稠油油藏以蒸汽吞吐、蒸汽驱方式开发为主，该方式主要适用于中浅层稠油油藏开发。中深层稠油油藏储层渗透率和孔隙度均较低，蒸汽从井口注入井底的热损失较大，导致蒸汽径向波及半径小，难以实现效益开发和有效动用。常规解决方法是采用气体、溶剂、尿素等常用介质，辅助蒸汽吞吐提高蒸汽波及范围，降低原油黏度，但单井周期提升产油量仅100~200 t，产出投入比较低。

CO₂气体辅助采油于1952年在北美地区得到工业化应用，与其他非烃类介质相比，CO₂与原油有较好的混相，可降低原油分子间的界面张力，同时CO₂溶于原油后使其体积膨胀，大大降低了原油黏度，使原油流动性显著提升。在稠油开发中，利用CO₂提高油藏采收率技术大多用于普通稠油吞吐，且取得了较好的增油效果，换油率为0.18~1.31^[1-3]。近年来，随着节能减排和双碳政策的执行，CO₂在油田开发中的应用得到进一步提升，中国已在大庆、吉林、新疆等油田进行了气驱、吞吐先导试验并取得了较好的采油效果^[4-6]。前置CO₂压裂技术是以液态CO₂为介质，通过压裂形成裂缝，并在油藏中气化，既能改善储层导流能力，又能溶解原油进而降黏，实现了油藏的高效动用和增产^[7-9]。该技术主要应用于致密油气藏，其在中深层稠油油藏的应用仍处于探索攻关阶段。新疆油田乌夏地区中深层稠油地质储量约为4 000×10⁴ t，埋藏深度为815~1 825 m，地面50 ℃原油黏度为41~3 453 mPa·s，油层厚度为2.7~20.9 m，平均为11.2 m，孔隙度为14.0%~21.8%，平均为18.5%，渗透率为3.2~125.6 mD，平均为40 mD，含油饱和度为50.2%~68.0%，平均为61.3%，属于中孔中渗—低孔低渗油藏，且均处于未动用状态。拟利用油藏数值模拟技术，通过优化前置CO₂蓄能压裂技术机理和关键操作参数，对新疆油田乌夏地区中深层稠油油藏进行详细研究，以期实现无蒸汽稠油开发并可为后续稠油低碳高效开发提供一定理论支持。

利用稠油热采数值模拟软件CMG中的黑油油藏模型，建立典型水平井+体积压裂开发数值模型。设计模型的孔隙度为18.5%，渗透率为40 mD，含油饱和度为65.0%，油层厚度为8.9 m，水平井水平段长度为900 m，体积压裂为13段39簇，每段3簇，每簇间距为20 m，每段间距为60 m。模拟过程中用液量为8 916 m³，用砂量为940 m³，CO₂用量为1 400 m³，蓄能压裂后焖井13 d开井。

（1）地层压力作用范围

在油井投产前，注入液态CO₂进行储层微压裂造缝，注入后进行气化，井筒周围压力增大。随着气体不断补充，压力进一步增大，促使地层在水平段段簇设置点附近出现微裂缝，地层高压起裂后，CO₂沿着裂缝快速突进并占据起裂空间，压力传导至主裂缝前缘。此时，在井筒周围及主裂缝处压力值最高达12.6 MPa（图 1a，1b）。随后转入胍胶压裂液顶替阶段，压裂液携带石英砂进一步注入地层，促使CO₂向油层深部扩散，并沿微裂缝横向扩散融合，大幅提高了CO₂的波及范围（图 1c，1d）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 不同注入阶段地层压力分布特征对比 Fig. 1 Comparison of formation pressure distribution at different injection stages

（2）CO₂蓄能效果

CO₂注入油层气化后存在游离和溶解2种状态，即一部分溶解在原油中，另一部分以气体状态充填在油层孔隙内。CO₂在原油中的溶解度具有随压力下降而下降的物理特性，当压力释放后，溶解在原油内的CO₂逐渐析出，进而维持了油藏内的压力^[10-13]。通过数值模拟技术，设置常规水力压裂和前置CO₂蓄能压裂2种压裂方式。常规水力压裂在无能量补充的情况下，生产过程中的井底流压迅速下降；前置CO₂蓄能压裂在CO₂能量补充的情况下，在生产过程中随着压力的减小，CO₂开始发生膨胀，发挥增能作用，使井底压力衰减速率减缓。前置CO₂蓄能压裂在相同生产时间的井底流压较常规水力压裂高2~4 MPa，日产油量峰值平均为14.8 t/d，较常规水力压裂提高了6.2 t/d（图 2）

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 不同压裂方式下日产油变化曲线 Fig. 2 Daily oil production variation curves under different fracturing methods

