外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨

张传华

(大庆油田有限责任公司 第七采油厂，黑龙江 大庆 163517)

0 引言

大庆油田综合含水已过90%，已进入特高含水期开发阶段，随着综合含水的上升，液油比呈指数上升。大庆油田进入高含水期开发阶段以后，压裂工艺仍是主要的增产措施之一，改造对象主要是已经压裂过的高含水井层，但由于纵向上已多层见水甚至水淹，平面上水驱受效不均匀，采取措施后经常出现大幅度增液，而增油幅度较小甚至不增油。这种情况在外围油田表现得尤为突出，从而造成措施增油与措施投入成本之间的矛盾，在高含水期如何实现稳油控水是亟须解决的问题。

1 高含水井覆膜砂控水压裂技术

1.1 基本原理

覆膜砂是采用新型高分子材料在石英砂外层覆膜而成，使得砂粒表面润湿性变为油湿表面，形成的毛管力Pc方向与注水驱替压差ΔP方向相反，形成对水的阻力，从而有利于油通过，因此亲油性覆膜砂填充层阻水通油，同时，迫使改变水驱方向，向层内低渗透驱动，能够增加产油量并降低采出液的含水率。

图1 油湿性孔道的毛管力方

1.2 覆膜砂性能评价

1.2.1 覆膜砂物理性质

通过对陶粒、石英砂、覆膜砂在水中和压裂液基液中单颗粒沉降速度的对比，如表1所示，发现覆膜支撑剂的沉降速度小于陶粒和石英砂，这有利于支撑剂在压裂过程中实现均匀布砂，提高压裂效果。

表1 支撑剂单颗粒沉降速度

1.2.2 覆膜砂单颗粒沉降速度

静态渗透实验：在两个装有等量覆膜砂的试管中同时倒入等体积煤油及水，表2列出了静置不同时间后砂面上部液体的刻度，可以看出水在覆膜砂中渗透慢且量少，说明该支撑剂在静置条件下有明显的阻水作用。

表2 油和水静态渗透实验

1.2.3 润湿性评价

将装有100mL不同支撑剂的玻璃管底端用纱网固定，放入等高度煤油或盐水中，液体在毛管力的作用下自动吸入支撑剂中，通过对比吸入高度判断各种支撑剂的相对润湿性，如表3所示。结果表明覆膜砂对煤油的自吸能力要强于水，说明其表面润湿性为亲油，对油相的渗透能力较强，但由于其粒径偏大，而毛管力与粒径成反比，因此毛管力较小、自吸液量偏小；而石英砂及陶粒均对水的自吸能力偏高，其表面润湿性为亲水。

表3 不同支撑剂自吸能力对比表

1.2.4 导流能力

覆膜砂、石英砂和陶粒在不同闭合压力下的油、水导流能力测试结果表明，各种支撑剂的油测导流能力明显高于水测导流能力，其中覆膜支撑剂油水导流能力比值在6.7倍以上。随着闭合压力的提高，尽管各种支撑剂的油、水导流能力均降低，但降低幅度不同，因而三种支撑剂的油水导流比变化趋势不同(图2)，石英砂和陶粒的油水导流比值呈下降趋势，而覆膜支撑剂的油水导流比缓步上升，说明其油湿性表面使得油在孔隙中的渗流能力降低幅度比水小，因而覆膜支撑剂相对石英砂和陶粒来说，在降低采出液含水率上具有一定优势，并且闭合压力越高，毛管力越大，优势越明显。

1.2.5 长岩心驱替实验

建立长岩心(φ25×2000mm)驱替流程，在恒压条件下两泵同时驱替油、水流过不同润湿性支撑剂(覆膜砂和石英砂)，通过对比采出液中油水体积比确定不同支撑剂对采出液含水率的影响。

