一種低滲稠油油藏儲層改造技術(shù)

何春明， 吳剛， 盧昊， 鐘小軍， 張明， 孟杰， 郭朝霞， 周旭

（1.中石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.華北油田公司勘探事業(yè)部，河北任丘062552；3.華北油田公司，河北任丘062552）

中淺層稠油油藏在中國準(zhǔn)格爾盆地、松遼盆地、渤海灣盆地廣泛分布，已成為重要的增儲上產(chǎn)領(lǐng)域。對于中高滲稠油儲層，稠油熱采、自生熱技術(shù)、表面活性劑吞吐等是最常用的開發(fā)技術(shù)。而對于低滲稠油儲層，原油流度低，需要通過壓裂改造才能實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)，現(xiàn)階段低滲稠油儲層壓裂改造研究相對較少，特別是如何通過壓裂改造實(shí)現(xiàn)儲層原油降黏，降低壓裂液對儲層冷傷害等方面都未見報(bào)道。筆者以華北油田某中淺層低滲稠油儲層為例，對低滲稠油儲層高效改造技術(shù)進(jìn)行了探索與研究[1-5]。

1 華北油田儲層的特征及改造難點(diǎn)

華北油田某區(qū)塊中淺層低滲稠油儲層表現(xiàn)出以下特征：①油藏埋深在1 500～2 000 m之間，儲層溫度在50～60 ℃之間，壓力系數(shù)在0.9～1.1之間；②儲層巖性以礫巖、含礫砂巖為主，儲層黏土礦物含量較高，對傷害較為敏感；③儲層孔隙度為15%～18%，平均滲透率為20 mD，地層原油黏度較高，在1 000～1 500 mPa·s（50 ℃）之間，原油具有高密度、高黏度、高凝固點(diǎn)和中等含蠟量的“三高一中”的特點(diǎn)，原油黏度對溫度敏感性強(qiáng)，冷傷害風(fēng)險(xiǎn)大，同時(shí)儲層流動性差，對裂縫導(dǎo)流能力要求高；④儲層分布不集中，單層厚度較薄，單層最大厚度小于8 m，隔層遮擋性差，儲隔層應(yīng)力差小（3～5 MPa），裂縫高度控制難度大。

2 低滲稠油儲層改造的關(guān)鍵技術(shù)

針對低滲稠油儲層壓裂改造面臨的突出難題，提出了以“儲層改造+流體改質(zhì)”為核心的技術(shù)，通過工作液體系優(yōu)化、原油降黏、壓裂全過程傷害（冷傷害+殘?jiān)鼮V液傷害）控制實(shí)現(xiàn)流體改質(zhì)，解決基質(zhì)流動問題，通過壓裂工藝優(yōu)選、泵注程序優(yōu)化、施工過程控制來實(shí)現(xiàn)儲層改造，解決裂縫流動問題，最終實(shí)現(xiàn)基質(zhì)流動與裂縫流動的匹配，提高低滲稠油儲層改造效果。

2.1 稠油降黏劑

該區(qū)塊原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，地層中主要以油包水乳化液狀態(tài)存在，為了實(shí)現(xiàn)對地層原油“改質(zhì)”的目的，室內(nèi)優(yōu)選出一種能夠有效降低原油黏度的降黏劑。降黏劑與原油接觸后，膠質(zhì)分子間原來的氫鍵被降黏劑分子與膠質(zhì)分子間形成的更強(qiáng)氫鍵所取代，降黏劑分子借助形成的強(qiáng)氫鍵和滲透、分散作用進(jìn)入膠質(zhì)片狀分子之間，部分拆散平面重疊堆積而成的分子聚集體，使芳香片無規(guī)堆積、結(jié)構(gòu)松散，空間延展度減小，從而降低稠油體系黏度，達(dá)到降黏的目的[6-7]。不同降黏劑加量與原油黏度關(guān)系見圖1。由圖1可知，1#非離子表面活性劑類降黏劑的降黏效果最好，在50 ℃下原油黏度最低降低到87 mPa·s。隨著降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，原油黏度逐漸降低，當(dāng)降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于3%后，原油黏度降低幅度減小。綜合考慮性能與成本，確定選用1#降黏劑，質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制為3%。

