鄂尔多斯盆地南缘山1盒8储层混二氧化碳压裂技术新探索

俞天军，翟中波，漆世伟，罗向东

1陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司 2斯伦贝谢长和油田工程有限公司

0 引言

X井区位于鄂尔多斯盆地天然气富集区的南缘，属于致密气项目，其中山1(山西组)、盒8 (石盒子组)段地质储量大，但储层原始含水饱和度高，且孔隙度小、渗透率低，生产期间地层水产出量高于本井区其他储层，使用常规水力压裂液时储层改造效果不理想，试气无阻流量为0～2.4×104m3/d，90%山1、盒8层位的气井在压裂后仍不能达到工业气流。在充分研究储层物性的基础上，选用混CO2压裂增产技术结合速度管柱排水采气工艺，为鄂尔多斯盆地南缘山1、盒8储层工业化开发提供了思路。

1 鄂尔多斯盆地南缘山1、盒8储层概况

X井区内山1、盒8储层分布广泛，地质储量大，山1、盒8控制地质储量合并占总储量的50.57%。该井区多层合采试气及生产测井结果显示山1、盒8层产量贡献合计小于 20%，由此可见区块内山1、盒8储层储量巨大，但是常规水力压裂产能释放有限，主要与储层物性相关联。

山1、盒8储层均具有低孔、低渗、低压的特征。各套储层岩心分析显示孔隙度、渗透率分布相似，通过单层压裂井压恢试井分析，山1组有效渗透率为0.01～0.03 mD，盒8组有效渗透率更低，返排能力更弱，单层返排更困难。山1、盒8储层发育了孔喉较小的岩屑溶蚀孔和晶间孔，岩性明显差异造成储层孔喉结构更加复杂，小孔喉占比大[1-2]。钻完井和储层改造过程中，液相侵入导致含水饱和度增加，孔隙喉道越小，毛管力越强，侵入的液相容易被吸附并滞留在毛细管孔隙中造成水锁。储层孔喉结构使该储层的束缚水含量高、含气饱和度低、气相渗透率低，滞留的液体造成严重的水锁效应，降低了气相有效渗透率，从而使气井产能降低。

2 混二氧化碳压裂方案

常规水力压裂存在水资源消耗大、水敏性地层易造成黏土膨胀等问题，为了解决上述问题，CO2干法压裂应运而生。CO2干法压裂使用 100%液态 CO2作为压裂介质，首先将支撑剂加压降温至液态 CO2储罐的压力和温度，在专用混砂机内与液态 CO2混合，然后用高压压裂泵泵入井筒进行压裂。但由于纯液态CO2摩阻高、黏度低，存在携砂能力不足的问题，且关键设备密闭混砂车的稳定性存在不足[3-4]，CO2干法压裂的大规模实施受到一定程度的限制。由此，X井区引入了常压混CO2压裂技术。

2.1 混二氧化碳压裂简介

混CO2压裂能够解决CO2干法压裂中遇到的问题[5-7]，其集合了水力压裂和CO2干法压裂的优点，在常压状态下在线连续混配携砂液，随后与纯液态CO2混合增能并且增稠携砂。混CO2压裂适用于页岩油气、致密油气等非常规油气藏，针对低渗、低孔、低压和水敏、水锁等敏感性地层，改造效果好，用水量相对较少，属于环境友好型压裂模式。压裂液体系主要成分为APFR-2乳液、APFR-6乳液、防膨剂、助排剂、破胶剂等。水基部分由清水加入APFR-6(一体化自交联乳液型压裂液增稠剂)和APFR-2(液体CO2高效减阻增稠剂)，协助减阻增稠以提高携砂能力。

图1 混CO2压裂作业现场示意图

混CO2压裂作业现场示意图如图1所示，左侧为水力压裂液注入单元，在清水中加入压裂液增稠剂APFR-6和高效减阻增稠剂APFR-2，通过常规混砂车在线连续混配至所需支撑剂浓度，经过压裂泵车增压；右侧为液态CO2注入单元，后续经过增压泵和CO2泵车增压。增压后的两种液体混合经过压裂头后接触混合并进入井筒实现压裂作业。

2.2 混CO2压裂工艺的现场应用及效果评价

优选X井区的4口山1、盒8储层的定向井作为混CO2压裂工艺的先导性试验井，分别为山12层的Y6-7井、Y3-8井、Y2-1井和山11层的Y1-1井。以Y6-7井为例，Y6-7井在山12储层进行了混CO2压裂施工，施工参数见表1，实际泵入水力压裂液180.5 m3，泵入纯液态CO2320.8 m3，分别占比36%和64%，用水量大幅减少，总加砂36.51 m3，与常规水力压裂加砂量相当。

