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水力压裂改造作为低渗透油田高效开发的技术之一已取得成功应用,但是在近水或高含水低渗油层压裂施工后裂缝往往成为无效注入水或边底水的循环通道,使含水上升速度加快,有效期短,严重制约了水力压裂技术在这类油田的推广应用。相对渗透率改善剂是一种选择性控水剂,它能大幅度降低地层水相渗透率,而对油相渗透率降低很少甚至不降低。根据分子设计原理,以丙烯酰胺(AM)为主单体,2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)作为功能性单体,采用反相乳液聚合的方法合成了低渗油藏压裂用相渗改善剂。通过反相乳液体系稳定性的研究和正交实验及单因素优化实验确定了最佳合成条件为:油水体积比2:3,乳化剂用量6%,单体浓度30%,单体配比AM:AMPS:DMAA=95.9:2.5:1.6,引发剂用量0.12%,pH值为7,反应温度50℃,反应时间8h。采用红外光谱分析证实了相渗改善剂的结构,利用激光粒度分布仪对相渗改善剂粒子粒径进行了测试分析,粒子平均粒径80nm左右。考察了相渗改善剂溶液的耐温抗盐性能、抗剪切耐冲刷性能以及控水性能。结果表明:在标准盐水中相渗改善剂为2500mg/L,温度为30℃时,粘度可达到15.9mPa·s,温度为90℃时,粘度为16.2mPa·s;在170s-1下连续剪切2h,粘度保持率为82.7%;在60℃下岩心流动实验中,盐水驱替62PV时残余阻力系数为3.44,具有良好的耐冲刷性能;注入相渗改善剂乳液后,岩心渗透率有所降低,但束缚水饱和度增加,同时水相渗透率降低80%以上,而油相渗透率降低小于20%,具有明显的不等比例降低油水相渗透率特征,选择性控水效果明显。通过压裂油井相渗改善剂控水效果模拟,敏感性因素分析结果表明:在一定范围内,阻力系数比值越大,储层油水间的流度比值越高,相渗改善剂处理越有效;油藏渗透率越低相渗改善剂措施效果越明显,含水上升越缓慢;同时裂缝导流能力越小,含水率越低;相渗改善剂渗透越深,含水率下降越大。相渗改善剂能有效地控制低渗油层压裂改造后含水快速上升增长,降低现场施工风险。