阻水透油支撑剂在高含水储层的应用

2022-04-13周万富李庆松韩重莲王力傅海荣李胜利

石油钻采工艺 2022年5期

周万富李庆松韩重莲王力傅海荣李胜利

1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室

大庆油田长垣内部油田，经长期水驱开发已进入特高含水采油阶段，综合含水已达95%以上，其表现特征为井井高含水、多层高含水，剩余油高度分散，油田开发相当于“水中找油，水中捞油”。为减缓产量递减，保持稳产，需要进一步挖掘油层顶部低渗透部位剩余油，而常规水驱应用石英砂支撑剂开展压裂措施后，油水同出，含水不变，无法实现有效的增油控水提效目的，大大增加了地面处理工艺负担、污水处理费用，同时也进一步增加了环保压力。依据覆膜砂技术在油气井防砂和压裂控制回流方面的应用［1-5］，研发了阻水透油支撑剂，核心思路是在普通支撑剂表面包覆一层膜，使水通过填充该支撑剂的裂缝能力大大减弱，而油能顺利通过，具有透油阻水的效果。在现场施工中，利用常规压裂液将该支撑剂泵入地层裂缝中，其余工序按常规压裂施工即可。由于该支撑剂具有油润湿的性能，油可以较容易地进入裂缝并流向井筒，而使大量的注入水由于该支撑剂的阻力作用流向裂缝周边，降低油井含水率，对于高含水井可以进一步提高产量，扩大了压裂井应用范围，具有规模应用的价值。

阻水透油支撑剂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带活性基团的有机硅化合物［6］。活性基团为氨基、羟基、羧基、烷氧基和巯基中的1种或者多种，有机硅化物的侧链为疏水基团。有机硅化合物的结构、极性同环氧树脂或酚醛树脂差别较大，当支撑剂中树脂固化到一定程度后，加入有机硅化合物，其活性端与树脂反应，致使固化后的树脂有利于发生微相分离，有机硅化合物分布在树脂膜的外表面，其分子侧链的烷基或芳烃基向外伸展，使得支撑剂外表面具有疏水亲油气特性，提高了耐水能力和导流能力［7］。将阻水透油支撑剂与携砂液混合均匀，用压裂泵车注入裂缝中，注入完成后受地层压力影响，裂缝闭合将支撑剂挤压在一起，形成毛细管，由于该支撑剂阻水透油，地层中的油水与该支撑剂形成的毛细管接触后，油浸润毛细管壁，毛细管中液面呈凹形，有助于油通过毛细管，水不能浸润毛细管壁，毛细管中液面呈凸形，阻止了水通过毛细管，进而实现了阻水透油功能［8］。

1 室内性能评价

1.1 润湿性能评价

阻水透油支撑剂的油润湿性是区别常规支撑剂的重要因素，如何测定其表面润湿性就显得尤为重要，分别用静态渗透法、自吸法及石油天然气行业标准SY/T 5153-2017《油藏岩石润湿性测定方法》［9］进行了评价。

(1)静态渗透法。将石英砂、阻水透油支撑剂分别置于500 mL量筒中至40 mL处，分别将20 mL水(无色液体)及煤油(黄色液体)加入量筒中，通过观察渗透情况，确定油水渗透性［10］。

(2)自吸法。定性确定样品对油水的相对润湿性，将装有100 mL支撑剂(阻水透油支撑剂、石英砂)的玻璃管底端用纱网固定，放入等体积、等高度煤油或盐水中，液体将由于毛管力的作用自动吸入支撑剂中，从吸入高度的对比可知该支撑剂对油水的阻水透油渗透能力［11］。

(3)油藏岩石润湿性测定方法。参考石油天然气行业标准SY/T 5153-2017中关于油藏岩石润湿性测定方法。由于支撑剂是松散颗粒，自制了支撑剂润湿性测定仪，通过施加一定的压力将支撑剂压实，然后利用自吸和驱替相结合的方法，对3种粒径的阻水透油支撑剂和石英砂进行润湿性测试，油润湿指数表达式为油润湿指数=自吸油排水量/(自吸油排水量+油驱排水量)。

1.2 长岩心驱替实验

用阻水透油支撑剂和同粒径石英砂进行长岩心驱替实验，岩心尺寸为Ø25 mm×2 000 mm，在恒压条件下同时用油、水驱替岩心，由于油水在不同润湿性支撑剂岩心孔道中的流动能力不同，记录驱替采出液中油水体积比，分析不同支撑剂对采出液含水率影响，实验流程如图1所示。

图1 长岩心驱替实验Fig.1 Flooding experiment in the long core

1.3 可视化模型实验

为了对比水在不同支撑剂中的波及状态，设计了填入不同支撑剂的非均质模型［12］。通过平面可视化玻璃模型水驱实验，分析水在阻水透油支撑剂与石英砂支撑剂中的渗流能力。将模型填成2层，阻水透油支撑剂与石英砂支撑剂各占模型的1/2。在常温下水驱，实验用水为3 000 mg/L KCl溶液，以定流量0.3 mL/min注水，在水驱油的过程中，用相机拍摄水驱波及规律的变化。

