罗明良，孙涛，温庆志，刘小宁，范 伟，廖乐军

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院,山东 青岛 266580; 2.中国石油长庆油田分公司 第四采油厂，陕西 榆林 718500; 3.中国石油川庆钻探 长庆井下技术作业公司，陕西 西安710018)



低渗透油藏RPM控水压裂液性能评价与应用

罗明良1，孙涛1，温庆志1，刘小宁2，范 伟3，廖乐军3

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院,山东 青岛 266580; 2.中国石油长庆油田分公司 第四采油厂，陕西 榆林 718500; 3.中国石油川庆钻探 长庆井下技术作业公司，陕西 西安710018)

以阴、阳离子聚电解质为原料，应用溶液共混法制备了RPM(Relative Permeability Modifiers)控水压裂液，评价了RPM溶液吸附、抗剪切及耐冲刷性能，并以油水相对渗透率为指标考察了RPM压裂液控水效果并分析其控水机理。考虑RPM吸附、滤失等因素，建立了低渗油藏RPM压裂液性能及注入参数优化模型。以长庆油田一口油井为例，综合考虑作业成本、产油量与含水率等因素，应用正交设计与数值模拟方法优化RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比及注入体积并进行了敏感性分析。结果表明：RPM控水压裂液具有良好的抗剪切耐冲刷性能，通过物理化学吸附改变了岩石孔隙或微裂缝中油水渗流特性，尤其在高含水饱和度阶段可降低水相相对渗透率80%以上；RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比以及注入体积分别在2～6、0.3～0.6与20～30 m3范围内控水稳油效果明显；选择油水残余阻力系数比为5.0、滤失深度比为0.6的RPM控水压裂液在长庆油田高含水储层先导试验4井次，单井平均增油4.64 t/d，含水率平均下降58.51%。

控水压裂液；性能评价；低渗透油藏；相渗改善；正交设计

罗明良,孙涛,温庆志，等.低渗透油藏RPM控水压裂液性能评价与应用[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(3)：74-80,85.

LUO Mingliang,SUN Tao,WEN Qingzhi，et al.Performance evaluation and application of RPM water control fracturing fluid for low permeability oil reservoirs[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(3):74-80,85.

引　言

边底水、油水界面不清晰以及油水同层的低渗透油藏压裂改造后，裂缝效应可能造成油井含水快速上升，增产有效期缩短[1]。国外矿场实践表明，对含水率较高、已无开采价值的油井应用相渗改善体系处理可以有效降低产水量[2-3]。控水压裂是一种将油井控水与压裂改造相结合的新技术，主要通过相渗改善压裂液体系[4](RPM，Relative Permeability Modifiers)在裂缝周围滤失形成选择性处理带，降低油井产水速度，延长压裂增产有效期。RPM滤失带不仅有效降低后续压裂液向储层滤失，提高压裂液利用效率，降低储层伤害，而且改变裂缝周围岩石表面性质与微观结构，影响裂缝周围油水渗流特性。目前相渗改善体系多为聚合物交联体系或高分子量聚合物溶液[5-8]，但造成泵注压力增加、储层伤害等问题。同时，Nicholas[9]、O.Vazquez[10]等建立的RPM工艺参数优化方法主要针对未压裂油井，不能模拟压裂油井RPM处理后油水产量变化。笔者应用溶液共混法制备一种适用于高含水低渗透油藏的RPM控水压裂液，评价RPM压裂液的吸附、抗剪切、耐冲刷以及相渗改善性能并分析其控水机理；同时应用低渗透油藏RPM压裂液性能及注入参数优化模型优化RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比及注入体积并考察矿场应用效果，为RPM压裂液规模应用提供理论与技术支持。

1　实验部分

1.1实验材料与仪器

共聚物CP-1(丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸共聚物)，分子量600万，自制；阳离子聚合物DP-1(甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物)，分子量300万，工业品，任丘市北方化工有限公司；氯化钾(KCl)、氯化钠(NaCl)均为分析纯，国药集团化学试剂有限公司；天然岩心、石英砂(60目)，长庆井下技术作业公司。

