頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

劉真光， 邱正松， 鐘漢毅， 孟猛（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

劉真光等.頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：113-117

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頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

劉真光， 邱正松， 鐘漢毅， 孟猛
（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

劉真光等.頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：113-117

摘要壓裂施工過程中，壓裂液的濾失量是影響壓裂裂縫幾何形態(tài)和壓裂效果的主要因素,但目前中國(guó)還沒有對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)方面的報(bào)道。因此，結(jié)合中國(guó)典型頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特征，研究了非線性濾失條件下，不同初始相態(tài)的CO2壓裂液在地層巖心中的濾失規(guī)律，在此基礎(chǔ)上分析了CO2壓裂液濾失規(guī)律的主要影響因素，以及不同實(shí)驗(yàn)條件下CO2壓裂液的濾失機(jī)理。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，CO2壓裂液的濾失規(guī)律受注入壓力、壓差、裂縫開啟度及壓裂液黏度等因素的影響，隨著注入壓力、壓差、裂縫開啟度的增大，CO2壓裂液濾失速率增大；不同濾失實(shí)驗(yàn)條件下，影響CO2壓裂液濾失規(guī)律的主導(dǎo)因素不同，當(dāng)CO2壓裂液處于超臨界狀態(tài)（7.38 MPa，31.1 ℃）時(shí)，由于黏度較大，超臨界CO2壓裂液的濾失系數(shù)相對(duì)較小。

關(guān)鍵詞頁(yè)巖儲(chǔ)層；超臨界CO2；壓裂液；濾失規(guī)律

Study on Filtration Property of Hypercritical CO2Fracturing Fluid for Shale Reservoirs

LIU Zhenguang, QIU Zhengsong, ZHONG Hanyi, MENG Meng
(College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao Shandong 266580, China)

Abstract Filter loss of fracturing fluid plays a major role in the geometry of fractures created by the fracturing fluid and the performance of fracturing. Reports on the filtration property of hypercritical CO2fracturing fluid used in shale formation fracturing have not been found at present. Experiments have been conducted on shale reservoir cores (buried at 1,300-2,300 m, with natural fractures developed) taken from the Longmaxi Formation in Sichuan Basin, using a self-made filtration simulator, to study the filtration property of CO2fracturing fluids with different initial phase states, at 55 ℃ and (confining pressure) 20 MPa, and different injection pressures and back pressures. Analyses of the experimental data indicate that in the conditions mentioned above, the filtration coefficient of CO2fracturing fluids is between 1.00×10-4m/min0.5and 48.17×10-4m/min0.5, with the spurt loss being negative. The filtration rate of CO2fracturing fluid increases with increases in injection pressure, differential pressure, and the widths of fractures. The dominant factor affecting the filtration property of CO2fracturing fluid in different conditions is different; at hypercritical state (7.38 MPa, 31.1 ℃), the CO2fracturing fluid, because of its high viscosity, has a lower filtration coefficient.

Key words Shale reservoir; Hypercritical CO2; Fracturing fluid; Filtration property

0　引言

對(duì)于低壓低滲水敏性儲(chǔ)層，特別是頁(yè)巖儲(chǔ)層，開采之前通常需要進(jìn)行體積壓裂改造，以提高采收率。常規(guī)壓裂液（清水、原油和煉制油、溶劑、乙醇等）主要存在環(huán)境保護(hù)性能差、用水量大、對(duì)儲(chǔ)層傷害大等缺陷。超臨界CO2壓裂液具有對(duì)儲(chǔ)層傷害小、返排徹底、成本低、現(xiàn)場(chǎng)易施工等優(yōu)點(diǎn)[1-3]，是近年來(lái)非常規(guī)壓裂領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)，具有較大的應(yīng)用前景。因CO2壓裂液黏度較低，現(xiàn)場(chǎng)通常將低黏度CO2壓裂液以較高的速率泵入井眼中，以此解決對(duì)攜帶支撐劑所需的黏度要求，但這增大了CO2壓裂液的濾失量[4-5]。

