高粘浅层油藏压裂技术的研究和应用——以乌尔禾油田乌16井区为例

王艳芬，刘 炜，李 泌，张永晖，李佳琦

（1.中国石油新疆油田公司采油工艺研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田公司石西油田作业区）

乌16井区位于乌尔禾油田东南，其主力储层为三叠系克拉玛依组。油藏中部埋深1335.75 m，储层平均孔隙度16.4%，平均渗透率3.41×10－3μm2，地层平均温度38.56℃，地层压力系数0.94。岩性以砾岩为主，其次为绿灰色砂砾岩和灰色细中粒岩屑砂岩。粘土矿物成分以高岭石为主（40.3%），其次为伊蒙混层（30.5%）、绿泥石（15%）和伊利石（14.3%）。50℃下，平均原油粘度为39.9～49.8 mPa·s，凝固点平均为－5～－7℃，含蜡量平均为2.4%～4.3%，属于粘度高、凝固点低的含蜡原油。

近年来本区的压裂改造效果不明显，主要原因是低压、低渗及地层能量偏低，原油粘度高，压裂改造后返排能力差，压裂液在地层滞留时间长，对地层造成了二次伤害，另外，储层属中强水敏、极强酸敏，压裂施工时，注入地层的冷流体使井底周围的原油冷却，粘度进一步增高，堵塞了部分流动通道。

1 压裂优化技术研究［1－5］

乌16井区储层的地质特征表明，压裂工艺技术要想取得好的改造效果，低伤害的压裂液是关键。要使其在水敏、低温、高粘原油的条件下，快速破胶并快速排液。通过研究，形成了低渗低温水敏高粘油藏压裂优化技术。

1.1 自生热清洁压裂液体系

自生热清洁压裂液是在表面活性剂压裂液中加入了生热剂NaNO2、NH4Cl以及催化剂，其基本配方为：NaNO2＋NH4Cl＋APV＋WT－60。生热剂和催化剂混合后发生化学反应，放出大量的热能和气体。热能通过径向的传导作用，加热油层的近井地带，使其温度大幅度升高，解除油层的有机物堵、水堵、高界面张力堵，同时也能解除因低温压裂液进入油层后造成的原油析出蜡质堵塞，从而降低原油的粘度，提高裂缝的导流能力。惰性气体N2可均匀地分散在己交联的压裂液中，形成类似泡沫压裂液，可以降低压裂液的滤失性，气举井筒内的压裂液，有利于油气井压裂后压裂液的返排，同时，N2能够进入液体无法进入的孔隙，冲散“架桥”，破坏毛细管阻力，解放出油孔隙，从而提高渗流能力［1］。

表1是不同压裂液配方下的黏弹性能，其中，NaNO2和NH4Cl是生热剂，APV和WT－60是增稠剂。配方3的储能模量大于2.0Pa，耗能模量大于0.3 Pa，符合SY／T6376－2008黏弹性表面活性剂压裂液通用技术指标。因此，确定配方3为乌16井区三叠系克拉玛依组压裂液基本配方。

表1 不同压裂液配方下的黏弹性能

实验表明，生热剂量越大，浓度越高，反应产生的热量和气体越多。

图1是配方3在剪切速率为170 s－1（60 min内），以HAAKE MARS旋转粘度仪测定的压裂液，粘度为40～65 mPa·s。在40℃条件下，加入一定量的原油，2～3 h后完全破胶，破胶液表观粘度为2.14 mPa·s，符合SY／T6376－2008黏弹性表面活性剂压裂液通用技术指标。

图1 配方3的剪切性能

1.2 大粒径支撑剂尾追技术

根据软件计算，乌16井区三叠系克拉玛依组储层岩石杨氏模量在（1.215～2.1）×104MPa之间，小于3.3×104MPa，此时，需考虑支撑剂嵌入对人工裂缝的影响［2－3］。对于相同的支撑剂，地层岩石越软，闭合压力越高，铺砂浓度越小，嵌入越严重。支撑剂嵌入会降低压裂充填后的裂缝宽度，同时，嵌入区地层碎屑也会使支撑剂充填层的导流能力下降。根据三维模拟软件（FracPrPT）模拟20～40目石英砂支撑剂嵌入值为0.21，16～30目石英砂支撑剂嵌入值为0.14，可见大粒径的支撑剂嵌入程度较低。在不同闭合压力下，将20～40目石英砂和16～30目石英砂的导流能力进行对比（图2）。从中可看出，在25 MPa的闭合压力下，16～30目石英砂导流能力为148μm2·cm，20～40目石英砂导流能力为93μm2·cm，采用16～30目石英砂具有较高的导流能力。另外，组合支撑剂的承压能力比单一大粒径支撑剂强，组合支撑剂导流能力的下降幅度比单一大粒径支撑剂更小［4］；20～40目石英砂尾追16～30目石英砂，在平均砂液比达到40%时，裂缝导流能力为34.7μm2·cm，这时可满足储层对导流能力的需要。

2 现场应用

图2 不同粒径支撑剂导流能力对比

为检验上述技术成果，选择W8705井开展了先导性压裂试验。W8705井加砂压裂施工排量为3.5 m3／min，井口施工压力为20～25 MPa，入井压裂液368.0m3，加石英砂62.0m3，其中，20～40目石英砂50.0m3，16～30目大粒径石英砂12.0m3，平均砂液比为23.2%，最高砂液比40.0%。W8705井压前不出液，压后平均日产液9.7 m3，日产油8.2 m3，含水15.4%，压裂液返排率74.6%，压裂增产效果十分明显。

3 结论

（1）自生热压裂液适用于地层原油粘度高、原始地层温度低、目的层压力较低和地层返排能力较弱的油藏。

（2）大粒径支撑剂尾追技术，提高了裂缝的导流能力，适应浅层油藏储层改造与生产的需要。

（3）压裂取得了良好增产效果，为低渗、低温、水敏和高粘浅层油藏的经济开发提供了技术保障。

［1］宋永芳.自生热压裂技术在中原油田胡庆区块的应用［J］.内蒙古石油化工，2009，（2）：81－82.

［2］孙海成.支撑剂嵌入对水力压裂裂缝导流能力的影响［J］.油气井测试，2009，18（3）：8－10.

［3］朱文.地层温度、岩石杨氏模量对支撑剂导流能力影响的定量评估［J］.石油钻采工艺，1998，20（4）：59－61.

［4］卢聪.支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验［J］.天然气工业，2008，28（2）：99－101.

［5］王艳芬.新疆油田百110井区佳木河组压裂优化技术研究［J］.石油地质与工程，2010，24（3）：88－90.