王丽萍

摘 要：王152块属于低渗稠油油藏，典型的特点为注汽压力高，产能低，冷采、热采效果均不明显。开展低渗稠油油藏压裂改造技术的探索性试验开发，形成了射孔工艺优化、低伤害压裂液、高导流短宽缝等相关技术。措施后平均注汽压力降低，生产未发现出砂，增产效果显著。

关键词：低渗稠油压裂;低伤害压裂液;高导流短宽缝技术

1 油藏概况及现状

王152区块油藏埋深1480～1570m，储层表现为薄互层、多套含油层系，有效厚度为1.0m～1.5m。取芯资料显示以灰褐色油浸粉砂岩为主，平均空气渗透率137×10-3um2，为高孔、低渗、稠油油藏。敏感性评价结果显示，储层强水敏，对油层保护要求高，需要优选压裂液体系。区块前期主要开展了常规热采、二氧化碳降黏增能、常规酸化等技术试验，效果均不理想。综合分析认为前期实施工艺措施不理想是产量较低的主要原因。压裂改造作为一种物理增渗的方法，能有效的增大泄油面积，提高基质渗流能力，同时适应性强，可以弥补化学方法的不足。

2 压裂改造技术难点及技术对策

2.1 压裂改造技术难点

①多薄层，跨度大，隔层不明显，需优化射孔以保证均匀造缝;②稠油黏温敏感性强。常规瓜胶压裂液造成冷伤害，导致压裂效果大打折扣。但采用加热压裂液成本高，实施困难，因此需要优选压裂体系;③地层渗透率低，吸汽能力不足，流体流动能力差。为提高压后流体的流动性，降低注汽压力，对裂缝的导流能力要求高。

2.2 压裂改造技术对策

2.2.1 射孔优化技术