壓裂液的濾失量是影響壓裂裂縫幾何形態(tài)和壓裂效果的主要因素[6]。壓裂施工過程中，濾失量越大，形成的裂縫體積越小，壓裂液的有效利用率越低，裂縫中的支撐劑含量越高，越易出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象。壓裂施工結(jié)束后，一定的濾失速率能夠使已形成的裂縫及時(shí)閉合。若濾失速度過慢，裂縫的閉合時(shí)間增加，大量支撐劑下沉到底部，影響支撐劑在裂縫中的均勻分布，不能在整個(gè)裂縫中起到支撐作用，裂縫變窄，導(dǎo)致增產(chǎn)效果不理想[7]。目前，中國(guó)還沒有對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律實(shí)驗(yàn)方面的報(bào)道。因此，研究了不同初始相態(tài)的CO2壓裂液在地層巖心中的濾失規(guī)律，并在此基礎(chǔ)上探討了CO2壓裂液濾失規(guī)律的主要影響因素， 以及在不同實(shí)驗(yàn)條件下CO2壓裂液的濾失機(jī)理， 為超臨界CO2壓裂液在油氣鉆采過程中的應(yīng)用提供了指導(dǎo)。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

頁(yè)巖儲(chǔ)層超臨界CO2壓裂液濾失模擬實(shí)驗(yàn)裝置主要包括7個(gè)功能模塊：供氣和氣體增壓模塊，恒壓恒速注氣模塊，抽真空模塊，恒溫模塊，濾失模擬模塊，回壓控制系統(tǒng)和流量計(jì)量系統(tǒng)，圍壓加載模塊。其示意圖如圖1所示。所用巖心取自四川盆地龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層，埋藏深度為1 300～2 300 m，巖心天然裂縫發(fā)育，分別編號(hào)為1#和2#，其中2#巖心天然裂縫發(fā)育較好。巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。

圖1　超臨界CO2壓裂液濾失規(guī)律模擬實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

表1　巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用室內(nèi)靜態(tài)濾失實(shí)驗(yàn)的方法，模擬了55 ℃、20 MPa圍壓、不同注入壓力和回壓條件下CO2壓裂液的濾失規(guī)律。實(shí)驗(yàn)過程中，首先設(shè)置溫度、圍壓和回壓值，然后利用恒壓恒速泵在巖心壓力注入端加壓。注入端的壓力不斷傳遞到回壓端，當(dāng)回壓端壓力大于設(shè)置的回壓值時(shí)，回壓閥開啟，CO2壓裂液就完成了整個(gè)濾失過程。

實(shí)驗(yàn)使用純度為99%的CO2氣體，采用排飽和NaHCO3溶液的方法計(jì)量濾失出的氣體量，即計(jì)量常溫常壓下一定時(shí)間內(nèi)出口端氣體排開移液管（或量筒）中飽和NaHCO3溶液的體積。常溫常壓條件下，短時(shí)間內(nèi)CO2在飽和NaHCO3溶液中的溶解量很小，可忽略不計(jì)。

實(shí)驗(yàn)步驟如下。①將實(shí)驗(yàn)巖心在150 ℃溫度下干燥24 h，徹底脫水。②使用游標(biāo)卡尺準(zhǔn)確測(cè)量巖心的直徑和長(zhǎng)度。③將巖心放入巖心夾持器，加圍壓，然后將巖心夾持器置于恒溫水浴箱中，設(shè)定恒溫水浴箱溫度，檢查巖心夾持器的密封性。④打開恒壓恒速泵，在實(shí)驗(yàn)巖心兩端施加入口壓力和回壓。⑤打開注氣口閥門，當(dāng)出口開始出現(xiàn)氣泡時(shí)，開始計(jì)時(shí)。每隔2 min記錄排出的氣體體積。⑥改變注入壓力，重復(fù)步驟⑤。⑦改變回壓，重復(fù)步驟⑤、⑥。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

依據(jù)SY/T 5107—2005行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)靜態(tài)濾失實(shí)驗(yàn)的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，作累計(jì)濾失量對(duì)時(shí)間平方根的函數(shù)圖，并以此計(jì)算濾失系數(shù)C和初始濾失量[7-9]。

