周萬富 李慶松 韓重蓮 王力 傅海榮 李勝利

1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點實驗室

大慶油田長垣內(nèi)部油田，經(jīng)長期水驅(qū)開發(fā)已進(jìn)入特高含水采油階段，綜合含水已達(dá)95%以上，其表現(xiàn)特征為井井高含水、多層高含水，剩余油高度分散，油田開發(fā)相當(dāng)于“水中找油，水中撈油”。為減緩產(chǎn)量遞減，保持穩(wěn)產(chǎn)，需要進(jìn)一步挖掘油層頂部低滲透部位剩余油，而常規(guī)水驅(qū)應(yīng)用石英砂支撐劑開展壓裂措施后，油水同出，含水不變，無法實現(xiàn)有效的增油控水提效目的，大大增加了地面處理工藝負(fù)擔(dān)、污水處理費(fèi)用，同時也進(jìn)一步增加了環(huán)保壓力。依據(jù)覆膜砂技術(shù)在油氣井防砂和壓裂控制回流方面的應(yīng)用［1-5］，研發(fā)了阻水透油支撐劑，核心思路是在普通支撐劑表面包覆一層膜，使水通過填充該支撐劑的裂縫能力大大減弱，而油能順利通過，具有透油阻水的效果。在現(xiàn)場施工中，利用常規(guī)壓裂液將該支撐劑泵入地層裂縫中，其余工序按常規(guī)壓裂施工即可。由于該支撐劑具有油潤濕的性能，油可以較容易地進(jìn)入裂縫并流向井筒，而使大量的注入水由于該支撐劑的阻力作用流向裂縫周邊，降低油井含水率，對于高含水井可以進(jìn)一步提高產(chǎn)量，擴(kuò)大了壓裂井應(yīng)用范圍，具有規(guī)模應(yīng)用的價值。

阻水透油支撐劑采用新型高分子材料覆膜于石英砂表面，其中新型高分子材料主要是帶活性基團(tuán)的有機(jī)硅化合物［6］。活性基團(tuán)為氨基、羥基、羧基、烷氧基和巰基中的1種或者多種，有機(jī)硅化物的側(cè)鏈為疏水基團(tuán)。有機(jī)硅化合物的結(jié)構(gòu)、極性同環(huán)氧樹脂或酚醛樹脂差別較大，當(dāng)支撐劑中樹脂固化到一定程度后，加入有機(jī)硅化合物，其活性端與樹脂反應(yīng)，致使固化后的樹脂有利于發(fā)生微相分離，有機(jī)硅化合物分布在樹脂膜的外表面，其分子側(cè)鏈的烷基或芳烴基向外伸展，使得支撐劑外表面具有疏水親油氣特性，提高了耐水能力和導(dǎo)流能力［7］。將阻水透油支撐劑與攜砂液混合均勻，用壓裂泵車注入裂縫中，注入完成后受地層壓力影響，裂縫閉合將支撐劑擠壓在一起，形成毛細(xì)管，由于該支撐劑阻水透油，地層中的油水與該支撐劑形成的毛細(xì)管接觸后，油浸潤毛細(xì)管壁，毛細(xì)管中液面呈凹形，有助于油通過毛細(xì)管，水不能浸潤毛細(xì)管壁，毛細(xì)管中液面呈凸形，阻止了水通過毛細(xì)管，進(jìn)而實現(xiàn)了阻水透油功能［8］。

1 室內(nèi)性能評價

1.1 潤濕性能評價

阻水透油支撐劑的油潤濕性是區(qū)別常規(guī)支撐劑的重要因素，如何測定其表面潤濕性就顯得尤為重要，分別用靜態(tài)滲透法、自吸法及石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153-2017《油藏巖石潤濕性測定方法》［9］進(jìn)行了評價。

(1)靜態(tài)滲透法。將石英砂、阻水透油支撐劑分別置于500 mL量筒中至40 mL處，分別將20 mL水(無色液體)及煤油(黃色液體)加入量筒中，通過觀察滲透情況，確定油水滲透性［10］。

(2)自吸法。定性確定樣品對油水的相對潤濕性，將裝有100 mL支撐劑(阻水透油支撐劑、石英砂)的玻璃管底端用紗網(wǎng)固定，放入等體積、等高度煤油或鹽水中，液體將由于毛管力的作用自動吸入支撐劑中，從吸入高度的對比可知該支撐劑對油水的阻水透油滲透能力［11］。

