一種低滲稠油油藏儲層改造技術

何春明， 吳剛， 盧昊， 鐘小軍， 張明， 孟杰， 郭朝霞， 周旭

（1.中石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.華北油田公司勘探事業(yè)部，河北任丘062552；3.華北油田公司，河北任丘062552）

中淺層稠油油藏在中國準格爾盆地、松遼盆地、渤海灣盆地廣泛分布，已成為重要的增儲上產領域。對于中高滲稠油儲層，稠油熱采、自生熱技術、表面活性劑吞吐等是最常用的開發(fā)技術。而對于低滲稠油儲層，原油流度低，需要通過壓裂改造才能實現有效開發(fā)，現階段低滲稠油儲層壓裂改造研究相對較少，特別是如何通過壓裂改造實現儲層原油降黏，降低壓裂液對儲層冷傷害等方面都未見報道。筆者以華北油田某中淺層低滲稠油儲層為例，對低滲稠油儲層高效改造技術進行了探索與研究[1-5]。

1 華北油田儲層的特征及改造難點

華北油田某區(qū)塊中淺層低滲稠油儲層表現出以下特征：①油藏埋深在1 500～2 000 m之間，儲層溫度在50～60 ℃之間，壓力系數在0.9～1.1之間；②儲層巖性以礫巖、含礫砂巖為主，儲層黏土礦物含量較高，對傷害較為敏感；③儲層孔隙度為15%～18%，平均滲透率為20 mD，地層原油黏度較高，在1 000～1 500 mPa·s（50 ℃）之間，原油具有高密度、高黏度、高凝固點和中等含蠟量的“三高一中”的特點，原油黏度對溫度敏感性強，冷傷害風險大，同時儲層流動性差，對裂縫導流能力要求高；④儲層分布不集中，單層厚度較薄，單層最大厚度小于8 m，隔層遮擋性差，儲隔層應力差?。?～5 MPa），裂縫高度控制難度大。

2 低滲稠油儲層改造的關鍵技術

針對低滲稠油儲層壓裂改造面臨的突出難題，提出了以“儲層改造+流體改質”為核心的技術，通過工作液體系優(yōu)化、原油降黏、壓裂全過程傷害（冷傷害+殘渣濾液傷害）控制實現流體改質，解決基質流動問題，通過壓裂工藝優(yōu)選、泵注程序優(yōu)化、施工過程控制來實現儲層改造，解決裂縫流動問題，最終實現基質流動與裂縫流動的匹配，提高低滲稠油儲層改造效果。

2.1 稠油降黏劑

該區(qū)塊原油膠質、瀝青質含量較高，地層中主要以油包水乳化液狀態(tài)存在，為了實現對地層原油“改質”的目的，室內優(yōu)選出一種能夠有效降低原油黏度的降黏劑。降黏劑與原油接觸后，膠質分子間原來的氫鍵被降黏劑分子與膠質分子間形成的更強氫鍵所取代，降黏劑分子借助形成的強氫鍵和滲透、分散作用進入膠質片狀分子之間，部分拆散平面重疊堆積而成的分子聚集體，使芳香片無規(guī)堆積、結構松散，空間延展度減小，從而降低稠油體系黏度，達到降黏的目的[6-7]。不同降黏劑加量與原油黏度關系見圖1。由圖1可知，1#非離子表面活性劑類降黏劑的降黏效果最好，在50 ℃下原油黏度最低降低到87 mPa·s。隨著降黏劑質量分數增加，原油黏度逐漸降低，當降黏劑質量分數大于3%后，原油黏度降低幅度減小。綜合考慮性能與成本，確定選用1#降黏劑，質量分數控制為3%。

圖1 不同降黏劑加量與原油黏度的關系

為了減少流體注入對儲層的冷傷害，應該采用熱水配制降黏液。而降黏劑的降黏能力受溫度影響較大。為此，室內測試了不同溫度下1#降黏劑降黏性能，結果見圖2。由圖2可知，隨溫度增加，降黏劑的降黏能力表現出先增加后緩慢降低的特點，最優(yōu)使用溫度在45～55 ℃之間。

圖2 1#降黏劑在不同溫度的降黏性能

降黏液需要與原油充分接觸才能發(fā)揮降黏效果。壓裂過程中降黏液在壓差下濾失進入地層與原油接觸，施工期間存在剪切流動，而停泵燜井期間則處于靜止狀態(tài)。為模擬此過程，在170 s-1和100 s-1剪切速率下剪切1 h后，在60 ℃下放置96 h，測試原油黏度隨時間變化，結果見圖3。由圖3可知，剪切速率對降黏液的降黏能力影響顯著，在170 s-1下剪切8 h就能達到最低黏度，而在100 s-1剪切則需要近80 h才能達到最低黏度。考慮到儲層條件下，降黏液與原油接觸的剪切速率較低，為充分發(fā)揮降黏效果，需要在降黏液注入后燜井1～3 d，特別是低滲儲層壓裂過程中濾失速率低，因此需要更長的燜井時間，以獲得最優(yōu)的降黏效果。

