張礦生，齊 銀，薛小佳，陶 亮，陳文斌，武安安

（1.中國石油長慶油田分公司,陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西西安 710018）

中國頁巖油資源豐富，技術(shù)可采資源量為145×108t，是具有戰(zhàn)略性的石油接替資源，成為中國“十四五”原油增儲上產(chǎn)的主力軍[1-6]。其中，鄂爾多斯盆地慶城油田為我國發(fā)現(xiàn)的首個10×108t 級頁巖油大油田[7-8]，經(jīng)過多年技術(shù)攻關(guān)，形成了水平井細(xì)分切割體積壓裂主體技術(shù)[9-15]，單井產(chǎn)量大幅度提升。然而，隨著建產(chǎn)區(qū)域擴(kuò)大，對儲層地質(zhì)特征的認(rèn)識逐漸加深，部分頁巖油區(qū)域存在砂泥薄互層交互、低壓和黏度相對較高的特征[16-18]，現(xiàn)有體積壓裂技術(shù)與儲層匹配性面臨巨大挑戰(zhàn)，礦場微地震監(jiān)測顯示，慶城油田頁巖油體積改造裂縫總體呈現(xiàn)主裂縫為主、分支縫為輔的條帶狀縫網(wǎng)形態(tài)，形似“仙人掌”[19-20]，同時現(xiàn)有滑溜水增能方式相對單一，壓裂液向多尺度微納米孔隙擴(kuò)散難度大，能量波及范圍有限[21-24]，導(dǎo)致單井產(chǎn)量下降快、穩(wěn)產(chǎn)期短，亟需探索提產(chǎn)新方向，進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量。

在國家“十四五”雙碳目標(biāo)大背景下，近年來CO2因具有黏度低易注入、擴(kuò)散系數(shù)高、溶解性能強、增能效果明顯、節(jié)約水資源等獨特優(yōu)勢，在各大油田廣泛應(yīng)用[25-28]。CO2的增產(chǎn)作用在非常規(guī)頁巖油氣開發(fā)領(lǐng)域一直被廣泛關(guān)注，國內(nèi)外學(xué)者主要采用試驗與數(shù)值模擬手段聚焦CO2壓裂裂縫擴(kuò)展規(guī)律、CO2增產(chǎn)影響因素分析和礦場應(yīng)用3 方面的研究[29-34]。目前，我國陸相頁巖油前置CO2體積壓裂還處于礦場探索試驗階段[35]。為提高地層能量，長慶、新疆、大慶等油田進(jìn)行了前置CO2增能體積壓裂試驗[35-37]，由于儲層地質(zhì)特征存在差異，CO2注入工藝、關(guān)鍵施工參數(shù)、壓后返排制度等方面大多依靠礦場施工能力與經(jīng)驗確定，缺乏理論和試驗依據(jù)，效果差異明顯。因此，筆者以慶城油田頁巖油為研究對象，采用物理模擬試驗與數(shù)值模擬方法，分析了長7 頁巖油儲層CO2壓裂提高縫網(wǎng)復(fù)雜度的可行性，優(yōu)化了適合慶城油田頁巖油的CO2體積壓裂高效施工模式，形成了CO2區(qū)域增能體積壓裂技術(shù)，支撐了慶城油田頁巖油的高效開發(fā)。

1 長7 段頁巖油地質(zhì)力學(xué)特征

鄂爾多斯盆地晚三疊世發(fā)育典型的大型內(nèi)陸坳陷湖盆，慶城油田位于盆地南部，主要含油層系為延長組，自上而下劃分為長1—長10 共10 個含油層段[4-5]，長7 段為最大湖泛期、一套廣覆式富有機(jī)質(zhì)泥頁巖與細(xì)粒砂質(zhì)的沉積，自生自儲、源內(nèi)成藏，為典型的陸相頁巖油。長7 段自上而下劃分為長71、長72、長73等3 個亞段，以半深湖—深湖亞相沉積為主（見圖1）。

圖1 慶城油田延長組長7 段巖性綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive histogram of Chang 7 of Yanchang Formation in Ordos Basin

頁巖油儲層埋深1 600～2 200 m，基質(zhì)滲透率0.11～0.14 mD，孔隙度6.0%～12.0%，含油飽和度67.7%～72.4%，壓力系數(shù)0.77～0.84。該油田360 個井下巖樣232 組巖石力學(xué)參數(shù)試驗和80 組地應(yīng)力試驗結(jié)果表明，頁巖油儲層的脆性指數(shù)主要在35%～45%（平均43.3%），水平應(yīng)力差主要在4～6 MPa（平均為5.1 MPa）。與北美二疊盆地和國內(nèi)其他頁巖油儲層[15]相比，該油田頁巖油儲層具有脆性指數(shù)低、水平應(yīng)力差相對較大和地層壓力系數(shù)小等特點（見表1）。

