壓裂裂縫充填覆膜支撐劑控水增油實驗

王海棟，劉義坤

（東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

新疆油田老區(qū)新建產能措施主要采用直井加密模式，但是壓裂后經濟效益普遍較低；而水平井加密具有控制面積大、綜合成本低、可有效提高采收率等特點［1-2］。2018 年新疆油田八區(qū)及莫北2 井區(qū)累積實施水平井壓裂14 口，完成新建產能2.5×104t，鑒于老區(qū)長期注水開發(fā)，次生水體發(fā)育，水平井壓裂后含水率較高，產能均未達到預期效果［3］。2019—2020年新疆油田八區(qū)烏爾禾組和莫北2井區(qū)三工河組共計劃部署水平井34口，預計新建產能為18.1×104t。為有效控制水平井壓裂后高含水率問題，進一步推動新疆油田老區(qū)產能建設，亟需對剩余部署擬壓裂井進行控水增油提效工藝措施研究，為新疆油田老區(qū)水平井開發(fā)模式提供技術支撐［4-12］。

根據上述問題，以投入產出高、作業(yè)實操性強，后期盡可能維護少以及不增添復雜控水裝置為目的，通過改變原壓裂支撐劑性能，拓展支撐劑除阻止裂縫閉合功能外的附加功能——透油阻水能力，使壓裂后裂縫能夠具有水相低導流能力和油相高導流能力。2003 年有關研究人員提出了覆膜支撐劑概念，但出發(fā)點是為制備低密度支撐劑［13］；2009年，此類支撐劑在遼河腰英臺油田得到廣泛應用，切實起到了降低支撐劑密度、減少壓裂液用量、減輕支撐劑嵌入、提高裂縫導流能力以及延長壓裂有效期的目的，但其并未有明顯增加水流阻力的控水增油作用［14］；2013 年中國專利公布了一種利用噴涂法制備覆膜疏水支撐劑的方法，但并未對該類型覆膜疏水支撐劑的真實透油阻水能力以及提高采收率效果進行研究［15］；2014—2018 年相關學者對覆膜支撐劑做了許多覆膜方法與膜性能的研究，但多數研究出發(fā)點仍是降低支撐劑密度以及對膜的抗壓耐磨損性能進行升級［16-17］。為此，筆者在自主研發(fā)的覆膜支撐劑能降低或保持原油流動阻力的基礎上，增加水相的流動阻力，使壓裂裂縫對水相有抑制作用而對油相起到導流作用；此外，壓裂裂縫內充填透油阻水支撐劑技術無需預知儲層的精細滲透率分布狀況，其具有自發(fā)性的水來堵水功能，能夠進一步提高剩余油采出程度，延長油井生產時間。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗儀器主要包括:大型三維模擬實驗裝置與數控系統(tǒng)、ESCO 泵、接觸角測量儀、氣瓶、活塞容器、填砂管、巖心夾持器、回壓閥、氣體流量計等。實驗材料主要包括:40 目數的覆膜支撐劑（自制）、質量分數為5‰的鹽水、石英砂、模擬井與人造裂縫。

1.2 實驗方法

1.2.1 透油阻水支撐劑的研制

制備一種使水平井壓裂裂縫具有阻水不阻油的特殊導流能力的透油阻水支撐劑。制備原理是以荷葉表面疏水微納結構出發(fā)，建立具有低表面能和微尺度粗糙結構的單體支撐劑［18-19］。制備步驟主要包括:將質量為1 000 g的環(huán)氧E44（大連齊化化工有限公司）溶解在體積為5 000 mL 的乙酸乙酯溶液（沈陽華東試劑廠）中，然后向混合物中加入體積占比為25%的可溶性聚四氟乙烯（簡稱PFA，美國杜邦公司），加入體積占比為3%的疏水SiO2納米粒子構筑微納結構（阿拉丁試劑有限公司，平均直徑為40 nm），加入體積占比為40%的常規(guī)支撐劑顆粒。為提高涂層的耐磨性能，超聲攪拌1.2 h后再向混合物中加入體積占比為19%的聚氨酯粉末（簡稱PU，阿拉丁試劑有限公司），繼續(xù)超聲攪拌20 min，然后放進溫度為90 ℃的鼓風干燥箱中微震動固化3 h，制得覆膜支撐劑顆粒（圖1a—1c）。

