页岩油水平井采出水笼统补能及二氧化碳补能差异化提高采收率技术

引用格式：付继有，王瑞杰，南征旗，郭涛，柴慧强，郭晨光，岳渊洲，田伟东，许娟莉. 页岩油水平井采出水笼统补能及二氧化碳补能差异化提高采收率技术［J］. 石油钻采工艺，2024，46（3）：346-358.

摘要：庆城油田页岩油水平井采用大液量体积压裂准自然能量开发，但整体产量递减严重。老油区部分井虽然水平段长，控制储量大，但因初期改造不充分，单井累产油和采收率较低，且老井酸化解堵产能恢复率逐年降低，地层能量不足是产量下降主要因素。为实现页岩油开发地层能量的有序接替和利用，提出了水平井重复压裂补能和采出水笼统补能的对策。通过优先使用回注采出水成熟技术，提高波及体积和驱油效率，再重点通过开展二氧化碳补能及水平井重复压裂室内研究，明确了不同井不同工艺参数的差异化设计。通过开展水平井采出水笼统补能和二氧化碳补能试验 4 井次及水平井重复压裂提高采收率试验 3 井次等现场试验，有效提高单井液量 4～5 倍，同时提升地层能量 70% 左右。研究结果为不同油井和提采方式实现页岩油水平井高效提高采收率提供了可选择的方法。

关键词：页岩油；工程技术；水平井；二氧化碳；重复压裂；纳米流体；补能；提高采收率

中图分类号：TE357 文献标识码： A

0 引言

庆城油田是我国目前探明规模最大的页岩油整装油田。庆城油田长7 期湖盆呈东北宽缓、西南陡窄的不对称坳陷形态，湖区发育多级坡折带［1］。长7 烃源岩分布广、厚度大、品质好，具有良好的生油基础，长7 页岩油藏具有油层厚度薄、连续性差、非均质性强等特点［2］。长7 页岩油储层主要有两种岩性。其中黑色页岩面积 4.3×104 km2，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1 型，TOC 平均为13.8%；暗色泥岩面积 6.2×10 4 km2，有机质类型主要为Ⅱ1 型和Ⅱ2 型，TOC 平均为 3.75%，热演化程度适中（Ro 为0.6%～1.1%），具有分布广、厚度大、品质好的特征［3］。

庆城油田页岩油水平井整体产量递减较大，第1 年递减率 22% ， 平均单井预测最终开采量为2.4×104 t，预测采收率低（8%～10%）。随着准自然能量的消耗，低产低效井持续增加。目前日产油低于5 t/d 的井占比 13.8%，低产井井均累产油 0.9×104 t，远低于水平井预测最终采收率2.5×104 t。当前，投产 3 年以上的水平井酸化解堵措施的产能恢复率逐年降低，亟需补充地层能量［4］。

庆城油田试验了一些常规的能量补充方法。2012—2015 年，在安83、西233 等区块开展水平井注水开发，初期日产油 9.6 t/d，但裂缝性见水比例高，产量递减大，有效驱替系统难以建立，采收率仍较低（5%～8%）。2017—2018 年在安83、吴471 和西233 等区块共开展注水吞吐试验 36 井次，采用分段注入吞吐和笼统吞吐两种方式，有效率达到 75%，平均有效期 285 d，平均井组增油 443 t，采出程度提高幅度 0.14%～0.67%［5］，但随着轮次的增加，部分油井不见效，或含水大幅度增加，注水吞吐效果越来越差。

2022—2023 年以提升试验效果和成本效益为核心，坚持问题、目标、效益三个导向，开展了二氧化碳补能、重复压裂、纳米活性流体二次补能等提高采收率技术研究［6］。

当前，二氧化碳补能技术对页岩油藏补充能量具有较大潜力。二氧化碳在标准条件下有气相、液相、固相和超临界相四种相态。当温压条件在 31.2℃、 7.38 MPa 以上时，二氧化碳将进入超临界态。

超临界态下二氧化碳密度接近于液体，二氧化碳具有高效的萃取能力和极强的增溶和扩散能力，可以注入微小孔隙，增加波及体积［7］。

二氧化碳提高页岩油藏采收率的机理主要包括三个方面。一是降黏作用。二氧化碳注入过程中，与原油互溶，抽提轻质组分向基质深层运移，原油轻质组分含量增加，重质组分含量减少，原油黏度大幅度降低［8］，极大地改善了油水流度比。二是膨胀作用。二氧化碳注入过程中，在压差作用与分子扩散作用下，与原油充分接触后溶解，原油体积膨胀，地层压力上升。三是改善界面张力。二氧化碳注入过程中通过分子扩散作用与原油互溶，在近混相或者混相状态下，溶解了二氧化碳的原油与水的界面张力降低，驱油效果明显，有效提高最终采收率［9］。

