吐哈油田特低滲砂礫巖稠油油藏壓裂技術研究應用

李一朋，鄭 波，吳明江，鄧有根，鮑 黎，樊新剛

（中國石油吐哈油田井下技術作業公司，新疆吐魯番鄯善 838200）

吐哈油田魯克沁二疊系油藏具有低孔-特低滲、礫石含量高等特點，為實現油藏經濟有效開發，需要采用壓裂工藝改造技術。受地層巖性、物性、埋藏深度、溫度壓力系統、流體特性等因素影響，壓裂施工難度較大、措施增產效果不明顯[1]，主要表現在以下三個方面：①區塊砂礫巖儲層埋深3 600～4 800 m，儲層溫度 100～120℃，對壓裂液耐溫抗剪切性能提出較高要求，同時裂縫延伸壓力梯度 0.020～0.024 MPa/m，加之 31/2"油管壓裂管柱水力沿程摩阻高，致使施工壓力偏高（80.0～90.0 MPa），排量經常無法達到工藝設計排量，施工風險大，成功率低；②儲層強水敏、連通性差，注水井常表現為高壓欠注或油井端不見效，導致油井自然遞減快，地層能量不能得到有效補充[2]；③儲層原油黏度高達111.3～24 570 mPa·s （50℃），原油流動能力差，需對裂縫導流能力進行優化，提高單井產能。針對以上難題，有必要開展特低滲砂礫巖稠油油藏壓裂技術研究。

1 儲層特征分析

1.1 儲層巖性物性特征

魯克沁二疊系梧桐溝組儲層埋藏深（3 600 ～4 800 m），自上而下發育W1、W2、W3三套小層，巖石類型主要為碎屑巖類，研究區水下分流河道主要由礫巖、砂礫巖、砂巖組成。梧桐溝組W1巖性主要以礫狀砂巖為主，細砂巖次之；W2為泥質不等粒砂巖、砂礫巖；W3巖性主要為砂礫巖，局部夾有細砂巖和礫狀砂巖。礫石含量高達30%，儲層孔隙度峰值集中在10%～18%，滲透率峰值集中在（0.5～50.0）×10-3μm2，變異系數1.62～2.48，突進系數3.78 ～15.50，為低孔、低-特低滲強非均質性砂礫巖儲層。

1.2 儲層壓力、溫度及流體性質

地層壓力系統：區塊儲層壓力系數1.177，屬正常壓力系統；儲層地應力高，平均延伸壓力梯度0.022 4 MPa/m。

地層溫度系統：地溫梯度2.26～2.45℃/100 m，為異常低溫系統。

地層流體性質：區塊原油具有黏度偏高、重組分烴類等含量偏高的特點，并含有石蠟、瀝青質；黏度（50℃）111.3～24 570 mPa·s，含蠟量 8.8%～19.7%。

1.3 儲層敏感性傷害特征

二疊系梧桐溝組儲層黏土礦物整體含量高，W1黏土礦物總量為16.9%，蒙皂石是最主要的黏土礦物，W3黏土礦物總量為24.9%，主要為蒙皂石，其次為綠泥石和伊蒙混層。蒙皂石、伊蒙混層都是水敏礦物，因此強-極強水敏是梧桐溝組主要的潛在敏感性因素[3]。

2 壓裂技術研究

2.1 壓裂工藝技術思路

針對魯克沁二疊系注采井網不完善、地層能量虧空等問題，根據相關室內實驗評價結果，提出“注水蓄能+壓裂”工藝技術思路：①注水補充地層能量，同時利用油層親水性特征，發揮毛管力吸水排油的作用，將原油從低滲孔道排到高滲孔道；注入水部分進入并駐留在低滲孔道，使油層內油水飽和度重新分布。對于低滲-特低滲、親水性油層，注水（活性水）蓄能可充分發揮毛細管力作用，實現油水滲析置換，從而提高原油采收率，并使地層壓力得以恢復，為原油的流動采出提供驅替壓力[4]。②實施壓裂工藝技術改造，形成高導流能力人工裂縫，從而大幅提高單井增產效果[5]。

2.1.1 滲析置換室內評價

二疊系油藏表現為親水性特征，通過對前期壓裂后見油返排率進行統計，返排率5%～10%即見油，見油周期短。二疊系相關巖心靜態滲吸實驗表明，24 h滲吸換油量即可達到80%以上，儲層越親水，滲析排油能力越強，更有助于提高儲層采收率，同時也是導致區塊見油周期短的主要原因。因此，通過“低排量注水蓄能”，可有效實現滲析排油，且能提高地層壓力系數、增長措施有效期。

2.1.2 巖石力學實驗

砂礫巖儲層水力壓裂易產生礫緣縫，劉鵬等學者對砂礫巖水力壓裂裂縫起裂因素進行了細致研究。研究表明，當水平最大主應力與水平最小主應力比值小于1.7時，容易產生復雜裂縫形態[6]。通過玉北區塊巖石力學實驗結果表明，水平最大主應力與水平最小主應力比值為1.3～1.4時，水力壓裂容易產生復雜裂縫，縫寬偏小，致使壓裂施工難度大。因此對施工排量、壓裂液攜砂性能等方面提出較高要求。

