基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

陈实 邵光超 王艳玲 王翠翠 郝春成

1.吉林油田公司油气工程研究院 2.吉林油田二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司

CO2无水加砂压裂技术具有无残渣、无水相、返排快、对储层无伤害等优点，在环保增储方面优势明显[1-2]。该技术作为非常规油气田增产的主要措施，已经在国内外得到广泛的应用。该项技术最早起源于加拿大，在页岩气藏中的增产效果最为显著。由于设备不齐全、工艺技术不完善等原因，国内CO2干法压裂技术研究起步较晚。2011年开始，众多学者就CO2干法压裂增产机理、压裂液体系、密封混砂装置及压裂工艺等进行了研究和现场试验，论证了CO2干法加砂压裂工艺的可行性[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，加强流体减阻和增稠方面的研究是该项技术重点的研究方向[7-9]。现有增黏剂虽然解决了CO2的增黏问题，但对CO2增黏后压裂液体系黏度变化规律、携砂规律、滤失情况认识不清，致使CO2无水压裂加砂量强度受限，不利于压裂改造。

吉林油田致密油资源潜力大，剩余资源量约5.6亿吨，储层物性差，敏感性、低压、低渗等复杂油气藏日益增多，常规水力压裂改造技术易造成储层污染。CO2具有独特的物理和热力学特性，能够降低储层伤害，解决压裂液返排等系列难题，提高增产效果[9-10]。基于液态CO2压裂液体系的黏度、携砂性和滤失特征研究，开展多口井的CO2无水加砂压裂技术现场应用，形成其工艺流程和技术要点，为该技术在国内的逐步推广应用提供指导。

1 液态CO2压裂液体系特征

1.1 液态CO2压裂液黏度变化规律

CO2无水加砂压裂的首要任务是实现体系的增黏，故开发高效的液态CO2增黏剂是关键[4]。吉林油田先后开展两代增稠剂研究，形成新型CO2增稠剂体系，配方为液态CO2+1%(w，下同)增稠剂，液体黏度及减阻性能大幅提高。

由于增稠剂Ⅰ型存在低毒性、成本高和储层污染问题，因此开展增稠剂Ⅱ型的研发。增稠剂Ⅱ型主要成分是酯醚类共聚物混合物，分子量约50万～80万，属于线性嵌段共聚物，在特殊表面活性剂的协助下发生CO2溶剂化，分子链伸展形成较大回转半径，大幅度增强内摩擦力，提高增黏效果。图1为室内测试液态CO2和增稠剂(1%)混合后黏度随温度变化曲线，随着压裂液体系温度的增加，有效黏度大幅度下降，其中加入增稠剂Ⅰ型的压裂液体系有效黏度为0.3～2.0 mPa·s，增黏3～20倍；加入增稠剂Ⅱ型，压裂液体系有效黏度达到1.5～4.5 mPa·s，黏度增加15～45倍，效果明显好于增稠剂Ⅰ型。

1.2 液态CO2压裂液携砂规律

液态CO2属于低黏流体，在压裂过程中携砂困难，容易砂堵，造成压裂失败或效果不理想[10]。室内采用高压(8 MPa)可视化携砂流动实验装置，开展液态CO2携砂规律研究，了解不同加砂方式下裂缝中砂堤的分布形态。

(1)液态CO2裂缝内支撑剂输送特征。由于液态CO2黏度较低，支撑剂运移受流体流速影响较大。加砂初期，支撑剂被液态CO2冲起快速沉降，随着流速的降低，支撑剂在砂堤表面缓慢滚动，随着流速再次提高，入口处的支撑剂不断向上堆积，“波峰”形成。通常情况下，在“波峰”受液态CO2冲击的一侧，支撑剂沿着坡面不断向上运动，部分因重力作用而下滑堆积，部分被携带越过“波峰”另一侧，继续往前滚动。从高处落下的支撑剂颗粒具有动能，同时在流体的冲刷作用下，冲击砂堤表面形成“波谷”状凹陷(见图2(a))。部分支撑剂颗粒随着流体进一步向前移动，“波峰”状砂堤也随之向前移动，并且沿运动方向会有新的“波峰”出现，整个砂堤形态最终演变为“波浪”状(见图2(b))。

(2)砂量对液态CO2携砂规律的影响。室内分别进行了不同砂量条件下液态CO2的砂堤形态试验(见图3)，随着加砂量的增加，砂堤形成和演变速度加快，流体过流面积减小，流速加快，当砂堤达到平衡砂堤高度时，支撑剂的运移距离有所增加，但当加砂量较大时，由于体系及支撑剂本身的影响，支撑剂发生 “团聚” 现象，支撑剂迅速沉降并且运移速度降低。

