支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响研究

李庆松， 王 鑫， 王庆国， 卢祥国， 郭 琦， 王久宇

(1.大庆油田采油工程院， 黑龙江 大庆 163712；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中航油吉林分公司，吉林 长春 130501； 4.大庆油田采油四厂，黑龙江 大庆 163711)



支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响研究

李庆松1， 王 鑫1， 王庆国1， 卢祥国2， 郭 琦3， 王久宇4

(1.大庆油田采油工程院， 黑龙江 大庆 163712；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中航油吉林分公司，吉林 长春 130501； 4.大庆油田采油四厂，黑龙江 大庆 163711)

利用可视化裂缝模型和平板裂缝模型研究支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响，两种模型均使用不同润湿性支撑剂填充裂缝。可视化模型结果表明，选择性支撑剂充填裂缝水相渗流阻力大，注入压力高，促使部分水流转向进入裂缝上下基质部分，扩大了波及体积，提高了采收率。平板模型结果表明，裂缝的存在可大幅度提高模型采收率，且支撑剂润湿性表现为疏水性，对采收率的提高也有正面的效果，因为润湿性的改变，采收率提高了3%。

支撑剂类型； 润湿性； 毛管力； 压裂； 物理模拟

水力压裂是通过人工干预方法在井壁附近储层内形成一个裂缝，使原来径向流动改变为油层与裂缝间近似单向流动和裂缝与井筒间单相流动，从而大大降低渗流阻力，提高注入和生产能力。因此，压裂不仅是油气井增产、水井增注的一项重要技术措施，而且作为一种完井措施广泛用于低渗透油气藏开发[1-5]。但也必须看到，裂缝在减小井壁附近区域渗流阻力和增加原油产量的同时，也减小了后续驱油剂对裂缝上下储层(水平缝)的波及系数，同时压裂形成了优势渗流通道，在压裂井对应的注水井注入量不变的情况下，势必有更多的注入液通过压裂造成的优势渗流通道被采出，进而降低了裂缝区域上下储层原油及相关油井采收率。由此可见，若要更好地兼顾或平衡好油井产液能力和裂缝上下储层扩大波及体积之间关系，就必须优化裂缝长度、缝宽和支撑剂润湿性等参数组合。

近年来，石油科技人员在油气藏压裂施工参数优化和支撑剂优选等方面开展了大量研究和实践工作，取得重要研究成果[6-10]，但有关支撑剂润湿性对改善压裂施工增油降水效果作用机理方面研究文献还不多。本文通过有机玻璃填砂模型和平板模型开展了支撑剂润湿性对压裂增油效果影响实验研究和机理分析，有助于现场施工人员更好地了解选择性支撑剂的作用原理，进一步提高压裂后开采效果。

1 实验条件

1.1 实验材料

实验用支撑剂包括普通石英砂(亲水砂)和选择性支撑剂(疏水砂)。选择性支撑剂[3-4]是在石英砂表面覆盖一层具有疏水亲油特性的活性物质制得的，由大庆油田采油工程院和井下作业公司提供。实验用油为模拟油，由大庆油田第五采油厂脱气原油与轻烃油配制而成，45 ℃时黏度为10 mPa·s。实验用水为大庆油田第五采油厂注入清水和采出污水，水质分析见表1。

表1 水质分析

可视化有机玻璃填砂管模型实物图见图1，其中裂缝由石英砂支撑剂(20～40目)和选择性支撑剂(20～40目)充填而成，长度10 cm，基质部分由70～140目石英砂充填而成。平板模型为石英砂环氧树脂胶结层内非均质仿真模型[11]，模型包括高低二个渗透层，各小层渗透率Kg=200×10-3、500×10-3μm2。模型外观几何尺寸：长×宽×高=30 cm×30 cm×4.5 cm，各小层厚度2.25 cm。在模型低渗透层中部预先设置水平裂缝，裂缝为扇形，裂缝半径长为10 cm。裂缝内充填支撑剂包括石英砂(20～40目)和选择性支撑剂(20～40目)颗粒，铺砂3.2 kg/m2。岩心结构示意图见图2。

