陳實(shí) 邵光超 王艷玲 王翠翠 郝春成

1.吉林油田公司油氣工程研究院 2.吉林油田二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發(fā)公司

CO2無水加砂壓裂技術(shù)具有無殘?jiān)?、無水相、返排快、對(duì)儲(chǔ)層無傷害等優(yōu)點(diǎn)，在環(huán)保增儲(chǔ)方面優(yōu)勢(shì)明顯[1-2]。該技術(shù)作為非常規(guī)油氣田增產(chǎn)的主要措施，已經(jīng)在國內(nèi)外得到廣泛的應(yīng)用。該項(xiàng)技術(shù)最早起源于加拿大，在頁巖氣藏中的增產(chǎn)效果最為顯著。由于設(shè)備不齊全、工藝技術(shù)不完善等原因，國內(nèi)CO2干法壓裂技術(shù)研究起步較晚。2011年開始，眾多學(xué)者就CO2干法壓裂增產(chǎn)機(jī)理、壓裂液體系、密封混砂裝置及壓裂工藝等進(jìn)行了研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，論證了CO2干法加砂壓裂工藝的可行性[3-6]，提出CO2的高摩阻和低黏度限制施工排量和砂比的提高。因此，加強(qiáng)流體減阻和增稠方面的研究是該項(xiàng)技術(shù)重點(diǎn)的研究方向[7-9]?，F(xiàn)有增黏劑雖然解決了CO2的增黏問題，但對(duì)CO2增黏后壓裂液體系黏度變化規(guī)律、攜砂規(guī)律、濾失情況認(rèn)識(shí)不清，致使CO2無水壓裂加砂量強(qiáng)度受限，不利于壓裂改造。

吉林油田致密油資源潛力大，剩余資源量約5.6億噸，儲(chǔ)層物性差，敏感性、低壓、低滲等復(fù)雜油氣藏日益增多，常規(guī)水力壓裂改造技術(shù)易造成儲(chǔ)層污染。CO2具有獨(dú)特的物理和熱力學(xué)特性，能夠降低儲(chǔ)層傷害，解決壓裂液返排等系列難題，提高增產(chǎn)效果[9-10]?；谝簯B(tài)CO2壓裂液體系的黏度、攜砂性和濾失特征研究，開展多口井的CO2無水加砂壓裂技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，形成其工藝流程和技術(shù)要點(diǎn)，為該技術(shù)在國內(nèi)的逐步推廣應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 液態(tài)CO2壓裂液體系特征

1.1 液態(tài)CO2壓裂液黏度變化規(guī)律

CO2無水加砂壓裂的首要任務(wù)是實(shí)現(xiàn)體系的增黏，故開發(fā)高效的液態(tài)CO2增黏劑是關(guān)鍵[4]。吉林油田先后開展兩代增稠劑研究，形成新型CO2增稠劑體系，配方為液態(tài)CO2+1%(w，下同)增稠劑，液體黏度及減阻性能大幅提高。

由于增稠劑Ⅰ型存在低毒性、成本高和儲(chǔ)層污染問題，因此開展增稠劑Ⅱ型的研發(fā)。增稠劑Ⅱ型主要成分是酯醚類共聚物混合物，分子量約50萬～80萬，屬于線性嵌段共聚物，在特殊表面活性劑的協(xié)助下發(fā)生CO2溶劑化，分子鏈伸展形成較大回轉(zhuǎn)半徑，大幅度增強(qiáng)內(nèi)摩擦力，提高增黏效果。圖1為室內(nèi)測(cè)試液態(tài)CO2和增稠劑(1%)混合后黏度隨溫度變化曲線，隨著壓裂液體系溫度的增加，有效黏度大幅度下降，其中加入增稠劑Ⅰ型的壓裂液體系有效黏度為0.3～2.0 mPa·s，增黏3～20倍；加入增稠劑Ⅱ型，壓裂液體系有效黏度達(dá)到1.5～4.5 mPa·s，黏度增加15～45倍，效果明顯好于增稠劑Ⅰ型。