(3)油藏巖石潤濕性測定方法。參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153-2017中關(guān)于油藏巖石潤濕性測定方法。由于支撐劑是松散顆粒，自制了支撐劑潤濕性測定儀，通過施加一定的壓力將支撐劑壓實，然后利用自吸和驅(qū)替相結(jié)合的方法，對3種粒徑的阻水透油支撐劑和石英砂進(jìn)行潤濕性測試，油潤濕指數(shù)表達(dá)式為油潤濕指數(shù)=自吸油排水量/(自吸油排水量+油驅(qū)排水量)。

1.2 長巖心驅(qū)替實驗

用阻水透油支撐劑和同粒徑石英砂進(jìn)行長巖心驅(qū)替實驗，巖心尺寸為?25 mm×2 000 mm，在恒壓條件下同時用油、水驅(qū)替巖心，由于油水在不同潤濕性支撐劑巖心孔道中的流動能力不同，記錄驅(qū)替采出液中油水體積比，分析不同支撐劑對采出液含水率影響，實驗流程如圖1所示。

圖1 長巖心驅(qū)替實驗Fig.1 Flooding experiment in the long core

1.3 可視化模型實驗

為了對比水在不同支撐劑中的波及狀態(tài)，設(shè)計了填入不同支撐劑的非均質(zhì)模型［12］。通過平面可視化玻璃模型水驅(qū)實驗，分析水在阻水透油支撐劑與石英砂支撐劑中的滲流能力。將模型填成2層，阻水透油支撐劑與石英砂支撐劑各占模型的1/2。在常溫下水驅(qū)，實驗用水為3 000 mg/L KCl溶液，以定流量0.3 mL/min注水，在水驅(qū)油的過程中，用相機(jī)拍攝水驅(qū)波及規(guī)律的變化。

2 實驗結(jié)果分析

以“高含水、高產(chǎn)液”為主要選井條件進(jìn)行阻水透油支撐劑壓裂現(xiàn)場試驗，并選取了一批壓裂層位、壓裂工藝、壓后預(yù)產(chǎn)均相似的石英砂支撐劑壓裂井作為對比井，采用阻水透油支撐劑壓裂的井定義為試驗井，試驗井與對比井的壓裂方式均采用普通壓裂，支撐劑用量相當(dāng)。為了進(jìn)一步驗證阻水透油支撐劑壓裂控水增油效果，選取1口井進(jìn)行阻水透油支撐劑壓裂前后多次分層測試，以對比各層產(chǎn)油、產(chǎn)液以及含水的變化［12］。

2.1 阻水透油支撐劑潤濕性能

(1)靜態(tài)滲透法表明該支撐劑有阻水作用。靜態(tài)滲透法實驗結(jié)果如圖2所示，在石英砂中油和水的滲透均很快，最終水為42.2 mL、油為44 mL；在阻水透油支撐劑量筒中油滲透快，水滲透慢，最終水為56 mL、油為45 mL(與石英砂油相當(dāng))，支撐劑上方剩余水最多，比油高11 mL，由此可知阻水透油支撐劑確實有阻水作用。

圖2 靜態(tài)滲透法Fig.2 Static infiltration method

(2)自吸法說明其表面潤濕性為親油。自吸法實驗結(jié)果見表1，阻水透油支撐劑油水的自吸量分別為57 mL、40 mL，油的自吸能力強(qiáng)，表明其表面潤濕性為親油；石英砂油水的自吸量分別為80 mL、84 mL，油水自吸能力相當(dāng)，表明其對油水具有相當(dāng)?shù)臐櫇裥浴?/p>

表1 不同支撐劑油水自吸量對比Table 1 Comparison of oil-water self-absorption volume in different proppants

(3)潤濕性測定儀測定表明，其潤濕性確實為油潤濕。利用自制的支撐劑潤濕性測定儀測定油潤濕指數(shù)，實驗結(jié)果如表2所示。20～40目、40～70目和50～100目阻水透油支撐劑油潤濕指數(shù)分別為0.83、0.78和 1.00，均大于 0.75；而 40目、70目和 100目石英砂油潤濕指數(shù)分別為0.23、0.23和0.22,證明阻水透油支撐劑的潤濕性確實為油潤濕。

表2 阻水透油支撐劑潤濕性指數(shù)測定結(jié)果Table 2 Wettability index of water-blocking and oil-permeable proppants