大庆油田在二氧化碳补能提高采收率试验方面取得了较好效果，共开展水平井二氧化碳吞吐试验11 口，生产时间 2～4 年，平均水平段 933 m，采用大规模体积压裂，平均加砂量 837 m3、入地液量 10 111m3，簇间距 51 m。单井二氧化碳注入量 9 009 t，注入速度 130～150 t/d，焖井时间 48 d，增油量 2 436 t，换油率 0.27，采收率提高2.4% ［10］。

重复压裂是指对经过压裂改造的井再次实施压裂改造。随着页岩油水平井准自然能量开发，初次缝网改造后，由于支撑剂破碎流失、裂缝闭合和近井地带堵塞等原因，油井产能往往会下降［11］。通过重复压裂，可以重新建立井筒与储层之间良好的渗流通道，形成较高的导流能力，从而增加低产低效井的缝控储量，进一步提高采收率［12］。

重复压裂后地层压力扩散具有时间效应，焖井过程中裂缝内高能压裂液向基质内扩散，压力波呈椭圆形扩散［13］。重复压裂入井流体越多，增能效果越好［14］。

2019 年起在安83 区探索页岩油水平井蓄能体积压裂。2019 年实施 3 口，平均单井净增油3 442 t，采油速度由 0.27% 上升至 1.38% ，后降至 0.53% ；2020 年实施 8 口，平均单井净增油 2 018 t，采油速度由0.14% 上升至 0.72%，后降至 0.60%。水平井重复压裂显示出较强提采潜力。

在庆城油田页岩油开发过程中，常规注水和注水吞吐技术存在效率低下和含水率难以控制的问题。因此，亟需进一步探索能够有效提高地层能量并控制含水率的技术。重复压裂补能和二氧化碳补能等技术因补能效率高、安全环保等特点，日益受到重视，对庆城油田页岩油开发具有重要意义。为深入分析庆城油田重复压裂补能和二氧化碳补能的机理和实施参数，采用核磁共振试验分析庆城油田页岩油的特性，进而进行二氧化碳驱油实验，优化了二氧化碳补能参数。同时，提出了重复压裂方案，并进行了矿场试验。

1 方法和过程

1.1 室内研究

1.1.1 二氧化碳补能

二氧化碳补能实验表明，随着注气量的增加，原油饱和压力上升，体积膨胀，从而降低原油黏度和油水界面张力。注入二氧化碳气体比例增大，二氧化碳与原油混合体系的饱和压力更低。同时，二氧化碳与原油具有更好的互溶能力，最小混相压力低，更易实现混相，此时原油体积膨胀系数较高，基质岩心驱油效率更高［15］。

（1） 核磁共振分析表明，庆城油田页岩油孔喉分布特点以中大孔为主，这一特点有利于二氧化碳的注入和溶解于页岩油中，从而起到有效补能作用。

根据SY/T 6490—2023 《岩样核磁共振参数实验室测量规范》分析了10 块陇东页岩油岩样的核磁共振测试结果，将完全饱和水条件下的核磁共振曲线转换为对应的孔喉分布，同时，设定≤0.41 μm 为微小孔、＞0.41～4 μm 为中孔、＞4 μm 为大孔，见表1。

从表1 可看出，陇东页岩油储层孔隙半径主要以微纳米孔为主，且主要集中在 0.23～9.09 μm，平均值 4.22 μm；以中大孔为主（约占 70%，中孔占比约30%，大孔占比约 40%），微小孔占比约 25%。

（2） 通过多孔介质中的流体分子扩散实验，计算并评价了伴生气和二氧化碳在页岩油岩心中的扩散系数，结果表明二氧化碳在页岩油藏中具有较好的扩散能力。

利用色谱仪测得长7 地层原油主要组分为C5～C10，占比约80%，C11～C20 占比约 20%，C20+以上组分含量较少，不含C29 及以上组分，原油属于轻质油。该地区的伴生气主要以甲烷为主，其含量高达80.96%， 同时C2 组分含量 6.78% ， C3 组分含量2.89%，伴生气含烃 90.96%。通过开展多孔介质中的流体分子扩散实验，计算获取了伴生气和二氧化碳在页岩油岩心中的扩散系数，两种气体在岩心中的扩散系数均随注入压力的增加而增加，压力越大扩散系数越高。伴生气包含一定含量甲烷、少量乙烷和丙烷，碳数越高，气相的溶解性越好。在相同压力下二氧化碳的扩散系数比伴生气低，但两者扩散能力基本相当［16］。

另外基于核磁共振技术，开展15 组陇东页岩油储层岩样在恒定注入压力和逐渐增压下的水驱油、伴生气驱油、二氧化碳驱油实验，分析获取了不同驱替介质在不同驱替方式下页岩油岩样的采收率变化特征，同时，鉴于页岩油储层复杂孔喉结构，利用低频核磁共振岩心分析仪进行页岩油流体分析，进一步厘清页岩油储层在水、伴生气和二氧化碳驱油过程中的流体分布及其变化规律。孔隙中油水两相流体在均匀磁场中横向弛豫时间信号产生叠加，很难区分，需通过将其中一相流体进行去氢处理，可在流体性质未改变情况下，通过谱分布准确反映孔隙中含氢原子流体分布，进而计算出另一相不含氢流体分布。上述实验现象均表明，在逐渐增压模式下，注气效果最优，而在恒定注入压力的模式下，注入驱替的效果最优。

