吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏层内分段压裂改造技术

宋其伟 （中石油吐哈油田分公司温米采油厂，新疆鄯善838202）

吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏层内分段压裂改造技术

宋其伟 （中石油吐哈油田分公司温米采油厂，新疆鄯善838202）

吐哈油田鲁克沁稠油油藏埋深3300～3800m，储层胶结程度弱，岩性疏松，砂体厚度较大，常规压裂支撑剂充填、造缝困难，厚油层不能得到充分改造；另外，稠油粘度高（地层温度下原油粘度200～300mPa·s），流动性差，且对温度敏感性强，冷伤害造成的钻井液和压裂液等胶体滤饼的堵塞问题会大大降低油井的压裂效果。历年压裂数据统计，压后单井平均日增油4．2t，平均有效期小于60d，效果较差，严重影响了稠油油藏的高效开发。为此，开展了提高稠油油藏压裂改造效果的研究，并形成了大孔径射孔、压前预处理、层内分段压裂、大粒径陶粒、降粘压裂液体系等配套技术，在现场试验3井次，施工成功率100%，有效率100%，平均单井日增油6．3t，取得了较好的压裂效果，为稠油油藏的高效开发提供了技术思路。

稠油油藏；深层油藏；压裂工艺；现场试验；吐哈油田

1 储层主要特征

吐哈油田鲁克沁稠油油藏［1］埋深3300～3800m，储层灰色、灰黑色细砂岩，部分地区底部为砾状砂岩，从西向东该储层有逐渐加厚的趋势，储层胶结程度弱，岩性疏松，以泥质胶结为主，泥质含量20%～30%；泥质胶结物中以高岭石为主，相对含量38．7%；绿泥石含量32．2%，伊利石含量7．1%，伊／蒙混层含量22．1%；油层厚度30～60m，平均孔隙度15%～20%，平均渗透率（20～100）×10－3μm2，为中孔、中低渗储层，油藏类型为块状边底水油藏。压力系数0．9～1．05，属正常压力系统；地温梯度2．34～2．59℃／100m，属异常低温系统。

原油具有高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量和中等含蜡量的“四高一中”的特点，属典型的芳香型稠油（表1），自东向西随着埋深增加，粘度下降。

表1 稠油油藏原油性能表

2 前期压裂效果

自1997年至2010年底，鲁克沁稠油先后采用了高砂比压裂技术、端部脱砂、二次加砂、尾追大粒径、液氮拌注增能、降粘清洁压裂液、热压裂液、压后气举快速返排等压裂技术，累计压裂84井次，施工成功率86．9%，有效率66．7%，压后单井平均日增油4．2t，平均有效期不足60d。

3 储层改造技术难点

鲁克沁稠油油藏压裂改造存在的技术难点有以下几个：①稠油粘度对温度敏感性强，当温度低于60℃后，原油粘度会大幅度上升，原油流动性能大幅降低，在常温条件下，轻质组分与重质组分分离，孔隙及喉道中有明显的胶质、沥青质泥状物，因此冷伤害造成的钻井液和压裂液等胶体滤饼的堵塞问题，会大大降低油井的压裂效果，采用加热压裂液不仅会造成成本大幅度提高，也会给油田生产带来麻烦；②储层胶结程度弱，岩性疏松，支撑剂充填、造缝困难，常规水力压裂工艺难以形成有效支撑的裂缝填砂面；③储层厚度较大，无明显隔层，采用常规压裂技术，不能实现均匀造缝；④常规射孔方法孔眼多，对压裂液分流严重，近井毛缝发育，影响近井造缝宽度；⑤压裂易形成单一裂缝，缝内支撑剂沉降严重，有效支撑高度和缝内铺砂厚度低，另外单一薄缝和近井多毛缝对稠油节流影响大，无效流动缝面比例大。因此，针对这些技术改造难点，进行了一系列的储层改造技术对策研究。

4 储层改造技术对策

1）大孔径电缆射孔技术 采用大孔径射孔技术，孔密10孔／m，孔径16mm，可提高稠油孔眼过流面积，降低流动阻力，而对套管影响较小；采用电缆射孔，可以提高稠油井的作业时效。

2）厚层多段、多次体积压裂技术 体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。①厚层分段“多段缝”压裂技术：采用厚层分段射孔、封隔器单封或双封技术，采用低排量压裂施工，实现厚层分段改造技术，在纵向上形成多条缝。②厚层单段“多级缝”压裂技术：平面上采用多次暂堵或停砂压裂形成多条缝，提高稠油流动能力。

