2018, Vol. 30
2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 西安 710018;
3. 中国石油长庆油田分公司 第十一采油厂, 甘肃 西峰 745000
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi'an 710018, China;
3. No.11 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xifeng 745000, Gansu, China
致密气是指覆压基质渗透率≤ 0.1 mD、自然产能低于工业气流下限的气藏。中国致密气广泛分布于鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽等10余个盆地，有利区面积约为32万km2[1]。2015年国土资源部资源评价结果显示，全国致密气技术可采资源量为12万亿m3[2-4]。目前，国内致密气开发已初具规模，年产量达到400亿m3，占天然气总产量的30%以上。以鄂尔多斯盆地致密气为例，其存在低孔低渗、含气层系多、非均质性强、储量丰度低等特征[5-6]，必须借助工程技术手段改善储层段渗流条件，以达到经济开采的目的。
众所周知，北美页岩气革命推动了水力压裂技术的大发展，通过低成本压裂材料与关键工具研发，形成了直井多层、水平井多段为主体的体积压裂技术，对国内致密气开发具有良好的借鉴意义，但水力压裂存在水资源耗量大、残渣滞留伤害储层及返排液处理费用高等缺点。近年来，超临界CO2作为一种新型压裂液，因其分子间作用力较小，表面张力低，流动性极强等特征而得到国内外技术人员的广泛关注，与水力压裂相比，CO2压裂可以有效提高地层压力，增加改造范围，无水相运移对储层伤害接近于零，同时能实现温室气体埋存，改善大气环境[7-13]。为此，开展CO2物模与数模实验，探寻CO2破岩机理与渗流规律，以期建立符合长庆气田地质特征的CO2压裂技术模式。
1 超临界CO2的物理化学特性CO2在常温常压下密度比空气大，能溶于水。当温度和压力超过CO2的临界温度31.26 ℃和临界压力7.43 MPa时，将处于超临界状态。超临界CO2密度略低于液态(1.1 g/cm3)，黏度近似于气体(0.02 mPa·s)，扩散系数为液态CO2的100倍，因而具有极好的流动性和传递性，是一种兼具气-液两相性质的特殊状态[8-9, 14]。
CO2的临界压力和临界温度条件要求较低，在压裂改造过程中很容易达到超临界状态[8]，图 1为CO2的相态变化图。在临界点附近，CO2流体的性质(密度、黏度、扩散系数等)随压力和温度的微小变化有显著的变化[15-16]。
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下载eps/tif图 图 1 CO2相态变化 Fig. 1 Phase diagram of CO2 |
假设地层是均匀各向同性、线弹性多孔介质材料、井筒围岩处于平面应变状态，考虑到岩石为小变形弹性体，则线性叠加原理是适用的[17-19](图 2)。
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下载eps/tif图 图 2 井壁受力的力学分解模型 Fig. 2 Mechanical decomposition model of shaft lining force |
井筒液柱压力pi引起的周向应力为σθ1，水平最大地应力σH引起的周向应力为σθ2，水平最小地应力σh引起的周向应力为σθ3
| $ {\sigma _{\theta 1}} = - \frac{{{R^2}}}{{{r^2}}}{p_{\rm{i}}} $ | (1) |
| $ {\sigma _{\theta 2}} = \frac{{{\theta _{\rm{H}}}}}{2}\left( {1 + \frac{{{R^2}}}{{{r^2}}}} \right) - \frac{{{\sigma _{\rm{H}}}}}{2}\left( {1 + \frac{{3{R^4}}}{{{r^4}}}} \right)\cos \theta $ | (2) |
| $ {\sigma _{\theta 3}} = \frac{{{\theta _{\rm{h}}}}}{2}\left( {1 + \frac{{{R^2}}}{{{r^2}}}} \right) - \frac{{{\sigma _{\rm{h}}}}}{2}\left( {1 + \frac{{3{R^4}}}{{{r^4}}}} \right)\cos \theta $ | (3) |
式中：R为井眼半径，mm；r为极坐标半径，mm；θ为角度，(°)。
当井内流体压力增大时，一部分井内液体滤液将渗入地层。视井壁地层为孔隙介质时，满足达西定律，此时井壁孔隙压力将调整为
| $ p\left( {r,t} \right) = C\int_0^t {f\left( {r,t} \right)} {\rm{d}}t $ | (4) |