（3） 二氧化碳吞吐轮次优化实验表明，不超过4 轮吞吐能取得最优效果。二氧化碳的注入压力越高，采收率越高，但最低不应低于16.5 MPa，最高注入压力为25.0 MPa 时可以获得较高的采收率。

综合对比分析注水、伴生气和二氧化在恒定注入压力和逐渐增压两种模式下的驱油实验结果及不同注入压力下注伴生气和二氧化碳吞吐实验结果，见表2。

从表2 中可以看出，相同注入介质下，注气吞吐实验中岩样表现出了更高的采收率，其值远大于任何一种模式下的驱油实验中岩样的采收率，说明吞吐开发方式效果远好于驱替开发方式效果，原因有三。

一是注气可以补充能量，为整个岩样提供弹性能，增大原油的膨胀系数，将部分原油驱替出来。

二是“吞”入的伴生气能够部分溶于原油，降低原油黏度，进而增加原油流动能力，使得原油（尤其是中孔和微孔中的原油） 更容易采出，特别是二氧化碳的溶解能力优于伴生气，因此该研究区域合理的吞吐介质应选择二氧化碳。

三是注入伴生气在“焖”的过程当中，能够有效进入微孔中，扩大波及面积，并且能够有效减少气窜的影响。可见，注气吞吐更利于页岩油储层的开采。此外，在页岩油注气吞吐采油实验中，吞吐压力、吞吐周期是影响采收率的主要因素［17］。

相同条件下，吞吐压力越高，采收率越高。因此，对于研究区域页岩油储层，考虑到后续吞吐压力可能难以提高，为保证吞吐压力，建议实施注二氧化碳吞吐开发，且吞吐周期不超过 4 个周期。

结合核磁共振技术，开展页岩油储层岩样在不同注入压力下的伴生气和二氧化碳多轮次吞吐实验9 组，相同吞吐压力下，伴生气的吞吐采收率在44.8%～52.6%， 二氧化碳吞吐的采收率在 53.8%～64.9%。二氧化碳吞吐的效果明显优于伴生气。相同吞吐周期下，伴生气的吞吐采收率在 45%～48%，二氧化碳吞吐的采收率在 50%～52%，二氧化碳吞吐的效果也明显优于伴生气。通过两种注入介质的采收率比较不难发现，合理的吞吐介质应选择二氧化碳。

吞吐轮次方面，第1 个吞吐轮次下，伴生气和二氧化碳原油采出程度均超过 30%，且随着吞吐压力的增加而增加，在 19 MPa（高于地层压力） 的吞吐压力下甚至超过了 40%；第2 个吞吐轮次下，原油采出程度约为 10% 左右，受吞吐压力的影响较小；第3 个吞吐轮次下，原油采出程度更低，甚至低于 4%；第4 个吞吐轮次下几乎没有原油开采出来；随吞吐轮次的增加，周期采出程度呈幂函数形式下降。原油的开采主要在第1、2 个吞吐轮次，约占累积提高采收率的 80% 左右。

注入压力方面，伴生气在 13 MPa（低于地层压力） 的压力下吞吐累计采收率为 44.8%，当吞吐压力增加至 19 MPa（高于地层压力） 时吞吐累计采收率增长至 52.6%；二氧化碳也表现出相同的变化特征，当吞吐压力为 13 MPa 时，累计采收率在 53.83%，当压力增加至 19 MPa 时采收率增加至 64.94%，增长幅度超过 10%。这一方面说明二氧化碳具有较好的吞吐效果，另一方面说明吞吐压力越高吞吐效果越佳。依照SY/T 6 573—2016《最低混相压力实验测定方法——细管法》，测定研究区域二氧化碳与原油的最小混相压力为 16.5 MPa。对于二氧化碳注入压力，按照中石油实践应确保为设备安全压力的 80%，庆城油田的安全压力为 16 MPa，因此二氧化碳补能最高注入压力为 12.8 MPa，可以看到该压力尚未达到二氧化碳与原油的最小混相压力，因此建议提高庆城油田的设备安全压力以获得较高的采收率。