CP512电子天平，奥豪斯(OHAUS)仪器(上海)有限公司；S212恒速搅拌器，上海申顺生物科技有限公司；721型分光光度计，山东高密彩虹分析仪器有限公司；SY-601超级恒温水浴，天津市欧诺仪器仪表有限公司；奥地利安东帕(Anton Paar) Physica MCR301流变仪，奥地利安东帕(中国)有限公司；岩心驱替装置，海安石油科研仪器有限公司。

1.2实验方法

1.2.1RPM压裂液制备称取一定质量共聚物CP-1与阳离子聚合物DP-1，分别配制1 000 mg/L的水溶液，充分溶胀均匀，然后量取等体积的CP-1溶液与DP-1溶液混合搅拌，并逐渐加入适量共溶剂KCl，搅拌至溶液澄清透明，无絮凝沉淀，即可得到均匀稳定的RPM控水压裂液。

1.2.2RPM压裂液抗剪切与吸附性能评价抗剪切性能评价参考石油天然气行业标准SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》，测试温度为60 ℃，在剪切速率170 s-1下测试质量浓度为1 000 mg/L的RPM溶液不同剪切时间对应表观黏度。吸附性能评价参考石油天然气行业标准SY/T5862-1993《驱油用丙烯酰胺类聚合物性能测定》中聚丙烯酰胺静态吸附量的测定方法，采用淀粉-碘化镉法测定RPM的静态吸附量。静态吸附量用单位质量石英砂表面RPM吸附量表示，即

(1)

式中：Г为静态吸附量，μg·g-1；C0为吸附前压裂液中相渗改善剂RPM的浓度，μg·mL-1；Ce为吸附后压裂液中相渗改善剂RPM的浓度，μg·mL-1；V为RPM溶液体积，mL；ms为石英砂质量，g。

1.2.3RPM压裂液耐冲刷与相渗改善性能评价设定实验温度为60 ℃，选用质量浓度为1 000mg/L的RPM溶液正向驱替已饱和水天然岩心，静置30min，然后应用单相岩心流动实验考察岩心中RPM残余阻力系数变化以及两相岩心流动实验测量RPM处理后油水相对渗透率变化。上述实验方法参照石油天然气行业标准：SY/T5336-1996《岩心常规分析方法》、SY/T5345-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》以及SY/T6379-1998《岩心孔隙体积测定方法》。

2　RPM压裂液参数优化模型

RPM压裂液性能及注入参数优化模型主要包括储层与垂直裂缝中油水两相渗流方程、RPM压裂液滤失与吸附方程以及阻力系数方程。

2.1压裂油井渗流模型

基本假设条件：①流体等温渗流，满足广义达西定律；②RPM以及各种离子只存在于水相中；③油藏等温；④吸附遵循Langmuir方程，理想混合；⑤岩石和流体微可压缩，且压缩系数保持不变。

(1)储层油水两相渗流方程

主要由储层与垂直裂缝中油水两相渗流方程构成[11]。其中考虑启动压力梯度的油水两相渗流方程为

(2)

(3)

(2)垂直裂缝中油水两相渗流方程

(4)

(5)

式中：K为储层绝对渗透率，μm2；Kro、Krw分别代表油、水相对渗透率，小数；Kf为裂缝渗透率，μm2；ρ为流体密度，g/cm3；q为源汇项，cm3/s；p为流体相压力，10-1MPa；G为启动压力梯度，MPa/m；S为流体饱和度；B为流体体积系数，m3/m3。

(3)饱和度和毛管力方程

So+Sw=1；pcow=po-pw。

(6)

式中：pcow为油水毛管力，10-1MPa。

(4)边界条件和初始条件

油藏、裂缝边界条件参考文献[12]。油藏和裂缝初始压力、含水饱和度等参数均取地层原始参数。

在计算过程中考虑裂缝失效性,即水力裂缝导流能力在油田开发过程中不断降低。假设裂缝宽度不变,则裂缝渗透率随时间逐渐减小。由长庆油田内部大量生产数据回归出渗透率随时间变化的表达式为

Kf=Kf0e-bt+K0。

(7)

式中：Kf为压裂后某生产时刻的裂缝渗透率；Kf0为压裂裂缝渗透率初始值；t为生产时间；b为导流能力衰减系数( 因井而异)；K0为地层渗透率。

2.2RPM压裂液滤失方程

压裂过程中RPM溶液通过裂缝壁面滤失到基岩，R.S.Seright等[13]推导了滤失体积V与裂缝体积Vf之间的关系式为

(8)