表1 慶城油田頁巖油與國內(nèi)外典型頁巖油特征參數(shù)的對比Table 1 Characteristic parameter comparison of shale oil in Ordos Basin and other typical shale oil in China and abroad

長7 段頁巖油儲層發(fā)育微納米孔隙，以溶孔、粒間孔組合為主，面孔率低（平均1.74%），孔隙半徑主要集中在2～8 μm，喉道一般為20～100 nm，孔喉配位數(shù)較低，孔喉連通性差。該油田地層原油黏度1.2～2.4 mPa·s，而微納米級孔喉發(fā)育，進(jìn)一步增大了原油流動阻力。

2 長7 段頁巖油CO2 壓裂裂縫特征

為了明確慶城油田頁巖油前置CO2體積壓裂縫網(wǎng)形態(tài)與擴(kuò)展機(jī)制，開展了不同注入介質(zhì)擬三軸壓裂物模試驗。將長7 段頁巖油儲層露頭加工成?50 mm×100 mm 的圓柱巖樣，為了模擬地層壓裂過程，在巖樣中心鉆取直徑8 mm、深45 mm 的圓柱形孔眼，用于固結(jié)模擬井筒。根據(jù)長7 段頁巖油儲層地應(yīng)力加載試驗，軸壓設(shè)置為25 MPa，圍壓設(shè)置為15 MPa，利用相似原理，根據(jù)礦場施工排量計算試驗注入排量，對比分析注入滑溜水和CO2時的裂縫起裂與擴(kuò)展規(guī)律，并采用高能CT 監(jiān)測裂縫起裂動態(tài)和精細(xì)刻化縫網(wǎng)形態(tài)（見圖2）。從圖2 可以看出，注入CO2時裂縫更復(fù)雜，沿層理弱面擴(kuò)展并縱向穿層形成縫網(wǎng)，誘導(dǎo)裂縫體積大幅度提高，其中注入CO2巖樣的孔隙-微裂縫體積分?jǐn)?shù)為2.12%，注入滑溜水巖樣的孔隙-微裂縫體積分?jǐn)?shù)為0.05%，表明前置CO2壓裂可提高長7 段頁巖油儲層縫網(wǎng)復(fù)雜程度，增大改造體積。

圖2 長7 段露頭巖心注入不同介質(zhì)后的壓裂裂縫擴(kuò)展情況和CT 掃描結(jié)果Fig.2 Fracture expansion and CT scanning results of Chang 7 outcrop core injected different media

3 CO2 區(qū)域增能油藏數(shù)值模擬

3.1 CO2 組分模型建立

慶城頁巖油儲層物性參數(shù)：油藏埋深2 000 m，油層平均厚度12 m，孔隙度8.6%，滲透率0.12 mD，原始地層壓力15.8 MPa，地溫梯度2.76 ℃/100m，地層壓力系數(shù)0.81，油藏溫度60 ℃。采用CMG 軟件的三維三相組分模型（GEM 模塊）進(jìn)行數(shù)值模擬，分別進(jìn)行單段壓裂增能模擬和全井段全生產(chǎn)過程模擬。模型的網(wǎng)格數(shù)量分別為80×100×3 和150×60×3，平面網(wǎng)格步長分別為5 m 和10 m，垂向上網(wǎng)格步長均為4 m，單段模型如圖3 所示。該模型考慮了CO2隨地層壓力和溫度變化發(fā)生相態(tài)變化氣體膨脹增能驅(qū)油，反映CO2在孔隙介質(zhì)中真實的流動規(guī)律，為區(qū)域增能關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化提供基礎(chǔ)依據(jù)。

圖3 頁巖油單段壓裂油藏3D 數(shù)值模型Fig.3 3D numerical model of single-stage shale oil fracturing reservoir

3.2 CO2 區(qū)域增能參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合慶城頁巖油儲層流體、相對滲透率曲線、壓裂改造參數(shù)和生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)，開展CO2增能理念、增能模式、注入排量、注入量、悶井時間等優(yōu)化，形成CO2區(qū)域增能體積壓裂技術(shù)模式，為CO2壓裂方案設(shè)計優(yōu)化和礦場實踐提供依據(jù)。