| $ \begin{array}{l} f\left( {r,t} \right) = 1 + \frac{\pi }{2}\int_0^\infty {\exp \left( { - \kappa {u^2}t} \right)} \cdot \\ \;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\left[ {\frac{{{J_0}\left( {ur} \right){Y_0}\left( {ua} \right) - {Y_0}\left( {ur} \right){J_0}\left( {ua} \right)}}{{{J_0}{{\left( {ua} \right)}^2} + {Y_0}{{\left( {ua} \right)}^2}}}} \right]\frac{{{\rm{d}}u}}{u} \end{array} $ | (5) |
| $ \kappa = \frac{k}{{\mu \varphi \beta }} $ | (6) |
式中：p为井壁孔隙压力，MPa；t为时间，s；u为瞬时孔隙压力，MPa；a为无量纲参数；K为导压系数，μm2·Pa(/ mPa·s)；k为岩石的渗透速率，m/d；μ为流体黏度，Pa·s；
由于孔隙压力的调整，导致井壁周围产生的附加周向应力为σθ4
| $ {\sigma _{\theta 4}} = \frac{{1 - 2\nu }}{{1 - \nu }}\left( {1 - \frac{{{K_{\rm{B}}}}}{{{K_{\rm{M}}}}}} \right)\left( {\frac{1}{{{r^2}}}\int_R^r {pr{\rm{d}}r - p} } \right) $ | (7) |
式中：KB与KM分别为岩石骨架与充填矿物的体积模量，MPa/s；ν为泊松比。
在液柱压力与地应力联合作用下，井壁围岩的总周向应力为
| $ {\sigma _\theta } = {\sigma _{\theta 1}} + {\sigma _{\theta 2}} + {\sigma _{\theta 3}} + {\sigma _{\theta 4}} $ | (8) |
当σθ4大于岩石的抗张强度时，岩石发生破裂。
水力压裂过程中，水基压裂液的压缩系数较小，井筒及地层压力增长迅速，对原始地层孔隙压裂影响较小，而超临界CO2的压缩系数大，引发的增压滞后则不容忽视。假设注入液体在地层破裂时完全均匀压缩，可得出增压速率为
| $ C = \frac{{{\rm{d}}P}}{{{\rm{d}}t}} = \frac{Q}{{\beta V + \beta Q{\rm{d}}t}} $ | (9) |
式中：V为地层破裂之前井筒体积及可渗流连通的孔隙体积之和，m3；Q为排量，m3/s。
由式(10)可知，增压速率与流体压缩系数成反比。如图 3所示，水的压缩系数为(2.8~4.0)× 10-4 MPa-1，超临界CO2的压缩系数为0.002~ 0.300 MPa-1，导致超临界CO2增压速率比水低2个数量级，必须考虑其对孔隙压力造成的影响。
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下载eps/tif图 图 3 增压速率与压缩系数关系曲线 Fig. 3 Relationship between supercharging rate and compression coefficient |
根据有效应力准则，有效周向应力为
| $ {{\sigma '}_\theta } = {\sigma _\theta } - p\left( {r,t} \right) $ | (10) |
当σ′θ大于岩石的抗张强度时，岩石发生破裂。
压裂初期，注入流体黏度与增压速率改变了孔隙压力p(r，t)场的分布，进而改变周向应力场的分布，最终改变井壁周围有效周向应力场。模型计算参数如表 1所列。
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下载CSV 表 1 CO2破岩计算模型 Table 1 Calculation parameters of CO2 rock breaking model |
计算得出孔隙压力随着注入时间的延长而增加，周向应力随着注入时间的延长由负值变为正值，代入式(10)，注入初期，周向应力为负值，孔隙压力为正值，总有效应力减小；注入一段时间后，孔隙压力陡增明显，远远大于周向应力变为正值时带来的影响，总有效应力仍然减小，当最终有效应力减小为负值，超过岩石抗拉强度时，岩石破裂，裂缝延伸，其中超临界CO2在降低破裂压力中起了关键作用[20-21](图 4、图 5)。
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下载eps/tif图 图 4 孔隙压力分布图 Fig. 4 Pore pressure distribution |
