二氧化碳无水蓄能压裂参数优化

2018-10-18王翠翠

钻井液与完井液 2018年4期

王翠翠

（吉林油田公司油气工程研究院，吉林松原138001）

1981年，Fracmaster公司在美国首次开展了液态CO2加砂压裂施工，并完成了40多口井的现场施工。2005年长庆油田实施了一例不加砂液态CO2压裂试验。2011年二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田进行了一口井的成功应用[1]。2014年在吉林油田进行CO2无水蓄能压裂先导试验，取得初步成功[2]。2015年吉林、长庆油田先后开展了液态CO2加砂压裂试验，取得了技术突破，增产效果明显；延长石油成功实施了中国第一口陆相页岩气井CO2干法压裂，CO2用量为385 m3、砂量为10 m3。2017年吉林油田实现了单层加砂23 m3，单层液量为860 m3的参数指标，实现了技术的新突破。张健等人总结了CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求等，并指出缺乏适用于CO2干法压裂的施工参数计算方法等[3-4]。目前对二氧化碳无水蓄能压裂参数优化的研究较少。二氧化碳无水蓄能压裂的增产机理包括裂缝增产、增加地层能量、降低原油黏度、降低界面张力及混相等[5-10]。原油通过与CO2多次接触、相间传质，最终实现混相。首先通过地层原油取样室内实验获取二氧化碳与地层原油的最小混相压力，利用物质平衡原理确定压裂液用量和地层压力上升幅度，以最小混相压力为判据确定地层原油混相带的范围，在此基础上结合油藏数值模拟技术及FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件最终获取最优的施工设计参数，从而指导二氧化碳无水蓄能压裂现场施工。

1 最小混相压力

二氧化碳无水蓄能压裂技术充分利用液态二氧化碳特殊的理化性质，实现压裂改造、地层能量补充和混相等一系列的增产效果，因此二氧化碳无水蓄能压裂优化设计时，不仅需要考虑水力裂缝与储层和井网布置之间的配合，同时应充分考虑二氧化碳与原油之间的相互作用。地层原油与二氧化碳形成混相带范围和地层能量补充情况是影响二氧化碳压裂增产效果的关键因素[11-14]。

能否实现混相驱被认为是影响CO2蓄能压裂效果的关键因素之一。当驱替压力高于最小混相压力（MMP）时，即可实现混相驱。CO2-原油体系最小混相压力被认为是CO2驱油中的一个重要参数，其确定方法包括理论计算法和实验测定法。通常，理论计算法所需要的原油组分等参数较多，局限性较大，且精确度偏低。目前，实验测定方法主要包括升泡仪法、细管实验法以及界面张力法等，其中细管实验法因为参数获取准确已成为测定最小混相压力的通用方法。细管实验中采用地层取油气样，按其原始地层原油饱和压力和地层温度配制油样。通过规定尺寸的长细管内填充岩样模拟储层内多孔介质，进行多次驱替实验，绘制二氧化碳驱油效率与相应注气压力的关系曲线，通过混相点做2条直线，则2条直线回归的交点所对应的注气压力值即为最小混相压力。目前吉林油田已完成了27个区块的原油最小混相压力测定，基本明确重点区块的混相压力。其中应用毛细管法测定H87区块F油层原油最小混相压力为27.45 MPa，如果地层压力小于最小混相压力，不能实现混相，见表1。

表1 H87区块F油层原油最小混相压力的测定

2 参数优化设计

吉林油田H87区块F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，整体而言该区内绿泥石等酸敏矿物成分含量较少，酸性气体CO2的注入不易对地层造成严重伤害，适宜进行CO2压裂施工。下面以H87-22-4井为例，从裂缝参数、CO2用液量、施工排量和压后关井时间等方面进行二氧化碳无水蓄能压裂施工参数优化方法研究，从而指导二氧化碳无水蓄能压裂施工。H87-22-4井目的层孔隙度为10.8%～13.1%，渗透率为2.0～4.8 mD，测井显示该井物性和含油性均较好，初次压裂采用常规冻胶压裂，总砂量为76 m3，总液量为582 m3，压后较同区块井应用滑溜水体积压裂井产量低且产量递减快，地质分析认为，产能未得到充分发挥。该次CO2无水蓄能压裂是在初次压裂的基础上进行不加砂压裂试验，目的是通过注入CO2补充地层能量，实现CO2与原油混相，降低原油黏度，达到提高单井和区块整体产能效果，寻求致密砂岩油气藏增产改造新途径。

