高粘淺層油藏壓裂技術(shù)的研究和應(yīng)用——以烏爾禾油田烏16井區(qū)為例

王艷芬，劉 煒，李 泌，張永暉，李佳琦

（1.中國石油新疆油田公司采油工藝研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū)）

烏16井區(qū)位于烏爾禾油田東南，其主力儲層為三疊系克拉瑪依組。油藏中部埋深1335.75 m，儲層平均孔隙度16.4%，平均滲透率3.41×10－3μm2，地層平均溫度38.56℃，地層壓力系數(shù)0.94。巖性以礫巖為主，其次為綠灰色砂礫巖和灰色細中粒巖屑砂巖。粘土礦物成分以高嶺石為主（40.3%），其次為伊蒙混層（30.5%）、綠泥石（15%）和伊利石（14.3%）。50℃下，平均原油粘度為39.9～49.8 mPa·s，凝固點平均為－5～－7℃，含蠟量平均為2.4%～4.3%，屬于粘度高、凝固點低的含蠟原油。

近年來本區(qū)的壓裂改造效果不明顯，主要原因是低壓、低滲及地層能量偏低，原油粘度高，壓裂改造后返排能力差，壓裂液在地層滯留時間長，對地層造成了二次傷害，另外，儲層屬中強水敏、極強酸敏，壓裂施工時，注入地層的冷流體使井底周圍的原油冷卻，粘度進一步增高，堵塞了部分流動通道。

1 壓裂優(yōu)化技術(shù)研究［1－5］

烏16井區(qū)儲層的地質(zhì)特征表明，壓裂工藝技術(shù)要想取得好的改造效果，低傷害的壓裂液是關(guān)鍵。要使其在水敏、低溫、高粘原油的條件下，快速破膠并快速排液。通過研究，形成了低滲低溫水敏高粘油藏壓裂優(yōu)化技術(shù)。

1.1 自生熱清潔壓裂液體系

自生熱清潔壓裂液是在表面活性劑壓裂液中加入了生熱劑NaNO2、NH4Cl以及催化劑，其基本配方為：NaNO2＋NH4Cl＋APV＋WT－60。生熱劑和催化劑混合后發(fā)生化學反應(yīng)，放出大量的熱能和氣體。熱能通過徑向的傳導(dǎo)作用，加熱油層的近井地帶，使其溫度大幅度升高，解除油層的有機物堵、水堵、高界面張力堵，同時也能解除因低溫壓裂液進入油層后造成的原油析出蠟質(zhì)堵塞，從而降低原油的粘度，提高裂縫的導(dǎo)流能力。惰性氣體N2可均勻地分散在己交聯(lián)的壓裂液中，形成類似泡沫壓裂液，可以降低壓裂液的濾失性，氣舉井筒內(nèi)的壓裂液，有利于油氣井壓裂后壓裂液的返排，同時，N2能夠進入液體無法進入的孔隙，沖散“架橋”，破壞毛細管阻力，解放出油孔隙，從而提高滲流能力［1］。

表1是不同壓裂液配方下的黏彈性能，其中，NaNO2和NH4Cl是生熱劑，APV和WT－60是增稠劑。配方3的儲能模量大于2.0Pa，耗能模量大于0.3 Pa，符合SY／T6376－2008黏彈性表面活性劑壓裂液通用技術(shù)指標。因此，確定配方3為烏16井區(qū)三疊系克拉瑪依組壓裂液基本配方。

表1 不同壓裂液配方下的黏彈性能

實驗表明，生熱劑量越大，濃度越高，反應(yīng)產(chǎn)生的熱量和氣體越多。

圖1是配方3在剪切速率為170 s－1（60 min內(nèi)），以HAAKE MARS旋轉(zhuǎn)粘度儀測定的壓裂液，粘度為40～65 mPa·s。在40℃條件下，加入一定量的原油，2～3 h后完全破膠，破膠液表觀粘度為2.14 mPa·s，符合SY／T6376－2008黏彈性表面活性劑壓裂液通用技術(shù)指標。

圖1 配方3的剪切性能

1.2 大粒徑支撐劑尾追技術(shù)

根據(jù)軟件計算，烏16井區(qū)三疊系克拉瑪依組儲層巖石楊氏模量在（1.215～2.1）×104MPa之間，小于3.3×104MPa，此時，需考慮支撐劑嵌入對人工裂縫的影響［2－3］。對于相同的支撐劑，地層巖石越軟，閉合壓力越高，鋪砂濃度越小，嵌入越嚴重。支撐劑嵌入會降低壓裂充填后的裂縫寬度，同時，嵌入?yún)^(qū)地層碎屑也會使支撐劑充填層的導(dǎo)流能力下降。根據(jù)三維模擬軟件（FracPrPT）模擬20～40目石英砂支撐劑嵌入值為0.21，16～30目石英砂支撐劑嵌入值為0.14，可見大粒徑的支撐劑嵌入程度較低。在不同閉合壓力下，將20～40目石英砂和16～30目石英砂的導(dǎo)流能力進行對比（圖2）。從中可看出，在25 MPa的閉合壓力下，16～30目石英砂導(dǎo)流能力為148μm2·cm，20～40目石英砂導(dǎo)流能力為93μm2·cm，采用16～30目石英砂具有較高的導(dǎo)流能力。另外，組合支撐劑的承壓能力比單一大粒徑支撐劑強，組合支撐劑導(dǎo)流能力的下降幅度比單一大粒徑支撐劑更?。?］；20～40目石英砂尾追16～30目石英砂，在平均砂液比達到40%時，裂縫導(dǎo)流能力為34.7μm2·cm，這時可滿足儲層對導(dǎo)流能力的需要。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

圖2 不同粒徑支撐劑導(dǎo)流能力對比

為檢驗上述技術(shù)成果，選擇W8705井開展了先導(dǎo)性壓裂試驗。W8705井加砂壓裂施工排量為3.5 m3／min，井口施工壓力為20～25 MPa，入井壓裂液368.0m3，加石英砂62.0m3，其中，20～40目石英砂50.0m3，16～30目大粒徑石英砂12.0m3，平均砂液比為23.2%，最高砂液比40.0%。W8705井壓前不出液，壓后平均日產(chǎn)液9.7 m3，日產(chǎn)油8.2 m3，含水15.4%，壓裂液返排率74.6%，壓裂增產(chǎn)效果十分明顯。

3 結(jié)論

（1）自生熱壓裂液適用于地層原油粘度高、原始地層溫度低、目的層壓力較低和地層返排能力較弱的油藏。

（2）大粒徑支撐劑尾追技術(shù)，提高了裂縫的導(dǎo)流能力，適應(yīng)淺層油藏儲層改造與生產(chǎn)的需要。

（3）壓裂取得了良好增產(chǎn)效果，為低滲、低溫、水敏和高粘淺層油藏的經(jīng)濟開發(fā)提供了技術(shù)保障。

［1］宋永芳.自生熱壓裂技術(shù)在中原油田胡慶區(qū)塊的應(yīng)用［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2009，（2）：81－82.

［2］孫海成.支撐劑嵌入對水力壓裂裂縫導(dǎo)流能力的影響［J］.油氣井測試，2009，18（3）：8－10.

［3］朱文.地層溫度、巖石楊氏模量對支撐劑導(dǎo)流能力影響的定量評估［J］.石油鉆采工藝，1998，20（4）：59－61.

［4］盧聰.支撐劑嵌入及對裂縫導(dǎo)流能力損害的實驗［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（2）：99－101.

［5］王艷芬.新疆油田百110井區(qū)佳木河組壓裂優(yōu)化技術(shù)研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2010，24（3）：88－90.