表1 Y6-7井山12储层混CO2压裂施工参数

混CO2压裂后采用Ø88.9 mm(壁厚7.34 mm)生产管柱返排测试，全井累计排液106.3 m3，返排率58.9%。Ø9 mm油嘴下12 h的稳定产气量3.63×104m3/d，无阶段产水。实测井底流压为4.0 MPa/1 411.5 m(垂深)，折算油藏中深2 876 m(垂深)，压力4.85 MPa，温度115.7 ℃；实测井底静压为22.3 MPa/1 411.5 m(垂深)，折算油藏中深2 876 m(垂深)，压力25.8 MPa，温度109.9 ℃。根据“一点法”计算该层无阻流量为3.75×104m3/d，见式(1)、式(2)，根据地层物性预测水力压裂的试气无阻流量为1.4×104m3/d，混CO2压裂的无阻流量是水力压裂的2.68倍，效果超出预期。

(1)

(2)

式中：QAOF—无阻流量，m3/d；Qg—测试气产量，m3/d；pD—无因次压力；pwf—井底流动压力，MPa；pe—原始或平均地层压力，MPa。

后续对山12储层的Y3-8、Y2-1和山11储层的Y1-1进行了混CO2压裂，统计3口常规水力压裂井和3口混CO2压裂井在压裂之后40 h内的油压及返排率(统计数据在40 h内已经趋于稳定)，结果如图2、图3所示，可以看出：①常规水力压裂井口压降速度快，混CO2压裂油压压降速度明显减缓，这是因为混CO2压裂全程泵入CO2增能，返排时表现为初期油压高、压降速度慢、降至一定程度保持稳定；②常规水力压裂出水速度缓慢，混CO2压裂返排15 h即可达到最大返排率，其出水速度明显较快；③混CO2压裂最终返排率平均值稍高于常规水力压裂，原因在于混CO2压裂注入液量少，进入并滞留在储层孔隙内的液体少，有效减缓了水锁效应。而常规水力压裂注入液量大，导致进入并滞留在储层孔隙内的液体多，因受毛管阻力和相渗影响，使得气体无法有效运移，表现为井口压力为0、无液体无气体返出，而混CO2压裂后气体能够参与运移，井口见气后井口压力保持稳定。

图2 山1层不同工艺压裂后40 h井口油压曲线图

图3 山1层不同工艺压裂后40 h返排率曲线图

结合山1储层常规水力压裂的结果，压裂后的试气无阻流量与储层厚度的关系图见图4。从图4中可以看出：总体上山12储层的表现优于山11储层；针对于山11储层，同等厚度储层条件下，Y1-1井混CO2压裂的试气无阻流量是常规水力压裂的1.3倍；针对于山12储层，Y3-8、Y2-1和Y6-7井混CO2压裂改造效果表现极其优异，同等厚度储层条件下，混CO2压裂的试气无阻流量是常规水力压裂的2.7～3.3倍。

以上对比可以得出结论：岩性较差、孔喉小、有效渗透率低，导致水锁严重、返排困难是山1储层有效开发的主要挑战。常规压裂井单米产气量仅为 0.1×104～0.2×104m3/d，混CO2压裂试验井单米产气量为0.3×104m3/d，无阻流量提升2～3倍。混CO2压裂取得的效果明显，可有效降低储层伤害、提升返排率、释放产能。

图4 山1储层不同压裂方式下的试气无阻流量和储层厚度关系图

3 速度管排水采气工艺在山1、盒8层气井的应用

混CO2压裂解决了大量压裂液滞留储层引起水锁现象的难题，但由于山1、盒8储层束缚水饱和度高，在采气过程中地层产水量大。气井在生产一段时间后，近井筒地带地层压力逐渐减小，生产压差随即减小而造成气量下降，当产气量低于临界携液气量时，天然气不能正常携液造成液滴在井筒下部不断积聚，增大井底流压，进一步减小产气量，最终造成气井积液甚至水淹不能生产[8]。速度管排水采气工艺在X井区产水气井应用后，有效解决了积液气井恢复生产的难题。

3.1 速度管排水采气原理

速度管作为一种排水采气措施，具有可带压作业、储层伤害小、效果可预测、经济性好、见效快等优点[9-11]。根据李闽[12]模型，气体临界携液流速vc见式(3)。

(3)

