控水增油支撑剂在致密低渗油田的应用

赵楠，高志军 （中石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州450006）

红河油田长8油藏水平井压后高含水原因主要有3个：①大规模压裂沟通上下水层，导致高产液、高含水；②储层裂缝含水饱和度低［1］，基质储层含水饱和度高，随着生产的进行，裂缝贡献率逐渐降低，基质储层贡献率升高［2］，导致含水上升；③水平井位于油水关系复杂区，储层下部高含水，压后高产液、高含水。为解决部分水平井压后含水高［3］的问题，笔者开展了相渗透控水增油压裂研究。

1 控水增油压裂工艺

该技术是通过注入一定量的相渗透改变剂［4］或支撑剂［5］，来改变人工裂缝附近的油水相对渗透率，通过降低水相相对渗透率，提高油相相对渗透率［6］，达到控水增油的目的。

控水支撑剂是将相渗材料与压裂支撑剂通过镀膜技术结合而生产的一种选择性导流支撑剂，不仅具有常规支撑剂的性能，还具有亲油控水性能，对油相具有较高的导流能力，应用常规压裂技术实施加砂压裂，支撑剂在地层条件下胶结，形成选择性导流支撑裂缝。通过 “增加水的表面张力，破坏油的表面张力”来实现降低油的流动阻力、提高水的流动阻力，从而提高单井产量；减小地层水产出的同时可以保持地层能量，减少废水处理。同时该支撑剂还具有高悬浮、低摩阻的优点，可降低压裂施工风险，改善支撑剂铺置剖面。

2 控水增油支撑剂的选取

通过控水增油支撑剂破碎率、体积密度、圆度、球度等基本性能测试结果 （见表1）可以看出，控水增油支撑剂FSS－3具有更小的破碎率，可保持长期高导流能力，且支撑剂体积密度较小，对压裂液性能要求较低。

3 控水增油支撑剂FSS－3的导流能力测试

为检测控水增油支撑剂FSS－3的控水增油性能以及导流能力，以常规石英砂为对比材料，分别开展了在水相、油相不同条件下的短期导流能力以及控水增油支撑剂FSS－3抗压3d的长期导流能力测试。

表1 3种支撑剂基本性能测试结果

3．1 水饱和水相导流能力测试

1）测试条件 常温，蒸馏水饱和，支撑剂铺置浓度10kg／m2。

2）测试方式 API线形流。API推荐的短期导流能力评价方法，是我国石油天然气的行业标准，SYT6302－2009推荐了试验方法和试验仪器。其目的是为了建立标准的步骤和条件，以便在实验室条件下对各种压裂用支撑材料进行短期导流能力的评价。该试验可以对不同支撑剂在一定条件下的导流能力进行对比，为选择支撑剂材料提供一个衡量的标准。

3）测试结果 由水饱和水相导流能力测试曲线图 （见图1）可以看出，石英砂在随着闭合应力的增加导流能力下降很快，控水增油支撑剂随闭

合应力的增加导流能力下降较慢，在低闭合应力下石英砂导流能力高于控水增油支撑剂FSS－3，但当闭合应力大于35MPa后，石英砂的导流能力明显不如控水增油支撑剂FSS－3。

3．2 油饱和油相导流能力测试

1）测试条件 常温，煤油饱和，支撑剂铺置浓度10kg／m2。

2）测试方式 API线形流。

3）测试结果 从试验结果 （见图2）来看，在闭合应力大于40MPa后，控水增油支撑剂FSS－3的导流能力要好于石英砂。

3．3 控水增油支撑剂FSS－3长期导流能力测试

1）测试条件 常温，水饱和，支撑剂铺置浓度10kg／m2。

2）测试方式 API线形流。

3）测试结果 红河油田长8油层储层最小主应力梯度大约为0．0161MPa／m。区块北部储层埋藏深度为2000～2100m，储层闭合应力为32～34MPa，区块南部储层埋藏深度为2300～2400m，储层闭合应力为37～39MPa。从室内测试结果 （见图3）看，控水增油支撑剂FSS－3满足现场试验要求，并且能长期保持高导流能力。

图1 水饱和水相导流能力测试曲线图

4 现场试验

控水增油支撑剂在红河油田长8油藏HH36P44井进行现场试验，采用裸眼预制管柱完井水平井，水平段长694m，钻遇砂岩100%，录井显示裂隙油层厚4．5m，裂隙含油层视厚13．5m，油斑视厚475m，油迹视厚192m。测井解释水平段裂隙油层视厚8．6m；油层视厚327．4m；差油层视厚169．7m；干层视厚110．6m。

该井分7段压裂施工，平均单段加砂24．4m3，采用陶粒与控水增油支撑剂组合，每段尾追控水增油支撑剂7～11m3，施工参数见表2所示。

图2 油饱和油相导流能力测试曲线图

图3 控水增油支撑剂FSS－3长期导流能力测试曲线图

表2 HH36P44井水平段分段压裂施工参数统计表

该井压裂后含水率相对较稳定，压后最高日产油18．1t，目前日产液16．8t，日产油10．3t，含水率38．7%，累计产油3946．3t。

5 结论

1）FSS－3控水增油支撑剂室内测试结果较好，能长期保持高导流能力，提高水的流动阻力，从而提高单井产量。

2）HH36P44井现场应用后含水率相对稳定，产油量较高，达到控水增油的目的。

［1］甘云雁，张士诚，陈利，等．复杂断块油藏不规则井网整体压裂优化设计 ［J］．石油学报，2006，27 （4）：81～88．

［2］胡文瑞．中国低渗透油气的现状与未来 ［J］．中国工程科学，2009，11 （8）：29～37．

［3］陈作，王振铎，曾华国．水平井分段压裂工艺技术现状及展望 ［J］．天然气工业，2007，27 （9）：78～80．

［4］Mathew S．Viscoelastic surfactant fracturing fluids：Ap－plications in low permeability reserviors［J］．SPE60322，2000．

［5］Surjaatmadja J B，East L E，Luna J B，et al．An Effective Hydrajet－Fracturing Implementation Using Coiled Tubing and Annular Stimulation Fluid Delivery ［C］．SPE 94098，2005．

［6］曲志浩，陈关聚，孔令荣，等．压裂液对油层损害的若干机理研 ［J］．西北地质科学，1996，17，23 （2）：51～55．