（3）CO₂作用范围

CO₂较液态流体在油层内具有更强的波及穿透能力，在CO₂蓄能压裂过程中注入大量液态CO₂，进入地层后由液态变为气态，导致体积不断膨胀，波及范围进一步扩大^[9-11]。根据压裂过程中CO₂的摩尔分数分布可见，前置CO₂压裂阶段，高压注入的CO₂首先分布在井筒及裂缝附近；随着前置注入压力和注入量的增大，CO₂沿着井筒及裂缝两侧开始逐渐向外扩散；随后用顶替液将CO₂推至油层更深处（图 3），此时CO₂进一步通过裂缝扩散至附近油层内，大大增大了其溶油和降黏范围，原油黏度由3 400 mPa·s下降至500 mPa·s以下，CO₂波及范围达到油藏的1/3左右（图 4）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 CO2摩尔分数场图 Fig. 3 CO2 mole fraction field diagram

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 原油黏度变化 Fig. 4 Variations of crude oil viscosity

（4）储层改造变化

注入的CO₂在地下进行压裂后，在地层中发生由液态向气态的转变，其性质也发生改变，使体积不断膨胀，导致地层压力上升，从而生成裂缝以及主裂缝周围的次级微裂缝。随着压裂注入时间的延长，主裂缝与次级微裂缝相互连通，形成高渗透率区，该区含水饱和度及孔隙度明显增大。根据压裂液顶替后的含水饱和度分布和孔隙度变化特征可知，储层产生裂缝后，在注液态CO₂和后续携砂压裂液顶替过程中，主裂缝方向集中发育大量微裂缝，受效范围内储层孔隙度提高约10%（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 蓄能压裂后含水饱和度、孔隙度变化 Fig. 5 Variations in water saturation and porosity after energy storage fracturing

（5）泡沫油产生

泡沫油是一种含有分散气泡的稠油油流，常见于具有溶解气的稠油油藏中。开采过程中，在一定压力范围内，溶解气析出并分散于原油内，以油-气两相混合的液相泡沫油流采出。泡沫油的形成有3种方式：①油藏原油在开发释压过程中脱气，形成自生泡沫油被采出；②油藏原油在开发过程中不脱气，通过人为向油藏内注入非凝析气体（主要是甲烷或CO₂），释压后形成次生泡沫油被采出；③油藏原油在开发过程中能够脱气，且人为补充非凝析气体，自生、次生泡沫油同时产生并被采出^[13-15]。目标油藏原油含有溶解气，在前置CO₂蓄能压裂后，形成的泡沫油以第③种方式产生。根据多组分泡沫油数值模拟结果，目标区稠油在生产的不同阶段，呈现不同的泡沫油区间变化特征：①生产初期，泡沫油首先在近井地带和主裂缝附近形成，以次生泡沫油为主；②生产前—中期，泡沫油在近井地带—油层中部形成，油层脱气范围小，近井地带以次生泡沫油为主，远井地带以自生泡沫油为主；③生产中期，泡沫油在油层中部—边界形成，油层开始大量脱气，以自生泡沫油为主；④生产后期，油层脱气完毕，泡沫油逐渐消失（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 不同生产时间的泡沫油区间变化 Fig. 6 Variations of foam oil interval in different production time

分别设置压裂段间距为60 m，70 m，80 m，90 m，模拟目标区不同压裂段间距的采收率。结果表明，压裂段间距越小，储层改造密度越大，油井生产效果越好，采收率最高达11 %左右。考虑到稠油油藏储层渗透率普遍较高，过小的压裂段间距容易造成井筒外地层连通，难以实现分段压裂^[16-18]，再结合目前的压裂技术水平，确定60 m间距为合理压裂段间距（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 不同压裂段间距的采收率对比曲线 Fig. 7 Comparison curves of oil recovery factor with different fracturing intervals

在200 m井距下，设置压裂主裂缝长度分别为50 m，60 m，70 m，80 m，90 m，100 m，模拟目标区不同裂缝长度的采收率。结果表明，压裂段主裂缝越长，油井生产效果越好，当压裂段主裂缝长度达到90 m后，采收率基本保持在11.3%左右，因此设计压裂段主裂缝半长为90 m（穿透比45%）（图 8）。与此同时，若相邻采油井采用错位压裂方式压裂后，基本可以形成压力传导的连通缝网，实现井间储量的有效控制和动用，同时又可以防止井间流体的过早连通^[19-20]（图 9）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 不同裂缝半长的采收率对比曲线 Fig. 8 Comparison curves of oil recovery factor with different half lengths of fractures

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 不同裂缝半长的驱替范围示意图 Fig. 9 Schematic diagram showing displacement range with different half lengths of fractures

在设定压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m的基础上，数值模拟7 t/m，8 t/m，9 t/m，10 t/m，11 t/m等5种不同裂缝导流能力下的采收率。结果表明，在相同条件下，当裂缝导流能力越大，注入的CO₂在井底范围向地层内部的扩散效应则越强，更容易扩散至油层深部，使裂缝指进效果明显增强，为油层压裂后的原油提供了较好的渗流条件；当裂缝导流能力越小，CO₂越容易在井底压裂缝附近聚集，因此，作用范围有限，生产效果较差。模拟预测随着裂缝导流能力的增大，最终采收率逐渐上升，当裂缝导流能力达到10 t/m后，最终采收率提高幅度较小，因此最佳的裂缝导流能力为10 t/m（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 不同裂缝导流能力采收率对比曲线 Fig. 10 Comparison curves of oil recovery factor with different fracture conductivity