2.2 長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果分析

長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果如圖3～5所示。對于阻水透油支撐劑，油水同驅(qū)時，油的流動占有明顯優(yōu)勢，油流速是水流速的11～73倍，均在10倍以上，采出液含水整體小于20%，說明親油的潤濕表面有阻水透油的功能。20～40目阻水透油支撐劑隨著驅(qū)替壓力的提高，油、水的流速先升高，當(dāng)驅(qū)替壓力超過0.18 MPa后油水的流速均降低，主要是由于巖心滲透率高、液體流速高，采出液出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，液體流速明顯降低，但油的流速均高于水的流速。40～70目阻水透油支撐劑隨著驅(qū)替壓力的提高，油、水的流速均升高；隨著驅(qū)替壓力的提高，含水率也隨之增大，主要是因為毛細(xì)管力的阻水作用是一定的，隨著驅(qū)替壓力增大，相對的阻水能力減小，因此水有突破；相同驅(qū)替壓力下，20～40目阻水透油支撐劑的含水高于40～70目，主要是因為小粒徑支撐劑填充層孔徑小，其阻水能力強(qiáng)于大粒徑支撐劑。油水同時驅(qū)替石英砂時，水的流速高于油流速，水流速是油流速的2.5～11.6倍，采出液含水率整體高于70%，說明石英砂的親水性使得毛細(xì)管力方向與驅(qū)替方向一致，利于水的流動。20～40目和40～70目石英砂均隨著驅(qū)替壓力的提高，油、水流速升高，水的流速高于油的流速，含水隨之降低，直至由于流速過高出現(xiàn)乳化現(xiàn)象。

圖3 20～40目支撐劑流速隨壓力變化曲線Fig.3 Curve of flow rate vs pressure in the 20-40 mesh proppants

圖4 40～70目支撐劑流速隨壓力變化曲線Fig.4 Curve of flow rate vs pressure in the 40-70 mesh proppants

2.3 可視化模型實驗結(jié)果分析

圖5 不同支撐劑驅(qū)替實驗采出液含水率對比Fig.5 Water cut of produced fluids in flooding experiments in different proppants

平面可視化玻璃模型水驅(qū)時，在石英砂中首先見到水，隨著水不斷的注入，明顯可以看到水在石英砂中流動速度比在阻水透油支撐劑中快，當(dāng)水完全通過石英砂時，其在阻水透油支撐劑中的進(jìn)程僅為2/3。水在不同支撐劑中的波及規(guī)律不同，在阻水透油支撐劑中的速度明顯低于石英砂，直觀表明了其具有阻水性能。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

現(xiàn)場應(yīng)用生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表3。試驗井阻水透油支撐劑壓裂控水成功率100%，對比井石英砂支撐劑壓裂控水成功率為45.5%。對比井壓裂后初期平均單井降水1個百分點，平均單井日增油4 t，平均有效期6個月；試驗井壓后初期平均單井降水10個百分點，平均單井日增油7 t，平均有效期14個月。試驗井產(chǎn)液、產(chǎn)油均高于對比井，且隨著時間的增加而降低；試驗井壓后含水降低且隨時間的增加含水略有上升，但仍低于壓裂前，對比井的含水基本不變，試驗井效果明顯好于對比井。壓裂前后分層測試結(jié)果也進(jìn)一步證實了阻水透油支撐劑的控水增油效果。

表3 試驗井與對比井生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比Table 3 Production data between test wells and compared wells

4 結(jié)論與建議

(1)采用帶活性基團(tuán)的有機(jī)硅化合物包覆于石英砂上形成阻水透油支撐劑，使水通過填充該支撐劑的裂縫能力大大減弱，而油能順利通過，具有透油阻水的效果。利用靜態(tài)滲透法、自吸法和潤濕性測定儀驗證了阻水透油支撐劑表面為油潤濕，該支撐劑油潤濕指數(shù)在0.75以上，而石英砂油潤濕指數(shù)僅為0.23。

(2)長巖心驅(qū)替實驗和可視化模型實驗也充分證明了阻水透油支撐劑的阻水性能，在一定壓差下該支撐劑油流速是水流速的10倍以上，而石英砂則水流速是油流速的2.5～11.6倍。在油田高含水儲層應(yīng)用阻水透油支撐劑壓裂后控水成功率100%，而石英砂的控水成功率僅為45.5%，實現(xiàn)了壓裂措施增產(chǎn)同時的控水效果。