式中：vc—气体临界携液流速，m/s；ρL—液体密度，kg/m3；ρG—气体密度，kg/m3；σ—气液表面张力，N/m。

相应的临界产量计算公式见式(4)。

(4)

(5)

式中：Qc—临界携液流量，m3/d ；A—油管截面积，m2；d—油管内径，m；p—压力，MPa；T—温度，K；Z—压力、温度条件下的气体偏差因子。

当生产管柱内径减小为原来的1/2，则速度管的临界携液流量减小为原来的1/4。通过在原来的生产管柱内下入小直径的连续油管，气量相同的情况下，气体的过流面积减小，则气流速度增大，携液能力增强，这即为速度管增强携液能力的基本原理[9]。

3.2 速度管排水采气工艺的现场应用和效果评价

3.2.1 山1储层单井的速度管效果评价

Y3-7井混CO2压裂后于2019年4月投产，投产后气井产量不断下降，携液能力较差，井筒不断积液。2020年8月产气量为0.21×104m3/d，原来的Ø88.9 mm生产管柱携液能力差导致无水产出。2020年9月下入Ø38.1 mm(壁厚3.175 mm)速度管后能够正常生产，产气量0.16×104m3/d，携液正常，产水量2.93 m3/d，水气比达到18.31 m3/(104m3)。近井筒地带地层压力降到6.5 MPa时，速度管井仍能正常生产，且之后一直处于正常生产的状态，见图5。

图5 Y3-7井安装速度管前后的生产数据

Y3-7井下入速度管前后的积液流速比沿井筒的分布见图6，积液流速比(LLVR)=临界携液流速/实际气体流速。当0

图6 Y3-7井下入速度管前后积液速度比沿井筒分布对比

同时积液与否的最根本原因在于所在位置的气流速度能否将液滴携带上升，气流速度是根本。Y3-7井下入速度管前后气体流速沿井筒分布对比见图7，可以看出安装速度管前，Ø88.9 mm油管内最大气流速度为井口处(70 m/min)，小于临界携液流速，不能正常携液。安装速度管后，速度管管脚与储层之间的气流速度和原井筒一样，速度较小(12 m/min)，但是进入速度管管脚之后，气流速度迅速增大至135 m/min，并且沿着速度管内增大，同时由于压力减小气体膨胀，气流速度呈现指数倍增大，是同深度时下速度管之前流速值的3.75～7倍，且大于临界携液速度，能正常携液。

图7 Y3-7井下入速度管前后气体流速沿井筒分布对比

为了直观了解下入速度管前后井筒的积液状况，使用钢丝作业下入适用于Ø38.1 mm速度管的井下压力计，录取沿井筒分布的流压和静压，见图8。下入速度管之前，流压和静压测试都显示井筒有积液，此时井已经不能正常生产。下入速度管之后，2021年11月测试的流压显示，压力沿井筒的分布比较均匀，气井井筒内积液被排出，部分井段流态为泡状流(泡沫排水采气所致)，气井可以正常生产。

3.2.2 单井速度管效果对比

X井区部分速度管井生产数据对比见图9，其中Y3-7井和Y1-6井的水气比最高，分别达到18.3 m3/(104m3)和9.1 m3/(104m3)，这2口井均为山1储层，由此可以证明：山1储层正常生产时产水量较大；速度管针对于山1储层井具有非常好的排水采气效果，下入速度管后可以将山1储层的产出水及时排出，有利于山1储层的正常生产。

图9 井区速度管井生产数据对比图

4 结论

(1)鄂尔多斯盆地南缘山1、盒8储层地质储量大，具有低孔、低渗、低压的特征，容易水锁，其气井产气和携液能力弱。

(2)混CO2压裂用水量大幅减少，总加砂量和常规水力压裂加砂量相当。由此减少储层改造带入并滞留在储层孔隙内的液体量，有效减缓了水锁现象，气体能够参与运移，有效降低储层伤害，提升返排率，释放储层产能。与常规压裂井相比，山1储层混CO2压裂改造效果表现优异，同等厚度储层条件下，试气无阻流量是常规水力压裂的1.3～3.3倍。试验井无阻流量提升2～3倍，单米产气从0.1×104～0.2×104m3/d提升至0.3×104m3/d。

(3)速度管针对于山1储层井有非常好的排水采气效果，选用合适尺寸(内径)和下入深度的速度管后，山1储层的产出水和压裂残留液体能够通过速度管及时排出，实现气井携液正常并能够连续稳定生产。