圖1 覆膜支撐劑及其應用機理Fig.1 Coated proppant and its application mechanism

1.2.2 透油阻水能力實驗

以覆膜支撐劑代替常規(guī)支撐劑來控水增油的技術（圖1d）關鍵在于掌握支撐劑充填后的透油阻水能力，是老區(qū)水平井壓裂控水增油技術的前提。因此，應用該技術首先要測試覆膜支撐劑層是否具有透油阻水能力；實驗基礎是對比具有相等氣測滲透能力支撐劑層在不同壓力、不同滲透率條件下的透油阻水性能。實驗步驟主要包括:①將目數為40目的常規(guī)支撐劑裝入填砂模型中，按實驗流程（圖2）連接相應設備與器件。②先以一定壓差進行恒壓注氣，待出氣量穩(wěn)定后再記錄下每分鐘出氣量。③對氣測后的充填支撐劑層進行恒壓注水實驗（恒定壓差分別為0.2，0.3，…，6 MPa），記錄不同壓差下對應的穩(wěn)定產水速度。④用氣體驅填砂管至完全氣竄，然后將填砂管放入溫度為90 ℃的烘箱內烘干填砂管內束縛水，繼續(xù)對填砂管進行恒壓注油實驗，記錄不同壓差下對應的產油速度。⑤將填砂管內的常規(guī)支撐劑換為覆膜支撐劑。先將等體積、等目數的覆膜支撐劑裝入填砂管中，以一定壓差進行恒壓注氣，根據記錄的穩(wěn)定產氣速度及時調整充填工藝，直到產氣速度與步驟②中穩(wěn)定產氣速度相等時，再開展對應的恒壓注水及注油實驗，并記錄不同壓差下的產水與產油速度，最后按此實驗流程測定其他實驗條件對應的支撐劑層透油阻水能力。

圖2 透油阻水能力測試實驗流程示意Fig.2 Schematic diagram of hydrophobic-lipophilic capacity testing

1.2.3 透油阻水支撐劑控水增油效果實驗

圖3 控水增油實驗裝置流程Fig.3 Flow chart of experiment device for controlling water cut to increase oil production

通過三維大型模擬裝置（釜體有效體積為500 mm×500 mm×500 mm，內部設置電極探針為25 組，共125 個測點）對不同開采方式條件下的油藏含水飽和度三維場變化進行實時監(jiān)測，進而揭示控水增油措施效果［20-21］。實驗步驟（圖3）主要包括:①水平井與裂縫（分別充填常規(guī)與覆膜2種支撐劑）同層位布置（井長為30 cm，井筒直徑為6 mm，井筒沿程射孔密度為4 孔/cm，射開面積占井筒圓周面積的30%，模擬縫長為15 cm）。布井后使用石英砂填滿釜體，裝填平均滲透率為1 500 mD，然后設置水體隔斷層，距底部10 cm 段為水體層。②飽和水并測得模型砂體的孔隙體積為31.6 L。③飽和油同時建立束縛水飽和度，其值為0.23，實驗用原油表觀黏度為9 mPa·s，產水速度通過回壓閥控制為7～30 mL/min。④對水體隔斷層供給恒定壓力為0.4 MPa，生產壓差為0.2 MPa，對其進行恒壓水驅水平井壓裂產油實驗。⑤記錄產油、產水實驗數據，同時觀察數據采集系統(tǒng)時反演的水體波及狀況，實驗直至含水率為98%時結束。

2 實驗結果與分析

2.1 覆膜支撐劑透油阻水能力與機理

對具有等充填厚度（20 cm）、等氣測滲透率條件下的覆膜支撐劑層與常規(guī)支撐劑層進行不同驅替壓差條件下的透油阻水能力測試實驗，繪制驅替壓差與產油、產水速度關系曲線（圖4a，4b）。覆膜支撐劑充填層的透油及阻水能力增幅計算公式分別為:

