李嘉瑞 邱小庆 姚宇科

(1.中石化华北分公司工程技术研究院，郑州 450006;2.中国石油海洋工程有限公司钻井事业部，天津 300270)

在低渗透油藏中，由于天然裂缝发育或隔层应力差，增加压裂规模极易从纵向上沟通地层中水层，从而出现油井见水快的问题，甚至有些井在生产初期就出现暴性水淹，油田开发严重受损。在邻井见水快、边底水发育的井区，投产前进行压裂改造时应适当使用针对储层特点的控水技术和工艺，尽早控制油井出水，提高油井的采收率，保证压后的长期开发效果，推动低渗油田的持续发展。

鄂尔多斯盆地大部分油气藏属于低渗透油气藏，类型多为岩性油气藏，天然裂缝发育较充分，油水关系复杂。各油田在鄂尔多斯盆地相继展开控水压裂工艺的先导实验，取得了一些认识和经验。在此基础上，本次研究针对不同储层的渗流特征以及压裂裂缝扩展规律，探讨油井控水压裂技术。

1 控水压裂工艺先导试验

1.1 红河油田控水支撑剂试验

控水支撑剂是将相渗材料与压裂支撑剂通过镀膜技术结合而生产的一种选择性导流支撑剂［1－2］。控水支撑剂不仅具有常规支撑剂的性能，还具有亲油控水性能，其油相导流能力大大高于水相导流能力。应用常规压裂技术实施加砂压裂时，当压裂地层闭合后，地层压力将高分子覆膜材料挤压在一起，此时材料颗粒之间形成相互贯通的毛细管。由于该高分子覆膜材料非极性，且具有亲油疏水性质，当油气和水通过该毛细管时，通过高温处理后则会形成选择性导流支撑裂缝。

红河油田最早开采的长6油层，主要属于湖泊三角洲前缘亚相，为低渗砂岩岩性油藏，开发方式为早期注水开发，所有井均为压裂投产，初期含水较高。2010年完钻的评价井SK1－11井生产一段时间后，产量大幅度下降。2011年对这口井进行压裂处理，并使用了FSS－Ⅲ型透油阻水支撑剂。FSS－Ⅲ型支撑剂在实验室常压和0.3～10MPa的驱替压力下，均显示出良好的透油阻水性能。压裂方案实施前做了耐压实和耐温实验，满足施工要求。

ZJ5－10、ZJ5－11井区长6油层使用普通支撑剂压裂施工，参数如表1所示;ZJ5－10井、ZJ5－11井区长6油层采用控水增油技术，产水率如表2所示。可以看出，采用控水增油技术的效果显著。目前ZJ5井区长6油层共有生产井6口，除ZJ5－11井外，其他井含水率均高于50%。

1.2 安塞油田改变相渗控水压裂液试验

该工艺的理念是，将近井带聚合物调剖技术和重复压裂技术相结合，从而实现控水和增油的双重目标。首次压裂前即使用控水前置液［3－4］，对于高含水区块预防油井过早见水有积极意义，且施工简单，容易实现。

在改变油水相对渗透率的稳水增油改进剂(RPM)中加入压裂液前置液，将期作为控制剂。当油水同层时，聚合物分子吸附在储层岩石表面后形成一种选择性屏障，未被吸附的部分可在水中伸展，对地层水产生摩擦力，降低地层水的渗透性。当油通过水膜孔道时，未被吸附的分子链不亲油，因而分子不能在油中伸展，对油的流动阻力较小。在油通道中，由于岩石表面沉积有吸附力胶质和沥青质等物质，而沥青质为极性化合物，其极性端吸附于岩石表面，碳水化合物裸露在外，使岩石润湿性向亲油方向反转;因此，聚合物分子不易被吸附，无法在油中伸展，不能对原油增加流动阻力。由于出水层含水饱和度较高，地层压力小于油层，因而聚合物优先进入含水饱和度高的地层，并调整地层对流体的渗透性。

表2 ZJ5－11井与临井压后产水率对比

安塞油田地处鄂尔多斯盆地中部，开采层位主要有延长组、长2、长3、长4+5、长6、长10 层，是典型的“低渗、低压、低产”油田。随着开发时间的延续，油田现已进入中、高含水开发阶段。常规压裂工艺对于低含水井效果较好，而对于中高含水井，压裂后含水上升明显，增油效果较差。