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下载eps/tif图 图 5 周向应力分布图 Fig. 5 Circumferential stress distribution |
超临界CO2与液态CO2压裂的起裂压力均远远低于常规水力压裂的起裂压力，其中超临界CO2压裂的起裂压力比水力压裂的起裂压力低75.5%，液态CO2压裂的起裂压力比水力压裂的起裂压力低69.2%(表 2)。
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下载CSV 表 2 不同条件下岩石起裂参数 Table 2 Parameters of rock fracture initiation under different conditions |
野外取心，室内加工成8 cm×8 cm×10 cm的岩样(图 6)，开展不同介质注入条件下，岩石破裂机理研究。
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下载eps/tif图 图 6 不同介质注入下岩石起裂压裂曲线 Fig. 6 Fracture initiation curves of rocks under different medium injection |
图 6实验结果表明：水力压裂的起裂压力为19.7 MPa，超临界CO2压裂的起裂压力为8.8 MPa，降低了55.3%；液态CO2压裂的起裂压力为9.6 MPa，降低了51.3%，降幅与模型计算值相比略小，分析可能是由于岩样尺寸较小，压力很快传导到岩样室内壁，造成部分压力耗散。
3 超临界CO2压裂增产机理(1) 超临界CO2可以降低破岩门限压力，在同等地面水马力条件下，裂缝起裂更容易，延伸更远。
(2) 超临界CO2黏度低，表面张力接近于零，穿透力强，可以沟通更多微裂缝与改造区域。超临界CO2分子之间作用力极弱，表面张力极低，流动性极强[11]，有利于CO2在地层中流动和扩散，且超临界状态的CO2分子可以进入孔吼半径很小的孔隙和开度很小的弱面及天然裂缝，可在地层中实现大范围穿透，有效波及范围大，数模结果如图 7所示。
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下载eps/tif图 图 7 不同压裂液压裂波及范围数值模拟 Fig. 7 Numerical simulation of hydraulic fracturing range in different fracturing |
(3) 超临界CO2射流效应可改变岩石的微观结构，冲刷或溶蚀填充与孔隙空间内的黏土、有机质等，且形成的微酸性环境可以抑制黏土矿物膨胀，从根本上解决水敏与水锁效应，并且无压裂液残渣滞留，维持了原始渗流通道[6, 18]。
(4) 超临界CO2压裂可快速提高改造区域地层压力[22]。
4 前置CO2蓄能压裂技术集超临界CO2破岩、传导、蓄能增压与滑溜水体积压裂双重优势，提出超临界前置CO2蓄能压裂技术。首先低排量注入CO2，降低岩层起裂压力；其次前置足量CO2，提高地层压力[5-6]，疏通孔隙通道，开启微裂缝，并形成超临界态CO2覆膜降低后续水基压裂液伤害；随后滑溜水携砂压裂，提高裂缝复杂程度，增加改造体积。
(1) 通过气藏地质储量容积差值法，结合鄂尔多斯盆地东部致密气地质特征，计算不同孔隙度、不同地层压力条件储层CO2注入量，形成设计图版(图 8)。计算表明：致密气储层孔隙度为8%~9%、压力系数为0.80~0.85时所需CO2注入量为220~330 m3。
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下载eps/tif图 图 8 鄂尔多斯盆地东部CO2注入量设计图版 Fig. 8 Design of CO2 injection volume in eastern Ordos Basin |
天然气地质储量计算公式为
| $ G = \frac{{0.01Ah\varphi \left( {1 - {S_{{\rm{wi}}}}} \right){T_{{\rm{sc}}}}{P_{\rm{i}}}}}{{T{P_{{\rm{sc}}}}{Z_{\rm{i}}}}} $ | (11) |
式中：A为含气面积，km2；Pi为原始地层压力，MPa；h为平均有效厚度，m；Swi为原始含水饱和度，%；T为气体偏差系数；Tsc为地层温度，K；Zi为气体偏差系数；Psc为地面压力，MPa。
液态CO2注入量计算公式为
| $ V = \frac{{\delta \left( {G' - G} \right)}}{{517}} $ | (12) |
式中：V为液态CO2注入量，m3；δ为压裂液波及系数，%；G′为补充压力后天然气地质储量，m3；G天然气地质储量，m3。
(2) 前置CO2排量设计主要由2个方面决定：CO2的注入与滤失达到动态平衡点之上(图 9)；管柱及井口限压条件[23]。
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下载eps/tif图 图 9 鄂尔多斯盆地东部S52井CO2压裂井底压力曲线 Fig. 9 Bottom pressure curve of CO2 fracturing in well S52 in eastern Ordos Basin |