1.1.2 水平井重复压裂和采出水添加活性纳米材料协同笼统补能

水平井重复压裂的主要目的是改造原有裂缝，避免后续补能过程中优势通道导致的无效注水问题，进而动用新的储量，因此通过多学科一体化技术攻关，基本形成了“流场重构、体积压裂、综合补能、协同渗驱”为核心的转变开发方式技术系列。对比储层特征、开发特点、采出程度、能量水平等参数，利用聚类分析法，制定选井依据，对区块开展分类分级评价。同时系统考虑地质油藏、初次改造、能量水平、井筒条件等综合因素，构建四大类评价因子，以复压初期累增油为响应值，建立了转变开发方式初期增油量预测方法。为进一步精准优化补能液量，在区块开展补能前后压力恢复测试，定义了压恢系数与补能强度等参数，建立不同区块补能液量设计图版，指导单井补能液量差异化设计［18］。

结合不同区块动态缝控储量计算及初次改造裂缝有效性评价，形成水平井新老裂缝系统二次设计方法，以加密布缝为主，初次改造不充分的老缝重新布缝。纵向上结合水平井轨迹与主力贡献层相对位置，形成三种射孔模式。以立体三维充分改造为目标，根据不同区块井距及油层厚度，进一步优化形成了差异化改造参数设计。为达到井间缝控储量最大化，同时避免裂缝过长井间干扰，根据各区块不同井距室内优化裂缝半长为 160～220m。坚持区域整体补能的思路，以防井间窜、驱油为目标，采用不动管柱分段补能工艺+缝内多级暂堵+驱油剂的方式，根据物质平衡方程得到补能液量与局部压力变化方程计算补能液量，使补能后地层压力保持水平达到 110%。结合微地震监测和井间窜通时注入液量，依据井距、储层厚度与注入液量优化压裂参数图版。

同时开展了两项降本增效工作。一是系统评价不同储层、新老裂缝产量贡献，为技术经济方案优化提供指导，在超低渗油藏分类分级的基础上，结合工程甜点评价结果，制定了老油田水平井储层分类分级综合标准；基于储层分类分级结果，应用产液剖面测试、数值模拟技术、油藏工程等方法，开展了不同类别储层对水平井重复压裂后产量贡献评价研究。依据产量贡献评价结果，结合水平井老缝有效性评价结果，形成了“以新缝Ⅰ类为主，新缝Ⅱ类和改造不充分老缝为辅，新缝Ⅲ类不动用”的老油田水平井重复压裂布缝策略，指导水平井重复压裂精细布缝［19］。二是形成了管外窜预警方法及软件，减少丢段率。针对因固井质量差，压裂过程中发生管外窜导致丢段率高的问题，以声幅值和段间距为主控因素，构建了管外窜预警图版，明确了管外窜安全界限为声幅值小于 5 mV，段间距大于 23 m。形成了考虑管外窜控制因素的重复压裂甜点判识软件，实现重复压裂甜点智能优选及辅助决策。

页岩油岩性致密、非均质性强、压力系数低，不利于有效驱替系统的构建。活性纳米流体是将改性纳米材料分散到水、醇、油等传统介质中，制备成均匀、稳定、界面性质优异的流体［20］。具有以下特征：（1） 功能纳米颗粒在活性纳米流体中均匀、稳定分散，其粒径为 4～10 nm、 15～30 nm［21］；（2） 活性纳米流体具有良好的耐温（150 ℃）、耐盐（3×104 mg/L） 性能［22］；（3） 活性纳米驱油剂油水界面张力低（10−4 mN/m），相较于水驱可提高采收率 39.7%；（4） 相比表活剂，纳米流体渗吸排油效果更好，且优先动用小、中孔，具有更好的润湿反转性能和油滴剥离能力；（5） 纳米颗粒可通过静态渗吸进入岩心孔喉内部， 同时与压裂液具有良好的配伍性及减阻性［23］。对水平井实施重复压裂改造后，需要进一步采用活性纳米材料添加进采出水，然后回注进行二次补能。选用活性纳米流体、表面活性剂、清水等3 种试验驱替剂，设置恒定流速 0.05 mL/min 注入工作液，待注入端压力升至 20 MPa（压力系数1.3），转为恒压注入，直至出口端升至 20 MPa 停止补能。与清水压裂液相比，活性纳米流体可缩短补能时间 35%～38%（室内尺度），能有效改善油水渗流能力，实现压力快速传递扩散，进而提高补能效率。对比不同类型的纳米流体渗吸采油率试验，纳米流体渗吸采油率最佳，且活性纳米流体的渗吸采油率与界面张力和润湿改变能力无直接对应关系。活性纳米流体油膜剥离越彻底，渗吸采油率越高。

1.2 现场试验

1.2.1 二氧化碳补能试验

试验区目的含油层系为三叠系延长组长7 油层，主要发育三角洲相和湖泊相，深水重力流沉积的砂体大面积叠合发育，但受水动力条件、湖盆地形起伏特征等因素影响，纵向和横向储层非均质性强。纵向单砂体厚度薄、砂泥互层。单砂体平均厚度为3.5 m，砂地比平均为 17.8%。储层岩性主要为极细-细粒长石岩屑砂岩，填隙物主要组分为方解石、白云石，还有一定的黏土矿物和石英，试验井油藏地质参数见表3。