1.2 液態(tài)CO2壓裂液攜砂規(guī)律

液態(tài)CO2屬于低黏流體，在壓裂過程中攜砂困難，容易砂堵，造成壓裂失敗或效果不理想[10]。室內(nèi)采用高壓(8 MPa)可視化攜砂流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置，開展液態(tài)CO2攜砂規(guī)律研究，了解不同加砂方式下裂縫中砂堤的分布形態(tài)。

(1)液態(tài)CO2裂縫內(nèi)支撐劑輸送特征。由于液態(tài)CO2黏度較低，支撐劑運(yùn)移受流體流速影響較大。加砂初期，支撐劑被液態(tài)CO2沖起快速沉降，隨著流速的降低，支撐劑在砂堤表面緩慢滾動(dòng)，隨著流速再次提高，入口處的支撐劑不斷向上堆積，“波峰”形成。通常情況下，在“波峰”受液態(tài)CO2沖擊的一側(cè)，支撐劑沿著坡面不斷向上運(yùn)動(dòng)，部分因重力作用而下滑堆積，部分被攜帶越過“波峰”另一側(cè)，繼續(xù)往前滾動(dòng)。從高處落下的支撐劑顆粒具有動(dòng)能，同時(shí)在流體的沖刷作用下，沖擊砂堤表面形成“波谷”狀凹陷(見圖2(a))。部分支撐劑顆粒隨著流體進(jìn)一步向前移動(dòng)，“波峰”狀砂堤也隨之向前移動(dòng)，并且沿運(yùn)動(dòng)方向會(huì)有新的“波峰”出現(xiàn)，整個(gè)砂堤形態(tài)最終演變?yōu)椤安ɡ恕睜?見圖2(b))。

(2)砂量對(duì)液態(tài)CO2攜砂規(guī)律的影響。室內(nèi)分別進(jìn)行了不同砂量條件下液態(tài)CO2的砂堤形態(tài)試驗(yàn)(見圖3)，隨著加砂量的增加，砂堤形成和演變速度加快，流體過流面積減小，流速加快，當(dāng)砂堤達(dá)到平衡砂堤高度時(shí)，支撐劑的運(yùn)移距離有所增加，但當(dāng)加砂量較大時(shí)，由于體系及支撐劑本身的影響，支撐劑發(fā)生 “團(tuán)聚” 現(xiàn)象，支撐劑迅速沉降并且運(yùn)移速度降低。

(3)流速對(duì)液態(tài)CO2攜砂規(guī)律的影響。表1所列為支撐劑在不同流速下的運(yùn)移狀態(tài)，隨著流體流速增加，支撐劑由開始靜止?fàn)顟B(tài)變?yōu)檠刂暗瘫砻鏉L動(dòng)前進(jìn)，直至支撐劑被流體攜帶起，呈“跳躍式”前進(jìn)。

表1 不同流速下支撐劑運(yùn)移狀態(tài)

1.3 液態(tài)CO2壓裂液濾失特征

表2所列為利用壓差法對(duì)液態(tài)CO2在巖心內(nèi)濾失情況的測(cè)定結(jié)果。包括巖心未飽和流體、飽和水、飽和油以及添加增稠劑后的濾失情況。

表2 液態(tài)CO2在10 ℃、8 MPa時(shí)不同流體中的濾失系數(shù)

從表2可知：無論巖心是否為飽和流體，增稠后的CO2濾失系數(shù)均降低，可見增稠劑可有效地控制濾失；在巖心飽和水、飽和油的情況下，濾失系數(shù)均小于未飽和流體的巖心，可見地層流體對(duì)CO2濾失的影響較大；CO2屬于非極性分子，在油中的溶解度要高于水中的溶解度，在地層壓力達(dá)到原油混相壓力下，可以實(shí)現(xiàn)混相增產(chǎn)。

液態(tài)CO2(壓力8 MPa、溫度10 ℃)的濾失系數(shù)為(0.62～10.11)×10-3m/min0.5，較常規(guī)羥丙基壓裂液的濾失系數(shù)(15×10-4m/min0.5)大，幾乎沒有造壁性，壓裂形成的裂縫寬度比較窄。因此，壓裂前期設(shè)計(jì)優(yōu)化階段，需考慮增加前置液比例，利用液態(tài)CO2濾失系數(shù)大、穿透性強(qiáng)的特點(diǎn)，充填儲(chǔ)層內(nèi)微裂縫，降低壓裂液濾失，提高液體效率，增大波及體積。