当CO2的注入与滤失达到动态平衡时，井底压力大于地层闭合应力，结合前置液阶段造缝需求，以裂缝延伸压力不降为设计依据[24]。结合S52井盒8层井底压力测试分析，当排量大于3.7 m3/min时，井底压力由下降转变为上升。
在井口限压70 MPa条件下，采用31/2油管注入压裂，根据裂缝延伸压力及管柱摩阻计算得出CO2最大施工排量可达5.0 m3/min。综上研究，设计CO2注入排量4.0~5.0 m3/min，形成前置CO2蓄能压裂泵注程序(表 3)。
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下载CSV 表 3 前置CO2蓄能压裂泵注程序 Table 3 Pre CO2 pumped storage fracturing program |
前置CO2蓄能压裂累计在鄂尔多斯盆地东部致密气开展试验6口井，试验井压后全部一次喷通，有效改善了压后排液效果，平均试气产量7.59万m3/d，其中，M52井与S52井分别获得22.06万m3/d与12.25万m3/d的高产气流(表 4)。
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下载CSV 表 4 前置CO2蓄能压裂试验效果统计 Table 4 Statistics of effects of pre CO2 accumulating fracturing test |
M52井盒8层解释气层2段，厚度共计6.6 m，平均孔隙度为9.7%，平均渗透率为0.38 mD，采用前置CO2蓄能压裂，加砂41.6 m3，排量5.5 m3/min，前置CO2 220 m3，施工曲线如图 10所示，因采用两套机组施工，CO2机组未接入仪表车，只显示滑溜水排量。
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下载eps/tif图 图 10 M52井压裂施工曲线 Fig. 10 Fracturing construction curves of well M52 |
储层归一化参数公式为
| $ \varepsilon = h\varphi {S_{\rm{G}}}/1\;000 $ | (13) |
式中：ε为储层归一化参数；SG为含气饱和度，%。
归一化储层品质试气产量计算公式为
| $ {P_\varepsilon } = \frac{{{P_{{\rm{gas}}}}}}{\varepsilon } $ | (14) |
式中：Pε为归一化储层品质试气产量，万m3/d；Pgas为试气产量，万m3/d。
以表 5数据为样本，选取储层厚度、孔隙度、含气饱和度作为储层品质归一化参数，与试气产量进行拟合，试验井M52处于拟合曲线正上方，偏离程度较大，计算归一化储层品质试气产量为6.05万m3/d，邻井平均为1.14万m3/d，增产约5倍，显示了该工艺良好的增产前景(图 11、图 12)。
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下载CSV 表 5 试验井M52与邻井压裂综合数据对比 Table 5 Comparison of fracturing well test data between well M52 and adjacent wells |
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下载eps/tif图 图 11 试气产量与储层归一化参数拟合曲线 Fig. 11 Normalized fitting curve between yield and reservoir |
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下载eps/tif图 图 12 归一化储层品质试气产量对比 Fig. 12 Comparison of normalized reservoir quality and yields |
(1) 建立了基于线弹性模型的岩石破裂准则，明确了超临界CO2降破压机理，计算结果与物模实验趋势相吻合。
(2) 超临界CO2的物理化学性质决定了其在体积压裂方面具有广阔的应用前景，尤其是对水敏、水锁、低压储层。室内研究结合先导性试验，探索出前置CO2蓄能压裂设计模式：前置大液量CO2有效降低了起裂压力，开启微裂缝，大范围穿透与滑移改造层位，有利于缝网形成；后续滑溜水携砂压裂，提高改造区域导流能力。
(3) 在鄂尔多斯盆地东部开展先导性试验6口井，平均试气产量为7.59万m3/d，较邻井同类储层取得了显著增产效果。
(4) 须进一步细化压裂关键节点与配套措施，完善超临界CO2蓄能压裂设计模式；同时扩大试验规模，简化施工流程，克服CO2运输、储存，压裂装备费用难题，提升经济效益。
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