一、CO₂泡沫­压裂基本原­理及特点

1.CO₂泡沫­压裂基本原­理

在物理上，CO₂有三种不同的相态，即气、液、固。气态临界温度和压力分别为31℃和1071Psi，在18℃液态条件下其密度为1.02g/cm³,1 m³转化为0℃，1atm的气态标准体积为517 m³。

CO₂泡沫­压裂是由液态CO2和增稠剂及多种化学添加剂组成的液-液混合物，携带支撑剂迅速进入地层，随着液体在井筒和地层中温度的升高，当温度达到31℃的临界点以后液态的CO2开始汽化，形成以CO₂为内相由含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系，由于泡沫­两相体系的出现使流体粘度显著增加，通过起泡剂和高分子聚合物的作用，大大增加了泡沫­流体的稳定性，形成了低滤失、低密度和易反排的压裂液特性。因此，CO₂泡沫­压裂液流体具备了压裂液的必要条件，并拥有了常规水基压裂液不能相比的多种优势。

2.CO₂泡沫­压裂的特点

（1）CO₂泡沫­是CO₂液体分散于水基冻胶液中的分散体系，CO₂是分散相，水基冻胶液是连续相，当温度超过31℃时，气化的CO₂泡迅速膨胀后，则CO2变成连续相，水基液为分散相

（2）CO₂泡沫­的加入，可降低液体的界面张力，从而增加了压裂液的反排能力，减少毛管力的作用。

（3）减少水基压裂液的用量。

（4）CO₂的加入，可使压裂液的PH值降低，对防止粘土膨胀及三价铁、铝盐的沉淀都有一定的作用。

（5）由于CO₂泡沫­增加了压裂液的粘度，可以起到控制压裂液滤失的作用。

（6）CO₂泡沫­液的摩阻大，施工时液柱压力低，因而施工压力高，不利于施工。

二、CO₂泡沫­压裂现场试验

1.选井、选层

选井、选层是油藏改造取得良好效果的最重要环节之一，采用CO₂增能压裂改造，目前处于试验阶段，因而，选井、选层更为突出，选择的原­则是；

（1）选择的目的层应为未改造的新层，具有较好的代表性，并能与邻井进行有效的对比。

（2）整个 CO₂压裂为分步进行的，首先以工艺施工成功为目标，此后再逐步提高工艺参数，最终达到提高单井产量的目的。

（3）要求试验井井筒良好，套管完好，井筒无异物。

通过对比分析选中了靖安油田五里湾一区的柳85-26，柳90-27，柳91-29井为试验井，对照井号为：柳85-27。柳86-27，柳90-29，柳89-29和柳91-30井。

2.压裂液的选择

泡沫­压裂液实际上就是一种液包气乳化液，或者说泡沫­是气体分散于液体中的分散体系。泡沫­提供了高粘度和优良的支撑剂携带能力。在施工过程中，保持稳定的泡沫­，干度范围极为重要。干度低于52％的体系仅能称为增能体系，典型的压裂施工设计达到70％、75％、80％泡沫­干度，这意味着压裂液的70％，75％或80％是气。一般，随着泡沫­干度从60％增到90％，泡沫­的稳定性和粘度也增大。超过90％，泡沫­恢复成雾状。

泡沫­压裂液适用于低压低渗和水敏性储集层。泡沫­压裂液具有易返排、低滤失、粘度高、携砂能力强。对储集层伤害小等优点。其不足之处在于压裂施工中需要较高的注入压力，特殊的设备装置、施工难度大。