改变相渗剂采取压裂前置注入的方式进行，排量控制在0.5 m3min，挤入地层，一般设计用量大概为30 ～40 m3。长6 油层排量一般为 1.4 ～2.0 m3min，长2层考虑到控制底水上窜，排量一般为1.0 m3min。主力层长6 油层一般加砂强度在1.5 ～3.0 m3m，长2层加砂强度为0.5 m3m左右。

自2007年实施第一口井改变相渗压裂以来，截至2011年底共实施压裂井32口，有效井28口，有效率87.5%，有效井平均单井日增油1.26 t。从表3可看出，采取措施后含水保持平稳或略有下降，达到了控水增油的目的。

表3 改变相渗压裂效果统计表

1.3 杏子川采油厂人工隔离层技术试验

这种压裂工艺是利用高密度下沉剂置于裂缝底部改变水力压裂裂缝底部末梢的阻抗值，使垂直裂缝向上延伸，降低压开水层的风险，同时下沉剂下沉后在活化剂的吸附作用下，在裂缝底部形成低渗遮挡层，控制底水，原理如图1所示。

施工具体步骤:打前垫液(即灌井筒)→关套管阀门开始压裂→打原胶前置液并加入高密度下沉剂→关井待下沉剂下沉和裂缝闭合→开泵进行常规加砂水力压裂。

延长油田杏子川采油厂延长组长6油藏分布受分流河道砂岩体控制，油水界面较复杂，油藏驱动类型以边底水为主，无明显的泥岩夹层，属于较典型的底水油藏。

图1 人工隔离层工艺原理图

选择5046－4井和5046－1井进行对比。这两口井在2005年8月经行高能气体压裂，三年多的抽吸开采，油井产液量降低，含水率逐步上升。2010年5月7日，对5046－4井进行了控水压裂，加下沉砂量1.2 m3，砂比为 15%，平均排量为 0.54 m3min，加下沉剂共1400 kg。经作业后油井产量明显增高，日平均产量3.4 t，含水下降3%。经过常规小砂量压裂的5046－1井增油效果不明显，未起到控水的作用，生产数天后出现水淹。该工艺在杏子川采油厂7口井先后进行推广，其中最高增油达13 t，效果显著。措施前后产量对比如表4所示。

表4 控水压裂前后产量对比

2 工艺效果对比及选择

高含水的原因主要有:(1)大规模压裂沟通上下水层，导致高产液、高含水;(2)水平井位于油水关系复杂区，储层下部高含水，压后高产液、高含水。目前红河油田水平井压裂改造，油水关系复杂储层缝高控制主要采用变排量前置段塞工艺技术。

几种工艺的综合效果如表5所示。从控水效果上看，使用控水透油支撑剂的井压后含水率比相邻压裂井低30%左右，效果最佳;人工隔离层的效果其次，改变相渗压裂液的效果较差，仅降低2.8%。上下都发育水层同时天然裂缝较发育的油层，无法避免高含水的发生，需要采取改变相渗的措施，从阻水效果看，优选透油阻水支撑剂。

表5 几种工艺的综合效果对比

对于底水发育的油层，人工隔离层能够有效控制裂缝高度向下延伸，并降低纵向向下连接水层天然裂缝的导流能力，并更好地增加缝长，提高改造体积。从实例中看到该工艺增油效果最好，推荐应用于储层下部明显发育水层的区块。

3 结语

本次研究分析了鄂尔多斯盆地低渗油田使用控水工艺的实际效果，对低渗油藏控水压裂起到了一定指导作用。认为改变相渗压裂液对长时间见水油层难以起到完全实现相渗透率的反转，对裂缝型见水井及暴性水淹井，也难以起到效果，不推荐天然裂缝发育及初期含水较高的井区使用。对比了3种控水工艺，显示控水增油支撑剂的控水效果最好，建议在高含水无法避免的情况下使用;而人工隔离层控制裂缝向下延伸的效果较好，并能相应提高裂缝长度，增油效果较好，建议在比较薄的油水同层或底水明显的地层中使用。

［1］刘红磊.选择性支撑剂性能评价及在低渗透裂缝性油藏的应用［J］.油气藏评价与开发，2011:1(2):55－60.

［2］杨金明，杨金丽.压裂用VFM超疏水高分子覆膜砂的制备及其性能研究［J］.青岛科技大学学报:自然科学版，2011:32(1):67－71.

［3］黄先利，张明鹏，黄战卫.安塞油田改变相渗压裂技术研究与应用［J］.中国石油与化工标准与质量，2011(4):64.

［4］翁定为，蒋廷学，焦亚军，等.安塞油田改变相渗压裂液重复压裂现场先导试验［J］.油气地质与采收率，2009，16(32):1003－150.

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