二氧化碳無水蓄能壓裂參數(shù)優(yōu)化

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年長慶油田實施了一例不加砂液態(tài)CO2壓裂試驗。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，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，取得了技術(shù)突破，增產(chǎn)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(xiàn)了單層加砂23 m3，單層液量為860 m3的參數(shù)指標(biāo)，實現(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)，最終實現(xiàn)混相。首先通過地層原油取樣室內(nèi)實驗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)合油藏數(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)，實現(xiàn)壓裂改造、地層能量補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)計時，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，即可實現(xiàn)混相驅(qū)。CO2-原油體系最小混相壓力被認(rèn)為是CO2驅(qū)油中的一個重要參數(shù)，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(shù)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(xì)管實驗法以及界面張力法等，其中細(xì)管實驗法因為參數(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(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)替實驗，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，通過混相點做2條直線，則2條直線回歸的交點所對應(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個區(qū)塊的原油最小混相壓力測定，基本明確重點區(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

吉林油田H87區(qū)塊F油層儲層敏感性整體表現(xiàn)為中-強鹽敏，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，目的是通過注入CO2補充地層能量，實現(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

利用物質(zhì)平衡原理計算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， 利用油藏數(shù)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(dāng)排量一定時，地層壓力隨二氧化碳用液量的增加而提高；當(dāng)液量為定值時地層壓力隨排量增大而增大，當(dāng)排量為7 m3/min時，液量為600 m3，可達(dá)到混相壓力；當(dāng)排量為5 m3/min時，液量為650 m3，可達(dá)到混相壓力；當(dāng)排量為3 m3/min時，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，計算該井原始地層壓力為22.11 MPa。實驗表明，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，累計產(chǎn)液量為582 m3，計算地層存液量為64.45 m3。利用數(shù)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(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CO2用量為700 m3。根據(jù)CO2密度計算CO2地層系數(shù)為：

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

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。

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

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(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，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(guān)井時間。根據(jù)H87-22-4井井下壓力計數(shù)據(jù)，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(yīng)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(guān)井8 d至壓力為8 MPa放噴， 第4天見油， 壓前1個月平均產(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)計時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. 提供了一種同時考慮裂縫尺寸和混相驅(qū)油等因素的優(yōu)化設(shè)計方法，現(xiàn)場試驗效果表明，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，證實二氧化碳無水蓄能壓裂能夠大幅增加油井產(chǎn)能。