图2 不同闭合压力下油水导流能力比变化曲线 图3 不同支撑剂驱替实验采出液含水率对比曲线

从实验结果(图4、图5)可以看出，在覆膜砂中，油流动占明显优势，随着驱替压力的提高，油、水流速均提高，含水率也随之增大(图3)，说明驱替压力增大时，毛细管力的阻水作用降低，水流有突破。而在石英砂中，水的流速高于油流速，说明石英砂的亲水性利于水的流动；随着驱替压力的提高，油、水流速均提高，而采出液含水率降低。

图4 不同润湿性支撑剂油水流速随驱替压力变化曲线 图5 不同润湿性支撑剂油水流速随驱替压力变化曲线

此外，覆膜砂粒径越小，毛管力越大，阻水能力越强。如0.15 MPa下，20～40目的覆膜砂采出液含水率为5.58%；而40～70目的覆膜砂采出液含水率为1.45%，降低了4.13%。

该实验证实了覆膜砂在低生产压差下具有选择性渗透能力，能够提高产油量并降低采出液含水率。

2 现场应用效果分析

2.1 总体效果

2008—2011年在老区、外围共计30口井应用覆膜砂控水压裂技术，平均单井压裂砂岩厚度6.6m，有效厚度5.3m，压裂后初期平均单井日增液18.7t，日增油3.3t，综合含水下降5.3%，其中压后初期增液强度3.513 t/m.d，增油强度0.623t/m.d，较采用石英砂压裂井增油强度(0.387 t/m.d)上升了33.59%，目前仍有效。

表4 覆膜砂压裂效果对比表

2.2 效果分析

2.2.1不同粒径的覆膜砂应用效果

应用小粒径覆膜砂压裂2口井，压后初期平均单井日增油3.8t，含水下降7.8%，增油强度0.765 t/m.d，较常规覆膜砂压裂增油强度(0.501t/m.d)提高了0.264，得到较好效果。

表5 覆膜砂压裂效果对比表

2.2.2 不同裂缝形态的应用效果

在垂直缝应用覆膜砂压裂2口井，压后初期平均单井日增油1.6t，含水下降11.2%(较水平缝覆膜砂压裂含水低6%)，增油强度0.337 t/m.d，降水效果较好。

表6 覆膜砂压裂效果对比表

2.3 适应性分析

分析近几年采用覆膜砂压裂井，通过效果跟踪，压裂前后产液剖面监测，压后各层降水特点得出覆膜砂压裂技术的适用性及选井条件，为今后高含水井挖潜提供借鉴。

2.3.1 对全井的适应性

从图6中可以看出，产液量在10～20t之间时，压后控水效果最好，其含水一般可下降5%以上。

2.3.2 对单层的适应性

从图7中可以看出，压前单层产液量小于4.0t降水效果较好，但对压前产液量大于4.0t的小层，控水效果一般。

从图8中可以看出，对于压前小层含水在90%～95%之间控水效果较好，压后含水平均可控制在5%以下，并且降水效果也相对较好。

从图9中可以看出，小层压裂砂岩厚度，在大于2.5m区域易出现控水上升现象，在1.5～2.5m之间时整体控水效果一般，厚度在0.5～1.5m之间时控水效果较好。

从图10中可以看出，在0.5～1.0m之间时控水效果最好，小层含水基本上可以控制在8%以下，厚度小于0.5m或在1.0～2.0m之间时降水效果一般。

3 结语

1)通过室内试验发现，覆膜砂油水导流比好于常规支撑剂，并且具有选择性渗透能力，现场试验表明，覆膜砂能够提高产油量并降低采出液含水率。

2)覆膜砂增油控水压裂技术适用于老区水平缝、外围垂直缝发育井层，此外，通过压裂前后井口取样化验及效果对比，小粒径覆膜砂控水增油效果相对好于常规覆膜砂控水效果。

3)覆膜砂的小层控水性，对于压前小层产液量低于4.0t、含水级别在90%～95%之间、压裂砂岩厚度在0.5～1.5m之间、有效厚度在0.5～1.0m之间时效果较好。

4)覆膜砂的全井控水性，产液量在10～20t之间，控水效果相对较好。

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