從不同充填物性條件下驅替壓差與透油能力的關系曲線可知，覆膜支撐劑充填層比常規(guī)支撐劑充填層的透油能力高，但都小于10%；隨著驅替壓差增大，覆膜支撐劑充填層的透油能力增幅整體呈下降趨勢，其原因是受界面張力影響的流動阻力與漸大的驅替壓差驅動力相比越來越接近于無窮小，但覆膜支撐劑層對原油的透過能力整體來看仍有促進作用，并未增大原油流過的阻力，這有利于提高采收率。支撐劑充填層的滲透率本身對阻水能力就能產生一定影響，阻水能力增幅隨充填支撐劑層滲透率的增大而增大，這說明儲層滲透能力越小越適用于該技術；對于具有相等透油能力的不同充填支撐劑層，阻水能力受驅替壓差影響較大，隨驅替壓差的逐漸增大，阻水能力逐漸下降。從透油阻水能力受驅替壓差影響的增幅分級（表1）可以看出，當驅替壓差小于0.6 MPa 時，覆膜支撐劑層既能保證良好的產油能力，又能起到比常規(guī)支撐劑層至少增加10%的阻水效果。

圖4 不同驅替壓差條件下的透油阻水能力測試實驗結果Fig.4 Experimental results of hydrophobic-lipophilic capacity under different displacement pressure differences

表1 不同驅替壓差對透油阻水能力的影響Table1 Influence of displacement pressure difference on hydrophobic-lipophilic capacity

常壓可視條件下，在實驗臺上分別鋪設一層40目、厚度為0.4 cm的普通支撐劑與覆膜支撐劑，然后在支撐劑層表面進行滴水（圖1）。實驗結果表明，水滴會以一定的流速進入常規(guī)覆膜支撐劑層（圖1b）；而水滴會以水珠的形態(tài)停置在覆膜支撐劑層外無法滲過（圖1d），這說明覆膜支撐劑層具有阻水能力；同時，當水珠與支撐劑層表面接觸角較大時，支撐劑顆粒層表面顯示疏水特性，水滴在其表面保持球形狀，這致使球形水滴的流動直徑較大，迫使其需要先受擠壓、再變形，才能流入顆粒孔隙，而擠壓變形需要消耗額外能量，增加的額外流動阻力是起到阻水作用的關鍵（圖1e）。根據圖1e 分析水體流入孔隙過程的受力情況，即合外力由巖石骨架支撐阻力、毛管力、重力與摩擦力組成，其中重力影響與水體流動方向有關，毛管力影響受接觸角影響，摩擦力與骨架支撐力始終表現為阻力:

2.2 覆膜支撐劑控水增油效果

為進一步說明覆膜支撐劑的透油阻水能力能有效提高油田老區(qū)控水增油效果，繼續(xù)開展相應的3D驅油模擬開發(fā)實驗（圖5）。

圖5 3D驅油模擬開發(fā)實驗Fig.5 Simulation experiment of 3D oil displacement

圖5a—5h 為水平井壓裂裂縫內充填常規(guī)支撐劑開發(fā)至含水率為98%時的最終三維油水分布實驗結果。結果表明，與水體層的距離越近，同層位的整體波及程度越高；與水平井層位越接近，同層位的波及空間占比越小，但油藏全區(qū)的周邊部位仍存在未波及區(qū)。從圖5e—5h 可見，水平井井筒正下方及裂縫正下方垂向覆蓋區(qū)域的水體波及程度較高，發(fā)生了油水界面前緣優(yōu)先脊進現象。這是由于垂直輻射區(qū)流動能量比環(huán)繞輻射區(qū)的流動能量高，導致直射區(qū)水體流動更迅速。整體來看，過早的水淹導致油藏全區(qū)剩余油較多，說明水平井壓裂裂縫內充填常規(guī)支撐劑的波及程度仍有提升空間。