式中：α为一常数，其表达式为

(9)

Lf为裂缝半长，m；L为RPM溶液沿裂缝方向流动距离，m；Vf为裂缝体积，m3；bf为裂缝有效宽度，m；re为油井供给半径，m；

为了简化计算，假设RPM溶液以活塞运动形式滤失，则RPM滤失深度d及滤失深度比γ计算式为

(10)

(11)

式中：h为裂缝高度，m；φ为孔隙度；Soi为油相初始饱和度；Sor为残余油饱和度；dmax为设定最大滤失深度，m。

2.3RPM吸附和阻力系数方程

岩石表面吸附导致RPM在水相中浓度发生变化，可表示为

(12)

定岩石表面RPM吸附遵循Langmuir等温吸附，则RPM吸附量计算方程为

(13)

式中a、b均为常数；C为吸附量。

如果吸附/脱附处于平衡，其过程是瞬间的，式(13)可以较准确地描述这一过程。而对于非平衡吸附/脱附过程，吸附速率可表示为

(14)

式中：kad为动态脱附速率，Γeq为给定浓度C下的平衡吸附量，Γ为浓度C下实际吸附量。

(15)

式中：油水相对渗透率Krp可通过岩心流动实验获得；残余阻力系数Rf取决于吸附层厚度，计算方程[14]为

(16)

其中，Rfp中下标p为w或o代表水相或油相残余阻力系数，Rfmin为最小残余阻力系数，Rfmax为最大残余阻力系数。油水相残余阻力系数比R为水相残余阻力系数Rfw与油相残余阻力系数Rfo的比值。

对上述方程基于油水相对渗透率进行耦合，具体方法是通过式(8)—式(11)求解RPM滤失量，同时求解式(12)—式(14)获得RPM吸附量，并借助式(16)计算裂缝周围RPM滤失带油水残余阻力系数，然后应用式(15)计算相渗改善后裂缝周围油水相对渗透率，最后与压裂油井油水两相渗流方程耦合(式(2)—式(7))，即可获得给定油藏条件下产油量、含水率等变化趋势。上述耦合方程主要通过有限差分方法离散后进行计算机编程并求得数值解。

3　结果与讨论

3.1RPM压裂液抗剪切与吸附性能

压裂过程中RPM溶液注入与返排速度快，矿场应用时需要考察RPM溶液的剪切稳定性，以保证RPM的控水性能。实验选用质量分数为0.1%的RPM溶液，测试温度30 ℃、剪切速率为170 s-1下RPM溶液表观黏度随剪切时间变化规律以及剪切停止后黏度恢复情况(图1)。RPM溶液表观黏度随剪切时间增加下降不明显，连续剪切120 min后，RPM溶液黏度保持率仍然在70%以上，且停止剪切后黏度逐渐恢复到初始黏度的85%以上。这表明RPM溶液具有良好的剪切稳定性。一方面，溶液中阴阳离子聚电解质分子链通过静电作用与非共价键作用相互缠绕形成稳定的空间网络结构，起到一定的抗剪切作用；另一方面，RPM分子线团在溶液中易舒展，流体力学体积大，受到剪切作用易分散，分子链对剪切应力响应空间较大，因此剪切作用下黏度损失较小。

图1　RPM溶液表观黏度随剪切时间的变化Fig.1　Variation of apparent viscosity of RPM solution with shear time

实验配制不同质量浓度的RPM溶液，测定在60～130目石英砂表面的等温吸附量，其中RPM溶液与石英砂之比为5 mL·g-1，RPM溶液吸附时间为24 h，结果如图2所示。从图中可以看出，RPM等温吸附线为L型，基本符合Langmuir吸附规律。初始阶段，随着RPM浓度增加，石英砂表面吸附量迅速增加，此时RPM浓度较低，符合稀溶液中静态吸附规律；随着RPM浓度增加，溶液中单个高分子线团在石英砂表面聚集量增多，静态吸附量也随之增加；当RPM浓度约为1 200 mg/L时，吸附达到饱和状态，RPM在石英砂表面的饱和吸附量约348 μg·g-1，同时随RPM浓度进一步增加，静态吸附量逐渐趋于稳定，这是由于石英砂表面被RPM分子占据的位置减少，RPM基本达到饱和。