將每條濾失曲線達(dá)到穩(wěn)定后的數(shù)據(jù)擬合成一條直線，如圖2所示，該擬合直線與縱坐標(biāo)的截距為初始濾失量。

圖2　1#巖心、回壓0 MPa、不同注入壓力下的濾失曲線

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明超臨界CO2壓裂液的初始濾失量為負(fù)值。另外，在實(shí)驗(yàn)過程中，通過改變實(shí)驗(yàn)條件，得到不同的濾失系數(shù)，其值在1.00×10-4～48.17×10-4m/min1/2之間，不同實(shí)驗(yàn)條件下的濾失系數(shù)如表2所示。

2　CO2壓裂液濾失規(guī)律及機(jī)理分析

2.1 相同回壓、不同注入壓力下的濾失規(guī)律

如圖2所示，CO2壓裂液的濾失曲線大致可分為3個(gè)階段，分別為Ⅰ初始濾失階段、Ⅱ?yàn)V失通道形成階段和Ⅲ穩(wěn)定濾失階段[9]。第Ⅰ階段在（0～1.5）min1/2之間，濾失系數(shù)較??；第Ⅱ階段在（1.5～6）min1/2之間，該階段是在巖心兩端壓力作用下濾失通道的形成過程[10]，濾失系數(shù)不斷增大；第Ⅲ階段在6 min1/2之后，濾失系數(shù)逐漸趨于穩(wěn)定。由此可見，在巖心壓力注入端加壓后，CO2壓裂液沿著巖心內(nèi)部的微裂縫流動(dòng)，巖心內(nèi)部閉合的微裂縫在壓力的驅(qū)動(dòng)下，緩慢開啟[11]，開啟度達(dá)到最大值后逐漸趨于穩(wěn)定。

表2　不同實(shí)驗(yàn)條件下1#、2#巖心的濾失系數(shù)

如圖3所示，當(dāng)回壓為2 MPa，在巖心壓力注入端加壓后，壓力不斷向回壓端傳遞，隨著CO2壓裂液不斷濾失到回壓端，回壓端的壓力不斷增大，超過2 MPa后，回壓閥開啟，CO2壓裂液完成整個(gè)濾失過程。由圖2、 圖3、 圖4可知， 當(dāng)回壓為0～4 MPa時(shí)，濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻，注入壓力8 MPa的濾失系數(shù)小于注入壓力6 MPa時(shí)的濾失系數(shù)， 這是因?yàn)楫?dāng)注入壓力為8 MPa時(shí)， CO2壓裂液處于超臨界狀態(tài)， 相對(duì)于氣態(tài)黏度較大，黏度超過壓差成為影響CO2壓裂液濾失速率的主導(dǎo)因素。當(dāng)回壓為0～4 MPa、 注入壓力為10或12 MPa時(shí)， 巖心內(nèi)部CO2壓裂液多處于超臨界狀態(tài)，濾失黏滯阻力較大， 但是巖心兩端的壓差較大， 在濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻， 注入壓力為10或12 MPa的濾失系數(shù)大于注入壓力為6 MPa的濾失系數(shù)。

圖3　1#巖心、回壓2 MPa、不同注入壓力下的濾失曲線

圖4　1#巖心、回壓4 MPa、不同注入壓力下的濾失曲線

2.2 相同壓差、不同注入壓力下的濾失規(guī)律

如圖5所示，CO2壓裂液的濾失曲線也大致分為3個(gè)階段。當(dāng)壓差一定時(shí)，在濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻，隨著注入壓力的增大，巖心兩端的微裂縫開啟度不斷增大，濾失系數(shù)不斷增大。當(dāng)注入壓力為10 MPa時(shí)，壓差為6 MPa和壓差為10 MPa的曲線幾乎完全重合。這是因?yàn)樽⑷雺毫?0 MPa、壓差為6 MPa時(shí)，巖心兩端壓差相對(duì)較小，但是巖心兩端的壓力較大，巖心兩端微裂縫開啟度相對(duì)較大；注入壓力為10 MPa、壓差為10 MPa時(shí)，壓差相對(duì)較大，但巖心回壓端壓力較小，回壓端微裂縫開啟度相對(duì)較小；在壓差和裂縫開啟度的共同作用下，這2種不同濾失條件下的濾失系數(shù)、濾失規(guī)律幾乎完全相同。由圖5、圖6可知，1#和2#巖心在相同壓差、不同注入壓力條件下的濾失規(guī)律相似。