2.2 壓裂管柱技術現場試驗

為大幅降低壓裂液水力沿程摩阻，提高排量及儲層改造體積，在魯克沁二疊系大規模開展 4″非標油管壓裂管柱技術應用，經模擬計算及現場測試比對，6.0 m3/min排量下，與3 1/2″壓裂管柱相比，4″非標油管沿程水力摩阻可降低3.0～3.3 MPa/1 000 m，可降低沿程摩阻10.0～15.0 MPa（圖1），大幅降低井口施工壓力，降低了施工安全風險，并一定程度提高了儲層壓裂改造效果。

2.3 壓裂液體系優化

圖1 31/2″油管與4″非標油管不同排量下摩阻對比

魯克沁二疊系區塊儲層埋藏深（3 600～4 800 m）、地層溫度高（100～120 ℃）、水敏性強，室內評價優選低含量高效交聯低傷害壓裂液體系，優化 HPG質量分數為0.3%；同時為有效解決黏土膨脹問題，采用“有機黏土穩定劑+無機KCl”雙元防膨體系[7]，降低壓裂液對儲層傷害，有效保護儲層。

2.3.1 壓裂液性能評價實驗

低濃度瓜膠高效交聯低傷害液體系突破原有“最低胍膠濃度臨界值”，新型交聯劑能夠通過多鍵分梯次與羥丙基瓜膠官能團交聯形成網狀結構，增大分子間作用力。與0.45%HPG壓裂液相比，該壓裂液體系可降低壓裂液殘渣對低滲儲層基質傷害約10%，可提高導流能力約 15%，同時可降低壓裂液瓜膠成本 30%～40%。通過室內實驗評價，該壓裂液120℃剪切1 h后（170 s-1）的最終剪切黏度為170 mPa·s，且懸砂性能良好（圖2）。

圖2 壓裂液高溫流變實驗

2.3.2 壓裂液防膨性能實驗

結合區塊儲層強水敏儲層特征，對壓裂液進行防膨性能評價，黏穩劑優化選用國外常用的CST方法，評價測試結果見表1。表1中，空白時間：不含巖心粉的液體濾取時間t!；CST時間：含巖心粉的液體濾取時間t1；CST比率：（t1- t!）/t!；CST比率越小，黏土對液體的敏感性越弱，防膨效果越好。通過實驗評價，綜合考慮防膨效果及經濟效益，最終優選0.5%有機黏土穩定劑+1%KCl。

2.4 組合支撐劑的確定

玉北二疊系儲層原油黏度高，黏度(50 ℃）111.3～24 570 mPa·s。根據二疊系地層壓力與流體性質，優選承壓69 MPa高強度支撐劑，采用30～50目 + 20～40目 + 16～30目組合陶粒，30～50目支撐次生裂縫，20～40目支撐主裂縫，16～30目支撐裂縫口，從而提高整個人工裂縫的導流能力，提高稠油流動能力[8]。

表1 有機+無機KCL評價實驗結果

3 應用效果

2017年，通過巖性評價、地應力分析、“注水蓄能+壓裂”技術思路、壓裂管柱、壓裂液體系及支撐劑組合等系列技術研究與應用，取得了較好的措施增產效果。對比90 d內注水蓄能壓裂與未實施注水蓄能壓裂采油生產數據，結果表明，進行“注水蓄能+壓裂”的井地層能量得到補充，穩產期長，產量遞減慢（5%～10%），而未進行注水蓄能壓裂的井穩產期短，產量遞減相對較快（20%～30%）,。

魯克沁二疊系區塊采用“注水蓄能+壓裂”可對比17井次（直井14井次，水平井3井次），措施成功率100%。水平井壓裂后初期平均單井日產液22.5 m3，日產油18.8 t；直井壓裂14井次，其中新投井11井次，壓后初期平均單井日產液13.3 m3，日產油11.0 t；重復壓裂井平均單井日增液10.6 m3，日增油5.4 t，增產效果顯著。

4 結論

（1）通過在魯克沁二疊系實施“注水蓄能+壓裂”工藝技術，區塊地層能量得到有效補充，有效彌補了因注采井網不完善、注采不平衡造成的地層能量虧空，提高了油井壓后穩產周期，降低了自然遞減。同時二疊系油層具有親水性特征，可發揮毛管力吸水排油作用，將原油從低滲孔道排到高滲孔道；實驗表明，儲層越親水，滲析排油能力越強，更有助于提高儲層采收率，縮短見油周期。

（2）魯克沁二疊系優選4″非標油管壓裂管柱技術與常規31/2″油管相比，排量、裂縫凈壓力及縫寬都得到明顯提高，措施成功率明顯提高，提高了儲層壓裂改造效果，同時大幅降低井口施工壓力，降低了施工安全風險。

（3）低濃度瓜膠高效交聯低傷害液體體系突破原有“最低胍膠濃度臨界值”，新型交聯劑能夠通過多鍵分梯次與羥丙基瓜膠官能團交聯形成網狀結構，與常規0.45%HPG壓裂液相比，該壓裂液體系具有更好的高溫流變及攜砂性能，并可降低壓裂液殘渣對低滲儲層基質傷害、提高導流能力。