CO2 蓄能压裂技术在延长油田H 区块低渗油藏中的应用

2023-08-08王瑶瑶夏晨丹魏梦园

山西化工 2023年7期

杜敏，王瑶瑶，夏晨丹，魏梦园，李宁

（陕西延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000）

0 引言

CO2蓄能压裂技术应用在油田上已有近40 年，在低压敏感性油气藏中有较好的增产效果。因为其不仅具有CO2驱油的效果，同时压裂可以增加导流裂缝，具有较好的增产效果[1-2]。

X 区块低渗油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，地层平均渗透率为0.30 mD，平均孔隙度为6.63%，属于低孔低渗油藏。原始地层压力为8.4 MPa，原始含油饱和度为26.53%，周边井注水开发效果不显著，平均日产油为0.67 t。延长油田主力产层长6 储层具有低孔、低渗、低压、黏土矿物含量高等特点，适合开展CO2蓄能压裂技术应用。为了提高油井的采收率，采用CO2前置蓄能压裂技术，分析CO2前置增能压裂的特点[3]，并对压裂后的开发效果进行分析。

1 CO2 前置增能压裂特点

CO2前置增能压裂和水力压裂都可以增加地层能量，相较于水力压裂，CO2蓄能压裂过程中CO2气化膨胀，可有效提高地层压力，同时CO2在原油中的溶解可以有效的降低原油黏度和界面张力，提高流动性[4-7]。CO2增能压裂具有无水相、无残渣、易返排的特点，在CO2压裂过程中，注入液态气体在进入地层后因为压裂的变化变成气态，可以提高压裂液的返排率，减少压裂液滞留伤害[8]。因为CO2不含水，注入的CO2与地层水反应生成碳酸，使地层液态环境呈酸性，可抑制黏土膨胀和运移堵塞地层，减少水敏伤害，所以在水敏地层或者水锁地层能够应用。由于压裂液在碱性条件下交联，酸性环境促进压裂液的破胶水化，有效的增强压裂液破胶效果[9-11]。

2 压裂设计

由于本井区属于老井井区，为保证施工安全，优化施工排量为1.5 m3/min。排量小，施工简便。采用“27/8 N80 油管+封隔器”压裂方式，保护上部套管，保证施工安全。从邻近3 口井施工数据来看，停泵压力平均为8.4 MPa，计算裂缝延伸压力梯度为0.017 MPa/m，各施工排量下井口施工压力预测结果，如表1 所示。

表1 各施工排量下井口施工压力预测结果

压裂层段温度46.5 ℃左右，采用低温的压裂液体系，剪切速率170s-1下，90min 剪切黏度大于120mPa·s。基液黏度大于21 mPa·s；压后2 h 内破胶，破胶液黏度小于5 mPa·s。裂缝延伸压裂梯度在0.003 9 MPa/m左右，预测本井闭合压力为14.6 MPa，采用20/40 目石英砂作为支撑剂。基液为清水+0.35%羟丙基胍胶+0.3%助排剂+0.2%黏土稳定剂+0.2%破乳剂+0.1%杀菌剂+pH 调节剂，交联液为0.40%有机硼，破胶剂为低温破胶剂[12-14]（其中数值均为对应物质的质量分数）。在施工排量1.5 m3/min、加砂量15 m3的条件下，模拟裂缝图如图1 所示，裂缝参数如表2 所示。

图1 X-1 井压裂裂缝模拟图

表2 裂缝模拟参数数据表

3 CO2 前置增能压裂现场应用

本次压裂所用到的设备有2000 型（8 000 水力马）压裂泵车、混砂车、仪表车、CO2增压泵车、CO2槽车、砂罐车、压裂液罐车。首先对设备进行连接，摆放液罐地面或基础应能承受液罐及装满液体后的重量，保证液罐不发生左右倾斜和向后倾斜。排液管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于90°，两套高压主管线，分别从井口采油树左右两翼接出，连接到高低压分配器。同时管线按照标准配备单流阀和旋塞阀保证施工安全。所有弯头连接处采取柔性连接方式，弯头保证落地。设备安装结束后进行排空试压，压裂泵车排空之后对油管及井口试压35 MPa，对放喷管线试压15 MPa，30 min 压力下降小于0.5 MPa 为合格，按照压裂施工泵注程序进行压裂施工，最后按照压裂后放喷排液设计要求进行排液求产。

X-1 井井深1 392 m，长6 地层，测井解释孔隙度为6.73%，渗透率为0.27 mD，为致密油层的油水同层。2019 年10 月对该井进行CO2蓄能压裂先导压裂试验施工过程顺利，该井座封压力在19 MPa，破裂压力为21.3 MPa，液态CO2量为50.38 m3，石英砂15 m3，注CO2排量为2.05m3/min，携砂液的排量为1.75m3/min，砂比22.6%，施工结束2 h 后进行排液，根据油井压力前后采用了3、5、8 mm 油嘴分级放喷，排液结束，洗井并对采油设备进行安装，之后进行投产。气水同出井排液量达到压入地层压裂液量80%以上，且Cl-含量在3 d 内波动值小于5%后转求产，施工曲线如图2所示。压裂前日产油量1.14 t，含水（质量分数，下同）27%，日产液量1.56 t。压裂后初期日产油量3.38 t，含水25%，产液4.51 t，目前日产油2.63 t，日产液3.43 t，含水22%，截止目前日生产情况基本稳定，压裂前后对比发现，含水稳定，平均含水下降5%，较压裂前平均产油量增加1.49 t，平均产液量增加1.87 t，生产曲线如图3 所示，由此可以看出CO2前置增能压裂效果较好。