宋其偉 （中石油吐哈油田分公司溫米采油廠，新疆鄯善838202）

吐哈油田魯克沁深層稠油油藏層內(nèi)分段壓裂改造技術(shù)

宋其偉 （中石油吐哈油田分公司溫米采油廠，新疆鄯善838202）

吐哈油田魯克沁稠油油藏埋深3300～3800m，儲(chǔ)層膠結(jié)程度弱，巖性疏松，砂體厚度較大，常規(guī)壓裂支撐劑充填、造縫困難，厚油層不能得到充分改造；另外，稠油粘度高（地層溫度下原油粘度200～300mPa·s），流動(dòng)性差，且對(duì)溫度敏感性強(qiáng)，冷傷害造成的鉆井液和壓裂液等膠體濾餅的堵塞問(wèn)題會(huì)大大降低油井的壓裂效果。歷年壓裂數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，壓后單井平均日增油4．2t，平均有效期小于60d，效果較差，嚴(yán)重影響了稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)。為此，開(kāi)展了提高稠油油藏壓裂改造效果的研究，并形成了大孔徑射孔、壓前預(yù)處理、層內(nèi)分段壓裂、大粒徑陶粒、降粘壓裂液體系等配套技術(shù)，在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)3井次，施工成功率100%，有效率100%，平均單井日增油6．3t，取得了較好的壓裂效果，為稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)思路。

稠油油藏；深層油藏；壓裂工藝；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；吐哈油田

1 儲(chǔ)層主要特征

吐哈油田魯克沁稠油油藏［1］埋深3300～3800m，儲(chǔ)層灰色、灰黑色細(xì)砂巖，部分地區(qū)底部為礫狀砂巖，從西向東該儲(chǔ)層有逐漸加厚的趨勢(shì)，儲(chǔ)層膠結(jié)程度弱，巖性疏松，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，泥質(zhì)含量20%～30%；泥質(zhì)膠結(jié)物中以高嶺石為主，相對(duì)含量38．7%；綠泥石含量32．2%，伊利石含量7．1%，伊／蒙混層含量22．1%；油層厚度30～60m，平均孔隙度15%～20%，平均滲透率（20～100）×10－3μm2，為中孔、中低滲儲(chǔ)層，油藏類(lèi)型為塊狀邊底水油藏。壓力系數(shù)0．9～1．05，屬正常壓力系統(tǒng)；地溫梯度2．34～2．59℃／100m，屬異常低溫系統(tǒng)。

原油具有高密度、高粘度、高凝固點(diǎn)、高非烴含量和中等含蠟量的“四高一中”的特點(diǎn)，屬典型的芳香型稠油（表1），自東向西隨著埋深增加，粘度下降。

表1 稠油油藏原油性能表

2 前期壓裂效果

自1997年至2010年底，魯克沁稠油先后采用了高砂比壓裂技術(shù)、端部脫砂、二次加砂、尾追大粒徑、液氮拌注增能、降粘清潔壓裂液、熱壓裂液、壓后氣舉快速返排等壓裂技術(shù)，累計(jì)壓裂84井次，施工成功率86．9%，有效率66．7%，壓后單井平均日增油4．2t，平均有效期不足60d。

3 儲(chǔ)層改造技術(shù)難點(diǎn)

