５８ 西部探矿工程 ２０１１年第４期
西峡沟浅层稠油油藏活性水压裂试验
党建锋 ，龚万兴，张宁县，潘国忠
（中国石油吐哈油田公司工程技术研究院，新疆鄯善８３８２０２）
摘要：西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严
重、压后压裂液返排动力不足等因素，使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术研究，
现场试验了低伤害的活性水压裂液，压裂工艺采用高前置液低砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用
于西峡沟区块稠油油藏，增产效果显著，为该区块浅层稠油的开采提供了新的经济有效的技术手段。
关键词：稠油油藏；压裂改造；活性水；水基压裂液；支撑剂；裂缝导流能力
中图分类号：ＴＥ３４文献标识码：Ｂ文章编号：１Ｏ０４～５７ｌ６（２０１１）Ｏ４一ＯＯ５８～Ｏ４
三塘湖盆地西峡沟区块西山窑组油藏含油面积 １３．８ｋｉｎ。，石油地质储量１５１５×ｉ０ ｔ，技术可采储量
２７２．７×１０ ｔ，属于难动用储量。该油藏具有埋藏浅、中
低孔、低渗的特点，其地层原油油质较重、粘度大、流度
低、渗流困难，导致单井自然产能低甚至无产能，开发难
度大，不能实现经济开发。针对西峡沟稠油油藏地质特
征，优选压裂液体系，完善压裂配套工艺，开展了浅层稠
油油藏压裂现场试验，取得了明显增产效果，为西峡沟
浅层稠油油藏的开发提供了经济有效的技术手段。 １油藏主要特征
西峡沟稠油油藏储层埋藏浅（４９０－－９００ｍ），储层以 细粉粒的长石岩屑砂岩为主。岩屑成分主要为火山碎
屑岩，一般在４７ 左右，其次是石英、长石，石英平均含
量２７．９ ，长石平均为２２．６５ 。储层物性总体较差，
以中低孔低渗为主，平均孔隙度１５．３８ ，平均渗透率
３．９５ ｘ ｉ０ ｍ２。平均渗透率级差３７．７，变异系数
２．８９，突进系数５．６３，储层非均质性较强。 地面原油具有中等密度（Ｏ．８９１８～Ｏ．９２３６－ｇ／ｃｍ。）、
中等粘度［（５０℃）１５６～２６８ｍＰａ・Ｓ］、中凝固点
（１０．０＂Ｃ）、高非烃含量（１６．１ ）、中含蜡量（７．７４％）的
特点，属普通稠油。依据马２０１井的水样分析结果，油
藏地层水的总矿化度３０２７ｍｇ／Ｉ ，水型为ＮａＨＣ０３型，
Ｃｒ－含量１５０２ｍｇ／Ｌ，ｐＨ值７．１。
西峡沟稠油油藏地层温度２５℃～３７℃，地温梯度
为２．３３℃／ｌＯＯｍ，油藏平均压层力５．２８ＭＰａ，压力系数
０．８２１，属于异常低温低压油藏。从区块试油及试采情
况分析，地层供液能力差，自然产能低，采用常规方式开 采油井自然产能低，需要寻求新的提高单井产量的途
径，以达到油藏经济有效开发的目的。
２压裂施工主要难点及技术思路 ２．１西峡沟区块稠油油藏压裂施工主要难点
（１）对压裂液［】］破胶性能要求高。该区块储层埋藏
浅（４９０～９００ｍ），储层温度在２５℃～３７℃，地温梯度
２．３３℃／ｌＯＯｍ，属于特低温储层，因此要求压裂液既要
有良好的携砂性能，保证施工顺利；又要具有很好的破