2 实验结果分析

以“高含水、高产液”为主要选井条件进行阻水透油支撑剂压裂现场试验，并选取了一批压裂层位、压裂工艺、压后预产均相似的石英砂支撑剂压裂井作为对比井，采用阻水透油支撑剂压裂的井定义为试验井，试验井与对比井的压裂方式均采用普通压裂，支撑剂用量相当。为了进一步验证阻水透油支撑剂压裂控水增油效果，选取1口井进行阻水透油支撑剂压裂前后多次分层测试，以对比各层产油、产液以及含水的变化［12］。

2.1 阻水透油支撑剂润湿性能

(1)静态渗透法表明该支撑剂有阻水作用。静态渗透法实验结果如图2所示，在石英砂中油和水的渗透均很快，最终水为42.2 mL、油为44 mL；在阻水透油支撑剂量筒中油渗透快，水渗透慢，最终水为56 mL、油为45 mL(与石英砂油相当)，支撑剂上方剩余水最多，比油高11 mL，由此可知阻水透油支撑剂确实有阻水作用。

图2 静态渗透法Fig.2 Static infiltration method

(2)自吸法说明其表面润湿性为亲油。自吸法实验结果见表1，阻水透油支撑剂油水的自吸量分别为57 mL、40 mL，油的自吸能力强，表明其表面润湿性为亲油；石英砂油水的自吸量分别为80 mL、84 mL，油水自吸能力相当，表明其对油水具有相当的润湿性。

表1 不同支撑剂油水自吸量对比Table 1 Comparison of oil-water self-absorption volume in different proppants

(3)润湿性测定仪测定表明，其润湿性确实为油润湿。利用自制的支撑剂润湿性测定仪测定油润湿指数，实验结果如表2所示。20～40目、40～70目和50～100目阻水透油支撑剂油润湿指数分别为0.83、0.78和 1.00，均大于 0.75；而 40目、70目和 100目石英砂油润湿指数分别为0.23、0.23和0.22,证明阻水透油支撑剂的润湿性确实为油润湿。

表2 阻水透油支撑剂润湿性指数测定结果Table 2 Wettability index of water-blocking and oil-permeable proppants

2.2 长岩心驱替实验结果分析

长岩心驱替实验结果如图3～5所示。对于阻水透油支撑剂，油水同驱时，油的流动占有明显优势，油流速是水流速的11～73倍，均在10倍以上，采出液含水整体小于20%，说明亲油的润湿表面有阻水透油的功能。20～40目阻水透油支撑剂随着驱替压力的提高，油、水的流速先升高，当驱替压力超过0.18 MPa后油水的流速均降低，主要是由于岩心渗透率高、液体流速高，采出液出现乳化现象，液体流速明显降低，但油的流速均高于水的流速。40～70目阻水透油支撑剂随着驱替压力的提高，油、水的流速均升高；随着驱替压力的提高，含水率也随之增大，主要是因为毛细管力的阻水作用是一定的，随着驱替压力增大，相对的阻水能力减小，因此水有突破；相同驱替压力下，20～40目阻水透油支撑剂的含水高于40～70目，主要是因为小粒径支撑剂填充层孔径小，其阻水能力强于大粒径支撑剂。油水同时驱替石英砂时，水的流速高于油流速，水流速是油流速的2.5～11.6倍，采出液含水率整体高于70%，说明石英砂的亲水性使得毛细管力方向与驱替方向一致，利于水的流动。20～40目和40～70目石英砂均随着驱替压力的提高，油、水流速升高，水的流速高于油的流速，含水随之降低，直至由于流速过高出现乳化现象。

图3 20～40目支撑剂流速随压力变化曲线Fig.3 Curve of flow rate vs pressure in the 20-40 mesh proppants

图4 40～70目支撑剂流速随压力变化曲线Fig.4 Curve of flow rate vs pressure in the 40-70 mesh proppants

2.3 可视化模型实验结果分析

图5 不同支撑剂驱替实验采出液含水率对比Fig.5 Water cut of produced fluids in flooding experiments in different proppants

平面可视化玻璃模型水驱时，在石英砂中首先见到水，随着水不断的注入，明显可以看到水在石英砂中流动速度比在阻水透油支撑剂中快，当水完全通过石英砂时，其在阻水透油支撑剂中的进程仅为2/3。水在不同支撑剂中的波及规律不同，在阻水透油支撑剂中的速度明显低于石英砂，直观表明了其具有阻水性能。

3 现场应用

现场应用生产数据见表3。试验井阻水透油支撑剂压裂控水成功率100%，对比井石英砂支撑剂压裂控水成功率为45.5%。对比井压裂后初期平均单井降水1个百分点，平均单井日增油4 t，平均有效期6个月；试验井压后初期平均单井降水10个百分点，平均单井日增油7 t，平均有效期14个月。试验井产液、产油均高于对比井，且随着时间的增加而降低；试验井压后含水降低且随时间的增加含水略有上升，但仍低于压裂前，对比井的含水基本不变，试验井效果明显好于对比井。压裂前后分层测试结果也进一步证实了阻水透油支撑剂的控水增油效果。