增能压裂技术研究与参数优化

增能压裂技术研究与参数优化

摘要致密储层，水敏性储层和致密砂岩油气在内的非常规油气藏等，使用二氧化碳或氮气的增能压裂法为提高多种储层油气产量提供了一个很好的方法。CO2增能压裂的泡沫质量一般为30%-52%，其工艺较常规压裂更简便，返排率较高，应用于大规模压裂，具有良好的增产增能作用。

关键词低渗；致密；增能压裂

引言

水力压裂是开采低渗砂岩气藏的重要手段之一，所有改造的油气井中有80%是采用水力压裂来增产的。虽然产生裂缝的作用相当好，但多数压裂处理把含有胶凝剂的聚合物和水作为压裂液，而水因毛细管力作用被束缚在微小孔隙内，低压降下造成液体返排困难，没有返排的水滞留在裂缝面周围的水饱和带。这些储层中，只有少量的水得以返排，所以需要找到常规压裂液的替代品，减少水引起的地层伤害的方法之一就是用气体给液体增能。

1 泡沫增能压裂技术

在水力壓裂过程中，通过在处理液中加入一种可压缩和可溶解的气体可实现增能效果。生产过程中，增能液体膨胀，气体从溶解液中析出。由此促进压裂液的快速返排。

增能液体可以用CO2、N2、甲醇或任何混合气体。这些气体可以单独加入增能压裂液，也可以跟交联凝胶或烃类等混合注入。因为可生成泡沫，普遍在常规水基压裂液中添加CO2和N2，这对大剂量压裂液是有益的。泡沫压裂液跟其他相似组分的增能压裂液具有相同的优势，但比单相压裂液黏度要高。

常规水力压裂模拟都是通过耦合液体流变模型和裂缝构造来评估裂缝面积的。因为液体是不可压缩的，所以一般假定体积是不变的。常规压裂液为单相，就不需要把组分的影响考虑在内了。这个也假定为一个恒温的过程；认定液体处于储层温度等值情况下的。而对于增能压裂液，这些假设就不能成立了。多种流体的存在可引起组分不同程度的漏失，造成整个裂缝里相态发生变化。既然注入的流体温度也许要比储层温度低200℉，这个过程也就不再等温了。

跟常规压裂液不同，增能压裂液体系涉及多种相态变化。压裂作业中，多种机理（相态特性、漏失、多相流动）的存在可能造成液体组分的变化。此外，因温度和压力的变化也会出现相态变化。裂缝体积，还有压裂液携砂能力都取决于压裂液体的组分和相态特性。利用组分平衡法可追踪组分的变化，且可并入裂缝模型，这是一种现有压裂模型所没有的特性。分析这种结果，可以确定组分对压裂性能的影响。以较低的温度把增能压裂液注入地层并不少见。液体和地层间的温度差异使液体注入井内时液体温度升高。因为裂缝面处于储层温度较高的影响

下（<350℉），热会在裂缝中继续传导。而温度差异引起了相态产生巨大变化，即其他流体特性的变化，影响了压裂性能。用压裂模型中的能量守恒定律可跟踪流体的温度变化。

溶解度和压缩性的变化可用状态方程来测定。状态方程的输入项为液体组分值（根据组分平衡原理求得）、液体温度（根据能量守恒定律求得）、液体压力（根据总质量平衡法求得）。输出值为修正过的液相密度、相态组成和相态分数。压裂模型中使用的是Peng-Robinson状态方程。

2 增能压裂研究案例

国外研究人员开发了一种新的水力压裂模型，这个模型第一次把裂缝里的流体组分，温度和相态变化考虑在内。成功的运用EFRAC模拟了某气藏的几次压裂施工处理。研究案例的数据包含有压裂期间记录的压力值和返排期间的液体返排率。把模拟结果与实际结果比较有助于更好的理解模型的模拟能力和局限性。一旦精确地模拟了实际泵入的程序，就可以通过调整可控的工程参数来优化模型设计。

2.1 气田压裂史

研究案例处于渐新世下部断层带，这些储层是一组陆上三角洲边缘沉积，分为四个岩层带，S、T、U和V。而且断层作用是相当普遍的。下部断层处于8，000–12，500ft深度范围内。初始压力范围从深度8，000ft的0.7psi/ft到12，500ft 的0.85psi/ft，井底温度最高达到320℉。产层有效厚度不尽相同，大多数在20-150ft范围内。平均孔隙度16-18%，平均渗透率0.01–0.2md。气田岩层从19世纪40年代早期投入开发，主要受凝析气驱使。气油比低与这些储层允许适当的液体返排有关。水力压裂技术的不断提高是致密砂岩气藏不断开发的主要动力。在油田开发初期，压力递减不成问题。然而在复杂断块储层的开发后期，这些气田存在着不同程度的衰竭。在过去的二三十年里，交联水基压裂液一直是油田的主要选择。然而如果储层进一步衰竭，就非常有必要使用增能压裂。根据反复的地层测试或射孔后的破裂压力决定是否采用添加有气体的压裂液体。

2.2 增能压裂处理模型

压裂模型要想正确的预测液体特性变化必须了解：流体相态、流变特性、漏失机理。

（1）相态特性

设计的压裂模型包括许多组分和液体。闪蒸计算限定在两种液体状态。在压裂处理中，在交联的瓜胶含水压裂液中添加了CO2。认为所有的添加剂在液相中能够完全溶解。不认为压裂支撑剂是一种组分或相态。支撑剂的运移用其他组分平衡法可单独计算。因此，裂缝中只有两种相态，水和气体；两种组分，水和二氧化碳。

压缩性和溶解度也在模型中求得，都由状态方程决定。选择的是Peng-Robinson状态方程式，为CO2-H2O压裂液体系拟合测量数据。

（2）流变特性

液体的流变特性是基液、泡沫质量和温度的一项综合系数。压裂前测试液体的基液黏度为450和350厘泊，剪切率为100sec-1。两种基液黏度存在差别是因为每个阶段性放入的添加剂有所不同。基液黏度已计入了交联剂的影响。

3 结束语

①储层条件下的饱和度比压裂时的气体饱和度高很多，因为地层压力降低使更多的气体从压裂液中析出。

②依据产能评估，当生产压差小于地层的毛细管压力时，建议使用增能压裂液。如果生产压差高，那么使用增能压裂液的效果将大大降低。

③采用增能压裂液作业时，用模型评估了不同压裂设计参数的影响。在这之前，主要用历史数据拟合气井产量和压裂处理的净压响应。

④建议压裂处理中的每个阶段都应该用气体增能，以使侵入层的气体高度饱和。如果不行，在不损失产能的情况下，只在缓冲液或支撑剂阶段增能液体，也可以达到有效增产的目的。