胶性能，确保压后及时返排，保证压后效果。
（２）对压裂液返排要求高。西峡沟油藏平均地层压
力５．２８ＭＰａ，压力系数０．８２１ＭＰａ／ｌＯＯｍ，属于低压地 层，压裂时需要采用有效的措施提高地层能量，确保压
裂液的快速返排。
（３）对裂缝导流能力要求高。该储层为构造～岩性
中低孔低渗油藏，油藏平均孔隙度１５．３８％，平均渗透
率３．９５×１０ ｍ２。要求压裂裂缝具有很好的导流能
力，确保压后蒸汽吞吐能够达到一定的深度，确保流体
的流动性能。
（４）油藏埋藏浅，压裂时缝高延伸可能较大，应对压 裂工艺参数进行优化，控制裂缝在高度上的过度延伸。
（５）储层胶结疏松，压裂应采用有效的措施防止压
后出砂，保证压裂的有效性。
２．２西峡沟区块稠油油藏压裂改造技术思路
针对该区块油藏低温低压低渗、非均质性强、储层
埋藏浅、岩石强度低、地应力一般的特征，制定出以下压
裂改造技术思路：
（１）优选压裂材料，实现压裂液低温快速破胶、高效
＊收稿日期：２０１０－０６—０３ 第一作者简介：党建锋（１９７９），男（汉族），河南商水人，工程师，现从事压裂技术研究及施工现场技术服务工作。
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快速返排，最大限度降低对地层的伤害［２］。
（２）优化施工参数与裂缝规模，造宽短裂缝并尽可
能提高施工砂比，保证裂缝的高导流能力。
（３）优化施工管柱设计，根据现场具体情况可选择
ｊ２『７３、 ８９油管或油套环空注入，降低作业成本。
３压裂材料优选
３．１压裂液体系的优选
根据区块储层特征，贯彻低成本、低伤害压裂液技
术思路，压裂液试验采用活性水。在国内已用活性水压
裂液［３］进行了多次煤层气井、注水井与开发井的压裂改
造试验，其施工排量大，用液量大，加砂量相对较少，摩
阻较大，滤失大，但对地层的伤害小。针对活性水压裂
液的特点，重点对其降阻、返排性能进行调整，并认为在
温度较低（小于３Ｏ℃）及压裂工艺要求裂缝较短的情况
下，推荐使用活性水压裂液。活性水压裂液配方：洁净 水＋１ 粘土稳定剂＋０．２５ 助排剂。活性水压裂液基
本性能（１７０ｓ一１）：基液粘度１．０ｍＰａ・Ｓ，流性指数１， 表面张力２５．４ｍＮ／ｍ，界面张力２．３４ｍＮ／ｍ，接触角
３２．６。，稠度系数２．５７Ｐａ・Ｓ。
３．２支撑剂的优选
压裂支撑剂的选择必须基于油藏的就地应力、开采
时的井底流动压力，以及与地层的适应性；同时，选择的
支撑剂应能满足于油藏所要求的最优化的导流能力及
应考虑高含砂比作业时便于压裂液输送。
支撑剂选择依据：Ｐｃ一２０ＭＰａ（区块８００ｍ储层上
覆岩力压力）
有效闭合压力Ｐ 一２０—５—１５ＭＰａ（生产流压
５Ｍ［Ｅ）ａ） 如图１所示，在２０ＭＰａ闭合压力及铺置浓度为 ５．０ｋｇ／ｍ２的情况下，宜兴、攀枝花、阳泉陶粒和兰州石
英砂能提供的导流能力为１３８．７ ｍ２・ｃｍ、 １２４．５９￣ｍ２・ｃｍ、１５８．Ｏ ｍ２・ｃｍ和５９．５ ｍ ｃｍ。低
密度陶粒、石英砂均可满足要求，考虑到低成本压裂，可 采用石英砂做支撑剂。
闭合压力（＾ｌＰａ）