从表3 中可以看出，溶孔以长石溶孔为主，残余粒间孔次之，溶孔占总孔隙的 88%，残余粒间孔占总孔隙的 12%，总面孔率较低，孔隙结构组合属于小孔微细喉型。试验区岩心束缚水饱和度为 12.4%，在14.3 MPa 试验压差条件下，残余油状态下含水饱和度为 48.0%，油水两相共渗区范围为 35.6%。储层润湿性为弱亲油-亲油，个别岩心润湿性表现为中性，储层中黏土矿物富含有机质，是储层具有亲油特性的重要原因。

针对页岩油水平井准自然能量开发、递减大的特点，按照“连片补能、同注同焖同采”的思路，在西233 区部署注二氧化碳补能水平井 4 口，差异化设计注入量，确保第1 轮试验地层压力恢复至混相压力以上 2 MPa；优化焖井时间，保障二氧化碳在地层中充分扩散、混相［24］。

考虑油层连通性，设计了 4 口试验油井， 4 口井同时注气、焖井、采油，边界井YP1 停采封边，降低气窜风险，目的是评价驱替对邻井的补能效果。注入方式采用杆式泵正注；选用KQ65-35 型采气井口和CHØ244.5 mm×Ø139.7 mm-35 MPa 卡瓦式标准套管头，注入管柱及配套工具：油管+腐蚀挂环+杆式采油泵+气液分离器+压力计+腐蚀挂环+防砂筛管+丝堵。同时配套井筒完整性监测技术、镀层+缓蚀剂防腐技术及相应技术；采出井合理控制液量生产、及时开展生产参数优化。采用储罐储存、一体化装置增压、高压配气阀组计量分配的方式注入。

试验区 4 口井在试验前进行了压裂改造。试验前这4 口井平均日产液 3.8 m3/d，日产油 2.5 t/d，含水 34.3%，地质储量采油速度 0.39%，地质储量采出程度 5.66%，具体改造及生产情况见表4。可以看出， 4 口试验井油层钻遇及改造情况相当，初期产量约10 t/d ，生产时间约 10 a，目前均低产低效，累产液（1.8～2.7）×104 m3，累产油（1.1～1.9）×104 t。

YP 试验区4 口井采用差异化设计的二氧化碳吞吐注入量，确保二氧化碳与原油混相。2022 年9 月进入注气阶段， 7 个月完成第一轮 6.2×104 t 注入，单井平均注入速度 76 t/d，方案见表5，可以看出， 4 口井累计注气 62 057 t，平均注气时间 206 d，平均焖井时间 215 d，焖井阶段平均压降 5.9 MPa。

试验过程中，单井平均注入速度 76 t/d；注入阶段平均油压由 1.1 MPa 上升至 11.8 MPa，平均套压由 1.4 MPa 上升至 10.0 MPa；两口井平均井下压力由 11.8 MPa 上升至 23.9 MPa，平均井下温度由 48.8℃ 下降至 29.7 ℃，试验区邻井动液面由 1 366 m 上升至 1 274 m，周围邻井均未出现气窜现象，区域补能效果明显。4 口试验井平均焖井时间 215 d，焖井阶段平均油压由 11.8 MPa 下降至 5.9 MPa，平均套压由 10.0 MPa 下降至 6.1 MPa，目前已全部开井，平均单井日产液 4.8 m3/d，单井日产油 2.5 t/d，成功打造首个页岩油二氧化碳补能示范区。

1.2.2 水平井重复压裂试验

水平井重复压裂技术，是重新建立井筒与储层之间渗流通道，形成较高的导流能力，使得低产低效井增加缝控储量，进一步提高采收率的技术，采用压裂液起到补充能量和渗吸驱油的作用，重复压裂入井流体液量越多，增能效果越好。

按照“区域补能、井筒再造、体积压裂、渗吸驱油”的思路，根据地质储量落实、改造程度低、区域集中、避开发育断层区域等选井原则，在西233 老区优选XP230-45、XP231-48、XP231-46 等3 口失能水平井开展“压补驱”一体化重复改造试验。

其中，XP230-45 井长721 发育油层厚度 8.6 m，连通性较好，单井控制地质储量 16.8×104 t，可采储量 1.7×104 t，水平段长 716 m，油层段长 575 m，钻遇率 80.3%，于2013 年11 月采用水力喷砂分段多簇压裂（环空加砂） 改造，压裂 8 段，段间距 60～96 m，平均段间距 80.0 m。累计加砂量 632.8 m3，排量 6.0m3/min，入地液量 8 021.5 m3，试排日产油 43.8 m3/d，不产水。

XP231-46 井长721 发育油层厚度 10.1 m，连通性较好，单井控制地质储量 31.5×104 t，可采储量3.2×104 t，水平段长 1 542 m，油层段长 753 m，钻遇率 48.8%，于2013 年11 月采用水力喷砂分段多簇压裂（环空加砂） 改造，压裂 15 段，段间距 60～104m，平均段间距 66.0 m。累计加砂量 1 066.5 m3，排量 6.0 m3/min，入地液量12 438.7 m3，试排日产油33.83 m3/d，不产水。