(3)流速对液态CO2携砂规律的影响。表1所列为支撑剂在不同流速下的运移状态，随着流体流速增加，支撑剂由开始静止状态变为沿着砂堤表面滚动前进，直至支撑剂被流体携带起，呈“跳跃式”前进。

表1 不同流速下支撑剂运移状态

1.3 液态CO2压裂液滤失特征

表2所列为利用压差法对液态CO2在岩心内滤失情况的测定结果。包括岩心未饱和流体、饱和水、饱和油以及添加增稠剂后的滤失情况。

表2 液态CO2在10 ℃、8 MPa时不同流体中的滤失系数

从表2可知：无论岩心是否为饱和流体，增稠后的CO2滤失系数均降低，可见增稠剂可有效地控制滤失；在岩心饱和水、饱和油的情况下，滤失系数均小于未饱和流体的岩心，可见地层流体对CO2滤失的影响较大；CO2属于非极性分子，在油中的溶解度要高于水中的溶解度，在地层压力达到原油混相压力下，可以实现混相增产。

液态CO2(压力8 MPa、温度10 ℃)的滤失系数为(0.62～10.11)×10-3m/min0.5，较常规羟丙基压裂液的滤失系数(15×10-4m/min0.5)大，几乎没有造壁性，压裂形成的裂缝宽度比较窄。因此，压裂前期设计优化阶段，需考虑增加前置液比例，利用液态CO2滤失系数大、穿透性强的特点，充填储层内微裂缝，降低压裂液滤失，提高液体效率，增大波及体积。

2 CO2无水加砂压裂工艺

针对CO2无水压裂全程低温、密闭、高压的特点，如图4的CO2无水压裂施工工艺流程能保证连续大排量供液和供砂的平稳。施工流程由低压端向高压端进行(即图4中由右向左)，依次摆放储液罐、增压泵、CO2密闭混砂车、管汇撬、压裂泵车，供液管线及施工设备，满足耐压3 MPa，耐温-20 ℃。储液罐内的液态CO2经增压泵后输送至CO2密闭混砂车，CO2密闭混砂车内的支撑剂通过蝶阀流入主管线中，同时，CO2密闭混砂车上的液添泵将增稠剂泵送至主管线中与液态CO2、支撑剂混合，三者混合后经管汇撬输送至压裂泵车，最终泵送至井口。

工艺设计方面：一是全程采用1%增稠剂Ⅱ型提高液态CO2黏度，前置液比例占总液量的40%，该阶段利用液态CO2滤失系数大、穿透性强的特点，充填储层内微裂缝，降低压裂液滤失，提高液体效率；二是段塞式加砂与连续加砂相结合的方式，砂段塞可以降低孔眼和近井地带摩阻，保证施工的成功率；三是优选大通径压裂管柱和工具，降低管柱摩阻，提高施工排量，实现CO2无水压裂的改造目标。

3 现场试验及应用效果

R11区块属低孔低渗油藏，储层物性较差，平均孔隙度12.3%，平均渗透率0.7×10-3μm2。注水开发效益差，采收率低，地层压力系数仅为0.73。优选R11-12-12井开展CO2无水加砂压裂现场试验，采用外径8.89 cm,内径6.67 cm的油管压裂，配套下入大通径井下压裂工具，设计前置液(CO2+稠化剂Ⅱ)比例50%，应用新型增稠压裂液体系。现场施工排量5～6 m3/min，压力41～54 MPa，液量860 m3，支撑剂23 m3，平均砂比6.2%，瞬时最高砂比12.5%。为了实现CO2与储层原油混相范围最大化[11-12]，焖井15天后，采用油管控制排液，排液20天后，井口油压1.2 MPa，套压3 MPa，对比压前日增液量0.6 t，日增油量0.5 t(见图5)。由于地层连通性较好，邻井R11-10-12油压由0.5 MPa上升至12.4 MPa，储层蓄能效果明显。该井现场试验取得成功，加砂规模创吉林油田CO2无水加砂压裂新记录。截至2020年，CO2无水加砂压裂技术实施13口井重复改造，其中10口井压后日产油量是常规重复压裂的2倍以上(见图6)，累计增油2 800 t。

4 结论

(1)增稠剂Ⅱ型CO2压裂液体系有效黏度可达1.5～4.5 mPa·s，黏度增加15～45倍，增黏效果好，能满足改造需求。

(2)设计并形成CO2无水加砂压裂工艺流程，保证连续大排量供液和供砂的平稳。

(3)CO2无水加砂压裂技术在吉林油田应用老井重复压裂实施井13口，其中10口井压后日产油量是常规重复压裂的2倍以上，为非常规油气资源提供了技术支撑。