在压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m的基础上，模拟CO₂注入强度分别为1.25 m³/m，1.50 m³/m，1.75 m³/m，2.00 m³/m时的采收率情况。结果表明，随着CO₂注入强度的逐渐增大，油藏的采收率逐渐提高；当CO₂注入强度由1.25 m³/m提高至1.50 m³/m时，采收率由9.7%提高至10.8%；当CO₂注入强度超过1.50 m³/m以后，采收率提高幅度明显减小，因此最佳的CO₂注入强度为1.50 m³/m（图 11）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 不同CO2注入强度的采收率对比曲线 Fig. 11 Comparison curves of oil recovery factor with different CO2 injection intensity

在压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m、CO₂注入强度为1.50 m³/m的基础上，按照注入速度为1.0 m³/m，1.4 m³/m，1.8 m³/m，2.2 m³/m设计4组模拟模型，预测压裂后油井的采收率。模拟结果表明，随着CO₂注入速度的提高，对应的注入压力增大，CO₂进入储层扩散的速度越快，对于原油的溶解降黏效果则越好，油井产油效果逐渐提升，采收率逐渐升高。当注入速度达到1.8 m³/min后，受缝网干扰的影响，采收率提升幅度减小，因此最佳的液态CO₂注入速度为1.8 m³/min（图 12）。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 不同CO2注入速度的采收率对比曲线 Fig. 12 Comparison curves of oil recovery factor with different CO2 injection rates

与常规注蒸汽吞吐方式不同，前置CO₂蓄能压裂技术需要适当的延长CO₂的焖井时间，这样既有利于CO₂在油层中的扩散，提高CO₂的作用范围，又利于CO₂在原油中的溶解，提升CO₂的降黏效果，同时还有利于减缓CO₂从原油中的析出速度，从而发挥气体的弹性能量以保持地层压力。在压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m、CO₂注入强度为1.50 m³/m、注入速度为1.8 m³/min的基础上，模拟焖井分别为10 d，20 d，30 d，40 d下的采收率情况。结果表明，当压裂关井时间小于30 d时，气化后的CO₂没有充分溶解在原油中即被采出，采收率大幅度降低；当压裂关井时间大于30 d时，压裂后的地层压力将会有更多的时间趋于平衡，导致井底附近地层压力的减小幅度增大，开井生产后采收率略有降低，因此最佳的焖井时间为30 d（图 13）。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 不同焖井时间的采收率对比曲线 Fig. 13 Comparison curves of oil recovery factor with different soak time

为论证前置CO₂蓄能压裂技术在实际油藏的实施效果和应用潜力，选取新疆油田乌夏地区具有代表性的3口井进行矿场试验。试验井平均油层厚度为9.2 m，平均渗透率为51.9 mD，平均孔隙度为17.9%，平均水平段长度为980 m，平均井距为202 m。通过前置CO₂蓄能压裂进行投产开发，每段3簇，压裂段间距为62 m，CO₂注入强度为1.5 m³/m，累计注气1 470 m³，CO₂注入速度为1.8 m³/min，焖井时间为30 d，焖井后产液量为21.6 t/d，产油量为14.5 t/d，含水率为32.9%。与常规水力压裂效果相比，产液量提高8.9 t/d，产油量提高5.2 t/d，含水率上升6.1 %，开发效果明显提升（表 1）。按照提高采收率2%预测，前置CO₂蓄能压裂技术可增油3 596 t，换油率为2.45。

表 1(Table 1)

表 1 新疆油田乌夏地区不同开发方式下的初期生产效果（生产76 d） Table 1 Initial production effects under different development methods in Wuxia area, Xinjiang Oilfield 开采方式 井数/口 油层厚度/m 渗透率/mD 孔隙度/% 日产液/（t·d-1） 日产油/（t·d-1） 含水率/% 常规压裂 4 9.7 55.6 18.7 12.7 9.3 26.8 前置CO2蓄能压裂 3 9.2 51.9 17.9 21.6 14.5 32.9

下载CSV 表 1 新疆油田乌夏地区不同开发方式下的初期生产效果（生产76 d） Table 1 Initial production effects under different development methods in Wuxia area, Xinjiang Oilfield

（1）前置CO₂蓄能压裂技术是利用CO₂的增能、降黏、强穿透性和释压成泡沫油流等特性，提前进入地层，利于扩大压裂波及范围，延长油井生产时间。

（2）在合理的压裂段距、裂缝半长、裂缝导流能力、CO₂注入强度等条件下实施前置CO₂蓄能压裂可提高中深层稠油油藏的采收率，60 m压裂段距、90 m裂缝半长、10 t/m的裂缝导流能力，1.5 m³/m的CO₂注入强度，1.8 m³/min的CO₂注入速度、30 d焖井时间为最佳操作参数，最终采收率提高2%~3%。

（3）水平井前置CO₂蓄能压裂技术实施后，产油量由9.3 t/d提高至14.5 t/d，含水率下降6.1%。该技术为稠油热采减排，低碳开发提供了新思路和新方法，在类似油藏具有推广潜力。