XP231-48 井长721 发育油层厚度 10.1 m，连通性较好，单井控制地质储量 31.2×104 t，可采储量3.2×104 t，水平段长 844 m，油层段长 560 m，钻遇率66.4%，采用水力喷砂分段多簇压裂（环空加砂） 改造，压裂 14 段 28 簇，段间距 54～135 m，平均段间距71.5 m。累计加砂 815.5 m3，排量 4.0～6.0 m3/min，入地液 12 022 m3，放喷量 5 692 m3。

针对这三口井，以大幅提高储量动用程度、地层能量、渗驱效率为目的，创新集成体积改造、综合补能、协同渗驱等技术，结合单井情况优化压裂工艺及参数。结合单井采出情况，依据物质平衡方程及数值模拟，优化压前补能液量 10 000 m3，邻井区域补能 6 000 m3，预计压力保持水平达 110%～120%。同时综合考虑渗吸置换效率与裂缝防垢需求，优选“CNI 纳米变黏滑溜水+阻垢剂”压裂液体系，兼顾重复压裂能量补充要求和长效防垢要求。

实践中结合单井情况探索了两种压裂工艺，一是短水平段井筒状况较好井适用双封单卡，通过优化水力锚锚爪减少封隔器滑移磨损，改进封隔器胶筒材质提升承压能力，单趟工具作业能力由 2.3 段上升至 4.0 段；二是长水平井用井筒再造+桥射联作施工效率较高，在前期试验的基础上，通过定型复合降漏与固井树脂材料，建立井筒再造标准作业卡片，在套管下入、固井作业等环节不断定型提速，井筒再造施工周期由前期 32 d 缩短至 15 d。特别针对可回接悬挂器现场试验出现的问题，将回接工具由组合式改为一体式，有效保障了多段压裂密封性与施工安全性。

目前 3 口井均已投产，单井日产液由 2.0 m3/d上升至 18.3 m3/d，日增油 15.0 t/d，累增油 3 069 t，EUR 由 1.0×104 t 上升至 2.5×104t，表明页岩油重复压裂补能技术具备可行性。其中XP231-48 井完成油田公司最长水平段井筒再造体积压裂［25］，通过压前补能与体积改造，重复压裂井的缝控储量由2.2×104 t 上升至 9.5×104 t，能量保持水平由 75.0%上升至 120%。

为探索页岩油压裂后二次能量补充，庆城油田在西233 区开展了纳米活性流体+润湿反转剂吞吐补能实验，措施后日产液 6.11 m3/d，日产油 0.81 t/d，含水 84.4%，动液面 1 469 m，含盐 68 971 mg/L，见油周期 36 d，累计排液 1 545 m3。试验在补能方面取得成功，但由于实践中影响因素众多，措施增油效果有限，还需要进一步研究重复压裂的成功率与纳米活性流体补能的方式。

2 结果讨论

2.1 重复压裂可有效提升缝网导流能力

单井重复压裂技术提高地层能量和油井产液量的机理主要是增加改造体积、裂缝复杂程度、缝网导流能力显著提升。通过优化双封单卡、多级暂堵等关键技术，形成体积压裂工艺，进一步缩短基质中的流体向裂缝渗流的距离，大幅降低驱动压差，增大基质与裂缝的接触面积，使储层得到连片有效动用，实现了由线性流向复杂缝网渗流转变，大幅增加缝控储量，探索剩余油动用新方向。

以XP230-45 为例，该井重复压裂过程中总计补充压驱剂 10 000 m3 以上，密集布缝（15 段，段间距40 m，簇间距 10 m），两级以上多级暂堵大规模体积压裂（排量≥8 m3/min），XP230-45 重复压裂前后裂缝模拟变化如图1 所示。

从图1 可以看出，XP230-45 井重复压裂后储层改造体积、裂缝复杂程度、缝网导流能力显著提升。XP230-45 井开井初期单井日产油由 1.5 t/d 升至 10.5 t/d，提产效果显著。目前日产液 10.6 m3/d、日产油 5.6 t/d、含水 37.8%、动液面 1 045 m、累增油2 570 t，单井EUR 由0.8×104 t 升至 1.6×104 t。百米布缝密度由 1.1 段升至 2.6 段，支撑剂量由 632.8 t升至 1 820.9 t，入地液量由 8 021.5 m3 升至 22 023m3，加砂强度由 1.5 t/m 升至 2.1 t/m，进液强度由14.0 m3/m 升至 25.1 m3/m，排量由 6.0 m3/min 升至8.0 m3/min。

