二氧化碳無水蓄能壓裂參數優化

王翠翠

（吉林油田公司油氣工程研究院，吉林松原138001）

1981年，Fracmaster公司在美國首次開展了液態CO2加砂壓裂施工，并完成了40多口井的現場施工。2005年長慶油田實施了一例不加砂液態CO2壓裂試驗。2011年二氧化碳干法壓裂技術在蘇里格氣田進行了一口井的成功應用[1]。2014年在吉林油田進行CO2無水蓄能壓裂先導試驗，取得初步成功[2]。2015年吉林、長慶油田先后開展了液態CO2加砂壓裂試驗，取得了技術突破，增產效果明顯；延長石油成功實施了中國第一口陸相頁巖氣井CO2干法壓裂，CO2用量為385 m3、砂量為10 m3。2017年吉林油田實現了單層加砂23 m3，單層液量為860 m3的參數指標，實現了技術的新突破。張健等人總結了CO2干法壓裂技術的原理、施工工藝、設備要求等，并指出缺乏適用于CO2干法壓裂的施工參數計算方法等[3-4]。目前對二氧化碳無水蓄能壓裂參數優化的研究較少。二氧化碳無水蓄能壓裂的增產機理包括裂縫增產、增加地層能量、降低原油黏度、降低界面張力及混相等[5-10]。原油通過與CO2多次接觸、相間傳質，最終實現混相。首先通過地層原油取樣室內實驗獲取二氧化碳與地層原油的最小混相壓力，利用物質平衡原理確定壓裂液用量和地層壓力上升幅度，以最小混相壓力為判據確定地層原油混相帶的范圍，在此基礎上結合油藏數值模擬技術及FracProPT擬三維壓裂裂縫模擬軟件最終獲取最優的施工設計參數，從而指導二氧化碳無水蓄能壓裂現場施工。

1 最小混相壓力

二氧化碳無水蓄能壓裂技術充分利用液態二氧化碳特殊的理化性質，實現壓裂改造、地層能量補充和混相等一系列的增產效果，因此二氧化碳無水蓄能壓裂優化設計時，不僅需要考慮水力裂縫與儲層和井網布置之間的配合，同時應充分考慮二氧化碳與原油之間的相互作用。地層原油與二氧化碳形成混相帶范圍和地層能量補充情況是影響二氧化碳壓裂增產效果的關鍵因素[11-14]。

能否實現混相驅被認為是影響CO2蓄能壓裂效果的關鍵因素之一。當驅替壓力高于最小混相壓力（MMP）時，即可實現混相驅。CO2-原油體系最小混相壓力被認為是CO2驅油中的一個重要參數，其確定方法包括理論計算法和實驗測定法。通常，理論計算法所需要的原油組分等參數較多，局限性較大，且精確度偏低。目前，實驗測定方法主要包括升泡儀法、細管實驗法以及界面張力法等，其中細管實驗法因為參數獲取準確已成為測定最小混相壓力的通用方法。細管實驗中采用地層取油氣樣，按其原始地層原油飽和壓力和地層溫度配制油樣。通過規定尺寸的長細管內填充巖樣模擬儲層內多孔介質，進行多次驅替實驗，繪制二氧化碳驅油效率與相應注氣壓力的關系曲線，通過混相點做2條直線，則2條直線回歸的交點所對應的注氣壓力值即為最小混相壓力。目前吉林油田已完成了27個區塊的原油最小混相壓力測定，基本明確重點區塊的混相壓力。其中應用毛細管法測定H87區塊F油層原油最小混相壓力為27.45 MPa，如果地層壓力小于最小混相壓力，不能實現混相，見表1。

表1 H87區塊F油層原油最小混相壓力的測定

2 參數優化設計

吉林油田H87區塊F油層儲層敏感性整體表現為中-強鹽敏，中等偏弱酸敏、速敏、弱堿敏，整體而言該區內綠泥石等酸敏礦物成分含量較少，酸性氣體CO2的注入不易對地層造成嚴重傷害，適宜進行CO2壓裂施工。下面以H87-22-4井為例，從裂縫參數、CO2用液量、施工排量和壓后關井時間等方面進行二氧化碳無水蓄能壓裂施工參數優化方法研究，從而指導二氧化碳無水蓄能壓裂施工。H87-22-4井目的層孔隙度為10.8%～13.1%，滲透率為2.0～4.8 mD，測井顯示該井物性和含油性均較好，初次壓裂采用常規凍膠壓裂，總砂量為76 m3，總液量為582 m3，壓后較同區塊井應用滑溜水體積壓裂井產量低且產量遞減快，地質分析認為，產能未得到充分發揮。該次CO2無水蓄能壓裂是在初次壓裂的基礎上進行不加砂壓裂試驗，目的是通過注入CO2補充地層能量，實現CO2與原油混相，降低原油黏度，達到提高單井和區塊整體產能效果，尋求致密砂巖油氣藏增產改造新途徑。

2.1 裂縫參數優化

利用液態二氧化碳壓裂時裂縫長度與儲層物性的參數關系模板， 確定最優的裂縫長度， 見圖1。由測井數據可知， 該井目的層滲透率為3～5 mD，因此，優化H87-22-4井裂縫半長為130～160 m。

圖1 儲層物性與裂縫半長關系曲線

2.2 壓裂規模設計

利用物質平衡原理計算CO2用液量與地層壓力上升定量關系， 以最小混相壓力為條件， 明確注入液量與混相帶范圍面積之間的關系， 利用油藏數值模擬計算二氧化碳換油率最大確定用液量，見圖2。

從圖2可知，當排量一定時，地層壓力隨二氧化碳用液量的增加而提高；當液量為定值時地層壓力隨排量增大而增大，當排量為7 m3/min時，液量為600 m3，可達到混相壓力；當排量為5 m3/min時，液量為650 m3，可達到混相壓力；當排量為3 m3/min時，液量為740 m3，才能達到混相壓力。

