二氧化碳无水压裂增产机理研究

段永伟， 张劲

（1.吉林油田公司油气工程研究院，吉林松原138001；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

二氧化碳无水压裂增产机理研究

段永伟1， 张劲2

（1.吉林油田公司油气工程研究院，吉林松原138001；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明，二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍，并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实，二氧化碳能够有效降低原油黏度，通过无水压裂施工实现了原油混相，提高了驱油效率。压后地层静压测试显示，压后地层压力较压前有显著提高，具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用，这些井压裂后产油量均较压前有显著提高，平均单井日增油量2.31 t，且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好，该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。

致密油藏；二氧化碳；无水压裂；增产机理；混相驱油

二氧化碳无水蓄能压裂技术在油田上应用已经有近40年的历史，许多文献报道了其在低压敏感性油气藏中的应用和增产效果[1-5]。无污染特性是被广泛提及的二氧化碳无水压裂增产机理[6-9]，事实上液态二氧化碳作为压裂液还具有增加裂缝复杂程度，降低原油黏度[10]、增加原油体积系数、提高地层能量和混相驱油等一系列增产效应，这些效应长期以来一直被严重低估，而这些效应将会在致密油藏开发中发挥十分重要的作用[11-16]。目前对二氧化碳无水压裂增产机理的深入研究较少，被广泛提及的仅是无污染。从增加裂缝复杂程度，降低原油黏度、增加原油体积系数、提高地层能量和混相驱油几方面研究了二氧化碳压裂的增产效应。对以上增产机理进行了研究，并介绍了其在吉林油田的应用情况。

1 二氧化碳无水蓄能压裂增产原理

1.1 液态CO2蓄能

液态CO2具有较强的流动性，能够进入储层的微观孔隙和喉道，扩大波及范围，同时液态CO2还具有更大压缩性，在油气井压裂后生产过程中能够较快地释放弹性能量，比常规水基压裂单井的蓄能效果更好。在吉林油田优选了H8区块致密油层（渗透率为0.35 mD，孔隙度为8.6%），开展了不同压裂方式蓄能效果对比实验，结果见表1。由表1可知，H87-22-4井为二氧化碳压裂试验井，施工注入液态二氧化碳573 m3，地层压力由原始22.11 MPa提高到24.39 MPa；H87-11-1井为滑溜水压裂试验井，施工注入滑溜水液量1 508 m3，将地层压力由原始22.05 MPa提高到25.26 MPa。可见液态CO2蓄能技术的单位液量地层压力增幅为滑溜水压裂技术的1.9倍。

表1 二氧化碳蓄能压裂与滑溜水蓄能压裂效果比较

1.2 液态CO2对原油有膨胀、降黏度作用

在地层压力和温度条件下，原油能溶解CO2，使原油体积膨胀，同时原油黏度降低，体积膨胀倍数和黏度降低幅度如表2所示。由表2可知，随CO2溶解度的增加，原油体积膨胀倍数随之增大，黏度降低幅度也随之增大。黏度的降低改善了油水流度比，提高油相渗透率，增加了原油的流动性。

表2 吉林油田原油饱和CO2后黏度的变化情况

1.3 原油混相混溶

1）最小混相压力。吉林油田原油最小混相压力的测定见表3。由表3可知，毛细管法测定H87区块F油层原油最小混相压力为27.50 MPa，如果地层压力小于最小混相压力，不能实现混相。

表3 H87区块F油层原油在101.6 ℃最小混相压力的测定

2）CO2前置蓄能及具备混相驱全部特征。CO2压裂施工期间井底压力为41 MPa，大于原油最小混相压力27.45 MPa（见图1），压后闷井过程井底压力大于原油混相压力的时间为7.15 d（见图2）。

