东胜气田超临界CO2复合干法压裂技术试验

贾 光 亮

(中石化华北石油工程有限公司， 郑州 450000)

东胜气田地处鄂尔多斯盆地北部，其构造位于伊蒙北部隆起与伊陕斜坡交接部分，面积约9 805 km2，为一条向西南倾斜的单斜构造。地震和测井资料表明，杭锦旗地区主要发育构造 — 岩性圈闭，以小型、中型规模为主[1]。东胜气田发育的油气圈闭主要受构造断裂控制，圈闭形成时间早于天然气主要运移聚集期，有利于天然气聚集成藏[2]。

图1 东胜气田上古生界储层成藏模式

东胜气田十里加汗目标区主要目的层为二叠系下石盒子组，主要含气层系为盒3段和盒1段，储层深3 010 m左右，地层温度为89～95 ℃，地层压力系数一般为8.3～9.3 kPam,总体属于低孔低渗、特低孔低渗储层。针对此类致密气藏，储层深度压裂改造是实现前期勘探、开发的主要措施，是正确认识储层、保证油气井顺利投产的重要技术手段[3-5]。为此，华北分公司在东胜气田十里加汗目标区进行了超临界CO2复合干法压裂技术实践，并取得了成功。

1 超临界CO2复合干法压裂技术

该技术的机理是，以纯度90%以上的液态CO2作为前置液，以液态CO2双极性压裂液的混合复合液作为携砂液，利用超临界CO2超强的破岩能力，使极低的黏度和表面张力能够克服水平应力差导向，并且易于进入微小孔隙，有利于形成复杂缝网。该技术比常规的压裂液体系更具明显优势：破岩能力强、压后易返排、储层伤害较小；该体系中CO2不易随温度增加及相态变化而从流体中逸出，CO2能够长时间保持稳定[6-8]。

1.1 复合干法压裂液体系

(1) 液态CO2，配方纯度为90%以上；前置造缝主流体体系，加砂混注(提供动态排量和返排蓄能)。

(2) 双极性压裂液，基液为“0.45%双极性稠化剂+0.04%极性调节剂+清水”。

(3) 交联剂为双极性交联剂，推荐交联比为1 000 ∶8(最佳交联比以现场实测为准)。

(4) Ⅰ型破胶剂，添加量为0.03%～0.04%(按泵注程序楔形添加)；Ⅱ型破胶剂，添加量为0.000 5%～0.001 0%(按泵注程序楔形添加)。

(5) 加砂采用主流体体系，用作顶替液。非极性基团溶于CO2并可交联，极性基团溶于水并可交联，交联冻胶在80～120 ℃条件下稳定剪切黏度不低于125 mPa·s，满足地面携砂要求。与CO2混合交联后，80～120 ℃条件下稳定剪切黏度不低于105 mPa·s。添加I、Ⅱ型破胶剂，80 ℃条件下破胶时间为5 h，破胶液黏度为1 mPa·s，无残渣。

(6) 防冻液，配方为“30%工业清水+30%二甘醇+20%异丙醇+20%特种树脂”；降低CO2早期低温效应以保护井口套管，隔离送球滑溜水与CO2防止井下冻堵。

1.2 压裂工艺核实

(1) 压裂缝长优化。采用FracPro软件对不同已知缝长下的日产量和累计产量进行模拟。模拟结果显示，压裂缝长超过240 m后，产量增加幅度较小。优化结果为，主通道方向上缝长设为240 m。

(2) CO2规模优化。采用CO2扩展有限元软件，针对不同体积液态CO2注入地下时的缝长、缝高波及范围进行模拟。根据模拟结果，优化液态CO2用量为550 m3左右。液态CO2规模优化模拟输入参数如下：地层温度，92.6 ℃；上覆地层应力梯度，0.023 2 MPam；最大水平主应力梯度,0.019 8 MPam;最小水平主应力梯度, 0.016 4 MPam;储层顶深, 3 097.8 m;储层底深, 3 110.9 m;地层压力, 29.99 MPa;体积弹性模量, 13 295 MPa;杨氏模量, 18 000 MPa;泊松比, 0.200;孔隙度, 0.118;渗透率, 3.247×10-3μm2。图2所示为CO2地下三维波及范围优化情况。