2.2 连片重复压裂可有效提高本井和邻井产液量

从宏观上看，区域综合补能具有“平衡压力场、重塑应力场”重要作用，通过开展压前补能，确保地层压力水平达 100% 以上时，累产油增幅可达最高。为促使裂缝向剩余油富集区域扩展，提高复压后长期稳产能力，结合单井采出情况，对西233 老区3 口井优化压前补能液量，累计入地液量 98 858 m3，通过裂缝反演与数值模拟方法，压力保持水平由75.0% 提升到 110%～120%。

从机理上看，压裂液驱油机理主要是降低界面张力，提高驱油效率。庆城油田采用的超低界面驱油剂CQH-1，界面张力达 10−3 mN/m，见油周期显著缩短， 70 d 左右稳定含水 50.0% 左右，驱油效果明显。

XP230-45 井压前补能共注入液体总量为 10 000m3/d，压后初期日产液 22.4 m3/d，日产油 11.9 t/d，含水 37.6%，日增油 10.6 t/d，具有明显效果。

XP231-48 井压前补能共注入液体总量为 12 150m3/d，压后初期日产液 18.5 m3/d，日产油 7.3 t/d，含水 54.2%，日增油 6.6 t/d，具有一定效果。

XP231-46 井压前补能共注入液体总量为 5 600m3/d，压后初期日产液 8.4 m3/d，日产油 1.9 t/d，含水73.2%，日增油 1.1 t/d，效果一般。

统计表明，3 口井压前均实施了驱油液补能，平均单井补能 9 250 m3，压后初期平均日产液 16.4m3/d，平均日产油 7.0 t/d，含水 49.7 %，平均日增油6.1 t/d。

以上 3 口井中，XP231-48 是油田公司首口最长水平段井筒再造体积压裂井，该井使用多裂缝一次复合凝胶降漏、窄间隙小套管入井、高强度树脂环空封固和Ø114.3 mm 套管回接等技术，配套桥射联作工艺，开展井筒再造高效分段体积重复压裂技术攻关（井筒再造水平段长度达 1 531 m），施工排量及作业效率进一步提升（施工排量 6 m3/min 上升至 10m3/min， 3 天压 1 段提升到 1 天压 1 段），仅用 17d 完成压裂施工。XP231-48 井筒再造后生产动态如图2 所示。从图2（a） 中可以看出， 3 口重复压裂井位于西233 老区，同时 3 口注水补能井位于压裂井周围，有利于试验区改造效果的改善；从图2（b） 中可以看出，XP231-48 井重复压裂后日产液升至 23.7m3/d，日产油上升至 7.2 t/d，含水基本稳定，提液效果明显。该井从压裂后投产至目前，已稳定生产270 d，当前日产液 17.9 m3/d，日产油 7.0 t/d，含水54.2%，日增油 6.3 t/d，累增油 620 t。

这3 口井的动态表明多井同时压裂补能，可以提高区域的能量，使得区域整体产量增加，具有更明显的效果。

2.3 重复压裂+活性剂补能联作可增加驱替效率

重复压裂后进行活性纳米+采出水笼统注水二次补能，提高地层能量，增加驱替效率，提高采收率。 直接进行压前补水增能，注入水进入的仅仅是老裂缝，无法动用新的储量，且不可避免地出现含水率增加。为此，进行重复压裂后再注入活性纳米材料+采出水笼统注入进行二次补能，具有明显的优点。区块开展了采出水笼统注水补能试验 15 井次，取得了如下的一些认识。

一是活性纳米材料水基分散液可以改善注水井吸水能力，当其在泥页岩孔隙表面吸附，使润湿性改变，可提高水相渗透率从而提高吸水量。

二是重复压裂在原有裂缝基础上，通过暂堵技术、改向技术等造出新的裂缝，既堵住原有的地层水，又可动用新的储量。

三是活性纳米材料具有驱油作用，通过改变油水在页岩表面的润湿性，使得注入水更加容易驱油，从而增加采收率。

四是采出水笼统回注操作简单，成本较低。虽然笼统注水存在注水不均衡、注入水难控制等缺点，但当重复压裂之后，原有水流通道被封堵，新注入的水能够有效驱替未动用的油区，提高原油采收率。

总的来说，采用活性纳米材料和采出水笼统注水措施可使水平井日产油高，稳产期长，且后期作业次数明显减少。

2.4 二氧化碳吞吐补能可提高油井采收率

二氧化碳连片井吞吐提高地层能量作用机理为补充地层能量，混相降低原油黏度，降低渗流阻力，提高油井产量。西233 区 4 口井连片注二氧化碳补能后，井口与井底压力持续缓慢上升，单井注入量1.55×104 t，近井地带压力升高 12.7 MPa，可有效补充地层能量，4 口井注气前后及焖井结束后油套压、注气前后地层压力变化如图3 所示。