图1 H87-22-4井施工井底压力与原油混相压力

3）井流物特征。一是CO2压裂井原油组分中重组分增加，C13以上重烃较压前明显增加，轻质组分减少（见图3）；二是CO2压后投产含水率降低，由压前的21.4%降到12.2%；三是CO2压裂井气组分中CO2含量增加，由压前4.5%增加到63%，目前持续稳定。

图2 H87-22-4井闷井过程井底压力与原油混相压力

图3 H87区块CO2压裂井原油压裂前后组分对比

由此可知，CO2压裂通过与原油混相（井底压力大于原油最小混相压力），从而提高原油中重组分参与流动的能力，增加单井的产能。

4）CO2混相驱显著提高驱油效率。通过致密储层岩心驱替实验，得出CO2混相驱油效率较常规水驱提高了近30%，结果见表4。由表4可知，小孔隙中油相逐渐变淡，通过组分交换及驱替2种方式被逐渐替出。驱油过程微观观察证实，超临界二氧化碳更容易进入微小孔喉和裂隙，扩大了波及体积，减少了剩余油。

表4 不同驱替方式长岩心驱油效率对比

1.4 增加改造体积

超临界CO2能够大幅度提高压裂改造体积，其驱替过程见图4。H87-22-4井井下温度压力数据表明，压裂施工、关井和放喷过程井底二氧化碳处于超临界状态（见图5）。超临界CO2黏度低、扩散系数大，有利于提高压裂改造体积（440 m3CO2液量改造体积为71×104m3）。井下微地震裂缝监测结果表明，CO2压裂改造体积是水基压裂的2.5倍，能够增加单井控制储量（见图6和图7）。

图4 模拟地层条件下二氧化碳微观驱替实验过程

图5 H87-22-4井施工过程井底二氧化碳相态变化

图6 H+97-31-45井CO2压裂改造体积

图7 HP27井常规水基压裂改造体积

2 CO2无水蓄能压裂技术现场应用

取心井薄片鉴定的定量分析表明，H87区块内扶余油层胶结物平均含量为9%左右，主要是碳酸盐，方解石和黄铁矿次之。主要胶结类型是再生-孔隙式和再生-薄膜-孔隙式，碳酸盐多呈嵌晶状分布，黄铁矿多呈凝块状充填孔隙。根据岩心资料分析，油层物性较差，储层有效厚度内平均扶余油层孔隙度一般为4%～13%，最大为16%，平均为11.97%；渗透率一般为 0.02×10-3～6.0×10-3μm2，最大为 35×10-3μm2，平均为 0.63×10-3μm2。

扶余油层内黏土矿物绝对含量为4.59%，以伊利石为主，其次为绿泥石和伊蒙混层。其中伊利石相对含量平均为80%；伊蒙混层、绿泥石和蒙皂石相对含量平均为8.3%、8.7%和3.3%。敏感性实验表明，本区扶余油层储层敏感性整体表现为中-强盐敏，中等偏弱酸敏、速敏、弱碱敏，储层敏感性的主要影响因素是地层水矿化度。整体而言本区内绿泥石等酸敏矿物成分含量较少，酸性气体CO2的注入对地层造成伤害低，适宜进行CO2压裂施工。

在H87和R53区块的致密油层优选成功4口井实施二氧化碳无水蓄能压裂扩大试验，具体施工参数如表5所示。其中R53P9-3井实现了单层加砂21 m3，单层液量696 m3，施工排量达7.9 m3/min。

表5 二氧化碳无水蓄能压裂施工参数

目前致密油4口井，有3口已经见到较好的增产效果。CO2无水蓄能压裂后，3口井产量都明显增加，较压前提高了2倍以上。

H87-22-4井压前平均产油量为0.67 t/d，产液量为2.46 t/d，压后投产3月平均产油量为2.87 t/d，产液量为5.56 t/d，较压前提高了2.7倍；H87-19-17井压前一个月平均产油量为0.46 t/d，产液量为1.28 t/d，压后投产3月平均产油量为1.23 t/d，产液量为3.20 t/d，较压前提高了2.5倍；H87-11-4井压前一个月平均产油量为0.92 t/d，产液量为3.01 t/d，压后投产3月平均产油量为2.91 t/d，产液量为5.18 t/d，较压前提高了2.1倍（见表6）。目前3口井都处于稳产状态。CO2无水蓄能压裂后，截至2016年2月24日H87-22-4井累计增油397.5 t；H87-19-17井累计增油125.9 t；H87-11-4井累计增油322.1 t。