圖5　1#巖心、相同壓差、不同注入壓力下的濾失曲線

圖6　2#巖心、相同壓差、不同注入壓力下的濾失曲線

2.3 相同注入壓力、不同回壓下的濾失規(guī)律

如圖7所示，CO2壓裂液的濾失曲線也大致分為三個(gè)階段。當(dāng)注入壓力為6 MPa時(shí)，在濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻，隨著回壓的增大，壓差不斷減小，濾失驅(qū)動(dòng)力不斷減小，濾失系數(shù)不斷減小。

圖7　1#巖心、注入壓力6 MPa、不同回壓下的濾失曲線

如圖8、 圖9所示， 當(dāng)注入壓力為8 MPa時(shí)，回壓2、4 MPa的濾失曲線幾乎完全重合。如圖10所示，當(dāng)注入壓力達(dá)到10 MPa時(shí)， 回壓0、2、4 MPa的濾失曲線幾乎完全重合。與圖5、圖6中2條曲線重合的現(xiàn)象相同， 都是在壓差和裂縫開啟度共同影響下，使得不同的濾失條件下濾失規(guī)律幾乎完全相同。

圖8　1#巖心、注入壓力8 MPa、不同回壓下的濾失曲線

圖9　2#巖心、注入壓力8 MPa、不同回壓下的濾失曲線

圖10　2#巖心、注入壓力10 MPa、不同回壓下的濾失曲線

由圖8、圖9可知，1#和2#巖心在相同注入壓力、不同回壓條件下的濾失規(guī)律相似。由圖7～圖10可以看出，隨著注入壓力的增大，壓差對(duì)CO2壓裂液的濾失規(guī)律影響越來(lái)越小，當(dāng)注入壓力達(dá)到10 MPa時(shí)，0～4 MPa回壓對(duì)CO2壓裂液的濾失規(guī)律幾乎沒有影響。

3　結(jié)論

1.CO2壓裂液的濾失曲線沒有明顯的分段，但大致可分為三個(gè)階段，分別為Ⅰ初始濾失階段、Ⅱ?yàn)V失通道形成階段和Ⅲ穩(wěn)定濾失階段。濾失系數(shù)開始較小，隨后不斷增大，最后趨于穩(wěn)定。本文實(shí)驗(yàn)濾失條件下，CO2壓裂液的濾失系數(shù)在1.00×10-4～48.17×10-4m/min1/2之間，初始濾失量為負(fù)值。

2.CO2壓裂液的濾失規(guī)律受注入壓力、壓差、裂縫開啟度及壓裂液黏度等綜合因素的影響。隨著注入壓力、回壓的增大，巖心兩端的微裂縫開啟度不斷增大，CO2壓裂液的濾失系數(shù)不斷增大。隨著注入壓力的增大，壓差對(duì)CO2壓裂液的濾失規(guī)律的影響越來(lái)越??；當(dāng)注入壓力為10 MPa時(shí)，0～4 MPa回壓對(duì)CO2壓裂液的濾失速率幾乎沒有影響。

3.不同的濾失條件下，巖心濾失量的主導(dǎo)因素不同。當(dāng)注入壓力為8 MPa，回壓為0～4 MPa時(shí)，CO2壓裂液的黏度是巖心濾失量的主導(dǎo)因素，在濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻，注入壓力8 MPa時(shí)濾失系數(shù)要小于6 MPa時(shí)的濾失系數(shù)。當(dāng)注入壓力大于10 MPa，回壓0～4 MPa時(shí)，壓差是巖心濾失量的主導(dǎo)因素，在濾失曲線Ⅲ階段的任意時(shí)刻，注入壓力大于10 MPa時(shí)的濾失系數(shù)大于6 MPa時(shí)的濾失系數(shù)。

參 考 文 獻(xiàn)

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收稿日期（2015-8-9；HGF=1506F8；編輯 付玥穎）

作者簡(jiǎn)介：第一劉真光，1990年生，在讀碩士研究生，主要從事油氣井工作液的研究。電話 15054205293；E-mail：456LZG@163.com。

基金項(xiàng)目：國(guó)家自然科學(xué)基金重點(diǎn)資助項(xiàng)目（51034007，U1262202）；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金（10CX04010A）。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.023

中圖分類號(hào)：TE357.12

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1001-5620（2016）01-0113-05