3）大粒径支撑剂高压充填压裂技术 研究表明［2］，常规压裂缝宽基本和该稠油地层内张开缝的张开度相当，同等驱替压差下，100mPa·s的稠油基本不能在缝内流动，稠油流动缝的宽度是常规压裂稀油流动缝的6～10．5倍，对于同等宽度缝内大粒径颗粒支撑缝，流动能力大幅度增加；

4）压前预处理技术 压前挤入TOP－J活性酶解堵剂＋IPA环保酸等预处理液，可减少压裂液对稠油的冷伤害，并可以解除压裂液滤液、钻井泥浆及其滤液造成的伤害。多种活性物质快速将油垢从堵塞处剥离、降解、稀释，剥落和解除堵塞的垢质经降解、降粘、稀释后释放出稀释油，同其他分散油（包括乳化的死油和中断的死油）快速聚并，形成连续的稀释油墙、油流带而通过孔喉。同时消除水锁伤害，降低原油表面张力，扩大油流通道。IPA环保酸是一种高效的活性酸，利用其螯合作用来螯合碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡和硫酸锶等无机垢，与无机垢形成稳定的螯合物，恢复提高近井地带井眼渗流能力以及泵的效率，不对地层造成新的伤害，不影响集输系统。

5）水基降粘压裂液体系 吐哈油田稠油油藏虽然埋藏深，但地温梯度低，地层温度70～80℃，属异常低温系统，地层温度下原油粘度200～300mPa·s，流动性差，因此压裂液不仅要有好的粘温性能，也要尽量减小对地层伤害，并对地层原油有降粘作用。为此，研究了中温水基降粘压裂液体系，该体系在地层温度下，170s－1剪切50min，粘度大于100mPa·s，且与地层配伍性好，破胶快，在地层温度下2h破胶液粘度小于3mPa·s，破胶液与地层原油接触可降低原油粘度40%～70%，能够满足深层稠油油藏压裂的要求。

5 现场应用

根据以上研究，采用大孔径电缆射孔技术进行射孔或覆盖射孔，及压前预处理技术、厚层层内分段压裂技术、大粒径支撑剂压裂技术，通过优化施工工艺参数，优选压裂液体系，现场成功实施3井次，施工成功率100%，有效率100%，平均单井日增油6．3t，取得了较好的压裂效果。

YD204－114井日产油1．67t，产水0．6m3，含水25%，压裂层段为2926～2955．4／29．4m，砂体较厚，采用常规思路很难取得理想效果，因此采用以下压裂技术对策：①采用大孔径射孔弹对目前射孔段进行覆盖射孔，降低孔眼摩阻，同时挤入混合油降粘处理；②压前挤入TOP－J活性酶解堵剂及IPA环保酸等预处理液，降低压裂液冷伤害；③该井压裂层段砂体厚度较大，无隔层，为了达到充分改造效果，采用K344双封机械封隔层内分段改造，并严格控制施工排量；④采用低前置液，低排量饱充填加砂技术思路，提高裂缝内导流能力，并采用混合陶粒，即20～40目陶粒＋16～30目大粒径涂敷陶粒，提高缝口导流能力，达到防砂的目的；⑤储层温度75℃，采用中温水基降粘压裂液体系，对稠油压裂的同时进行降粘，提高原油流动性能。

YD204－114于2011年5月24日成功实施压裂施工，成功实施了层内分段改造，累计加砂52．4m3，16～30目大粒径涂敷陶粒为36．6m3，压后初期日产油11．5t，创历年来稠油压裂增产之最。

6 结论

1）大孔径电缆射孔技术提高了稠油井的作业时效，提高了孔眼过流面积，提高了稠油井压裂施工成功率。

2）压前活性酶预处理技术，有效防止了压裂液对地层造成的冷伤害，提高了压裂效果。

3）形成了厚层层内分段改造、大粒径支撑剂高压充填、降粘压裂液体系等稠油配套压裂工艺技术，并取得较好的效果，为吐哈深层稠油压裂改造技术提供了技术支持。

［1］赵健，徐君，崔英怀，等．吐哈盆地吐玉克超深层稠油油田开发方式研究［J］．新疆石油地质，2000，21（4）：323～325．

［2］过海．稠油渗流特征及改善开发效果研究［J］．江汉石油科技，2008，18（4）：18～22．

［编辑］ 萧 雨

TE357

A

1000－9752（2012）05－0132－03

2011－06－28

宋其伟（1969－），男，1991年承德石油专科学校毕业，2005年中国石油大学（华东）毕业，工程师，长期从事采油工艺技术的研究与应用。