图2　石英砂表面RPM静态等温吸附线Fig.2　Adsorption isotherm of RPM on quartz sand surface

3.2RPM耐冲刷性能与相渗改善机理分析

通过单相岩心流动实验测试RPM溶液的耐冲刷性能，岩心规格为Φ2.5 cm×6.0 cm，气测渗透率3.58×10-3μm2，孔隙度为0.22。实验温度为60 ℃，用模拟地层水驱替，结果如图3所示。由图中可知，RPM耐冲刷性能良好，盐水驱替100 PV时残余阻力系数仍可达2.66，这是由于油藏条件下岩石表面一般带负电，同时岩石表面与水作用产生羟基基团，使得RPM溶液中聚阳离子通过大分子链上大量正电性原子与岩石表面负电性中心发生强烈静电吸引作用，或通过非水基团与岩石矿物晶面上氧或羟基之间形成氢键而发生化学吸附；聚阳离子在岩石颗粒表面吸附中和了岩石矿物晶层之间以及表面的负电荷，压缩双电层增强它们之间相互作用力。这种通过静电相互作用和非共价键作用，促使RPM牢固吸附在岩石孔隙或微裂缝表面，不易解吸；同时聚电解质分子的多分散性决定了岩石表面吸附一般是多级吸附，增加了吸附层厚度。因此RPM在岩石表面具有很强附着力，呈现出很强的耐冲刷性能。

图3　残余阻力系数随水驱体积的变化Fig.3　Variation of residual resistance coefficient with displacement volume

为了考察RPM吸附前后岩心油水相对渗透率变化，开展了油水两相岩心流动实验。实验选用岩心规格为Φ2.5 cm×6.0 cm，气测渗透率3.22×10-3μm2，孔隙度为0.19。实验温度为60 ℃，用煤油、模拟地层水作为油水两相，油水相渗曲线如图4所示。RPM溶液吸附后，油水相对渗透率按不等比例下降，油相相对渗透率变化不明显，而水相相对渗透率下降幅度远大于油相，尤其在高含水饱和度区域，下降幅度可达80%以上。

图4　RPM溶液对岩心油水相对渗透率的影响Fig.4　Effect of RPM solution on core oil-water relative permeability

RPM改变油水相对渗透率特性的实质是控制油水流度比，即改变水相在地层岩石孔道中的渗流特性[15]。RPM控水主要依靠聚电解质复合溶液中阳离子基团及其他极性基团通过物理化学吸附牢固附着在岩石表面，分子结构中的长链在水相中自由伸展，在油相中收缩，形成对水相的“拖拽”作用，有效地降低水相渗透率。当油水同层时，聚合物吸附在岩石孔隙壁面形成稳定吸附层，未被吸附部分可在水中自由伸展并吸水膨胀，对岩石孔道中水流产生摩擦阻力，降低地层水渗透性；当油流通过时，未被吸附聚合物分子链一端不亲油，不能在油中伸展，反而会有所收缩，因此对油相渗流阻力较小；而在油流通道中，由于岩石表面沉积吸附了含有极性基团胶质和沥青质等物质，极性基团吸附于岩石表面，非极性基团裸露在外，形成具有一定强度的黏弹性膜，使岩石表面向油湿方向反转，聚合物分子不易吸附，在油中无法自由伸展，对原油流动影响较小。油水不同层时，RPM溶液优先进入含水饱和度相对较高的储层，并通过含水饱和度来调整地层对流体的渗流阻力，并最终影响压裂后油井含水上升速度。

4　RPM压裂液参数设计及敏感性分析

4.1 RPM压裂液参数优化设计

以长庆油田镇150井为例开展RPM压裂液参数优化设计。该井深2 265 m，压裂层位长9层，油层厚度3 m，渗透率为3.27×10-3μm2，孔隙度为0.138 2，含水饱和度60.57%。室内模拟实验表明，RPM控水压裂液阻力系数比R、滤失深度比γ及注入体积V对油井产水影响较大。因此正交实验设计3个因素，范围分别为控水压裂液的滤失深度比(0.2～0.8)、残余阻力系数比(1.0～7.0)以及注入体积(25～40)m3，每个因素按等距设计4个水平，选用4水平正交表L16(43)设计实验，综合考虑利润、日产油量、含水率影响因素，应用模糊综合评判方法[16]研究了各因素对控水增油效果的影响，实验安排、综合评判结果以及数据分析见表1。

