基于CO2特性的無水加砂壓裂技術研究與應用

陳實 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公司

CO2無水加砂壓裂技術具有無殘渣、無水相、返排快、對儲層無傷害等優點，在環保增儲方面優勢明顯[1-2]。該技術作為非常規油氣田增產的主要措施，已經在國內外得到廣泛的應用。該項技術最早起源于加拿大，在頁巖氣藏中的增產效果最為顯著。由于設備不齊全、工藝技術不完善等原因，國內CO2干法壓裂技術研究起步較晚。2011年開始，眾多學者就CO2干法壓裂增產機理、壓裂液體系、密封混砂裝置及壓裂工藝等進行了研究和現場試驗，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，加強流體減阻和增稠方面的研究是該項技術重點的研究方向[7-9]。現有增黏劑雖然解決了CO2的增黏問題，但對CO2增黏后壓裂液體系黏度變化規律、攜砂規律、濾失情況認識不清，致使CO2無水壓裂加砂量強度受限，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，儲層物性差，敏感性、低壓、低滲等復雜油氣藏日益增多，常規水力壓裂改造技術易造成儲層污染。CO2具有獨特的物理和熱力學特性，能夠降低儲層傷害，解決壓裂液返排等系列難題，提高增產效果[9-10]。基于液態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無水加砂壓裂技術現場應用，形成其工藝流程和技術要點，為該技術在國內的逐步推廣應用提供指導。

1 液態CO2壓裂液體系特征

1.1 液態CO2壓裂液黏度變化規律

CO2無水加砂壓裂的首要任務是實現體系的增黏，故開發高效的液態CO2增黏劑是關鍵[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、成本高和儲層污染問題，因此開展增稠劑Ⅱ型的研發。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助下發生CO2溶劑化，分子鏈伸展形成較大回轉半徑，大幅度增強內摩擦力，提高增黏效果。圖1為室內測試液態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CO2壓裂液攜砂規律

液態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]。室內采用高壓(8 MPa)可視化攜砂流動實驗裝置，開展液態CO2攜砂規律研究，了解不同加砂方式下裂縫中砂堤的分布形態。

(1)液態CO2裂縫內支撐劑輸送特征。由于液態CO2黏度較低，支撐劑運移受流體流速影響較大。加砂初期，支撐劑被液態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，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CO2沖擊的一側，支撐劑沿著坡面不斷向上運動，部分因重力作用而下滑堆積，部分被攜帶越過“波峰”另一側，繼續往前滾動。從高處落下的支撐劑顆粒具有動能，同時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一步向前移動，“波峰”狀砂堤也隨之向前移動，并且沿運動方向會有新的“波峰”出現，整個砂堤形態最終演變為“波浪”狀(見圖2(b))。

(2)砂量對液態CO2攜砂規律的影響。室內分別進行了不同砂量條件下液態CO2的砂堤形態試驗(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，當砂堤達到平衡砂堤高度時，支撐劑的運移距離有所增加，但當加砂量較大時，由于體系及支撐劑本身的影響，支撐劑發生 “團聚” 現象，支撐劑迅速沉降并且運移速度降低。

(3)流速對液態CO2攜砂規律的影響。表1所列為支撐劑在不同流速下的運移狀態，隨著流體流速增加，支撐劑由開始靜止狀態變為沿著砂堤表面滾動前進，直至支撐劑被流體攜帶起，呈“跳躍式”前進。

表1 不同流速下支撐劑運移狀態

1.3 液態CO2壓裂液濾失特征

表2所列為利用壓差法對液態CO2在巖心內濾失情況的測定結果。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CO2在10 ℃、8 MPa時不同流體中的濾失系數

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，濾失系數均小于未飽和流體的巖心，可見地層流體對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，在地層壓力達到原油混相壓力下，可以實現混相增產。

液態CO2(壓力8 MPa、溫度10 ℃)的濾失系數為(0.62～10.11)×10-3m/min0.5，較常規羥丙基壓裂液的濾失系數(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，壓裂前期設計優化階段，需考慮增加前置液比例，利用液態CO2濾失系數大、穿透性強的特點，充填儲層內微裂縫，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CO2無水壓裂全程低溫、密閉、高壓的特點，如圖4的CO2無水壓裂施工工藝流程能保證連續大排量供液和供砂的平穩。施工流程由低壓端向高壓端進行(即圖4中由右向左)，依次擺放儲液罐、增壓泵、CO2密閉混砂車、管匯撬、壓裂泵車，供液管線及施工設備，滿足耐壓3 MPa，耐溫-20 ℃。儲液罐內的液態CO2經增壓泵后輸送至CO2密閉混砂車，CO2密閉混砂車內的支撐劑通過蝶閥流入主管線中，同時，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CO2、支撐劑混合，三者混合后經管匯撬輸送至壓裂泵車，最終泵送至井口。

工藝設計方面：一是全程采用1%增稠劑Ⅱ型提高液態CO2黏度，前置液比例占總液量的40%，該階段利用液態CO2濾失系數大、穿透性強的特點，充填儲層內微裂縫，降低壓裂液濾失，提高液體效率；二是段塞式加砂與連續加砂相結合的方式，砂段塞可以降低孔眼和近井地帶摩阻，保證施工的成功率；三是優選大通徑壓裂管柱和工具，降低管柱摩阻，提高施工排量，實現CO2無水壓裂的改造目標。

3 現場試驗及應用效果

R11區塊屬低孔低滲油藏，儲層物性較差，平均孔隙度12.3%，平均滲透率0.7×10-3μm2。注水開發效益差，采收率低，地層壓力系數僅為0.73。優選R11-12-12井開展CO2無水加砂壓裂現場試驗，采用外徑8.89 cm,內徑6.67 cm的油管壓裂，配套下入大通徑井下壓裂工具，設計前置液(CO2+稠化劑Ⅱ)比例50%，應用新型增稠壓裂液體系。現場施工排量5～6 m3/min，壓力41～54 MPa，液量860 m3，支撐劑23 m3，平均砂比6.2%，瞬時最高砂比12.5%。為了實現CO2與儲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，儲層蓄能效果明顯。該井現場試驗取得成功，加砂規模創吉林油田CO2無水加砂壓裂新記錄。截至2020年，CO2無水加砂壓裂技術實施13口井重復改造，其中10口井壓后日產油量是常規重復壓裂的2倍以上(見圖6)，累計增油2 800 t。

4 結論

(1)增稠劑Ⅱ型CO2壓裂液體系有效黏度可達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)設計并形成CO2無水加砂壓裂工藝流程，保證連續大排量供液和供砂的平穩。

(3)CO2無水加砂壓裂技術在吉林油田應用老井重復壓裂實施井13口，其中10口井壓后日產油量是常規重復壓裂的2倍以上，為非常規油氣資源提供了技術支撐。