吐哈油田特低渗砂砾岩稠油油藏压裂技术研究应用

李一朋，郑 波，吴明江，邓有根，鲍 黎，樊新刚

（中国石油吐哈油田井下技术作业公司，新疆吐鲁番鄯善 838200）

吐哈油田鲁克沁二叠系油藏具有低孔-特低渗、砾石含量高等特点，为实现油藏经济有效开发，需要采用压裂工艺改造技术。受地层岩性、物性、埋藏深度、温度压力系统、流体特性等因素影响，压裂施工难度较大、措施增产效果不明显[1]，主要表现在以下三个方面：①区块砂砾岩储层埋深3 600～4 800 m，储层温度 100～120℃，对压裂液耐温抗剪切性能提出较高要求，同时裂缝延伸压力梯度 0.020～0.024 MPa/m，加之 31/2"油管压裂管柱水力沿程摩阻高，致使施工压力偏高（80.0～90.0 MPa），排量经常无法达到工艺设计排量，施工风险大，成功率低；②储层强水敏、连通性差，注水井常表现为高压欠注或油井端不见效，导致油井自然递减快，地层能量不能得到有效补充[2]；③储层原油黏度高达111.3～24 570 mPa·s （50℃），原油流动能力差，需对裂缝导流能力进行优化，提高单井产能。针对以上难题，有必要开展特低渗砂砾岩稠油油藏压裂技术研究。

1 储层特征分析

1.1 储层岩性物性特征

鲁克沁二叠系梧桐沟组储层埋藏深（3 600 ～4 800 m），自上而下发育W1、W2、W3三套小层，岩石类型主要为碎屑岩类，研究区水下分流河道主要由砾岩、砂砾岩、砂岩组成。梧桐沟组W1岩性主要以砾状砂岩为主，细砂岩次之；W2为泥质不等粒砂岩、砂砾岩；W3岩性主要为砂砾岩，局部夹有细砂岩和砾状砂岩。砾石含量高达30%，储层孔隙度峰值集中在10%～18%，渗透率峰值集中在（0.5～50.0）×10-3μm2，变异系数1.62～2.48，突进系数3.78 ～15.50，为低孔、低-特低渗强非均质性砂砾岩储层。

1.2 储层压力、温度及流体性质

地层压力系统：区块储层压力系数1.177，属正常压力系统；储层地应力高，平均延伸压力梯度0.022 4 MPa/m。

地层温度系统：地温梯度2.26～2.45℃/100 m，为异常低温系统。

地层流体性质：区块原油具有黏度偏高、重组分烃类等含量偏高的特点，并含有石蜡、沥青质；黏度（50℃）111.3～24 570 mPa·s，含蜡量 8.8%～19.7%。

1.3 储层敏感性伤害特征

二叠系梧桐沟组储层黏土矿物整体含量高，W1黏土矿物总量为16.9%，蒙皂石是最主要的黏土矿物，W3黏土矿物总量为24.9%，主要为蒙皂石，其次为绿泥石和伊蒙混层。蒙皂石、伊蒙混层都是水敏矿物，因此强-极强水敏是梧桐沟组主要的潜在敏感性因素[3]。

2 压裂技术研究

2.1 压裂工艺技术思路

针对鲁克沁二叠系注采井网不完善、地层能量亏空等问题，根据相关室内实验评价结果，提出“注水蓄能+压裂”工艺技术思路：①注水补充地层能量，同时利用油层亲水性特征，发挥毛管力吸水排油的作用，将原油从低渗孔道排到高渗孔道；注入水部分进入并驻留在低渗孔道，使油层内油水饱和度重新分布。对于低渗-特低渗、亲水性油层，注水（活性水）蓄能可充分发挥毛细管力作用，实现油水渗析置换，从而提高原油采收率，并使地层压力得以恢复，为原油的流动采出提供驱替压力[4]。②实施压裂工艺技术改造，形成高导流能力人工裂缝，从而大幅提高单井增产效果[5]。

2.1.1 渗析置换室内评价

二叠系油藏表现为亲水性特征，通过对前期压裂后见油返排率进行统计，返排率5%～10%即见油，见油周期短。二叠系相关岩心静态渗吸实验表明，24 h渗吸换油量即可达到80%以上，储层越亲水，渗析排油能力越强，更有助于提高储层采收率，同时也是导致区块见油周期短的主要原因。因此，通过“低排量注水蓄能”，可有效实现渗析排油，且能提高地层压力系数、增长措施有效期。

2.1.2 岩石力学实验

砂砾岩储层水力压裂易产生砾缘缝，刘鹏等学者对砂砾岩水力压裂裂缝起裂因素进行了细致研究。研究表明，当水平最大主应力与水平最小主应力比值小于1.7时，容易产生复杂裂缝形态[6]。通过玉北区块岩石力学实验结果表明，水平最大主应力与水平最小主应力比值为1.3～1.4时，水力压裂容易产生复杂裂缝，缝宽偏小，致使压裂施工难度大。因此对施工排量、压裂液携砂性能等方面提出较高要求。