表1　RPM压裂液参数优化L16(43)正交实验安排、结果与数据分析

表1中ki为控水压裂液各因素第i水平(i=1,2,3,4)所对应评价指标的平均综合值，由ki可以选取对应因素最优水平值。r表示每种影响因素的级差，其相对大小反映了影响因素对评价指标的重要程度。级差越大，影响因素波动的范围也越大，对评价指标就越重要。极差分析结果表明，控水压裂液的残余阻力系数比的极差r最大，注入体积的最小。因此残余阻力系数比是最敏感的参数。同时根据滤失深度比、残余阻力系数比以及注入体积三因素的ki值大小获得最优方案为：控水压裂液残余阻力系数比取水平3对应的值为5.0，滤失深度比取水平3对应的值为0.6，控水压裂液注入体积取水平2对应的值为30m3。

4.2RPM压裂液参数敏感性分析

基于RPM压裂参数正交实验数据分析，以日产油量与含水率为指标，设定RPM溶液浓度相同情况下对3个主要因素进行敏感性分析， 如图5所示。

图5　RPM压裂液参数对日产油量与含水率的影响Fig.5　Effects of RPM fracturing fluid parameters on daily oil production and water-cut

由图中可以看出，仅从含水率下降幅度来看，随着残余阻力系数比R、滤失深度比γ以及注入体积V增大，含水率开始下降幅度较小，随后下降幅度明显增大，但当增大到一定值后，含水率值变化不明显。如果考虑各参数对油井日产油量的影响，可观察到日产油量在一定范围内下降幅度很小，但当各参数增加到一定值后，日产油量下降幅度却明显增大(如图5(a)、5(b)、5(c)中虚线左右变化所示)。因此，综合考虑日产油、含水率及投入产出比等其他因素，RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比以及注入体积分别在2～6、0.3～0.6与20～30 m3范围内控水稳油效果明显。

5　RPM压裂液矿场应用效果分析

基于RPM压裂液评价实验与正交设计分析结果，选取阻力系数比为5.0，质量浓度为1 000 mg/L的RPM压裂液体系对长庆油田镇150井等4口油井实施控水压裂先导试验。控水压裂工艺设计关键在于根据压裂规模与储层物性及含水情况，设计RPM溶液注入体积，其泵注程序仅是将常规压裂泵注预前置液或前置液阶段改变泵注RPM溶液，其余泵注程序不变，泵注排量与常规压裂设计排量相同，因此控水压裂液矿场实施方便，不受常规压裂工艺流程影响。矿场先导试验中应用RPM控水压裂油井储层主要参数以及日产油量与含水率如表2所示。通过对该区域部分油井压裂后日产油与含水率分析表明：未应用控水压裂液施工的镇98、镇115、镇128等油井日均产水15 m3以上，日产油很低，压裂后油井含水率大多处于80%以上，而镇150等4口油井应用控水压裂液改造后含水率均有不同程度下降，尤其是镇150井和午50井含水率分别为13.26%和24.09%，控水效果良好；镇129井与镇132井含水率下降幅度相对较小，依据该2口油井的储层物性、油层厚度以及含水饱和度，结合RPM注入体积对含水率的影响规律，认为矿场RPM注入体积设计量偏小，RPM溶液滤失不能完全覆盖整个有效裂缝范围，造成储层水沿RPM未吸附区快速突破进入裂缝，降低了控水效果。

同时，分析比较了镇150井压裂后产油量及含水率变化模拟值与矿场监测结果，如图6所示。从日产油量与含水率变化监测曲线可以看出，实施控水压裂后投产6个月内，日产油量与含水率都维持在相对稳定水平， 尤其是含水率大致在15%左右，说明RPM控水压裂液取得了较好的控水增油效果。但是6个月后，含水率开始逐渐上升，而日产油量有所下降，但下降幅度较小，说明吸附在岩石表面的RPM不断被剪切冲刷，降低了RPM对水相的渗流阻力。另外，日产油量与含水率变化计算值与监测值变化趋势整体上较为相似，但模拟计算结果稍微偏高，且实际油井含水开始上升时间(如图中虚线对应时间所示)较模拟值也有所提前，这主要是模拟计算中所采用的RPM对油水阻力随时间变化是通过岩心流动实验获得，不能完全反应油井生产过程中油水两相实际渗流情况以及岩石表面RPM动态解吸情况。