H87-9區塊F油層測壓資料顯示，地層壓力系數為0.97，計算該井原始地層壓力為22.11 MPa。實驗表明，F油層原油與CO2混相壓力為27.45 MPa，該井初次常規壓裂注入液量為551.4 m3，累計產液量為582 m3，計算地層存液量為64.45 m3。利用數值模擬計算不同注氣量注氣前緣波及范圍和壓力情況，見圖3、圖4。

圖3 H87-22-4井組注氣前緣波及范圍模擬結果（Ⅰ）

圖5為CO2用液量與混相區面積的關系。從模擬結果（圖3～圖5）可知， 當注入量達到700 m3后混相區范圍增加明顯變慢，初步設計CO2用量為700 m3。根據CO2密度計算CO2地層系數為：

計算所需液態 CO2（-17 ℃，2 MPa） 體積為531.91 m3，設計的液量一般要比實際多點，因此該井設計CO2用液量為600 m3。

圖4 H87-22-4井組注氣前緣波及范圍模擬結果（Ⅱ）

圖5 H87-22-4井注氣前緣模擬結果

2.3 施工排量設計

根據儲層地應力與巖石力學剖面，利用FracProPT擬三維壓裂裂縫模擬軟件分別計算不同排量下井底壓力情況（見圖6）可以看出，隨著排量增加，井底壓力的增加不是線性的，當施工排量超過4 m3/min后井底壓力的增加明顯變緩。結合CO2理論摩阻圖版，根據預測井底壓力計算不同施工排量下地面井口壓力，見表2。根據井口壓力預測，施工排量超過6 m3/min后井口壓力將超過70 MPa，達到或超過井下管柱和井口強度。綜合以上分析確定本次施工排量為4 m3/min。由于H87-22-4井是在本井初次壓裂的基礎上進行CO2不加砂壓裂施工，因此支撐劑量不用設計。

圖6 施工排量與井底壓力關系曲線

表2 H87-22-4井井口壓力預測

2.4 壓后關井和放噴制度設計

建立壓后地層溫度壓力計算模型，以井底溫度壓力計實測數據為基礎擬合校正模型參數，模擬關井后混相帶面積最大確定最優關井時間，見圖7，結合采收率隨壓力變化曲線，見圖8。

圖7 H87-22-4井關井后地層壓力場模擬

圖8 采收率隨壓力變化曲線

隨壓力的增加原油采收率增加，當井底壓力大于最小混相壓力時，采收率隨壓力增加而增加的幅度變小，所以壓后井底壓力大于最小混相壓力的時間即為混相帶面積最大的時間，也就是最佳關井時間。根據H87-22-4井井下壓力計數據，壓后井底壓力大于最小混相壓力（27.45 MPa）的時間為10 300 min，約7.15 d，即最佳放噴時機。

3 應用實例

H87-22-4井壓裂井段 2 345～2 292.4 m， 射孔厚度為15.6 m， 施工排量為2.4～3.3 m3/min，CO2液量為 573.2 m3， 施工壓力為 40～51 MPa。H87-22-4井關井8 d至壓力為8 MPa放噴， 第4天見油， 壓前1個月平均產油量為0.67 t/d， 產液量為2.46 t/d， 壓后投產3月平均產油量為2.87 t/d， 產液量為5.56 t/d，較壓前提高了2.7倍，目前處于穩產狀態，見圖9。H87-22-4井施工注入573 m3液態CO2， 將地層壓力由原始的22.11 MPa提高到24.39 MPa，鄰井H87-11-1井采用滑溜水蓄能壓裂，施工注入滑溜水液量為1 508 m3，將地層壓力由原始22.05 MPa提高到25.26 MPa，單位液量液態CO2提高地層壓力幅度為滑溜水的1.9倍。

圖9 H87-22-4井壓后生產數據曲線

圖10 為H87-22-4井CO2壓裂前后井底流壓對比，從圖10可以看出，CO2壓后井底流壓較壓前上升2 MPa，應用生產動態試井分析供液半徑由壓前89.8 m增加至182.3 m，見表3，進一步深化CO2無水蓄能壓裂增產機理認識。

圖10 H87-22-4井CO2壓裂前后井底流壓對比

表3 H87-22-4井CO2壓裂前后試井分析數據

目前吉林油田H87致密油區塊已經完成8口井二氧化碳無水蓄能壓裂施工，有6口井已經見到較好的增產效果，壓裂后產油量均較壓前有顯著提高，6口井壓后平均日產油量是同區塊常規重復壓裂的2.7倍，見圖11，證實二氧化碳無水蓄能壓裂能夠大幅增加油井產能。

圖11 CO2壓裂前后產量對比

4 結論

1. 二氧化碳無水蓄能壓裂優化設計時不僅需要考慮水力裂縫與儲層和井網布置之間的配合，同時應充分考慮二氧化碳與原油之間的相互作用，其中二氧化碳與原油之間的相互作用參數最小混相壓力的確定極為重要，能否實現混相被認為是影響CO2無水蓄能壓裂效果的關鍵因素之一。

2. 提供了一種同時考慮裂縫尺寸和混相驅油等因素的優化設計方法，現場試驗效果表明，該方法的有效性和穩定性為二氧化碳無水蓄能壓裂優化設計提供可靠依據。

3. 目前吉林油田H87致密油區塊已經完成8口井施工，有6口井已經見到較好的增產效果，壓裂后產油量均較壓前有顯著提高，壓后平均日產油量是同區塊常規重復壓裂的2.7倍，證實二氧化碳無水蓄能壓裂能夠大幅增加油井產能。