圖3 原油黏度與隨時間的變化關系

2.2 降黏液注入工藝優(yōu)化

低滲儲層壓裂改造裂縫在儲層穿透深度大，常規(guī)稠油降黏措施是在主壓裂施工前以小排量（1 m3/min）注入小規(guī)模（30～50 m3）降黏液，流體主要以徑向流的方式向儲層深部推進，波及范圍小，難以有效覆蓋裂縫溝通的區(qū)域。為此，提出了低滲稠油儲層降黏液注入兩步法：第一步在低于地層破裂壓力下基質注入30～50 m3降黏液，主要解決近井筒區(qū)域原油的降黏問題，第二步按照限壓不限排量的模式用降黏液直接壓開儲層，降黏液以裂縫流動方式向儲層深部推進，讓降黏液波及范圍達到壓裂裂縫的波及范圍，以使壓裂改造范圍內的流體都能夠得到降黏“改質”，同時還能將原油與壓裂液隔離，避免產生二次傷害。原始與改進稠油降黏液波及范圍對比見圖4。由圖4可知，降黏液注入結束后進行燜井處理，能充分發(fā)揮降黏液的降黏效果。

圖4 原始與改進稠油降黏液波及范圍對比

2.3 低傷害壓裂液體系優(yōu)選

本區(qū)儲層溫度為50～60 ℃，為降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害，優(yōu)選了一套0.18%羧甲基瓜膠壓裂液，其流變曲線見圖5。考慮到儲層黏土礦物含量較高，需要對防膨劑優(yōu)選，結果見表1。由圖5可知，壓裂液在60 ℃下剪切2 h后壓裂液黏度依然能夠達到100 mPa·s，能夠滿足壓裂改造的要求。該壓裂液稠化劑用量少，破膠后殘渣濃度僅為112 mg/L，能夠大幅降低對支撐裂縫及基質的堵塞傷害。由表1可以看出，采用復合防膨體系的防膨效果更好，當KCl濃度增加到2%后膨脹量變化量減小，因此，優(yōu)選防膨劑為0.5%黏穩(wěn)劑+2%KCl，能夠有效抑制黏土礦物的膨脹、分散、運移，降低壓裂液對基質傷害。此外，為了降低壓裂液對儲層的冷傷害，采用溫水配制壓裂液。

圖5 0.18%羧甲基瓜膠壓裂液流變曲線

表1 0.5%黏穩(wěn)劑+不同量的KCl的防膨率

2.4 端部脫砂壓裂改造技術

稠油儲層原油黏度高，對裂縫導流能力的需求較高，為此，采用端部脫砂壓裂工藝[10]?？紤]到本區(qū)塊加砂難度較小，為了實現端部脫砂壓裂的目的，從2方面對壓裂方案進行了優(yōu)化，一方面減少壓裂液前置液比例，從常規(guī)壓裂的45%～50%降低到30%～35%，減少動態(tài)裂縫長度。另一方面提高段塞及連續(xù)加砂階段的砂比，其中段塞階段的砂比從常規(guī)壓裂的5%～8%增加到15%～20%，在連續(xù)加砂階段砂比從20%起步，砂比臺階按5%比例增加，同時為了避免縫高過度擴展，加砂階段施工排量從常規(guī)壓裂的5 m3/min降低到4 m3/min，通過施工參數的調整實現端部脫砂改造的目的。

3 現場應用

該技術在華北油田X井進行了現場應用，該井壓裂前試油見油花，測試結論為含油水層，但考慮到本井油稠，水的流度遠高于油，因此，通過論證認為本井具有一定的改造潛力。

X井施工分2步實施，第一部進行降黏液壓裂施工（見圖6），本階段注入158 m3降黏液，施工排量為1.03～4.25 m3/min，施工壓力為17.94～33.38 MPa，停泵壓力為10.70 MPa。由圖6可知，降黏液注入階段地層有明顯的破裂跡象，裂縫的形成大幅度增加降黏液波及范圍。該井第一階段施工結束后關井時間達72 h，使降黏液與原油有充分接觸反應時間，利于原油降黏。

在主壓裂階段為實現端部脫砂改造，將前置液比例降低到30%，段塞注入階段的砂比達到15%～20%，連續(xù)加砂階段的最高砂比達到45%，施工排量控制在2.2～2.6 m3/min，施工壓力22.75～40.38 MPa，加砂最后階段出現砂堵跡象后停止加砂，開始放噴返排（見圖7）。該井壓后試油產油10.06 t/d，產水1.54 m3/d，是鄰井產量3倍以上，且產水量大幅降低，壓后試采3月累積增油達518 t，取得了很好的改造效果，實現了高產、穩(wěn)產的設計目標。

圖6 華北油田x井降黏液壓裂階段

圖7 華北油田x井端部脫砂壓裂階段

4 結論

1.采用“基質注入+裂縫注入”的稠油降黏劑注入工藝，能夠實現改造范圍內稠油降黏全覆蓋，同時起到隔離液的作用，減少壓裂液對儲層的二次傷害。

2.優(yōu)選出非離子型表面活性劑作為原油的降黏劑，加量為3%，該降黏劑發(fā)揮最優(yōu)降黏效果所需時間1～3 d。

3.優(yōu)化形成超低濃度（0.18%）低傷害壓裂液體系，60 ℃、170 s-1剪切120 min壓裂液黏度保持在100 mPa·s，形成以端部脫砂為主體的高導流壓裂改造技術。

4.該技術在華北油田X井進行現場應用，壓后初期產油量為10.06 t/d，產水量為1.54 m3/d，達鄰井的3倍以上，壓后3個月累積增油量達518 t。

參 考 文 獻

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