表6 二氧化碳无水蓄能压前压后产量对比

3 认识与建议

1.通过室内实验和现场应用效果，表明了CO2无水蓄能压裂能够有效提高地层能量，并能与地层原油混相降低地层原油黏度，较常规水基压裂具有明显的增产优势。

2.目前吉林油田已经成功完成5口致密油井的施工，压裂后产油量均较压裂前有显著地提高，压后1个月平均单井日增油量为2.31 t。同时生产数据显示：CO2施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。

3.虽然该技术在致密油藏开发中的具有广阔的前景，但仍然存在纯CO2增黏难度大、成本高等问题。建议今后在如何降低超临界CO2液体体系摩阻、降低滤失量、增加其造缝携砂能力上更进一步，以便使这一技术得到更广泛的应用。

4.近年，中国总计开展有关纯二氧化碳压裂大约18口井次[11-13]。最大砂比达到11.8，最大加砂达到21 m3，最大排量为7.9 m3/min，最大施工规模为696 m3二氧化碳。虽然取得了不少进展，仍然存在液体黏度低、滤失量大、摩阻高、携砂困难、加砂规模小等问题。

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Mechanisms of CO2Water-free Fracturing Method in Production Increasing

DUAN Yongwei1, ZHAN Jin2
(1. Research Institute of Oil and Gas Engineering, PetroChina Jilin Oil and Gas Field Company, Songyuan, Jilin 138001;2. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249)

Limited control range of a single well and insufficient formation energy supplement have long been critical problems affecting the development of tight oil reservoirs. Monitoring of downhole micro seism data during fracturing operation indicates that the volume of formation stimulated with CO2water-free fracturing is 2.5 times of the volume of formation stimulated with conventional hydraulic fracturing using the same volume of water as that of the CO2used, and the CO2water-free fracturing creates fractures of increased complexity. Laboratory experiment and crude oil sampling after fracturing operation have proved that CO2can effectively reduce the viscosity of crude oil. With the water-free fracturing, miscibility of crude oil is realized and oil displacement efficiency is enhanced.Static pressure test after fracturing shows that oil production after water-free fracturing is remarkably increased compared with the oil production before fracturing, an effect that is similar to advanced formation energy supplement of a well. CO2water-free fracturing technology has been successfully used on 5 oil wells with tight reservoir, remarkably increasing oil production after fracturing. Average oil production increase of 2.31 t/d per well has been gained. The CO2water-free fracturing also caused adjacent wells to produce more oil and more liquid, demonstrating that CO2water-free fracturing, a prospective technology in tight oil reservoir development, is effective in well stimulation.

Tight oil reservoir; Carbon oxide; Water-free fracturing; Stimulation mechanism; Miscible displacement of reservoir oil

段永伟，张劲.二氧化碳无水压裂增产机理研究[J].钻井液与完井液，2017，34（4）：101-105.

DUAN Yongwei，ZHAN Jin. Mechanisms of CO2water-free fracturing method in production increasing[J].Drilling Fluid &Completion Fluid，2017，34（4）：101-105.

TE357.12.

A

1001-5620（2017）04-00101-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.04.019

段永伟，1983年生，主要从事油气藏增产改造技术的研究。电话 13664387639；E-mail：duanyw@petrochina.con.cn。

张劲，副教授，主要从事储层增产改造技术的研究。电话 （010）89733475；E-mail：zhj718@126.com。

2016-7-5；HGF=1703C11；编辑 王超）