2.2 压裂管柱技术现场试验

为大幅降低压裂液水力沿程摩阻，提高排量及储层改造体积，在鲁克沁二叠系大规模开展 4″非标油管压裂管柱技术应用，经模拟计算及现场测试比对，6.0 m3/min排量下，与3 1/2″压裂管柱相比，4″非标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（图1），大幅降低井口施工压力，降低了施工安全风险，并一定程度提高了储层压裂改造效果。

2.3 压裂液体系优化

图1 31/2″油管与4″非标油管不同排量下摩阻对比

鲁克沁二叠系区块储层埋藏深（3 600～4 800 m）、地层温度高（100～120 ℃）、水敏性强，室内评价优选低含量高效交联低伤害压裂液体系，优化 HPG质量分数为0.3%；同时为有效解决黏土膨胀问题，采用“有机黏土稳定剂+无机KCl”双元防膨体系[7]，降低压裂液对储层伤害，有效保护储层。

2.3.1 压裂液性能评价实验

低浓度瓜胶高效交联低伤害液体系突破原有“最低胍胶浓度临界值”，新型交联剂能够通过多键分梯次与羟丙基瓜胶官能团交联形成网状结构，增大分子间作用力。与0.45%HPG压裂液相比，该压裂液体系可降低压裂液残渣对低渗储层基质伤害约10%，可提高导流能力约 15%，同时可降低压裂液瓜胶成本 30%～40%。通过室内实验评价，该压裂液120℃剪切1 h后（170 s-1）的最终剪切黏度为170 mPa·s，且悬砂性能良好（图2）。

图2 压裂液高温流变实验

2.3.2 压裂液防膨性能实验

结合区块储层强水敏储层特征，对压裂液进行防膨性能评价，黏稳剂优化选用国外常用的CST方法，评价测试结果见表1。表1中，空白时间：不含岩心粉的液体滤取时间t!；CST时间：含岩心粉的液体滤取时间t1；CST比率：（t1- t!）/t!；CST比率越小，黏土对液体的敏感性越弱，防膨效果越好。通过实验评价，综合考虑防膨效果及经济效益，最终优选0.5%有机黏土稳定剂+1%KCl。

2.4 组合支撑剂的确定

玉北二叠系储层原油黏度高，黏度(50 ℃）111.3～24 570 mPa·s。根据二叠系地层压力与流体性质，优选承压69 MPa高强度支撑剂，采用30～50目 + 20～40目 + 16～30目组合陶粒，30～50目支撑次生裂缝，20～40目支撑主裂缝，16～30目支撑裂缝口，从而提高整个人工裂缝的导流能力，提高稠油流动能力[8]。

表1 有机+无机KCL评价实验结果

3 应用效果

2017年，通过岩性评价、地应力分析、“注水蓄能+压裂”技术思路、压裂管柱、压裂液体系及支撑剂组合等系列技术研究与应用，取得了较好的措施增产效果。对比90 d内注水蓄能压裂与未实施注水蓄能压裂采油生产数据，结果表明，进行“注水蓄能+压裂”的井地层能量得到补充，稳产期长，产量递减慢（5%～10%），而未进行注水蓄能压裂的井稳产期短，产量递减相对较快（20%～30%）,。

鲁克沁二叠系区块采用“注水蓄能+压裂”可对比17井次（直井14井次，水平井3井次），措施成功率100%。水平井压裂后初期平均单井日产液22.5 m3，日产油18.8 t；直井压裂14井次，其中新投井11井次，压后初期平均单井日产液13.3 m3，日产油11.0 t；重复压裂井平均单井日增液10.6 m3，日增油5.4 t，增产效果显著。

4 结论

（1）通过在鲁克沁二叠系实施“注水蓄能+压裂”工艺技术，区块地层能量得到有效补充，有效弥补了因注采井网不完善、注采不平衡造成的地层能量亏空，提高了油井压后稳产周期，降低了自然递减。同时二叠系油层具有亲水性特征，可发挥毛管力吸水排油作用，将原油从低渗孔道排到高渗孔道；实验表明，储层越亲水，渗析排油能力越强，更有助于提高储层采收率，缩短见油周期。

（2）鲁克沁二叠系优选4″非标油管压裂管柱技术与常规31/2″油管相比，排量、裂缝净压力及缝宽都得到明显提高，措施成功率明显提高，提高了储层压裂改造效果，同时大幅降低井口施工压力，降低了施工安全风险。

（3）低浓度瓜胶高效交联低伤害液体体系突破原有“最低胍胶浓度临界值”，新型交联剂能够通过多键分梯次与羟丙基瓜胶官能团交联形成网状结构，与常规0.45%HPG压裂液相比，该压裂液体系具有更好的高温流变及携砂性能，并可降低压裂液残渣对低渗储层基质伤害、提高导流能力。