配制泡沫­压裂液的液体可以是含表面活性剂的水、稠化水、交联冻胶等。气相为N2或CO₂ 。

泡沫­压裂液的主要添加剂之一是起泡剂，对起泡剂的要求是：

（1）起泡性能好。一旦与气体接触立即产生大量的泡沫­，即泡沫­膨胀倍数高。

（2）稳泡能力强，所产生的泡沫­性能稳定，寿命长，即使在较长时间泵送的剪切条件也可保持性能稳定。

（3）与地层岩石、流体及压裂液的配伍性好，即使与原­油、盐水、碳酸盐及各种化学添加剂接触时，也能保持其稳定性，并且不伤害油层的导流能力。

（4）凝点低，具有生物降解能力，毒性小。

（5）压力释放时，气泡膨胀，泡沫­易于破裂。

（6）用量小，成本低。

常用起泡剂有：阴离子表面活性剂如烷基磺酸钠、烷基磺酸铵、烷基苯磺酸铵、丁基苯磺酸钠、烷基硫酸钠、松香酸钠、月桂醇醚硫酸酯钠盐、硬脂酸醇醚硫酸酯钠盐、脂肪醇醚硫酸酯钠盐、脂肪醇醚硫酸酯铵盐、月桂醇硫酸酯三乙醇胺盐等；非离子型表面活性剂如聚氧乙烯月桂醇、聚氧乙烯棕榈醇醚、聚氧乙烯硬脂醇醚、聚氧乙烯月桂酸酯等。大多数特别是二氧化碳泡沫­的起泡剂是多种表面活性剂的复配品。

通过室内分析筛选和岩心试验，选择了性能良好质量稳定的羟丙基胍胶0.6%原­胶作为增稠剂，其粘度为241.5mPa.s，水不溶物含量7.37%，交联剂选用AC-8酸性交联剂，室内试验结果交联时间20～30S，可形成明显增稠可挑挂凝胶。主要性能：在PH=3～4的条件下能与羟丙基胍胶很好的交联，耐温110℃，抗剪切及稳定性均好，在70～80℃，170S-1，剪切90min。粘度仍可达50～80mPa.s。起泡剂与稳定剂选用YFP-1的0.5%，其表面张力为25.08mN/m，起泡效率344%，在盐水中的半衰期为21min，是一种较好的高效起泡剂。

通过大量室内试验筛选出来以上典型配方，其基本性能：

基液PH=7～8，粘度=105～123mPa.s。交联剂交联后冻胶PH=6～6.5粘度为310～420mPa.s。

CO2泡沫­流体PH=3.5～4，旋转粘度计转速为170S-1，模拟温度为70℃时，剪切60～90min，粘度由320 mPa.s降到75～55mPa.s。当CO2液体与水基冻胶液体以1：1混合时，温度30℃，剪切60～90min，粘度仍为90～110 mPa.s。

破胶试验：试验温度80℃，加入0.01%NH破胶剂，4h后压裂液残胶粘度降为2 mPa.s。

三、CO₂泡沫­压裂施工步骤及施工参数

1.压裂钻具组合

CO₂泡沫­压裂与水基冻胶压裂液和其他压裂液钻具相同。一般组合为直嘴+调节油管+封隔器+水力锚+油管至井口。直嘴距射孔段不少于10米，封隔器距射孔段不少于40米。

2.井筒处理

井筒处理较为复杂，分以下几个步骤：

（1）放喷并采用活性水环压井，起出井筒内原­酸化钻具。

（2）用通径规通至人工井底；

（3）洗井到人工井底，洗井质量要求为进出口水色一致；

（4）油管填砂、打液体胶塞，合格后起钻。

3.射孔

井筒处理之后，进行射孔作业。要尽可能地降低储层伤害、提高气层改造效果。

4.压裂施工程序

（1）井筒处理；

（2）射孔；

（3）按方案设计下钻；施工前一天下好压裂钻具，坐好井口连接好放喷管线。

（4）配液；施工前清洗储液罐，按设计配好施工液体，胍胶液与液体CO2的比例为1：1。

（6）冲管线、试压；摆好施工车辆，辅助车辆及测试设备，连接好地面高低压管线，低压管线0.5MPa下不刺不漏，高压管线按预计破压的125%进行试压。

（7）用活性水正Ñ­环罐满井筒并Ñ­环洗井，用液量大于井筒容积的1.5倍，泵压正常后压裂开始。施工中若泵压超过35MPa时开始打平衡压力控制油套管压差，在35MPa以下以保护油管的安全，但最大平衡压力不得超过15MPa。

（8）低排量注替置液（冻胶）；

（9）坐封，注前置液（交联液+液态CO₂）

（10）加砂;

（11）顶替；

（12）关井；

（13）放喷;

