CO2增能压裂在低渗透储层的应用

张 朔，谢 军，赵 勖，孙 蒙，陈彦楠，王志民

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283）

在页岩油气藏的压裂储层改造过程中，由于储层致密能量传递慢导致压后返排率较低降低裂缝的导流能力，影响了储层改造效果[1，2]。目前我国页岩油气藏渗透率一般低于10×10-3μm2，孔隙度小于10%，由于CO2具有较好的物理特性和储层增产效果，往往被用于增能压裂提高储层改造效果。CO2具有来源广泛、扩散能力强、储层保护效果好、增加返排能量等优点，可以作为压裂液的组成成分或者作为前置段塞增能使用。20世纪60 年代，美国首先进行了CO2压裂技术研究，并在70 年代现场应用[3]。在80 年代CO2压裂技术在北美得到较快的发展，到了90 年代，北美80%的气井和30%的油井采用了CO2增产技术进行改造，并且增产效果在50%以上。新世纪，随着我国页岩油藏的开发，CO2由于其优良增产效果得到较快的发展和应用[4，5]。CO2的物理特性和增产作用机理主要由以下几个方面:

（1）气化膨胀:液态CO2挤入地层之后，在井下高温条件下迅速气化膨胀，在不同的温度和压力下体积可膨胀100～500 倍。气化后的CO2与前置液中的表面活性剂可以形成泡沫，极大的降低压裂液的滤失。

（2）液态CO2进入近井地带形成具有较高可压缩性的气体，提供返排的能量，有利于降低储层损害，提高地层储量。

（3）CO2在扩散过程中会溶解于原油当中，发生传质作用，大大增加原油的流动性。

（4）CO2与水溶液结合后呈弱酸性，从而降低地层水的pH 值抑制储层黏土矿物的膨胀性，溶解部分储层中的碳酸岩，从而提高储层渗透率。

1 CO2-原油体系PVT 相态分析

为了考察CO2对油藏原油的物性产生的影响，采用高温高压可视地层PVT 流体相态分析仪（比莱石油仪器公司）进行CO2-地层原油相态分析。试验步骤如下:

（1）将冀东油田NAB280-43 井沙河街组III 段油藏原油样品放入PVT 分析仪中，在油藏温度90 ℃，20 MPa 压力下测试原油体积，然后降低压力至饱和压力后测量油样体积。

（2）在饱和压力下在PVT 分析仪中注入一定量的CO2，然后升压至CO2全部溶解在原油当中，达到新的饱和压力。

（3）对CO2-原油体系的物性参数（密度、黏度、组分、饱和压力、体积膨胀系数等）进行测量后，改变压力和温度，在达到新的饱和点后测量新的CO2-原油体系的物性参数（见表1）。

由表1 可以看出，注入CO2后CO2-原油体系的饱和压力逐步变大且随着注入量的增加，饱和压力的增加幅度也在增加，当注入30 mol/mol%的CO2时，CO2-原油体系的饱和压力从15.6 MPa 增加至26.93 MPa；当注入50 mol/mol%的CO2时，CO2-原油体系的饱和压力从19.8 MPa 增加至33.85 MPa。当CO2注气比例为20 mol/mol%的时候，原油的膨胀因子为1.061，CO2-原油体系的膨胀比例为1.068；当CO2注气比例为50 mol/mol%的时候，原油的膨胀因子为1.318，CO2-原油体系的膨胀比例为1.345，由此可见，CO2-原油体系膨胀因子也随着注入比例的增大而增大，说明注入气增容膨胀驱油效果明显。当CO2注气比例为30 mol/mol%的时候，原油的溶解气油比为315.2，CO2-原油体系的溶解气油比为725.6；当CO2注气比例为50 mol/mol%的时候，原油的溶解气油比为412.8，CO2-原油体系的溶解气油比为997.6。在高温条件下，CO2-原油体系溶解气油比也随着注入比例的增大而明显增加，CO2更多地溶解于原油形成单相。综上所述，CO2-原油体系饱和压力、气油比、膨胀因子均高于原油体系，在压力变低的条件下，气体对原油明显的增能膨胀作用，适合于致密油的返排并提高压裂效果。

2 CO2 前置增能压裂

该产层CO2增能压裂工艺以液态CO2和滑溜水压裂液组成的压裂液体系，优化CO2用量来达到降低储层损害，增加返排能量，提高储层改造效果的目的，压裂过程（见图1）。CO2增能压裂设备除了常规压裂设备外还需要增加液态CO2储存、缓冲、泵注等设备，主要分为以下几个步骤:

（1）井场准备。将CO2储存罐、缓冲罐、压裂车、压裂液等设备如图1 所示在井场准备完毕。

（2）连接设备。连接管汇，对高压管汇及井口试压35 MPa。

表1 CO2 对原油物性的影响

图1 液态CO2 增能压裂示意图

表2 现场试验井压裂效果对比

（3）泵注。按照压裂施工设计，依次泵注前置液，液态CO2，压裂液。

（4）测压降。压裂结束后，测量48 h 之内井筒压力变化情况。

为了充分发挥CO2与井底原油的传质作用，并结合井底温度及储存岩石物性，管井三天后放喷。CO2压裂设计采用三维压裂设计软件FracproPT 进行参数模拟计算，主要考虑因素压裂液流变性、滤失量、流速场、井筒温度和裂缝温度分布，支撑剂加量等因素，确定液态CO2排量0.5～1 m3/min，加量200～300 m3，压裂液排量在3.0～4.0 m3/min，加砂量40～50 m3，砂比20%～30%，设计缝高35～40 m，缝长90～120 m。

3 现场应用

该技术在冀东、大港、长庆油田进行了现场应用，结果（见表2）。从表2 可以看出CO2具有较好的增产效果。使用CO2增能以后，六口试验井返排率均达到88%以上，原油增产最高达到68 t，投入产出比在1:2.5以上，具有较好的压裂效果，取得较好的经济效益。

4 结论和认识

（1）CO2可以有效降低原油黏度、抑制黏土膨胀、增加地层流体流动性等优点，能够增加致密油藏的压裂储层改造效果。

（2）对CO2-原油体系PVT 相态进行分析可以看出，注入后CO2-原油体系的饱和压力、气油比、膨胀因子均高于原油体系，气体对原油明显的增能膨胀作用，适合于致密油的返排并提高压裂效果。

（3）使用CO2增能以后，六口试验井返排率均达到88%以上，原油增产最高达到68 t，投入产出比在1:2.5以上，具有较好的压裂效果，取得较好的经济效益。