魯克沁稠油油藏壓裂改造存在的技術(shù)難點(diǎn)有以下幾個(gè)：①稠油粘度對(duì)溫度敏感性強(qiáng)，當(dāng)溫度低于60℃后，原油粘度會(huì)大幅度上升，原油流動(dòng)性能大幅降低，在常溫條件下，輕質(zhì)組分與重質(zhì)組分分離，孔隙及喉道中有明顯的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)泥狀物，因此冷傷害造成的鉆井液和壓裂液等膠體濾餅的堵塞問(wèn)題，會(huì)大大降低油井的壓裂效果，采用加熱壓裂液不僅會(huì)造成成本大幅度提高，也會(huì)給油田生產(chǎn)帶來(lái)麻煩；②儲(chǔ)層膠結(jié)程度弱，巖性疏松，支撐劑充填、造縫困難，常規(guī)水力壓裂工藝難以形成有效支撐的裂縫填砂面；③儲(chǔ)層厚度較大，無(wú)明顯隔層，采用常規(guī)壓裂技術(shù)，不能實(shí)現(xiàn)均勻造縫；④常規(guī)射孔方法孔眼多，對(duì)壓裂液分流嚴(yán)重，近井毛縫發(fā)育，影響近井造縫寬度；⑤壓裂易形成單一裂縫，縫內(nèi)支撐劑沉降嚴(yán)重，有效支撐高度和縫內(nèi)鋪砂厚度低，另外單一薄縫和近井多毛縫對(duì)稠油節(jié)流影響大，無(wú)效流動(dòng)縫面比例大。因此，針對(duì)這些技術(shù)改造難點(diǎn)，進(jìn)行了一系列的儲(chǔ)層改造技術(shù)對(duì)策研究。

4 儲(chǔ)層改造技術(shù)對(duì)策

1）大孔徑電纜射孔技術(shù) 采用大孔徑射孔技術(shù)，孔密10孔／m，孔徑16mm，可提高稠油孔眼過(guò)流面積，降低流動(dòng)阻力，而對(duì)套管影響較??；采用電纜射孔，可以提高稠油井的作業(yè)時(shí)效。

2）厚層多段、多次體積壓裂技術(shù) 體積壓裂是指在水力壓裂過(guò)程中，使天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而增加改造體積，提高初始產(chǎn)量和最終采收率。①厚層分段“多段縫”壓裂技術(shù)：采用厚層分段射孔、封隔器單封或雙封技術(shù)，采用低排量壓裂施工，實(shí)現(xiàn)厚層分段改造技術(shù)，在縱向上形成多條縫。②厚層單段“多級(jí)縫”壓裂技術(shù)：平面上采用多次暫堵或停砂壓裂形成多條縫，提高稠油流動(dòng)能力。

3）大粒徑支撐劑高壓充填壓裂技術(shù) 研究表明［2］，常規(guī)壓裂縫寬基本和該稠油地層內(nèi)張開(kāi)縫的張開(kāi)度相當(dāng)，同等驅(qū)替壓差下，100mPa·s的稠油基本不能在縫內(nèi)流動(dòng)，稠油流動(dòng)縫的寬度是常規(guī)壓裂稀油流動(dòng)縫的6～10．5倍，對(duì)于同等寬度縫內(nèi)大粒徑顆粒支撐縫，流動(dòng)能力大幅度增加；

4）壓前預(yù)處理技術(shù) 壓前擠入TOP－J活性酶解堵劑＋I(xiàn)PA環(huán)保酸等預(yù)處理液，可減少壓裂液對(duì)稠油的冷傷害，并可以解除壓裂液濾液、鉆井泥漿及其濾液造成的傷害。多種活性物質(zhì)快速將油垢從堵塞處剝離、降解、稀釋?zhuān)瑒兟浜徒獬氯墓纲|(zhì)經(jīng)降解、降粘、稀釋后釋放出稀釋油，同其他分散油（包括乳化的死油和中斷的死油）快速聚并，形成連續(xù)的稀釋油墻、油流帶而通過(guò)孔喉。同時(shí)消除水鎖傷害，降低原油表面張力，擴(kuò)大油流通道。IPA環(huán)保酸是一種高效的活性酸，利用其螯合作用來(lái)螯合碳酸鈣、硫酸鈣、硫酸鋇和硫酸鍶等無(wú)機(jī)垢，與無(wú)機(jī)垢形成穩(wěn)定的螯合物，恢復(fù)提高近井地帶井眼滲流能力以及泵的效率，不對(duì)地層造成新的傷害，不影響集輸系統(tǒng)。

