CO2混相壓裂技術(shù)在G區(qū)塊的應(yīng)用①

曹蕾 湯文芝

1.中國石油天然氣集團(tuán)公司長城鉆探工程技術(shù)研究院 2.中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院油田地質(zhì)所

近年來，中低滲油藏儲量占新增油氣地質(zhì)儲量的60%～80%，中低滲透油藏在油氣資源中占有重要位置。注氣法相比于傳統(tǒng)水力壓裂具有儲層傷害小，后續(xù)補(bǔ)能效果好等優(yōu)點(diǎn)，被越來越多地應(yīng)用到了低滲透油藏的開發(fā)中。CO2由于其獨(dú)特的物理特性，被廣泛地選作注入介質(zhì)。

CO2在壓力高于7.43 MPa，溫度高于31.26 ℃時(shí)，處于超臨界狀態(tài)。超臨界態(tài)的CO2具有黏度低、密度大、擴(kuò)散系數(shù)大的物理特性[1-5]。在進(jìn)行壓裂改造時(shí)，CO2壓裂由于具備儲層傷害小、造縫復(fù)雜、增能效果顯著、易返排等諸多優(yōu)點(diǎn)，被越來越多地應(yīng)用到了低滲、特低滲致密油氣資源的開發(fā)過程中[6-9]。

G斷塊砂體縱向砂、泥薄互層，砂體 “多”而“薄”，儲層以細(xì)砂巖、粉砂巖為主。平均孔隙度14.2%，平均滲透率3.1×10-3μm2。屬于特大孔-細(xì)喉，連通性差，天然裂縫不發(fā)育。該區(qū)塊為中低孔、低滲水敏性儲層，且流體物性較差。

通過剖析CO2壓裂技術(shù)的特點(diǎn)[10-14]，結(jié)合G斷塊儲層改造難點(diǎn)進(jìn)行分析，提出了CO2復(fù)合化學(xué)劑混相壓裂技術(shù)。其核心內(nèi)容為：針對中低滲儲層天然能量衰竭快、低滲特性，利用超臨界CO2在地層中沖擊破巖、造微裂縫、膨脹補(bǔ)能；從分析巖石物性、流體物性以及巖石流體之間的關(guān)系入手，針對儲層堵塞，配套使用化學(xué)溶蝕劑，在儲層中形成人造縫與孔隙聯(lián)通相結(jié)合的立體滲流體系，提高儲層有效滲透率；針對不同原油物性，使用配套降黏劑、降凝劑等藥劑綜合改善原油特性，提高地層原油流動能力。

在充分發(fā)揮CO2增能壓裂效果的同時(shí)，發(fā)揮了化學(xué)劑改變原油性質(zhì)的優(yōu)勢，形成了CO2混相壓裂技術(shù)。

1 儲層面臨的挑戰(zhàn)及技術(shù)思路

1.1 低滲透油藏增產(chǎn)面臨的挑戰(zhàn)

(1) 地層水敏性強(qiáng)，儲層傷害嚴(yán)重。G區(qū)塊伊蒙混層為58.6%，伊蒙混層具有端元礦物蒙脫石和伊利石的兩重傷害性質(zhì)，對儲層危害更大。蒙脫石遇淡水發(fā)生膨脹，堵塞孔喉；伊利石對儲層的傷害特征是喉間“搭橋” 和形成易動微粒。巖屑砂巖水鎖傷害大，儲層中等偏強(qiáng)水敏、弱酸敏，水鎖指數(shù)較高，造成儲層滲透率變低。

(2) 長期彈性開采，地層虧空嚴(yán)重。G斷塊Ⅴ油組油井16口，水井12口，整體注水壓力較高，均超過31 MPa，欠注水井多。受邊界效應(yīng)和注水井欠注影響，G井區(qū)井網(wǎng)動用程度僅為3.1%。5口壓裂井初期見效，但產(chǎn)量遞減較快，遞減期月遞減率達(dá)18.3%。低滲儲層、異常高壓、外圍能量補(bǔ)充較緩慢，導(dǎo)致了該井區(qū)的整體產(chǎn)出能力差。

(3) 原油凝固點(diǎn)高，蠟含量高。G斷塊原油密度0.864 5 g/cm3、地下原油黏度3.28 mPa·s、硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%、凝固點(diǎn)35～40 ℃、蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)15%～30%、膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)15%～28%。原油密度低、黏度低、硫含量低，蠟含量高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等。低滲油田高凝油冷采的主要途徑是提高高蠟原油的低溫流動性。

1.2 改造思路

前期利用縮膨劑與不返排酸疏通孔喉，采用高壓增能化學(xué)吞吐技術(shù)，將CO2化學(xué)藥劑以伴注方式注入地層，清洗裂縫，增加地層能量，在高注入壓力下，原油與CO2充分接觸、置換、溶解、降凝，增加波及體積和洗油效率，提高措施后產(chǎn)量。

(1) 預(yù)處理已形成水敏傷害的地層。通過掃描電鏡，確定黏土在巖石中的含量、賦存狀態(tài)及敏感性，掌握油層滲透性傷害機(jī)制。針對儲層巖石特性，配制不返排酸酸液體系，解除已經(jīng)產(chǎn)生的儲層堵塞，同時(shí)使用縮膨劑預(yù)防后續(xù)可能產(chǎn)生的黏土膨脹。該技術(shù)特點(diǎn)在于：按照把堵塞物從中心向外延溶蝕的順序排列酸液，根據(jù)各種堵塞物的總含量設(shè)計(jì)酸的濃度及用量，同時(shí)配好各種抑制劑(氟硅酸鉀抑制劑和鐵離子鰲合鐵血鹽等)，分步驟從儲層孔喉中心向顆粒外壁逐級溶解，避開用酸矛盾的深部解堵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)不返排酸酸化。

(2) CO2增溶劑。在地層能量不足的情況下，水力壓裂流體可能在近井地帶裂縫空間低處形成沉降，不僅損耗了有效裂縫面積和通道體積，而且長時(shí)間在地下滯留，會造成裂縫壁面周圍的儲層污染。

在用CO2壓裂改造時(shí)，由于超臨界CO2具有較低的黏度，在裂縫延伸過程中能進(jìn)入更微小的孔隙，使裂縫更容易發(fā)生轉(zhuǎn)向和分叉。同時(shí)，由于膨脹作用和相態(tài)變化，也使造縫縫網(wǎng)更加復(fù)雜，從而更好地溝通地層滲流通道，提高儲層滲透率，增大泄油面積；有效保護(hù)儲層，保持裂縫的導(dǎo)流能力；CO2進(jìn)入地層后能夠增加地層能量、提高地層返驅(qū)壓力，壓裂液返排迅速且徹底，明顯縮短生產(chǎn)周期。

同時(shí)，配合使用CO2增溶劑，該增溶劑與地層水互不反應(yīng)，互不溶解，可以顯著增加CO2在原油中的溶解度，提高原油的體積膨脹系數(shù)，降低原油黏度。最終原油與CO2之間的混相壓力降低7～10 MPa。

(3) 降凝劑。優(yōu)選含芳環(huán)梳形聚合物降凝劑：利用烷基側(cè)鏈與原油中蠟分子通過疏水締合相互作用；利用芳香環(huán)側(cè)基與瀝青質(zhì)分子通過離域π-π共軛作用；分散性提高的瀝青質(zhì)分子可有效抑制蠟晶的生長。芳環(huán)可有效分散瀝青質(zhì)，分散度更高的瀝青質(zhì)可有效抑制蠟晶生長，降低蠟晶尺寸，提高高含蠟原油的低溫流動性。

2 CO2混相壓裂工藝

2.1 CO2體積壓裂設(shè)計(jì)模式

2.1.1措施井生產(chǎn)概況

GX9井于2014年8月壓裂投產(chǎn)(10.6 m油層)，壓裂初期日產(chǎn)油量22 t，高產(chǎn)期1個(gè)月，隨后液量、油量驟減，后期間開；至2016年11月24日補(bǔ)層(5.2 m油層)，日產(chǎn)油量6.5 t，穩(wěn)產(chǎn)近4個(gè)月，隨后液量、油量遞減，本次壓裂措施前日產(chǎn)液量0.7 t，日產(chǎn)油量0.58 t。圖1為GX9井措施前生產(chǎn)曲線。

2.1.2建立單井徑向模型

結(jié)合油井靜動態(tài)資料，利用采油氣體軟件GWDC-GORSV1.0，建立單井徑向模型(模型網(wǎng)格數(shù)：11×5×3)，單井徑向小層頂部示意圖如圖2所示，模型采用非平衡初始化方法。通過調(diào)整孔隙度、滲透率、相對滲透率、高壓物性等參數(shù)對模型進(jìn)行歷史擬合。歷史擬合結(jié)果如圖3所示，由圖3可知，歷史擬合率>85%，擬合程度較高。

2.1.3注入?yún)?shù)優(yōu)化

數(shù)值模型歷史擬合程度較高，所建立的數(shù)學(xué)模型可以用于后續(xù)方案預(yù)測及參數(shù)優(yōu)化。參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為：不返排酸350 m3，縮膨劑250 m3，液態(tài)CO2450 t，降凝劑250 m3，增溶劑200 m3。

2.1.4CO2注入排量論證及裂縫狀態(tài)模擬

利用氣體采油軟件對CO2排量進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化結(jié)果見表1。由表1可知，當(dāng)CO2排量達(dá)到3 m3/min時(shí)，裂縫延伸壓力梯度0.001 5～0.020 0 MPa/m，預(yù)測井口壓力50.40～61.12 MPa，能夠滿足井下管柱和井口強(qiáng)度要求。因此，優(yōu)選CO2排量為3 m3/min。

表1 CO2施工排量優(yōu)化延伸壓力梯度/(MPa·m-1)井底延伸壓力/MPa液柱壓力/MPa液態(tài)CO2不同施工排量(m3/min)下井口預(yù)測壓力/MPa2.02.53.03.54.00.01657.0435.6539.163 0244.6950.4256.3862.530.01760.6135.6542.728 0248.2553.9959.9566.090.01864.1735.6546.293 0251.8257.5563.5169.660.01967.7435.6549.858 0255.3861.1267.0873.22

利用FracproPT對裂縫進(jìn)行模擬，模擬的裂縫形態(tài)及參數(shù)結(jié)果見圖4和表2。本次壓裂預(yù)計(jì)改造地層體積7.6×105m3。

3 實(shí)施效果分析

GX9井于2018年9月17日實(shí)施CO2混相壓裂技術(shù)，措施后平均日產(chǎn)油3.7 t，為措施前產(chǎn)量的6.2倍。截至2019年5月21日，措施后累計(jì)產(chǎn)油906 t，日產(chǎn)液4.4 m3，日產(chǎn)油3.9 t(見圖5)?，F(xiàn)場試驗(yàn)證明，GX9井地層能量得到了有效補(bǔ)充，對儲層進(jìn)行了改造，原油流動能力明顯提高，油井具有很好的生產(chǎn)潛力。

表2 FracproPT模擬GX9井壓裂裂縫參數(shù)結(jié)果 項(xiàng)目數(shù)值 裂縫半長/m189.0 裂縫支撐半長/m0 裂縫總高/m42.7 裂縫支撐總高/m0 支撐裂縫頂部深度(TVD)/m3 622.7 支撐裂縫底部深度(TVD)/m3 665.4 平均裂縫閉合寬度/mm6.3

該技術(shù)在J油田G斷塊累計(jì)應(yīng)用9井次，措施后效果見表3。

表3 J油田CO2混相壓裂技術(shù)措施結(jié)果表序號井號措施日期措施后累產(chǎn)/t平均日產(chǎn)/t1A2018-08-171 6885.962GX92018-09-179243.673B2018-11-101 2056.104C2019-01-154825.905D2019-01-213936.406E2019-04-091834.507F2019-04-161143.808G2019-04-231074.309H2019-04-271214.60合計(jì)5 217

由表3可知，該技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著，單井日平均增產(chǎn)至措施前的4.5～6.7倍，截至2019年5月26日是，累計(jì)增油5 217 t。

4 結(jié)語

針對CO2混相壓裂技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)和不足，結(jié)合J油田G區(qū)塊存在的儲層損害、原油流動性差、地層能量低、儲層物性差等問題，提出了CO2復(fù)合化學(xué)劑混相壓裂技術(shù)。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)確定各化學(xué)藥劑的配方，并運(yùn)用數(shù)值模擬等手段對實(shí)例井的各化學(xué)劑用量及CO2施工排量進(jìn)行了優(yōu)化。目前，該技術(shù)在J油田G區(qū)塊共計(jì)成功應(yīng)用9井次，增產(chǎn)效果顯著，單井日平均增產(chǎn)4.5～6.7倍，其中B井、D井在放噴期間獲得25.3 t、28.9 t的高產(chǎn)。該技術(shù)為解決J油田通道堵塞、地層虧空嚴(yán)重、注水開發(fā)效果差等技術(shù)難題提供了有效的技術(shù)支持，同時(shí)也為存在類似增產(chǎn)難題的非常規(guī)油氣藏增產(chǎn)提供了重要的技術(shù)支持和保障。