圖5i—5p 為水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑開發(fā)至含水率為98%時的實驗結果。截取與水平井壓裂裂縫內充填常規(guī)支撐劑開發(fā)實驗相同部位的剖面對比可知（圖5a 與圖5i），波及規(guī)律基本相近，說明油藏外圍動用程度相差無幾，即裂縫內充填覆膜支撐劑與常規(guī)支撐劑對油藏外圍改善效果不顯著；對比圖5b 與圖5j 可知，水平井壓裂裂縫內充填常規(guī)支撐劑開發(fā)實驗中僅水平井跟部存在小面積水淹區(qū)，而充填覆膜支撐劑開發(fā)實驗中的水平井跟部水淹區(qū)則擴大到了趾端，波及體積明顯增加；對比圖5c，5d 與圖5k，5l 可知，油藏整體的外部波及區(qū)略有增加但面積較小，水體依然沿已有通道推進但優(yōu)勢推進區(qū)逐漸轉化為水平井趾端下方輻射區(qū)，這表明水平井趾端下方的波及程度得以改善；對比圖5e 與圖5m 可知，水平井跟部正下方的波及程度略有增加，但增幅較?。粚Ρ葓D5f，5g，5h 與圖5n，5o，5p 可知，靠近水平井跟部的裂縫1 下方水淹區(qū)幾乎無變化，但裂縫2 和裂縫3 下方的水侵前緣均上升，波及程度增大；這表明水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑后，當水體前緣推進至裂縫1 或裂縫任意點M 處后，由于覆膜支撐劑的阻水能力，使M 處允許水體前緣通過并進入裂縫內或井筒內的能力減弱，從而降低水平井井筒內含水率上升速度，使已形成的水竄優(yōu)勢通道（水體層至裂縫1 或M點）中的水相流動能力變差，迫使其他區(qū)域（圖5o，5p）的裂縫2 和裂縫3 下方水相優(yōu)先推進，從而增大剩余油的動用程度。

動用研究區(qū)水平井壓裂裂縫內充填覆膜和常規(guī)2 種支撐劑的開發(fā)方式所對應的生產結果（圖6）表明，當含水率為98%時，水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑的最終采收率比充填常規(guī)支撐劑的高3.95%，增加期主要表現在見水后油水兩相流動期；見水前2 種開發(fā)方式的生產數據基本相同，見水后水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑的含水率上升速度較慢，進一步說明覆膜支撐劑起作用時機為水頭前緣到達裂縫層位后，水頭未至裂縫層位前油藏內的油水流動規(guī)律與裂縫內充填常規(guī)支撐劑的油水流動規(guī)律基本一致，而對于充填覆膜支撐劑的裂縫，當水頭前緣到達裂縫的任意點M 處時，由于裂縫內的覆膜支撐劑層對水相能自發(fā)產生附加滲流阻力，從而降低水相通過能力，迫使該水竄優(yōu)勢通道變?yōu)橄鄬Φ亩栊詶l帶，進而使水相剖面反轉波及剩余油區(qū)，從而提高采收率。

圖6 水平井壓裂裂縫內充填覆膜和常規(guī)支撐劑的開發(fā)方式所對應的生產結果Fig.6 Development result of horizontal wells with fractures filled with coated proppants and conventional proppants respectively

3 結論

在低驅替壓差生產條件下，水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑具有良好的透氣、透油和阻水效果，其更適用于低滲透儲層。覆膜支撐劑堆疊厚度為20 cm 時所對應的阻水最佳驅替壓差為0.2 MPa，驅替壓差小于0.4 MPa 時阻水效果良好，驅替壓差大于0.6 MPa 后阻水性能與常規(guī)支撐劑的基本一致。

水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑比充填常規(guī)支撐劑具有抑制見水后含水率上升速率和弱化優(yōu)勢流道的效果，會形成部分剖面反轉效應，從而延長生產時機、增大未波及區(qū)動用程度，開發(fā)至含水率為98%時，前者比后者采收率增加3.95%。水平井壓裂裂縫內充填覆膜支撐劑的阻水機理是覆膜支撐劑表面疏水涂層使水滴在其表面力圖保持球形特征，當球形水滴進入顆粒孔隙間狹窄入口處時需要消耗額外附加阻力，從而降低水相流動能力。

符號解釋

δo——透油能力增幅，%；δw——阻水能力增幅，%；Q(o,cp1)——充填常規(guī)支撐劑時不同壓力對應的產油速度，mL/min；Q(o,cp2)——充填覆膜支撐劑時不同壓力對應的產油速度，mL/min；Q(w,cp1)——充填常規(guī)支撐劑時不同壓力對應的產水速度，mL/min；Q(w,cp2)——充填覆膜支撐劑時不同壓力對應的產水速度，mL/min；F——合外力，N；pC——毛管力，N/m2；FN1——巖石骨架左側接觸壁面的支撐阻力，N；FN2——巖石骨架右側接觸壁面的支撐阻力，N；α1——巖石骨架左側與水珠外壁的夾角，（°）；α2——巖石骨架右側與水珠外壁夾角，（°）；ρ——水相密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2；V——水珠體積，m3；f——摩擦力，N；σ——界面張力，N/m；θ——接觸角，（°）；r——支撐劑粒間孔隙半徑，m。