王翠翠

（吉林油田公司油氣工程研究院，吉林松原138001）

1981年，F(xiàn)racmaster公司在美國首次開展了液態(tài)CO2加砂壓裂施工，并完成了40多口井的現(xiàn)場施工。2005年長慶油田實(shí)施了一例不加砂液態(tài)CO2壓裂試驗(yàn)。2011年二氧化碳干法壓裂技術(shù)在蘇里格氣田進(jìn)行了一口井的成功應(yīng)用[1]。2014年在吉林油田進(jìn)行CO2無水蓄能壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，取得初步成功[2]。2015年吉林、長慶油田先后開展了液態(tài)CO2加砂壓裂試驗(yàn)，取得了技術(shù)突破，增產(chǎn)效果明顯；延長石油成功實(shí)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(shí)現(xiàn)了單層加砂23 m3，單層液量為860 m3的參數(shù)指標(biāo)，實(shí)現(xiàn)了技術(shù)的新突破。張健等人總結(jié)了CO2干法壓裂技術(shù)的原理、施工工藝、設(shè)備要求等，并指出缺乏適用于CO2干法壓裂的施工參數(shù)計(jì)算方法等[3-4]。目前對二氧化碳無水蓄能壓裂參數(shù)優(yōu)化的研究較少。二氧化碳無水蓄能壓裂的增產(chǎn)機(jī)理包括裂縫增產(chǎn)、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(zhì)，最終實(shí)現(xiàn)混相。首先通過地層原油取樣室內(nèi)實(shí)驗(yàn)獲取二氧化碳與地層原油的最小混相壓力，利用物質(zhì)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(jù)確定地層原油混相帶的范圍，在此基礎(chǔ)上結(jié)合油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)及FracProPT擬三維壓裂裂縫模擬軟件最終獲取最優(yōu)的施工設(shè)計(jì)參數(shù)，從而指導(dǎo)二氧化碳無水蓄能壓裂現(xiàn)場施工。

1 最小混相壓力

二氧化碳無水蓄能壓裂技術(shù)充分利用液態(tài)二氧化碳特殊的理化性質(zhì)，實(shí)現(xiàn)壓裂改造、地層能量補(bǔ)充和混相等一系列的增產(chǎn)效果，因此二氧化碳無水蓄能壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)，不僅需要考慮水力裂縫與儲層和井網(wǎng)布置之間的配合，同時(shí)應(yīng)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(bǔ)充情況是影響二氧化碳壓裂增產(chǎn)效果的關(guān)鍵因素[11-14]。

能否實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)被認(rèn)為是影響CO2蓄能壓裂效果的關(guān)鍵因素之一。當(dāng)驅(qū)替壓力高于最小混相壓力（MMP）時(shí)，即可實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)。CO2-原油體系最小混相壓力被認(rèn)為是CO2驅(qū)油中的一個(gè)重要參數(shù)，其確定方法包括理論計(jì)算法和實(shí)驗(yàn)測定法。通常，理論計(jì)算法所需要的原油組分等參數(shù)較多，局限性較大，且精確度偏低。目前，實(shí)驗(yàn)測定方法主要包括升泡儀法、細(xì)管實(shí)驗(yàn)法以及界面張力法等，其中細(xì)管實(shí)驗(yàn)法因?yàn)閰?shù)獲取準(zhǔn)確已成為測定最小混相壓力的通用方法。細(xì)管實(shí)驗(yàn)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(guī)定尺寸的長細(xì)管內(nèi)填充巖樣模擬儲層內(nèi)多孔介質(zhì)，進(jìn)行多次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，繪制二氧化碳驅(qū)油效率與相應(yīng)注氣壓力的關(guān)系曲線，通過混相點(diǎn)做2條直線，則2條直線回歸的交點(diǎn)所對應(yīng)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(gè)區(qū)塊的原油最小混相壓力測定，基本明確重點(diǎn)區(qū)塊的混相壓力。其中應(yīng)用毛細(xì)管法測定H87區(qū)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(shí)現(xiàn)混相，見表1。

表1 H87區(qū)塊F油層原油最小混相壓力的測定

2 參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

吉林油田H87區(qū)塊F油層儲層敏感性整體表現(xiàn)為中-強(qiáng)鹽敏，中等偏弱酸敏、速敏、弱堿敏，整體而言該區(qū)內(nèi)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(yán)重傷害，適宜進(jìn)行CO2壓裂施工。下面以H87-22-4井為例，從裂縫參數(shù)、CO2用液量、施工排量和壓后關(guān)井時(shí)間等方面進(jìn)行二氧化碳無水蓄能壓裂施工參數(shù)優(yōu)化方法研究，從而指導(dǎo)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(guī)凍膠壓裂，總砂量為76 m3，總液量為582 m3，壓后較同區(qū)塊井應(yīng)用滑溜水體積壓裂井產(chǎn)量低且產(chǎn)量遞減快，地質(zhì)分析認(rèn)為，產(chǎn)能未得到充分發(fā)揮。該次CO2無水蓄能壓裂是在初次壓裂的基礎(chǔ)上進(jìn)行不加砂壓裂試驗(yàn)，目的是通過注入CO2補(bǔ)充地層能量，實(shí)現(xiàn)CO2與原油混相，降低原油黏度，達(dá)到提高單井和區(qū)塊整體產(chǎn)能效果，尋求致密砂巖油氣藏增產(chǎn)改造新途徑。