圖1 不同降黏劑加量與原油黏度的關(guān)系

為了減少流體注入對儲層的冷傷害，應(yīng)該采用熱水配制降黏液。而降黏劑的降黏能力受溫度影響較大。為此，室內(nèi)測試了不同溫度下1#降黏劑降黏性能，結(jié)果見圖2。由圖2可知，隨溫度增加，降黏劑的降黏能力表現(xiàn)出先增加后緩慢降低的特點(diǎn)，最優(yōu)使用溫度在45～55 ℃之間。

圖2 1#降黏劑在不同溫度的降黏性能

降黏液需要與原油充分接觸才能發(fā)揮降黏效果。壓裂過程中降黏液在壓差下濾失進(jìn)入地層與原油接觸，施工期間存在剪切流動，而停泵燜井期間則處于靜止?fàn)顟B(tài)。為模擬此過程，在170 s-1和100 s-1剪切速率下剪切1 h后，在60 ℃下放置96 h，測試原油黏度隨時(shí)間變化，結(jié)果見圖3。由圖3可知，剪切速率對降黏液的降黏能力影響顯著，在170 s-1下剪切8 h就能達(dá)到最低黏度，而在100 s-1剪切則需要近80 h才能達(dá)到最低黏度。考慮到儲層條件下，降黏液與原油接觸的剪切速率較低，為充分發(fā)揮降黏效果，需要在降黏液注入后燜井1～3 d，特別是低滲儲層壓裂過程中濾失速率低，因此需要更長的燜井時(shí)間，以獲得最優(yōu)的降黏效果。

圖3 原油黏度與隨時(shí)間的變化關(guān)系

2.2 降黏液注入工藝優(yōu)化

低滲儲層壓裂改造裂縫在儲層穿透深度大，常規(guī)稠油降黏措施是在主壓裂施工前以小排量（1 m3/min）注入小規(guī)模（30～50 m3）降黏液，流體主要以徑向流的方式向儲層深部推進(jìn)，波及范圍小，難以有效覆蓋裂縫溝通的區(qū)域。為此，提出了低滲稠油儲層降黏液注入兩步法：第一步在低于地層破裂壓力下基質(zhì)注入30～50 m3降黏液，主要解決近井筒區(qū)域原油的降黏問題，第二步按照限壓不限排量的模式用降黏液直接壓開儲層，降黏液以裂縫流動方式向儲層深部推進(jìn)，讓降黏液波及范圍達(dá)到壓裂裂縫的波及范圍，以使壓裂改造范圍內(nèi)的流體都能夠得到降黏“改質(zhì)”，同時(shí)還能將原油與壓裂液隔離，避免產(chǎn)生二次傷害。原始與改進(jìn)稠油降黏液波及范圍對比見圖4。由圖4可知，降黏液注入結(jié)束后進(jìn)行燜井處理，能充分發(fā)揮降黏液的降黏效果。

圖4 原始與改進(jìn)稠油降黏液波及范圍對比

2.3 低傷害壓裂液體系優(yōu)選

本區(qū)儲層溫度為50～60 ℃，為降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害，優(yōu)選了一套0.18%羧甲基瓜膠壓裂液，其流變曲線見圖5。考慮到儲層黏土礦物含量較高，需要對防膨劑優(yōu)選，結(jié)果見表1。由圖5可知，壓裂液在60 ℃下剪切2 h后壓裂液黏度依然能夠達(dá)到100 mPa·s，能夠滿足壓裂改造的要求。該壓裂液稠化劑用量少，破膠后殘?jiān)鼭舛葍H為112 mg/L，能夠大幅降低對支撐裂縫及基質(zhì)的堵塞傷害。由表1可以看出，采用復(fù)合防膨體系的防膨效果更好，當(dāng)KCl濃度增加到2%后膨脹量變化量減小，因此，優(yōu)選防膨劑為0.5%黏穩(wěn)劑+2%KCl，能夠有效抑制黏土礦物的膨脹、分散、運(yùn)移，降低壓裂液對基質(zhì)傷害。此外，為了降低壓裂液對儲層的冷傷害，采用溫水配制壓裂液。