图１支撑剂裂缝导流能力测试结果
为了获得更高的导流能力，选择大粒径支撑剂尾
追，在相同闭合压力下，导流能力提高１倍左右。控制
放喷压差：避免大量出砂。对于孔渗性好、底层胶结疏 松的储层可以尾追大粒径石英砂提高缝口近井地带导
流能力。若考虑压后吞吐等措施使生产压差变大，可尾
追树脂涂覆砂防止地层吐砂。
４配套压裂工艺技术 ４．１裂缝规模的优化
根据前期储层物性分析，选取合理储层参数对裂缝
进行模拟计算。 ｋ －－０．５～１．０ｍｄ 一１５．Ｏ ｈ＝＝＝１５ｍ Ｐｏ一
０．９ＭＰａ／１００ｍ
从计算结果来看，随着裂缝半径的增大，加砂量增 幅越大，而增产量增幅减小，综合考虑缝长半径优化在
５０￣６０ｍ，单井加砂量２０￣４０ｍ。。 ４．２压裂管柱选择
西峡沟区块前期未进行压裂措施改造，最大破裂压
力梯度按照０．０２６ＭＰａ／ｍ估算，施工井底最高压力
２０ＭＰａ，按照施工排量为５．５ｍ３／ｍｉｎ计算，不同注入管
柱条件下，施工井口最高压力为３２ＭＰａ。而油层套管 ６０ 西部探矿工程 ２０１１年第４期
采用 １７７．８ｍｍ、钢级Ｎ８０时抗内压为４９．９ＭＰａ，套管 钢级完全满足施工要求。
０ ｌ０ ２０ ３ ０ ４ ０ ５ ０ ６ ０ ７ ０ ８ ０ ９０ ］．００ 裂缝、 长（【ｎ）
图２西峡沟区块裂缝规模优化
依据吐哈油田压裂实施经验和实测结果：采用 ７３
油管注入时，当泵入压裂液的排量分别为３．５～
５．５ｍ。／ｍｉｎ时，摩阻系数分别为０．７～１．１ＭＰａ／１００ｍ。
采用 １７７．８＋ ８９油套环空注时，当泵人压裂液的排
量分别为３．５～５．５ｍ３／ｍｉｎ时，摩阻系数分别为０．４～ ０．７ＭＰａ／１００ｍ。在不同泵注方式与排量条件下，计算
施工井口压力为１５￣３２ＭＰａ，井口可选择ＫＱ６０／６５型
压裂井口，井口压力均在设备能力许可的范围之内。 因此，根据储层埋藏浅的特点，可选择 ７３、 ８９
油管或油套环空注入，具体情况可根据现场情况而定。
（１）目前试验区内已完井身结构为１７７．８ｒａｍ套
管； 注人方式：７３ｍｍ油管注入。
（２）开发钻井方案后期完井采用１３９．７ｍｍ套管；
注入方式：７３ｍｍ生产油管环空注入＋生产压裂一
体化井口。
４．３施工排量优化 西峡沟油藏埋藏浅，压裂时裂缝高度延伸可能较
大，因此设计中应优化施工排量，控制裂缝高度上的延
伸，确保裂缝具有一定的长度。马２０１井压裂层段
１９ｍ，表１、表２数据表明排量的优化有效的控制了裂缝
高度的延伸。
因此，综合考虑低成本压裂思路及储层压裂控制缝 高要求，施工排量优化在２．０～５．０ｍ。／ｍｉｎ。
４．４地面平均砂比优化
由于西峡沟油藏储层埋深浅，支撑剂潜入相对严
重，设计在保证施工成功的前提下，应尽量提高施工最 高砂比和平均砂比 。在加砂方式上，采取以５ 砂比
起步，５ ～１０ 砂比递增的台阶式加砂方式，使在地层
形成的砂面呈楔形铺置，最高砂比达到４Ｏ 以上，平均 砂比达到２Ｏ％以上。
表１马２０１缝高的控制参数表
４．５前置液百分数的确定
区块储层埋藏浅，胶结较疏松，分析前期施工参数，
为保证形成高导流能力的裂缝，前置液百分比控制在 ５Ｏ％以上，见表３。 ｍ一一