2.1 裂縫參數(shù)優(yōu)化

利用液態(tài)二氧化碳壓裂時(shí)裂縫長度與儲層物性的參數(shù)關(guān)系模板， 確定最優(yōu)的裂縫長度， 見圖1。由測井?dāng)?shù)據(jù)可知， 該井目的層滲透率為3～5 mD，因此，優(yōu)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(guān)系曲線

2.2 壓裂規(guī)模設(shè)計(jì)

利用物質(zhì)平衡原理計(jì)算CO2用液量與地層壓力上升定量關(guān)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(guān)系， 利用油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算二氧化碳換油率最大確定用液量，見圖2。

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

H87-9區(qū)塊F油層測壓資料顯示，地層壓力系數(shù)為0.97，計(jì)算該井原始地層壓力為22.11 MPa。實(shí)驗(yàn)表明，F(xiàn)油層原油與CO2混相壓力為27.45 MPa，該井初次常規(guī)壓裂注入液量為551.4 m3，累計(jì)產(chǎn)液量為582 m3，計(jì)算地層存液量為64.45 m3。利用數(shù)值模擬計(jì)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(jié)果（Ⅰ）

圖5為CO2用液量與混相區(qū)面積的關(guān)系。從模擬結(jié)果（圖3～圖5）可知， 當(dāng)注入量達(dá)到700 m3后混相區(qū)范圍增加明顯變慢，初步設(shè)計(jì)CO2用量為700 m3。根據(jù)CO2密度計(jì)算CO2地層系數(shù)為：

計(jì)算所需液態(tài) CO2（-17 ℃，2 MPa） 體積為531.91 m3，設(shè)計(jì)的液量一般要比實(shí)際多點(diǎn)，因此該井設(shè)計(jì)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(jié)果（Ⅱ）

圖5 H87-22-4井注氣前緣模擬結(jié)果

2.3 施工排量設(shè)計(jì)

根據(jù)儲層地應(yīng)力與巖石力學(xué)剖面，利用FracProPT擬三維壓裂裂縫模擬軟件分別計(jì)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(dāng)施工排量超過4 m3/min后井底壓力的增加明顯變緩。結(jié)合CO2理論摩阻圖版，根據(jù)預(yù)測井底壓力計(jì)算不同施工排量下地面井口壓力，見表2。根據(jù)井口壓力預(yù)測，施工排量超過6 m3/min后井口壓力將超過70 MPa，達(dá)到或超過井下管柱和井口強(qiáng)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(chǔ)上進(jìn)行CO2不加砂壓裂施工，因此支撐劑量不用設(shè)計(jì)。

圖6 施工排量與井底壓力關(guān)系曲線

表2 H87-22-4井井口壓力預(yù)測

2.4 壓后關(guān)井和放噴制度設(shè)計(jì)

建立壓后地層溫度壓力計(jì)算模型，以井底溫度壓力計(jì)實(shí)測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)擬合校正模型參數(shù)，模擬關(guān)井后混相帶面積最大確定最優(yōu)關(guān)井時(shí)間，見圖7，結(jié)合采收率隨壓力變化曲線，見圖8。

圖7 H87-22-4井關(guān)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(dāng)井底壓力大于最小混相壓力時(shí)，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(shí)間即為混相帶面積最大的時(shí)間，也就是最佳關(guān)井時(shí)間。根據(jù)H87-22-4井井下壓力計(jì)數(shù)據(jù)，壓后井底壓力大于最小混相壓力（27.45 MPa）的時(shí)間為10 300 min，約7.15 d，即最佳放噴時(shí)機(jī)。

3 應(yīng)用實(shí)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(guān)井8 d至壓力為8 MPa放噴， 第4天見油， 壓前1個(gè)月平均產(chǎn)油量為0.67 t/d， 產(chǎn)液量為2.46 t/d， 壓后投產(chǎn)3月平均產(chǎn)油量為2.87 t/d， 產(chǎn)液量為5.56 t/d，較壓前提高了2.7倍，目前處于穩(wěn)產(chǎn)狀態(tài)，見圖9。H87-22-4井施工注入573 m3液態(tài)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(tài)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(chǎn)數(shù)據(jù)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(yīng)用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)試井分析供液半徑由壓前89.8 m增加至182.3 m，見表3，進(jìn)一步深化CO2無水蓄能壓裂增產(chǎn)機(jī)理認(rèn)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(shù)據(jù)

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

圖11 CO2壓裂前后產(chǎn)量對比

4 結(jié)論

1. 二氧化碳無水蓄能壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)不僅需要考慮水力裂縫與儲層和井網(wǎng)布置之間的配合，同時(shí)應(yīng)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(shù)最小混相壓力的確定極為重要，能否實(shí)現(xiàn)混相被認(rèn)為是影響CO2無水蓄能壓裂效果的關(guān)鍵因素之一。

2. 提供了一種同時(shí)考慮裂縫尺寸和混相驅(qū)油等因素的優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，現(xiàn)場試驗(yàn)效果表明，該方法的有效性和穩(wěn)定性為二氧化碳無水蓄能壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)提供可靠依據(jù)。

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