2.1 裂缝参数优化

利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性的参数关系模板，确定最优的裂缝长度，见图1。由测井数据可知，该井目的层渗透率为3～5 mD，因此，优化H87-22-4井裂缝半长为130～160 m。

图1 储层物性与裂缝半长关系曲线

2.2 压裂规模设计

利用物质平衡原理计算CO2用液量与地层压力上升定量关系，以最小混相压力为条件，明确注入液量与混相带范围面积之间的关系，利用油藏数值模拟计算二氧化碳换油率最大确定用液量，见图2。

从图2可知，当排量一定时，地层压力随二氧化碳用液量的增加而提高；当液量为定值时地层压力随排量增大而增大，当排量为7 m3/min时，液量为600 m3，可达到混相压力；当排量为5 m3/min时，液量为650 m3，可达到混相压力；当排量为3 m3/min时，液量为740 m3，才能达到混相压力。

H87-9区块F油层测压资料显示，地层压力系数为0.97，计算该井原始地层压力为22.11 MPa。实验表明，F油层原油与CO2混相压力为27.45 MPa，该井初次常规压裂注入液量为551.4 m3，累计产液量为582 m3，计算地层存液量为64.45 m3。利用数值模拟计算不同注气量注气前缘波及范围和压力情况，见图3、图4。

图3 H87-22-4井组注气前缘波及范围模拟结果（Ⅰ）

图5为CO2用液量与混相区面积的关系。从模拟结果（图3～图5）可知，当注入量达到700 m3后混相区范围增加明显变慢，初步设计CO2用量为700 m3。根据CO2密度计算CO2地层系数为：

计算所需液态 CO2（-17 ℃，2 MPa）体积为531.91 m3，设计的液量一般要比实际多点，因此该井设计CO2用液量为600 m3。

图4 H87-22-4井组注气前缘波及范围模拟结果（Ⅱ）

图5 H87-22-4井注气前缘模拟结果

2.3 施工排量设计

根据储层地应力与岩石力学剖面，利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件分别计算不同排量下井底压力情况（见图6）可以看出，随着排量增加，井底压力的增加不是线性的，当施工排量超过4 m3/min后井底压力的增加明显变缓。结合CO2理论摩阻图版，根据预测井底压力计算不同施工排量下地面井口压力，见表2。根据井口压力预测，施工排量超过6 m3/min后井口压力将超过70 MPa，达到或超过井下管柱和井口强度。综合以上分析确定本次施工排量为4 m3/min。由于H87-22-4井是在本井初次压裂的基础上进行CO2不加砂压裂施工，因此支撑剂量不用设计。

图6 施工排量与井底压力关系曲线

表2 H87-22-4井井口压力预测

2.4 压后关井和放喷制度设计

建立压后地层温度压力计算模型，以井底温度压力计实测数据为基础拟合校正模型参数，模拟关井后混相带面积最大确定最优关井时间，见图7，结合采收率随压力变化曲线，见图8。

图7 H87-22-4井关井后地层压力场模拟

图8 采收率随压力变化曲线

随压力的增加原油采收率增加，当井底压力大于最小混相压力时，采收率随压力增加而增加的幅度变小，所以压后井底压力大于最小混相压力的时间即为混相带面积最大的时间，也就是最佳关井时间。根据H87-22-4井井下压力计数据，压后井底压力大于最小混相压力（27.45 MPa）的时间为10 300 min，约7.15 d，即最佳放喷时机。

3 应用实例

H87-22-4井压裂井段 2 345～2 292.4 m，射孔厚度为15.6 m，施工排量为2.4～3.3 m3/min，CO2液量为 573.2 m3，施工压力为 40～51 MPa。H87-22-4井关井8 d至压力为8 MPa放喷，第4天见油，压前1个月平均产油量为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，目前处于稳产状态，见图9。H87-22-4井施工注入573 m3液态CO2，将地层压力由原始的22.11 MPa提高到24.39 MPa，邻井H87-11-1井采用滑溜水蓄能压裂，施工注入滑溜水液量为1 508 m3，将地层压力由原始22.05 MPa提高到25.26 MPa，单位液量液态CO2提高地层压力幅度为滑溜水的1.9倍。