圖5 0.18%羧甲基瓜膠壓裂液流變曲線

表1 0.5%黏穩(wěn)劑+不同量的KCl的防膨率

2.4 端部脫砂壓裂改造技術(shù)

稠油儲層原油黏度高，對裂縫導(dǎo)流能力的需求較高，為此，采用端部脫砂壓裂工藝[10]。考慮到本區(qū)塊加砂難度較小，為了實(shí)現(xiàn)端部脫砂壓裂的目的，從2方面對壓裂方案進(jìn)行了優(yōu)化，一方面減少壓裂液前置液比例，從常規(guī)壓裂的45%～50%降低到30%～35%，減少動態(tài)裂縫長度。另一方面提高段塞及連續(xù)加砂階段的砂比，其中段塞階段的砂比從常規(guī)壓裂的5%～8%增加到15%～20%，在連續(xù)加砂階段砂比從20%起步，砂比臺階按5%比例增加，同時(shí)為了避免縫高過度擴(kuò)展，加砂階段施工排量從常規(guī)壓裂的5 m3/min降低到4 m3/min，通過施工參數(shù)的調(diào)整實(shí)現(xiàn)端部脫砂改造的目的。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

該技術(shù)在華北油田X井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，該井壓裂前試油見油花，測試結(jié)論為含油水層，但考慮到本井油稠，水的流度遠(yuǎn)高于油，因此，通過論證認(rèn)為本井具有一定的改造潛力。

X井施工分2步實(shí)施，第一部進(jìn)行降黏液壓裂施工（見圖6），本階段注入158 m3降黏液，施工排量為1.03～4.25 m3/min，施工壓力為17.94～33.38 MPa，停泵壓力為10.70 MPa。由圖6可知，降黏液注入階段地層有明顯的破裂跡象，裂縫的形成大幅度增加降黏液波及范圍。該井第一階段施工結(jié)束后關(guān)井時(shí)間達(dá)72 h，使降黏液與原油有充分接觸反應(yīng)時(shí)間，利于原油降黏。

在主壓裂階段為實(shí)現(xiàn)端部脫砂改造，將前置液比例降低到30%，段塞注入階段的砂比達(dá)到15%～20%，連續(xù)加砂階段的最高砂比達(dá)到45%，施工排量控制在2.2～2.6 m3/min，施工壓力22.75～40.38 MPa，加砂最后階段出現(xiàn)砂堵跡象后停止加砂，開始放噴返排（見圖7）。該井壓后試油產(chǎn)油10.06 t/d，產(chǎn)水1.54 m3/d，是鄰井產(chǎn)量3倍以上，且產(chǎn)水量大幅降低，壓后試采3月累積增油達(dá)518 t，取得了很好的改造效果，實(shí)現(xiàn)了高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的設(shè)計(jì)目標(biāo)。

圖6 華北油田x井降黏液壓裂階段

圖7 華北油田x井端部脫砂壓裂階段

4 結(jié)論

1.采用“基質(zhì)注入+裂縫注入”的稠油降黏劑注入工藝，能夠?qū)崿F(xiàn)改造范圍內(nèi)稠油降黏全覆蓋，同時(shí)起到隔離液的作用，減少壓裂液對儲層的二次傷害。

2.優(yōu)選出非離子型表面活性劑作為原油的降黏劑，加量為3%，該降黏劑發(fā)揮最優(yōu)降黏效果所需時(shí)間1～3 d。

3.優(yōu)化形成超低濃度（0.18%）低傷害壓裂液體系，60 ℃、170 s-1剪切120 min壓裂液黏度保持在100 mPa·s，形成以端部脫砂為主體的高導(dǎo)流壓裂改造技術(shù)。

4.該技術(shù)在華北油田X井進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用，壓后初期產(chǎn)油量為10.06 t/d，產(chǎn)水量為1.54 m3/d，達(dá)鄰井的3倍以上，壓后3個(gè)月累積增油量達(dá)518 t。

參 考 文 獻(xiàn)

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