表2　RPM压裂油井储层主要参数及措施效果

图6　镇150井日产油量和含水率随生产时间的变化Fig.6　Variation of daily oil production and water-cut of Zhen-150 oil well with production time

6　结　论

(1)低黏度RPM控水压裂液，连续剪切120 min后，RPM溶液黏度仍保持70%以上，且停止剪切后黏度可恢复到初始黏度85%以上；岩石孔隙或微裂缝表面RPM通过静电作用以及非共价键等物理化学吸附作用改变了孔隙介质中油水渗流特性，在高含水饱和度阶段可降低水相相对渗透率80%以上，而对油相影响较小；盐水驱替100 PV时RPM残余阻力系数仍可达2.66，具有良好耐冲刷性能。

(2)随着RPM控水压裂液残余阻力系数比、滤失深度比以及注入体积增大，含水率逐渐下降，达到一定程度后趋于平缓；残余阻力系数比是影响控水效果的最敏感参数，且当RPM控水压裂液残余阻力系数比、滤失深度比以及注入体积分别为2～6，0.3～0.6与20～30 m3控水效果较为显著。

(3)建议在实施控水压裂过程中针对每口油井都需要通过物理与数值模拟优化RPM控水压裂液性能与注入参数。

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责任编辑：贺元旦

Performance Evaluation and Application of RPM Water Control Fracturing Fluid for Low Permeability Oil Reservoirs

LUO Mingliang1,SUN Tao1,WEN Qingzhi1,LIU Xiaoning2,FAN Wei3,LIAO Lejun3

(1.Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (East China),Qingdao 266580,Shandong,China;2.The Fourth Production Plant,Changqing Oilfield Company,Yulin 718500,Shaanxi,China;3.Changqing Downhole Technology Operation Company,Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd.,Xi'an 710018,Shaanxi,China)

Using anionic,cationic polyelectrolyte as raw materials,the relative permeability modifier (RPM) water control fracturing fluid was prepared by solution blending method and its performances such as adsorption,shear resistance and erosion resistance are evaluated.The water control effect of RPM fracturing fluid was investigated using oil-water relative permeability as performance index and its water control mechanism was analyzed.An optimization model of the performance and injection parameters of RPM fracturing fluid for low permeability reservoir was established,in which the factors such as the adsorption of RPM,filtration,etc.are considered.Taking an oil well in Changqing Oilfield as an example,the main parameters (oil-water residual resistance factor ratio,filtration depth ratio and injection volume) of RPM fracturing fluid are optimized by numerical simulation and orthogonal design under comprehensively considering operating cost,oil production and water cut,and their sensitivities are also analyzed.The results show that RPM solution possesses good shear resistance and erosion resistance,which changes the flow performance of oil and water in rock pores or micro-fractures by physical and chemical adsorption and decreases the relative permeability of water by over 80% in high water saturation stage.And the water-control effect of RPM fracturing fluid is good when oil-water residual resistance factor ratio is 2～6，filtration depth ratio is 0.3～0.6 and injection volume is 20～30 m3.The pilot tests of RPM fracturing fluid with oil-water residual resistance factor ratio 5.0 and filtration depth ratio 0.6 were implemented on four oil wells,the average daily oil production of single well is increased by 4.64 t,and their water cut is averagely decreased by 58.51%.

water-control fracturing fluid;performance evaluation;low permeability oil reservoir;relative permeability modification;orthogonal design

2015-12-18

山东省优秀中青年科学家科研奖励基金(编号：BS2012HZ029)；山东省自然科学基金(编号：ZR2012EEM001)

罗明良(1974-)，男，博士，教授，硕士生导师，主要从事油田化学与增产改造新技术研究。E-mail:yfsailing_wxg@163.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.03.012

TE122.1

1673-064X(2016)03-0074-07

A