图1 可视化裂缝模型

Fig.1 Visual fracture model

图2 平板模型示意图

Fig.2 Schematic diagram of the slab model

1.2 仪器设备

模型驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器和中间容器等。除平流泵外，其它部分置于45 ℃恒温箱内。

实验步骤：

1) 常温下模型抽空饱和水，计算孔隙度；

2) 油藏温度下模型饱和油，计算含油饱和度；

3) 可视化模型一注一采(用水溶性色浆将注入水染色，方便辨认),平板模型一注三采,1 mL/min；

4) 在可视化模型驱油过程中拍摄照片；

5) 模型水驱至含水率98%，收集采出液，计算采收率和剩余油分布。

1.3 方案设计

(1) 可视化模型实验

方案1-1：石英砂充填裂缝模型实验，采出井端设置裂缝，长度10 cm。

方案1-2：选择性支撑剂充填裂缝模型实验，采出井端设置裂缝，长度10 cm。

(2) 平板模型实验

方案2-1：未设置裂缝模型。

方案2-2：石英砂充填裂缝模型实验，采出井端设置裂缝，半径10 cm。

方案2-3：选择性支撑剂充填裂缝模型实验，采出井端设置裂缝，半径10 cm。

2 结果分析

2.1 可视化模型

图3为缝长10 cm时水线推进状况对比图。

图3 水线推进状况对比图

Fig.3 Waterline flow comparison

由图3可以看出，在缝长相同条件下，裂缝内支撑剂润湿性类型对水线推进和运移状况存在影响。当水驱前缘未达到裂缝处时，石英砂和选择性支撑剂充填裂缝模型中水线推进速度基本相同。当水驱前缘到达裂缝处后，注入水会沿裂缝突进，导致裂缝上下基质部分波及效果变差，在后续注入过程中，选择性支撑剂裂缝上下部分会逐渐被波及到，其未波及区随着注入进行逐渐变小，在水驱结束时，选择性支撑剂裂缝模型的整体波及率更高，未波及区只剩很小的一部分，相比较而言，石英砂裂缝模型的整体波及率较低，在水驱结束时的未波及区主要分布在裂缝的上下基质部分，且未波及部位较大(如图3所示)。因为与亲水性的石英砂支撑剂相比较，充填疏水性的选择性支撑剂裂缝渗流阻力较大，突进现象受到一定程度抑制，裂缝上下基质部分波及体积增加，采收率增幅较大。

2.2 平板模型

2.2.1 平板模型采收率 支撑剂类型和裂缝长度对模型水驱采收率影响实验数据以及它们与基础实验采收率差值数据见表2。

由表2可以看出，支撑剂润湿性类型对模型水驱采收率存在影响。有裂缝方案2-2与2-3的采收率比无裂缝方案2-1水驱采收率分别高出16.8%、19.8%。在裂缝长度相同条件下，与石英砂充填裂缝模型相比较，选择性支撑剂充填裂缝模型水驱采收率较高，与可视化模型结果一致。因为石英砂表面亲水，选择性支撑剂疏水。当驱替水通过石英砂充填裂缝时，毛管力为动力，渗流阻力较小，注入压力较低，液流转向扩大波及体积效果较差，采收率增幅较小。当水通过选择性支撑剂充填裂缝时，毛管力为阻力，渗流阻力较大，注入压力较高，液流转向扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。因为两个边井与注水井距离相同，注水井对其影响相同，所以将两个边井的采出液收集到一起计算，计为边井采收率。

表2 采收率实验数据

方案2-1～2-3的角井采收率与边井采收率见表3。由表3可见，裂缝的存在可大幅度提高角井的采收率，且支撑剂润湿性表现为疏水性，对采收率的提高也有效果，因为润湿性的改变，采收率提高了2.7%，但因为裂缝的存在，边井采收率有所下降，因为无裂缝时，边井距离注水井距离较近，在地层渗透率相等时，距离较近则渗透压力更小，注入驱替液更多的流向边井，造成角井采收率变低。

