离子粘弹性表面活性剂这两种低伤害体系综合措施效果明显优于常规压裂液体系，这源自于体系的低伤害特征，具有广阔的推广应用前景。
（2）低伤害体系的措施成功率通过现场工艺研究的成功运用得到进一步提升，但应用成熟度仍低于常规体系。
（3）尽管从低伤害机理评价来看，VES体系应优于低浓度体系，但由于VES体系在现场应用中存在的缺陷制约了该工艺的进一步发展。
参考文献
刘美娟，张劲，张士诚等.低伤害压裂液在沁阳凹陷南部陡坡带的应用[J].特种油气藏，2010，17（4）：87-89.
Nimerick K H，Temple HL， Card R J. New pH-buffered low poly-mer borate crosslinked fluids for hydraulic fracturing [Z]. SPE35 638，1997.
[3]米卡尔.J.埃克诺米德斯，肯尼斯.G.诺尔特.油藏增产措施（第三版）.2002：265-266.
[4]李曙光.表面活性剂压裂液机理、压裂设计及评估技术研究[D].成都：西南石油大学，200
5.21.
[5]李宪文，凌云，等.长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展[J].天然气工业，2011，31（2）：21-24.作者简介
敖科（1979-），男，工程师，2006年毕业于西南石油大学油气田开发专业（硕士），从事酸化压裂工程技术工作。