3.2.1 CO2增能理念優(yōu)化

基于CO2組分基礎(chǔ)模型，分別建立頁巖油水平井單井和平臺多頁巖油水平井油藏數(shù)值模型，水平段長度1 500 m，井距300 m，設(shè)計壓裂20 段，單段射孔3 簇，簇間距10 m，段間距20 m，單段注入CO2300 m3，注入排量4 m3/min，單井注入CO26 000 m3，模擬得到單井和平臺多井注入CO2后地層壓力場分布，結(jié)果如圖4、圖5 所示。從圖4 和圖5 可以看出，單井注入CO2后平均地層壓力由15.8 MPa 提高至23.4 MPa，平臺多井區(qū)域注入CO2后平均地層壓力由15.8 MPa 提高至31.5 MPa。由此可見，注入CO2可以大幅提高地層能量，解決了長7 段頁巖油儲層壓力低、能量不足的問題。同時，CO2區(qū)域增能可提高平臺整體能量，波及范圍可實現(xiàn)縫控區(qū)域全覆蓋，優(yōu)化增能理念由單井增能轉(zhuǎn)向平臺整體注入，實現(xiàn)井間、段間協(xié)同一體化增能轉(zhuǎn)變。

圖4 單井注入CO2 后地層壓力分布Fig.4 Formation pressure distribution field diagram of single well CO2 injection

圖5 平臺多井區(qū)域注入CO2 后地層壓力分布Fig.5 Formation pressure distribution of CO2 injection in multi-well area of platform

3.2.2 CO2增能模式優(yōu)化

不同CO2增能模式基礎(chǔ)參數(shù)設(shè)置：水平段長度1 500 m，井距300 m，設(shè)計壓裂20 段，單段射孔3 簇，簇間距10 m，段間距20 m，其中全井段注入模式單段CO2注入量300 m3，注入排量4 m3/min，單井注入CO26 000 m3；段間交替注入模式單段CO2注入量300 m3，注入排量4 m3/min，單井注入CO23 000 m3。段間交替注入模式下的地層壓力分布模擬結(jié)果如圖6 所示。從圖6 可以看出，能量波及對相鄰段有一定增能與驅(qū)替作用，由于儲層致密，多尺度微納米孔隙擴(kuò)散流動能力相對較弱，段間相鄰段未得到有效波及。因此，將目標(biāo)區(qū)域CO2增能模式優(yōu)化為全井段注入。

圖6 段間交替注入模式下的地層壓力分布Fig.6 Formation pressure distribution of alternating injection mode between sections

3.2.3 CO2增能效率對比

利用單段CO2組分模型，分別注入CO2和滑溜水，以動態(tài)泄流面積內(nèi)地層平均壓力為指標(biāo)，分析注入不同流體時的增能效果。單段射孔3 簇，簇間距10 m，單段液態(tài)CO2注入量300 m3，單段滑溜水注入量300 m3，注入排量4 m3/min，悶井30 d。模擬結(jié)果表明，注入CO2后平均地層壓力為36.2 MPa，注入滑溜水后平均地層壓力為30.8 MPa，相比注入滑溜水，注入CO2增能效果提高35.0%。為進(jìn)一步評價注入不同介質(zhì)的增能效果，模擬縫控區(qū)域不同位置的地層壓力，結(jié)果見圖7。由圖7 可知，近裂縫區(qū)域內(nèi)，由于CO2相態(tài)變化導(dǎo)致體積膨脹，CO2增能效果較滑溜水提高3%～25%；CO2較滑溜水能顯著提高基質(zhì)內(nèi)壓力，在距離裂縫50 m 范圍內(nèi)基質(zhì)區(qū)域的壓力提高12%～33%。

圖7 距離水力裂縫面不同位置的地層壓力Fig.7 Formation pressure at different positions away from hydraulic fracture surface

3.2.4 CO2注入量與排量優(yōu)化

數(shù)值模型設(shè)置液態(tài)CO2注入量分別為100～400 m3，單段射孔3 簇，注入排量為4 m3/min，模擬不同CO2注入量下的地層壓力，結(jié)果見圖8。由于能量波及范圍與注入量正相關(guān)，可進(jìn)一步模擬不同CO2注入量下能量動態(tài)波及面積和橫向波及距離，結(jié)果見圖9。從圖8 和圖9 可以看出，隨著CO2注入量增加，能量波及面積和地層壓力逐漸增加，當(dāng)注入200～300 m3CO2時，提升幅度顯著增加；當(dāng)CO2注入量大于300 m3后，繼續(xù)提高CO2注入量，能量波及面積提升幅度減小，因此，CO2的最佳注入量為300 m3。

圖8 不同CO2 注入量下的地層壓力Fig.8 Formation pressure under different CO2 injection

圖9 能量波及面積與CO2 注入量的相關(guān)性Fig.9 Correlation curve between energy sweep area and CO2 injection

在優(yōu)化CO2注入量的基礎(chǔ)上，數(shù)值模型設(shè)置液態(tài)CO2注入排量為2～8 m3/min，單段射孔3 簇，注入量為300 m3，模擬不同注入排量下的地層壓力，結(jié)果見圖10。由于能量波及范圍與注入排量正相關(guān)，可進(jìn)一步模擬不同注入排量下地層壓力隨時間的變化情況，結(jié)果見圖11。由圖10 和圖11 可知，CO2注入排量越高，在相同時間內(nèi)注入量越大，壓力上升幅度越快，有利于CO2快速向儲層小孔隙擴(kuò)散，提高波及范圍；增能效果主要體現(xiàn)在注入前期，注入后期壓力逐漸趨于平穩(wěn)，壓力上升幅度減小，CO2的最優(yōu)注入排量為4～6 m3/min。

圖10 不同CO2 注入排量下的地層壓力Fig.10 Formation pressure under different CO2 injection displacements

圖11 不同注入排量下地層壓力隨注入時間的變化Fig.11 Variation of formation pressure with time under different injection displacements

4 現(xiàn)場試驗

慶城油田合水-慶城南地層能量整體偏低，原油黏度相對較高，2022 年在前期單井試驗基礎(chǔ)上，在該油田某平臺進(jìn)行了CO2區(qū)域增能體積壓裂試驗，探索新的改造增產(chǎn)技術(shù)。該平臺3 口試驗水平井的水平段長度平均1 906 m，油層鉆遇率83.9%，平均壓裂32 段113 簇，加砂強度3.4 t/m，進(jìn)液強度16.4 m3/m，滑溜水施工排量8～12 m3/min，CO2施工排量4 m3/min，累計注入CO21.06×104t。

對比井為同區(qū)域同層位相鄰平臺未采取CO2區(qū)域增能的4 口壓裂水平井，水平段長度平均1 698 m，油層鉆遇率85.6%，平均壓裂30 段105 簇，加砂強度3.7 t/m，進(jìn)液強度20.0 m3/m，滑溜水施工排量8～12 m3/min。3 口試驗井的平均停泵壓力為15.5 MPa，而4 口對比井的平均停泵壓力為13.7 MPa，提高了1.8 MPa。這表明CO2區(qū)域增能壓裂可提高縫內(nèi)凈壓力，從而提高縫網(wǎng)復(fù)雜程度。

3 口試驗井與相鄰平臺4 口井放噴階段在相同排液制度下平均井口壓力隨放噴時間的變化曲線如圖12 所示。從圖12 可以看出：3 口試驗井的平均井口壓力比相鄰平臺4 口井高了2.6 MPa；3 口試驗井的生產(chǎn)壓力保持程度為55.1%，而相鄰平臺4 口井為38.0%，生產(chǎn)壓力保持程度提高了1.5 倍（生產(chǎn)壓力保持程度為目前井口壓力與初始井口壓力之比），說明CO2可以快速有效補充地層能量。

圖12 試驗井與相鄰平臺井放噴井段井口壓力對比Fig.12 Comparison of wellhead pressure in blowout section of test well and adjacent platform well

3 口試驗井正常投產(chǎn)生產(chǎn)，截至目前生產(chǎn)90 d，初期平均單井產(chǎn)量達(dá)到21.6 t/d，而相鄰平臺4 口井平均單井產(chǎn)量16.8 t/d。進(jìn)一步對比試驗井與相鄰平臺井在儲層特征相近、壓裂改造規(guī)模一致情況下百米油層產(chǎn)油量的變化規(guī)律（見圖13），試驗井百米油層產(chǎn)油量1.5 t/d，而相鄰平臺井百米油層產(chǎn)油量1.0 t/d，表明CO2區(qū)域增能體積壓裂顯示較好的單井增產(chǎn)潛力。

5 結(jié)論

1）基于CO2壓裂物理模擬試驗和高能CT 掃描，證實長7 段頁巖油注入CO2增能后壓裂可形成復(fù)雜縫網(wǎng)，裂縫沿層理弱面擴(kuò)展并縱向穿層形成縫網(wǎng)，注入CO2巖樣的孔隙-微裂縫體積分?jǐn)?shù)為2.12%，注入滑溜水巖樣的孔隙-微裂縫體積分?jǐn)?shù)為0.05%。

2）油藏數(shù)值模擬結(jié)果表明：CO2區(qū)域增能理念由單井段間交替增能轉(zhuǎn)向平臺整體注入，實現(xiàn)井間、段間協(xié)同一體增能轉(zhuǎn)變；單井最優(yōu)的增能模式為全井段注入，可實現(xiàn)縫控區(qū)域全覆蓋。

3）現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，與常規(guī)體積壓裂的鄰井相比，CO2區(qū)域增能體積壓裂試驗井平均壓力保持程度提高1.5 倍，單井平均初期產(chǎn)油量提高28.6%，說明CO2區(qū)域增能體積壓裂能增加區(qū)域地層的能量，具有較好的提產(chǎn)潛力。