趙楠，高志軍 （中石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州450006）

紅河油田長8油藏水平井壓后高含水原因主要有3個：①大規(guī)模壓裂溝通上下水層，導(dǎo)致高產(chǎn)液、高含水；②儲層裂縫含水飽和度低［1］，基質(zhì)儲層含水飽和度高，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，裂縫貢獻(xiàn)率逐漸降低，基質(zhì)儲層貢獻(xiàn)率升高［2］，導(dǎo)致含水上升；③水平井位于油水關(guān)系復(fù)雜區(qū)，儲層下部高含水，壓后高產(chǎn)液、高含水。為解決部分水平井壓后含水高［3］的問題，筆者開展了相滲透控水增油壓裂研究。

1 控水增油壓裂工藝

該技術(shù)是通過注入一定量的相滲透改變劑［4］或支撐劑［5］，來改變?nèi)斯ち芽p附近的油水相對滲透率，通過降低水相相對滲透率，提高油相相對滲透率［6］，達(dá)到控水增油的目的。

控水支撐劑是將相滲材料與壓裂支撐劑通過鍍膜技術(shù)結(jié)合而生產(chǎn)的一種選擇性導(dǎo)流支撐劑，不僅具有常規(guī)支撐劑的性能，還具有親油控水性能，對油相具有較高的導(dǎo)流能力，應(yīng)用常規(guī)壓裂技術(shù)實施加砂壓裂，支撐劑在地層條件下膠結(jié)，形成選擇性導(dǎo)流支撐裂縫。通過 “增加水的表面張力，破壞油的表面張力”來實現(xiàn)降低油的流動阻力、提高水的流動阻力，從而提高單井產(chǎn)量；減小地層水產(chǎn)出的同時可以保持地層能量，減少廢水處理。同時該支撐劑還具有高懸浮、低摩阻的優(yōu)點，可降低壓裂施工風(fēng)險，改善支撐劑鋪置剖面。

2 控水增油支撐劑的選取

通過控水增油支撐劑破碎率、體積密度、圓度、球度等基本性能測試結(jié)果 （見表1）可以看出，控水增油支撐劑FSS－3具有更小的破碎率，可保持長期高導(dǎo)流能力，且支撐劑體積密度較小，對壓裂液性能要求較低。

3 控水增油支撐劑FSS－3的導(dǎo)流能力測試

為檢測控水增油支撐劑FSS－3的控水增油性能以及導(dǎo)流能力，以常規(guī)石英砂為對比材料，分別開展了在水相、油相不同條件下的短期導(dǎo)流能力以及控水增油支撐劑FSS－3抗壓3d的長期導(dǎo)流能力測試。

表1 3種支撐劑基本性能測試結(jié)果

3．1 水飽和水相導(dǎo)流能力測試

1）測試條件 常溫，蒸餾水飽和，支撐劑鋪置濃度10kg／m2。

2）測試方式 API線形流。API推薦的短期導(dǎo)流能力評價方法，是我國石油天然氣的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，SYT6302－2009推薦了試驗方法和試驗儀器。其目的是為了建立標(biāo)準(zhǔn)的步驟和條件，以便在實驗室條件下對各種壓裂用支撐材料進(jìn)行短期導(dǎo)流能力的評價。該試驗可以對不同支撐劑在一定條件下的導(dǎo)流能力進(jìn)行對比，為選擇支撐劑材料提供一個衡量的標(biāo)準(zhǔn)。

3）測試結(jié)果 由水飽和水相導(dǎo)流能力測試曲線圖 （見圖1）可以看出，石英砂在隨著閉合應(yīng)力的增加導(dǎo)流能力下降很快，控水增油支撐劑隨閉

合應(yīng)力的增加導(dǎo)流能力下降較慢，在低閉合應(yīng)力下石英砂導(dǎo)流能力高于控水增油支撐劑FSS－3，但當(dāng)閉合應(yīng)力大于35MPa后，石英砂的導(dǎo)流能力明顯不如控水增油支撐劑FSS－3。

3．2 油飽和油相導(dǎo)流能力測試

1）測試條件 常溫，煤油飽和，支撐劑鋪置濃度10kg／m2。

2）測試方式 API線形流。

3）測試結(jié)果 從試驗結(jié)果 （見圖2）來看，在閉合應(yīng)力大于40MPa后，控水增油支撐劑FSS－3的導(dǎo)流能力要好于石英砂。

3．3 控水增油支撐劑FSS－3長期導(dǎo)流能力測試

1）測試條件 常溫，水飽和，支撐劑鋪置濃度10kg／m2。

2）測試方式 API線形流。

3）測試結(jié)果 紅河油田長8油層儲層最小主應(yīng)力梯度大約為0．0161MPa／m。區(qū)塊北部儲層埋藏深度為2000～2100m，儲層閉合應(yīng)力為32～34MPa，區(qū)塊南部儲層埋藏深度為2300～2400m，儲層閉合應(yīng)力為37～39MPa。從室內(nèi)測試結(jié)果 （見圖3）看，控水增油支撐劑FSS－3滿足現(xiàn)場試驗要求，并且能長期保持高導(dǎo)流能力。

圖1 水飽和水相導(dǎo)流能力測試曲線圖

4 現(xiàn)場試驗

控水增油支撐劑在紅河油田長8油藏HH36P44井進(jìn)行現(xiàn)場試驗，采用裸眼預(yù)制管柱完井水平井，水平段長694m，鉆遇砂巖100%，錄井顯示裂隙油層厚4．5m，裂隙含油層視厚13．5m，油斑視厚475m，油跡視厚192m。測井解釋水平段裂隙油層視厚8．6m；油層視厚327．4m；差油層視厚169．7m；干層視厚110．6m。

該井分7段壓裂施工，平均單段加砂24．4m3，采用陶粒與控水增油支撐劑組合，每段尾追控水增油支撐劑7～11m3，施工參數(shù)見表2所示。

圖2 油飽和油相導(dǎo)流能力測試曲線圖

圖3 控水增油支撐劑FSS－3長期導(dǎo)流能力測試曲線圖

表2 HH36P44井水平段分段壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計表

該井壓裂后含水率相對較穩(wěn)定，壓后最高日產(chǎn)油18．1t，目前日產(chǎn)液16．8t，日產(chǎn)油10．3t，含水率38．7%，累計產(chǎn)油3946．3t。

5 結(jié)論

1）FSS－3控水增油支撐劑室內(nèi)測試結(jié)果較好，能長期保持高導(dǎo)流能力，提高水的流動阻力，從而提高單井產(chǎn)量。

2）HH36P44井現(xiàn)場應(yīng)用后含水率相對穩(wěn)定，產(chǎn)油量較高，達(dá)到控水增油的目的。

［1］甘云雁，張士誠，陳利，等．復(fù)雜斷塊油藏不規(guī)則井網(wǎng)整體壓裂優(yōu)化設(shè)計 ［J］．石油學(xué)報，2006，27 （4）：81～88．

［2］胡文瑞．中國低滲透油氣的現(xiàn)狀與未來 ［J］．中國工程科學(xué)，2009，11 （8）：29～37．

［3］陳作，王振鐸，曾華國．水平井分段壓裂工藝技術(shù)現(xiàn)狀及展望 ［J］．天然氣工業(yè)，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，陳關(guān)聚，孔令榮，等．壓裂液對油層損害的若干機(jī)理研 ［J］．西北地質(zhì)科學(xué)，1996，17，23 （2）：51～55．