油井二氧化碳压裂增产技术应用与认识

油井二氧化碳压裂增产技术应用与认识

赵殿武

大庆油田天然气分公司油气加工八大队

摘要： 本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点，分析了某油田某油层前期试验井压裂效果，为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径。

关键词：二氧化碳、压裂、增产、应用与认识

采油某厂所属油田属低渗透油田，增产的主要措施是压裂改造，随着油田开发时间的延长，选井、选层越来越困难，现有工艺增产效果变差，有些井甚至收不回成本，因此急需研究探索新的工艺措施，为低渗透油层的增产改造提供技术保证。近年来，新兴的CO₂压裂技术在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头。为深入开展试验研究，探索低渗透油层增产改造新技术，2019年开展了二氧化碳压裂增产技术现场试验，初步见到较好效果。

一、二氧化碳压裂技术工艺原理及特点

1、二氧化碳的基本性质

（1）在-56.6℃和0.531MPa(绝对)的条件下,气态、液态和固态三种形态同时存在，即为CO₂的三态点。

（2）在大气压条件下，固态CO₂在其温度达到-78.5℃时，便开始升华。超过30.6℃时CO₂为气态，超过这个临界温度增加压力也不能使之转变到液态。

2、二氧化碳压裂增产技术机理

二氧化碳压裂液是由液态二氧化碳、原胶液和各种化学添加剂组成的混合液，该混合液向井下注入过程中温度逐渐升高，二氧化碳开始汽化，形成气液两相混合液（即二氧化碳为气相，原胶液为液相），其携砂性能取决于气泡稠密密封结构，在该结构中，各个气泡都影响其它气泡的流动性，从而使泡沫具有粘度，因而具备压裂液的特性。分析二氧化碳特性及其增产机理，主要表现在以下几方面：

（1）CO₂泡沫压裂液具有低滤失性，能够抑制水基压裂液对地层粘土产生的膨胀作用，同时水基压裂液用量大幅度减少，能够降低压裂液对地层的污染,减少对地层的损害。

（2）具有较强的返排能力。CO₂泡沫界面张力是清水的20-30%，且在地层内汽化后膨胀，增加了压裂液返排能量。

（3）具有解堵和抑制粘土膨胀的性能。二氧化碳溶于水中造成地层液态环境呈酸性，使地层粘土颗粒收缩，减少粘土颗粒的运移，具有解堵和抑制粘土膨胀的作用。

（4）二氧化碳具有高溶解性。二氧化碳进入低饱和压力的油藏后，可以大量溶于原油中，使原油的粘度大幅度降低，减小渗流阻力，提高原油的流动性，增加产能。

三、现场应用情况及效果分析

2019年，在某油田某油层井选择含水相对较低、采油强度较低，且与水井连通较好的3口井进行试验，压前对这3口油井连通的6口水井，提前3个月采取上限注水，保证地层能量充足。

1、工艺方案设计方法及参数

二氧化碳压裂设计与方法与水基压裂不同，设计中要采用“恒定内相”的设计方法，即把水基部分看作外相，液态二氧化碳看作内相，施工过程中总排量和纯水基液的排量不变，随着支撑剂的加入和砂浓度的增高，液态二氧化碳的排量相应减小，使支撑剂和液态二氧化碳的体积始终保持一个恒定值，这样有利于降低施工压力，提高一次成功率。

设计中应用了国内外比较先进的FracproPT压裂设计软件，在考虑了泡沫压裂液流变性、滤失性、压力场、流速场、温度场（包括井筒温度场和裂缝温度场）、支撑剂运移分布等因综合影响的基础上，模拟设计泡沫压裂井口控制参数和施工参数

3口井平均单井压开砂岩厚度8.0m，平均单井压开有效厚度5.6 m，压裂液采用液态CO₂和低伤害胍胶混合液，采用0.45—0.9mm石英砂为支撑剂，设计平均单井加砂7.7 m³，砂比19.4%，基液用量25.4 m³，液态CO₂用量35.2 m³，泡沫质量57.9%，支撑缝长127m，缝宽2—3mm

2、地面工艺流程及管柱设计

由于二氧化碳压裂井的施工压力比一般水基压裂过程的压力要高，而且二氧化碳压裂在压后排液的过程中产生的压力也比较高，因此，在井口设备方面采用改进后的350采油树，油管采用改进后的油管挂来悬挂，以及加装法兰盖和顶丝双保险的做法，使井口更加牢固和安全；在地面管汇方面，采用了地面水力车组和二氧化碳车组相结合的方式，各关键闸门采用了灵活方便的旋塞阀来进行操作；在工艺管柱方面采用Y344-114封隔器+导压喷砂器压裂管柱，承压55MPa，尽可能压开目的层；油管采用3″油管降低施工过程中的摩阻。

3、现场施工情况

3口井于4月25日进入现场施工，平均单井破裂压力21.0MPa，平均单井加砂7.7 m³，平均砂比26.0%，泡沫质量达到了59%。压裂过程中监测了永94-56的返排效果，水基压裂液用量30.0m³,返排液量25.4 m³，返排率84.6%；对井1、井2实施了裂缝监测，从监测结果看，井1半缝长135m，井2半缝长125m，达到了设计要求。

3口井平均单井压开砂岩厚度8.0m，平均单井压开有效厚度5.6 m，压裂初期平均单井日产液由压前的3.9t上升为14.5t，上升了10.6t，平均单井日产油由3.8t上升为12.3t，上升了8.5t；采油强度由0.69t/d.m上升到2.20t/d.m，上升了1.51t/d.m，目前（11月底），平均单井日增液5.0t，平均单井日增油4.2t，平均有效期210天，平均单井累计增油1024t，初期见到较好效果。

四、经济效益分析

按照我厂油井压裂施工价格，分别计算了二氧化碳压裂、普通压裂、多裂缝压裂三种压裂方式在不同原油价格下的经济增油界限产量。单井二氧化碳压裂费用按26.6万元（普通井单层13.1万元+二氧化碳增加费用13.5万元）计算，目前平均单井累计增油1024t，增油操作费用按173元/吨，原油价格按1000元/吨计算，单井创效益58.1万元，3口井合计创效益174.3万元，投入产出比1：3.2，随着有效期的延长，效益将进一步加大。

五、几点认识及下步工作

1、由于二氧化碳压裂具有滤失量低、返排好、对地层伤害小的特点，压裂效果明显好于普通、多裂缝压裂，某油田3口二氧化碳压裂井压后初期平均增油强度达到1.51 t/d.m，高出普通、多裂缝压裂分别为57.3%，45.2%。

2、二氧化碳压裂虽然初期效果好于普通、多裂缝压裂，但是二氧化碳压裂后的初期递减幅度较快；目前与其他压裂方式递减幅度基本上持平。下一阶段继续做好压后保护工作，监测二氧化碳压裂的有效期和增油效果。

3、目前二氧化碳压裂由于受放喷过程中压力及时间的限制，因此，目前比较成熟的技术是一次仅能压一层，这就增加了选井难度。因此要使二氧化碳压裂得到广泛应用，应尽快发展不动管柱压多层工艺技术。

4、对于薄差油层增产是否有效，还需进一步试验摸索。

作者简介：赵殿武 ，男 ，1978年8月出生，汉，山东省东平县，2020年毕业于西南大学，技术员，现在大庆油田有限责任公司天然气分公司油气加工八大队贝14注入操作班。

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