2 CO2無水加砂壓裂工藝

針對(duì)CO2無水壓裂全程低溫、密閉、高壓的特點(diǎn)，如圖4的CO2無水壓裂施工工藝流程能保證連續(xù)大排量供液和供砂的平穩(wěn)。施工流程由低壓端向高壓端進(jìn)行(即圖4中由右向左)，依次擺放儲(chǔ)液罐、增壓泵、CO2密閉混砂車、管匯撬、壓裂泵車，供液管線及施工設(shè)備，滿足耐壓3 MPa，耐溫-20 ℃。儲(chǔ)液罐內(nèi)的液態(tài)CO2經(jīng)增壓泵后輸送至CO2密閉混砂車，CO2密閉混砂車內(nèi)的支撐劑通過蝶閥流入主管線中，同時(shí)，CO2密閉混砂車上的液添泵將增稠劑泵送至主管線中與液態(tài)CO2、支撐劑混合，三者混合后經(jīng)管匯撬輸送至壓裂泵車，最終泵送至井口。

工藝設(shè)計(jì)方面：一是全程采用1%增稠劑Ⅱ型提高液態(tài)CO2黏度，前置液比例占總液量的40%，該階段利用液態(tài)CO2濾失系數(shù)大、穿透性強(qiáng)的特點(diǎn)，充填儲(chǔ)層內(nèi)微裂縫，降低壓裂液濾失，提高液體效率；二是段塞式加砂與連續(xù)加砂相結(jié)合的方式，砂段塞可以降低孔眼和近井地帶摩阻，保證施工的成功率；三是優(yōu)選大通徑壓裂管柱和工具，降低管柱摩阻，提高施工排量，實(shí)現(xiàn)CO2無水壓裂的改造目標(biāo)。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及應(yīng)用效果

R11區(qū)塊屬低孔低滲油藏，儲(chǔ)層物性較差，平均孔隙度12.3%，平均滲透率0.7×10-3μm2。注水開發(fā)效益差，采收率低，地層壓力系數(shù)僅為0.73。優(yōu)選R11-12-12井開展CO2無水加砂壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用外徑8.89 cm,內(nèi)徑6.67 cm的油管壓裂，配套下入大通徑井下壓裂工具，設(shè)計(jì)前置液(CO2+稠化劑Ⅱ)比例50%，應(yīng)用新型增稠壓裂液體系?，F(xiàn)場(chǎng)施工排量5～6 m3/min，壓力41～54 MPa，液量860 m3，支撐劑23 m3，平均砂比6.2%，瞬時(shí)最高砂比12.5%。為了實(shí)現(xiàn)CO2與儲(chǔ)層原油混相范圍最大化[11-12]，燜井15天后，采用油管控制排液，排液20天后，井口油壓1.2 MPa，套壓3 MPa，對(duì)比壓前日增液量0.6 t，日增油量0.5 t(見圖5)。由于地層連通性較好，鄰井R11-10-12油壓由0.5 MPa上升至12.4 MPa，儲(chǔ)層蓄能效果明顯。該井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得成功，加砂規(guī)模創(chuàng)吉林油田CO2無水加砂壓裂新記錄。截至2020年，CO2無水加砂壓裂技術(shù)實(shí)施13口井重復(fù)改造，其中10口井壓后日產(chǎn)油量是常規(guī)重復(fù)壓裂的2倍以上(見圖6)，累計(jì)增油2 800 t。

4 結(jié)論

(1)增稠劑Ⅱ型CO2壓裂液體系有效黏度可達(dá)1.5～4.5 mPa·s，黏度增加15～45倍，增黏效果好，能滿足改造需求。

(2)設(shè)計(jì)并形成CO2無水加砂壓裂工藝流程，保證連續(xù)大排量供液和供砂的平穩(wěn)。

(3)CO2無水加砂壓裂技術(shù)在吉林油田應(yīng)用老井重復(fù)壓裂實(shí)施井13口，其中10口井壓后日產(chǎn)油量是常規(guī)重復(fù)壓裂的2倍以上，為非常規(guī)油氣資源提供了技術(shù)支撐。