(3) CO2排量优化。在同等规模下，模拟不同CO2排量下，缝长、裂缝波及宽度(裂缝复杂程度)、缝高变化情况。表1所示为液态CO2泵注排量优化模拟结果统计数据。

图2 CO2地下三维波及范围优化情况表1 液态CO2泵注排量优化模拟结果统计数据

排量∕(m3·min-1)横向波及带宽∕m半缝长∕m缝高∕m备注2．04229313．5裂缝复杂形态不理想3．05927313．8裂缝形态较复杂4．08224114．2大规模复杂缝网5．08621819．0大规模复杂缝网，缝高易失控

由产能与缝长的对应关系可知，240 m为最优缝长。经过CO2排量优化，可使裂缝主延伸方向达到最优缝长，并使横向波及带宽达到最优化(即提高排量波及带宽增幅不明显)，在纵向上避免了缝高失控[9-12]。综合考虑，优化后CO2施工排量为4.0 m3min。图3所示为液态CO2泵注排量优化模拟情况。

(4) CO2超临界相态控制。在超临界CO2喷射压裂过程中，CO2流体能否进入超临界态的关键在于其温度水平。影响CO2流体温度的因素很多，其中地层温度具有决定性的作用。研究表明：超临界CO2喷射压裂过程中，随着井深增加，井筒压力逐渐增高，井筒温度先增高后在接近压裂层位处开始降低[13-16]。该区块目的层深约3 100 m，地温梯度为2.98 ℃hm，折算井底温度为92.6 ℃。

利用CO2有限元模拟器，输入以下参数：储层深度，3 108 m;地温梯度，2.98 ℃hm；施工压力,60.0 MPa;施工排量,4.0 m3min;CO2注入温度,-20 ℃;油管内壁粗糙度,24.5 mm;油管外径,88.9 mm;套管外径,139.7 mm;环空流体比热,4 186.8 J(kg·K);水泥环比热,879.2 J(kg·K);油管比热,460.5 J(kg·K);套管比热,460.5 J(kg·K);地层比热,1 040 J(kg·K)；油管导热系数，44.7W(m·K);套管导热系数,44.7 W(m·K);地层导热系数,2.0 W(m·K)。模拟4 m3min排量下，井筒温度、压力和相态的变化关系(见图4)。由图4可知，CO2在进入地层前就可达到超临界态。

图3 液态CO2泵注排量优化模拟结果

图4 4 m3min排量下井筒温度、压力和相态变化关系

综合考虑，排量配比范围为2 ∶1～ 4 ∶1。

2 现场应用及效果

东胜气田某井位于十里加汗西部探区。从目前盒3段的井控程度来看，河道规模变小，变化快，且盒3段属于低孔低渗储层，要想获得较高产能，必须形成大规模复杂缝网，沟通远端富集区。目的层深度为3101～3108m，地温梯度为2.98℃hm，折算井底温度为92.6 ℃。资料显示，该区块盒3层最大水平主应力梯度、最小水平主应力梯度分别为0.019 8、0.016 4 MPam。通过计算可知，该井水平主应力差值为10.6 MPa，常规水基压裂液在裂缝远端净压力维持率低，难以克服应力差，不利于形成复杂缝网。该井目的层压力系数为0.91～1.02，采用CO2复合干法压裂可有效补充地层能量，促进返排，减少水敏及水锁效应。鉴于此，在该井开展了超临界CO2复合干法压裂技术先导试验，并取得了成功。

表2 液态CO2与双极性压裂液不同体积配比条件下的剪切黏度

图5 液态CO2与双极性压裂液不同体积配比条件下的剪切黏度曲线

该井共压裂注入CO2580.23 m3，双极性压裂液490.0 m3，砂60.07 m3，施工顺利。压裂后通过油嘴控制放喷，进行返排试气，已累计排液262.5 m3，返排率达49.6%；期间点火成功，焰高0.5～0.8 m，焰色呈橘黄色。目前正在排液中。

3 结 语

超临界CO2超强的破岩能力、极低的黏度和表面张力，能够克服水平应力差导向，易于进入微小孔隙，有利于形成复杂缝网。超临界CO2复合干法压裂技术在东胜气田的先导试验实施成功，证明了该工艺的适应性，为该气田同类储层的压裂改造提供了经验。

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