5）水基降粘壓裂液體系 吐哈油田稠油油藏雖然埋藏深，但地溫梯度低，地層溫度70～80℃，屬異常低溫系統(tǒng)，地層溫度下原油粘度200～300mPa·s，流動(dòng)性差，因此壓裂液不僅要有好的粘溫性能，也要盡量減小對(duì)地層傷害，并對(duì)地層原油有降粘作用。為此，研究了中溫水基降粘壓裂液體系，該體系在地層溫度下，170s－1剪切50min，粘度大于100mPa·s，且與地層配伍性好，破膠快，在地層溫度下2h破膠液粘度小于3mPa·s，破膠液與地層原油接觸可降低原油粘度40%～70%，能夠滿(mǎn)足深層稠油油藏壓裂的要求。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

根據(jù)以上研究，采用大孔徑電纜射孔技術(shù)進(jìn)行射孔或覆蓋射孔，及壓前預(yù)處理技術(shù)、厚層層內(nèi)分段壓裂技術(shù)、大粒徑支撐劑壓裂技術(shù)，通過(guò)優(yōu)化施工工藝參數(shù)，優(yōu)選壓裂液體系，現(xiàn)場(chǎng)成功實(shí)施3井次，施工成功率100%，有效率100%，平均單井日增油6．3t，取得了較好的壓裂效果。

YD204－114井日產(chǎn)油1．67t，產(chǎn)水0．6m3，含水25%，壓裂層段為2926～2955．4／29．4m，砂體較厚，采用常規(guī)思路很難取得理想效果，因此采用以下壓裂技術(shù)對(duì)策：①采用大孔徑射孔彈對(duì)目前射孔段進(jìn)行覆蓋射孔，降低孔眼摩阻，同時(shí)擠入混合油降粘處理；②壓前擠入TOP－J活性酶解堵劑及IPA環(huán)保酸等預(yù)處理液，降低壓裂液冷傷害；③該井壓裂層段砂體厚度較大，無(wú)隔層，為了達(dá)到充分改造效果，采用K344雙封機(jī)械封隔層內(nèi)分段改造，并嚴(yán)格控制施工排量；④采用低前置液，低排量飽充填加砂技術(shù)思路，提高裂縫內(nèi)導(dǎo)流能力，并采用混合陶粒，即20～40目陶粒＋16～30目大粒徑涂敷陶粒，提高縫口導(dǎo)流能力，達(dá)到防砂的目的；⑤儲(chǔ)層溫度75℃，采用中溫水基降粘壓裂液體系，對(duì)稠油壓裂的同時(shí)進(jìn)行降粘，提高原油流動(dòng)性能。

YD204－114于2011年5月24日成功實(shí)施壓裂施工，成功實(shí)施了層內(nèi)分段改造，累計(jì)加砂52．4m3，16～30目大粒徑涂敷陶粒為36．6m3，壓后初期日產(chǎn)油11．5t，創(chuàng)歷年來(lái)稠油壓裂增產(chǎn)之最。

6 結(jié)論

1）大孔徑電纜射孔技術(shù)提高了稠油井的作業(yè)時(shí)效，提高了孔眼過(guò)流面積，提高了稠油井壓裂施工成功率。

2）壓前活性酶預(yù)處理技術(shù)，有效防止了壓裂液對(duì)地層造成的冷傷害，提高了壓裂效果。

3）形成了厚層層內(nèi)分段改造、大粒徑支撐劑高壓充填、降粘壓裂液體系等稠油配套壓裂工藝技術(shù)，并取得較好的效果，為吐哈深層稠油壓裂改造技術(shù)提供了技術(shù)支持。

［1］趙健，徐君，崔英懷，等．吐哈盆地吐玉克超深層稠油油田開(kāi)發(fā)方式研究［J］．新疆石油地質(zhì)，2000，21（4）：323～325．

［2］過(guò)海．稠油滲流特征及改善開(kāi)發(fā)效果研究［J］．江漢石油科技，2008，18（4）：18～22．

［編輯］ 蕭 雨

TE357

A

1000－9752（2012）05－0132－03

2011－06－28

宋其偉（1969－），男，1991年承德石油專(zhuān)科學(xué)校畢業(yè)，2005年中國(guó)石油大學(xué)（華東）畢業(yè)，工程師，長(zhǎng)期從事采油工藝技術(shù)的研究與應(yīng)用。