从图3（a） 中可以看出，YP2 注气阶段油压由 4.8MPa 上升至 10.5 MPa ， 焖井后下降至 0.3 MPa ；YP3 注气阶段油压由 6.9 MPa 上升至 11.4 MPa，焖井后下降至 1.4 MPa ； YP4 注气阶段油压由 6.3MPa 上升至 13.2 MPa ， 焖井后下降至 1.4 MPa ；YP5 注气阶段油压由 6.3 MPa 上升至 12.1 MPa，焖井后下降至 1.4 MPa；从图3（b） 中可以看出，注气前地层压力 8.5 MPa ，注气后地层压力上升至 21.4MPa，地层压力上升明显。整体上二氧化碳注入后地层压力和井口压力均上升明显。页岩油水平井注二氧化碳可有效补充地层能量。二氧化碳吞吐注入过程中，二氧化碳在压差作用与分子扩散作用下进入基质，原油与二氧化碳充分接触后溶解膨胀，地层压力上升。

西233 试验区注二氧化碳过程中，在邻井井口开展二氧化碳浓度监测， 初期YP1、X235-54、X233 等 3 口井产出二氧化碳浓度有所上升，其余井均在合理范围内（小于 1.0%）。YP3 完成注入计划后开始焖井，井口压力持续下降，邻井YP4、YP5 正常注入期间，未出现沟通邻井导致的压力上升现象。连片补能、同步升压，降低了注入气体沿井间高渗通道窜通的风险。注入二氧化碳过程中，井筒内会产生温降损失，YP3 最大温降 18.8 ℃，YP4 最大温降 17.2 ℃。随着注入速度增大，温度下降幅度增大。焖井期间井筒内温度逐渐恢复至正常，随着压力向远端传导，近井地带压力持续下降，二氧化碳密度变化导致井筒内二氧化碳液柱建立的平衡压力下降，导致井口压力变化逐渐滞后于地层压力变化。

受压裂缝网形态单一影响，二氧化碳大量聚集于近井地带，波及体积有限，YP3 注气前后生产动态变化如图4 所示。可以看出，YP3 井压力监测显示注入期压力快速上升、焖井期缓慢下降、采油期快速下降。

二氧化碳抽提轻质组分，近井筒端残余油黏度增加影响生产。二氧化碳注入过程中，二氧化碳抽提轻质组分向基质深层运移，近井筒端残余油中轻质组分（C2～C8） 含量下降，重质组分（C18+） 含量增加，YP3 原油黏度由 4.5 mPa·s 上升至 8.1 mPa·s。YP3 注气前后原油组分变化如图5 所示。

从图5 中可以看出，原油正碳分布曲线整体右移，二氧化碳溶蚀造成地层束缚水解离并可能形成无机沉淀堵塞地层。

二氧化碳注入后与矿物发生溶蚀作用，使得地层束缚水（氯化钙水型） 解离，造成油井含水上升；同时二氧化碳注入后可能与Mg2+/Ca2+反应，从而生成沉淀，堵塞油流通道，YP3 注气后产出水离子变化如图6 所示。可以看出，随着YP3 井注气量的增加，产出水Mg2+/Ca2+、Cl−均有所增加， 地层水解离明显。

试验表明二氧化碳是后期补能最佳的注入介质，页岩油水平井注二氧化碳可有效补充地层能量，但注入气-储层流体-岩石相互作用机制还不明确，注入气在基质和裂缝内压力传导规律与有效动用机制还不清楚。下步需在机理研究、补能方案、技术政策方面持续优化。

综上所述，庆城油田针对页岩油藏，为提高采收率试验了两种方法：二氧化碳补能技术和重复压裂补能。基质的超致密性和裂缝的高导流能力，导致在常规油藏效果较好的聚合物驱、表活剂驱、水驱等提高采收率技术不适用于页岩油水平井。页岩油连续注水开发，很难建立有效的驱替系统。注二氧化碳对改善原油物性的效果最为明显。页岩油水平井老井重复压裂显示出较强的提高单井采收率潜力。下步选取合理的方式，试验在提高地层压力的同时，扩大体积缝网波及体积，优化合理注入参数，从而形成页岩油全生命周期的能量补充模式。

3 结论

（1） 页岩油水平井注二氧化碳补能是水平井改善开发效果的重要方向，可有效补充地层能量，但受压裂缝网形态单一及地层堵塞影响，制约吞吐效果，下步需在补能方案、技术政策方面持续优化。

（2） 页岩油水平井增能压裂重复改造具有较好的储层适应性及增产潜力，“压补驱”一体化重复改造可加速剩余油向水力裂缝流动，大幅提高单井缝控储量和稳产能力，通过老井重复压裂，提高体积缝网的波及体积，是页岩油老井提高采收率的重要方向，在老区低改造程度水平井上初见成效，下步在西233 老区进行连片改造，减少井间窜通对试验效果的影响，大幅提高缝控储量和稳产能力。

（3） 活性纳米流体二次补能具有“价格低廉、水源充足、设备简单”的优势，但在与重复压裂技术的结合过程中，还需要在注入介质、注入工艺方面不断优化，提升油水渗吸置换效率和增产效果。