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(yè)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(xiàn)油藏經(jīng)濟有效開發(fā)，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(tǒng)、流體特性等因素影響，壓裂施工難度較大、措施增產(chǎn)效果不明顯[1]，主要表現(xiàn)在以下三個方面：①區(qū)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(jīng)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(xiàn)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(yōu)化，提高單井產(chǎn)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(fā)育W1、W2、W3三套小層，巖石類型主要為碎屑巖類，研究區(qū)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(zhì)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(shù)1.62～2.48，突進系數(shù)3.78 ～15.50，為低孔、低-特低滲強非均質(zhì)性砂礫巖儲層。

1.2 儲層壓力、溫度及流體性質(zhì)

地層壓力系統(tǒng)：區(qū)塊儲層壓力系數(shù)1.177，屬正常壓力系統(tǒng)；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(tǒng)：地溫梯度2.26～2.45℃/100 m，為異常低溫系統(tǒng)。

地層流體性質(zhì)：區(qū)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(zhì)；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(wǎng)不完善、地層能量虧空等問題，根據(jù)相關室內(nèi)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(fā)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(nèi)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(fā)揮毛細管力作用，實現(xiàn)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(qū)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(chǎn)效果[5]。

2.1.1 滲析置換室內(nèi)評價

二疊系油藏表現(xiàn)為親水性特征，通過對前期壓裂后見油返排率進行統(tǒng)計，返排率5%～10%即見油，見油周期短。二疊系相關巖心靜態(tài)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(qū)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(xiàn)滲析排油，且能提高地層壓力系數(shù)、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(chǎn)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(chǎn)生復雜裂縫形態(tài)[6]。通過玉北區(qū)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(chǎn)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(xiàn)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(guī)模開展 4″非標油管壓裂管柱技術應用，經(jīng)模擬計算及現(xiàn)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(yōu)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(qū)塊儲層埋藏深（3 600～4 800 m）、地層溫度高（100～120 ℃）、水敏性強，室內(nèi)評價優(yōu)選低含量高效交聯(lián)低傷害壓裂液體系，優(yōu)化 HPG質(zhì)量分數(shù)為0.3%；同時為有效解決黏土膨脹問題，采用“有機黏土穩(wěn)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(lián)低傷害液體系突破原有“最低胍膠濃度臨界值”，新型交聯(lián)劑能夠通過多鍵分梯次與羥丙基瓜膠官能團交聯(lián)形成網(wǎng)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(zhì)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(nèi)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(qū)塊儲層強水敏儲層特征，對壓裂液進行防膨性能評價，黏穩(wěn)劑優(yōu)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(jīng)濟效益，最終優(yōu)選0.5%有機黏土穩(wěn)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(jù)二疊系地層壓力與流體性質(zhì)，優(yōu)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(chǎn)效果。對比90 d內(nèi)注水蓄能壓裂與未實施注水蓄能壓裂采油生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結果表明，進行“注水蓄能+壓裂”的井地層能量得到補充，穩(wěn)產(chǎn)期長，產(chǎn)量遞減慢（5%～10%），而未進行注水蓄能壓裂的井穩(wěn)產(chǎn)期短，產(chǎn)量遞減相對較快（20%～30%）,。

魯克沁二疊系區(qū)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(chǎn)液22.5 m3，日產(chǎn)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(chǎn)液13.3 m3，日產(chǎn)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(chǎn)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(qū)塊地層能量得到有效補充，有效彌補了因注采井網(wǎng)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(wěn)產(chǎn)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(fā)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(yōu)選4″非標油管壓裂管柱技術與常規(guī)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(lián)低傷害液體體系突破原有“最低胍膠濃度臨界值”，新型交聯(lián)劑能夠通過多鍵分梯次與羥丙基瓜膠官能團交聯(lián)形成網(wǎng)狀結構，與常規(guī)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(zhì)傷害、提高導流能力。