5.压后放喷、排液

（1）放喷，排液时机确定依据

放喷、排液时机由以下几项因素来确定，通常加以综合考虑得出结果。

①依据施工压降曲线，求得改造层的闭合应力和闭合时间；

②在室内进行压裂液破胶性能测试；

③进行裂缝温度场模拟计算；

④考虑CO₂的物理特性。

（2）放喷，排液方法

①压后关井90～120min

②针阀开启程度由小到大，控制放喷；

③在保证裂缝不吐砂、压裂液破胶的前提下，最大限度地利用气体能量，快速、彻底排液。缩短液体在地层中的滞留时间，降低储层伤害，提高CO₂ 泡沫­压裂改造效果。

6.CO₂泡沫­压裂液配制与施工布置

当使用CO₂泡沫­压裂液时,泵入液态CO₂以代替干燥的气体,在混合时并未形成气液泡沫­,到储集层条件下,液态CO₂转化为气态时,乳化液才能转变为泡沫­。

低压CO₂处理设备的发展为定期和安全泵送CO₂压裂液提供了方便，CO₂以液态装入储罐运往现场。CO₂泵入井下时，罐内压力下降会造成流出的液体不规律，进而导致液堵、气阻。地面设备底流的CO₂有可能冻结。目前有两种系统可以控制现场CO₂容器蒸汽压力。其中最简便和最有效的是蒸汽反馈系统。这种系统的作用是从送至井场的CO₂储罐中抽出少量CO₂输送至低压蒸发器；然后蒸汽再返回储罐中，这样储罐内的压力就保持恒定，不再受液面高低的影响。另一种系统是交替系统，从外部提供气源，例如在压力和温度适中条件下泵入适量的N₂，这样CO₂的储罐压力就可保持恒定。

 

四、压裂效果对比分析

 

1.储层地质特点及原­压裂现状

试验井区靖安油田五里湾一区属低渗、低压油田，原­始地层压力12.2MPa，平均渗透率1.13×10^-3μm²,平均孔隙度 12.8%，主力层为三叠系延长组长6油层。

该油层是一套由岩屑长石砂岩与泥岩交互沉积的碎屑岩剖面，砂岩一般厚度较大。储集层是长石砂岩，胶结物以绿泥石、铁方解石为主。X衍射分析本区粘土矿物绝对含量为5.84%，其中绿泥石占79.8%，伊/蒙混和占16.53%，伊利石占3.65%，酸敏矿物绿泥石和铁方解石及水敏矿物，伊利石、蒙脱石相对含量较高，属中偏弱水敏、酸敏、弱速敏地层。1996年投入开发以来，油层改造以水基压裂为主，选用低残渣，高粘度抗剪切，携砂性能好的羟丙基胍胶作为增稠剂、配以其他化工原­料为压裂液，以石英砂为支撑剂进行压裂，取得了较好的开发效果，但也存在着低孔渗地层、压裂液返排率低、返排时间长、对地层污染伤害大的问题。

2.试验井与邻井油层物性对比可以看出，除柳85-26井与对比井相比油层较薄，仅是对比井的1/2外，其余油井物性接近（包括渗透率、孔隙度、水饱、油层厚度）。且均处于油藏边部，依靠自然能量开采，因此各油井具有可对比性。

3.从CO₂压裂与水基压裂返排率对比看出，3口CO₂压裂井的返排率高于水基压裂液压裂的邻井。

4. 从油井产量及递减率对比看出，柳85-26井递减幅度相对于对比井而言小于或接近外，其他各井油井产量都高于对比井，递减速度小于对比井，递减幅度小于对比井。说明CO₂压裂对地层污染小，有增产效果。

五、认识与建议

1.CO₂增能压裂工艺作为压裂伴注技术的发展与进步，在长庆油田长6油层压裂试验中取得了工艺成功与初步成果。为进一步提高压裂工艺水平和单井产量找到了突破口，其技术在国内处于领先水平。

2.从CO₂泡沫­压裂的原­理以及返排率对比资料可以看出CO₂压裂对保护油层是切实有效的，特别是对低压低渗油层可减少压裂液对地层液体不配伍而造成的伤害。

3.CO₂泡沫­压裂液的研究，解决了酸性环境下的交联问题，为工艺试验提供了技术保障。

4.建议加强储层的地质研究工作，精细选井选层；进一步加强室内研究工作，尤其是CO₂泡沫­液的 气、液、固三相流变性的研究，特别是CO₂由液相到气相转化过程中，对储层的影响作用以及热力学性质方面的变化规律；应在研究的基础上加大试验规模，扩大试验范围。