表3 角落油井边井采收率实验数据

2.2.2 动态特征 当裂缝长度为10 cm时，2种支撑剂充填裂缝模型和无裂缝模型实验过程中注入压力、含水率、采收率和角井分流率与PV数关系见图4和图5。由图4和图5 可以看出，与无裂缝模型相比较，含裂缝模型注入压力较低，但压力下降速度较小，压力保持较高水平时间较长，扩大波及体积效果较高(角井分流率较大，维持时间较长，见图5)，含水率上升速度较低，采收率增幅较大。

图4 注入压力、含水率与PV数关系

Fig.4 Relationship between injection pressure, water content and PV number

图5 采收率、角井分流率与PV数关系

Fig.5 The relationship between recovery ratio & corner well split tatio and the PV number, the yield of Kakui and the PV number

与石英砂充填裂缝模型相比较，选择性支撑剂模型注入压力维持较高水平时间较长，因为在驱替水驱前期，注入压力随着岩层内的原油减少而逐渐减少，在含水率超过75%后，地层孔隙内表面润湿性影响权重加大，而裂缝的存在使得注入压力整体下降较多，通过裂缝的流量增加，润湿性的作用更加明显，选择性支撑剂的疏水特性使得在含水率较高的情况下仍能得到相对较高的注入压力，扩大波及体积效果较好(角井分流率较大，维持时间较长，见图5)，采收率得到提高。

3 结论

(1) 可视化模型显示，充填选择性支撑剂的可视化模型其裂缝内渗流阻力较大，突进现象受到一定程度抑制，裂缝上下基质部分波及体积增加，采收率增幅较大。

(2) 平板模型显示，裂缝的存在可大幅度提高模型采收率，且支撑剂润湿性表现为疏水性对采收率的提高也有正面的效果，因为润湿性的改变，采收率提高了2.7%，但因为裂缝的存在，边井采收率有所下降，因为无裂缝时，边井距离注水井距离较近，在地层渗透率相等时，距离较近则渗透压力更小，注入驱替液更多的流向边井，造成角井采收率变低。

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(编辑 闫玉玲)

Fracturing Effects of Proppant Wettability on Increased Oil

Li Qingsong1, Wang Xin1, Wang Qingguo1, Lu Xiangguo2, Guo Qi3, Wang Jiuyu4

(1.TheAcademyofEngineeringofOilProductioninDaqingOilfield,DaqingHeilongjiang163712,China;2.KeyLaboratoryofMinistryofEducationonImprovingRecoveryEfficiencyofOilandGas,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China;3.ChinaNationalAviationFuelGroupJilinBranch,ChangchunJilin130501,China;4.No.4OilProductionPlantofDaqingOilfield,DaqingHeilongjiang163711,China)

Visual fracture model and slab fracture model were used to research effect of oil well fracturing after exploitation of wetting property of the support agent. Both fractures was filled using different wetting supporting agents. Visual model results showed that flow resistance and injection pressure were high when selective supportwas used, which made a partial flow of water into upper and lower matrix portions of the fracture, expanded the sweep volume andimprove the recovery rate. Plate model results showed that the recovery rate could be greatly improved by the fracture model, and oil recovery could also be enhancedby hydrophobic support. Because of the change of wettability, oil recovery was increased by 3%.

Proppant types; Wettability; Capillary force; Fracturing; Physical simulation

1006-396X(2016)05-0049-05

2016-02-04

2016-08-25

中国石油大庆油田重点科技攻关课题“选择性支撑剂可视化模型及平板模型压裂效果评估”(DQYT-1204003-2014-JS)。

李庆松(1972-)，男，硕士，高级工程师，从事采油工程技术研究；E-mail:liqingsong@petrochina.com.cn。

TE311

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.008

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn