CO2干法加砂压裂技术研究与实践

宋振云 苏伟东 杨延增 李勇 李志航汪小宇 李前春 章东哲 王玉

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

CO2干法加砂压裂是以CO2代替常规水力压裂液的一种无水压裂技术。

CO2干法加砂压裂具有诸多优点，主要体现在较小的储层渗透率伤害，较高的支撑裂缝导流能力保留系数，较快的压后返排速度和对吸附性天然气的解析等方面。对于提高水敏／水锁伤害严重储层和吸附性天然气储层（页岩气、煤层气等）产能具有明显技术优势，是一项非常有前景的增产改造技术。

截至2003年，以美国和加拿大为首的北美地区已经完成了1 100余井次CO2干法加砂压裂的现场应用，尤其对页岩气储层增产效果特别明显［1］。

国内对于CO2干法加砂压裂技术的研究尚处于起步阶段。CO2干法加砂压裂的主要技术难点包括压裂液携砂能力差，滤失速度快，难以实现高砂比、大砂量作业；地面施工压力高，提高了对压裂管柱、井口装置和地面设备的性能要求；常规压裂所使用的混砂设备无法满足作业需要，需研制专用的密闭混砂设备［2］，并配套相应的地面流程和井筒管柱。

1 CO2干法加砂压裂的增产机理

强水敏／水锁伤害储层由于水基压裂液的滤失而导致较大的储层渗透率损害，影响压裂作业的增产效果。低压、低渗透气藏普遍具有较强的水锁伤害［3］，例如苏里格气田上古生界砂岩储层的水锁伤害率为24.9%～68.2%［4］。

CO2干法加砂压裂能够较大幅度的提高强水敏／水锁伤害储层的压后产量，主要体现在：①压裂液具有极低的界面张力，受热汽化后能够从储层中完全、迅速返出；②压裂液无残渣，对支撑裂缝导流床具有较好的清洁作用，保持了较高裂缝导流能力和较长的有效裂缝长度；③CO2在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度［5］，改善原油流动性；④超临界CO2具有极低的界面张力，理论上，对非常规天然气储层中吸附气的解析具有促进作用。

2 CO2干法压裂液体系

CO2黏度较低，液态下黏度约为0.1mPa·s，气态和超临界状态下黏度约为0.02mPa·s。较低的黏度导致压裂液滤失量大，携砂和造缝能力差，需通过提高黏度改善体系性能。提高CO2黏度的方法是添加与CO2相溶的化学剂［6－7］。液态CO2为非极性分子，是一个非常稳定的溶剂，具有极低的介电常数、黏度和表面张力［8］，常规增稠剂无法与CO2混溶提黏，需要开发特殊结构的提黏剂产品。

采用分子模拟技术［9］，从微观、介观和宏观三个层次研究了CO2黏度随温度、压强变化的基本规律，探索化学剂的种类、浓度影响CO2黏度的微观机理，并进行提黏剂分子结构的设计，结合室内实验，研发了一种CO2提黏剂TNJ，建立了CO2干法压裂液体系，配方为：1.5%～2.0%TNJ＋（98.5%～98.0%）液态CO2。

2.1 黏度

在温度62～63℃、压力15～20MPa实验条件下，1.5%TNJ＋98.5%CO2压裂液黏度为5～9mPa·s；2%TNJ＋98%CO2压裂液黏度为6～10mPa·s。实验结果表明，1.5%～2.0%提黏剂加量下，超临界CO2黏度提高了240～490倍，较大幅度地提高了CO2的黏度（图1、2）。

图1 CO2压裂液黏度—提黏剂TNJ加量关系图

图2 CO2压裂液（2%TNJ＋98%CO2）黏度—时间关系图

2.2 管路摩阻损失

根据现场试验的测试结果，近似计算了CO2干法压裂液在 88.9mm油管（内径76.0mm）内的管路摩阻损失，不同排量下的摩阻损失系数见表1。

2.3 滤失性

在天然气储层中，由于CO2干法压裂液无残渣，且黏度远高于天然气，压裂液的滤失主要受压裂液黏度和地层流体的压缩性控制。由于当前尚无CO2干法压裂液滤失性测定的实验装置，使用理论公式计算了对于渗透率为0.4～1.2mD，孔隙度为14.0%，地层温度为104.6℃的天然气储层，在压差为5～14 MPa下的滤失系数的数量级为10－3～10－2m／min0.5。

表1 88.9mm油管中CO2干法压裂液的管路摩阻损失表

2.4 岩心基质渗透率损害率

目前尚无CO2干法压裂液对岩心基质渗透率损害率测定装置，仅对CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率进行了评价。

实验结果表明，CO2提黏剂TNJ对岩心渗透率平均损害率2.75%，损害较小（表2）。

表2 CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率数据表

3 CO2密闭混砂装置

压裂作业中普遍使用的压裂泵能够泵输液态CO2，若CO2气化将导致压裂泵走空、失效。因此，在施工过程中，需确保地面泵注系统内的CO2以液态形式存在。

CO2相态受温度、压力影响敏感，常规水力压裂作业所使用的混砂装置无法满足CO2干法加砂压裂作业需要。为此，自主研制了一套CO2密闭混砂装置，该装置具有保温、承压、输砂控制、流量计量和砂浓度监测等功能。

3.1 密闭混砂装置组成

密闭混砂装置主要由混砂罐总成、动力系统、监测与控制系统和管汇系统组成。

混砂罐总成用于存放压裂施工使用的支撑剂，具有保温功能，利用罐内的输砂螺旋将支撑剂输送到压裂管线中。

动力系统为安装在输砂螺旋上的液压马达提供动力，具备低转速、大扭矩的特性，在一定范围内实现转速的无级调节。

采用手动、自动一体式远距离集中控制设计，能够监测混砂装置的罐内压力，供液流量和支撑剂浓度等数据。能够对装置的阀门，输砂螺旋的转速进行远程精确调节。

管汇系统包含气相管汇、液相管汇、液位控制管汇、液相增压管汇、进排气管汇等，用于配合控制系统完成支撑剂充装、冷却、返排等工艺过程。

3.2 主要技术参数

技术参数为：工作压力2.5MPa；工作温度－20℃；容积10m3；最大输砂速率0.5m3／min。

4 CO2干法加砂压裂工艺

CO2干法加砂压裂工艺需要统筹考虑储层特征、压裂液性质、井筒管柱、压裂设备和压后投产等多方面因素，以保证增产效果和施工安全。

4.1 压裂模型

优选了具有CO2压裂液描述模块的全三维压裂软件作为CO2干法加砂压裂设计的模拟器，该模拟器能够进行可压缩性压裂液的压裂设计和分析。

4.2 压裂参数设计

注入排量大小对于CO2干法加砂压裂的成功实施十分重要，通过提高注入排量能够改善CO2压裂液的携砂能力和造缝能力，提高CO2压裂液效率［10］。

CO2干法压裂液具有较高的支撑裂缝导流能力保留系数，在较低施工砂比时即可达到常规水力压裂高砂比的导流能力。一般将CO2干法加砂压裂的平均砂比控制在10%以内。

CO2干法加砂压裂需要较高的前置液比例，用于降低储层裂缝内温度，改善造缝性，保障加砂作业安全。

4.3 压裂管柱设计

CO2压裂液具有较高的管路摩阻损失［11］，一般来说 73.02mm油管难以满足大排量施工需要，普遍采用 88.9mm油管作为压裂管柱。

由于CO2的低温特性和较强的穿透性，为保证套管安全，需在油管下端加装封隔器［12］，优选压缩式封隔器。

4.4 压裂设备配套及地面管汇设计

CO2干法加砂压裂施工的地面设备流程如图3所示。

连接CO2储罐与压裂泵上水室的管线为高压软管线，压裂施工过程中管线内的压力在2.0～2.5 MPa。

图3 CO2干法加砂压裂施工压裂设备连接流程图

压裂泵的供液需通过CO2循环增压泵来实现，CO2循环增压泵连接压裂泵与CO2储罐，向压裂泵提供足量的液态CO2供给。

在地面返排流程中应配套除砂器，用于除掉压后返排过程中带出的支撑剂，保护地面返排流程安全。在除砂器后安装针阀，用于控制CO2的排放速度。

4.5 压裂施工步骤

第一步，使用氮气泵车对地面返排管线和压裂高压硬管线试压。

第二步，使用CO2储罐气相对高压软管线试压。

第三步，冷却地面管线及压裂设备。

第四步，按泵注程序表进行压裂施工。

第五步，关井。

第六步，拆卸压裂管线及设备。

4.6 压后返排控制

CO2加砂压裂作业结束后，可关井至井筒温度恢复后再开井返排［12］。返排过程中严格控制返排速度，防止裂缝出砂。

5 现场试验

2013年8月12日在苏里格气田苏东XX－22井山1层进行了国内第1口CO2干法加砂压裂现场试验。苏东XX－22井山1段为砂岩储层，储层有效厚度8.8 m，电测解释基质渗透率0.4～1.2mD，地层压力系数0.86，属于低压、低渗透、强水锁伤害储层。

压裂施工排量2.0～4.0m3／min，加砂量2.8m3，平均砂比3.5%（表3）。压裂施工过程顺利，CO2密闭混砂装置运转平稳，压裂施工参数及施工曲线如图4所示。

压裂施工结果表明，CO2干法加砂压裂形成了有效裂缝，裂缝宽度能够满足支撑剂的加入需要。苏东XX－22井压裂瞬时停泵压力22.0MPa，折算井底压力52.7MPa，远高于地层闭合压力（40MPa），具备了裂缝开启条件。在2.0～4.0m3／min的CO2注入排量（1.5%～2.0%的CO2提黏剂加量）下所形成的动态裂缝能够满足70kg／m3支撑剂的加入需要。

表3 苏东XX－22井压裂施工参数统计表

图4 苏东XX－22井山1段压裂施工曲线图

苏东XX－22井压后关井24h后放喷返排，第2天点火可燃，压后3d其CO2气体排放完毕，实现完全自主返排。最高关井压力16.4MPa，一点法测试无阻流量3.0×104m3／d。

试验井的2口胍胶压裂邻井苏东XX－20井和苏东XX－21井压后排液不通，井口压力低（苏东XX－20井关井压力为0，苏东XX－21井关井压力3.5MPa），试气认为2口井无产能。相比常规胍胶压裂，CO2干法加砂压裂技术增产效果明显（表4）。

现场试验结果表明，CO2提黏剂达到了改善CO2性能的预期目的；CO2密闭混砂装置工作稳定，数据录取连续，性能可靠；工艺流程和设计结果与实际情况相符，较好地指导了现场作业；对于苏东XX－22井山1段，CO2干法加砂压裂相比水力压裂邻井具有更好的增产效果。

6 结论与认识

1）CO2干法加砂压裂工艺是可行的，对低压、低渗、强水锁伤害储层具有较好针对性［13－14］，表现出了良好的增产效果。

2）CO2提黏技术使超临界CO2黏度提高了240～490倍，改善了CO2压裂液的携砂性和造缝性，是实现CO2干法加砂压裂的一项关键技术。

表4 苏东XX－22井及其邻井物性参数、产能对比表

3）CO2密闭混砂装置的研制实现了对CO2干法加砂压裂关键装置的配套，能够满足CO2干法加砂压裂作业的施工需要。

4）CO2干法加砂压裂实现了完全自主返排。

5）CO2干法加砂压裂利用CO2代替水基压裂液，能够大量节约压裂作业的耗水量，实现循环经济。

6）提高加砂量，降低施工成本是CO2干法加砂压裂技术的下步发展方向。

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