张矿生，齐 银，薛小佳，陶 亮，陈文斌，武安安

（1.中国石油长庆油田分公司,陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安 710018）

中国页岩油资源丰富，技术可采资源量为145×108t，是具有战略性的石油接替资源，成为中国“十四五”原油增储上产的主力军[1-6]。其中，鄂尔多斯盆地庆城油田为我国发现的首个10×108t 级页岩油大油田[7-8]，经过多年技术攻关，形成了水平井细分切割体积压裂主体技术[9-15]，单井产量大幅度提升。然而，随着建产区域扩大，对储层地质特征的认识逐渐加深，部分页岩油区域存在砂泥薄互层交互、低压和黏度相对较高的特征[16-18]，现有体积压裂技术与储层匹配性面临巨大挑战，矿场微地震监测显示，庆城油田页岩油体积改造裂缝总体呈现主裂缝为主、分支缝为辅的条带状缝网形态，形似“仙人掌”[19-20]，同时现有滑溜水增能方式相对单一，压裂液向多尺度微纳米孔隙扩散难度大，能量波及范围有限[21-24]，导致单井产量下降快、稳产期短，亟需探索提产新方向，进一步提高单井产量。

在国家“十四五”双碳目标大背景下，近年来CO2因具有黏度低易注入、扩散系数高、溶解性能强、增能效果明显、节约水资源等独特优势，在各大油田广泛应用[25-28]。CO2的增产作用在非常规页岩油气开发领域一直被广泛关注，国内外学者主要采用试验与数值模拟手段聚焦CO2压裂裂缝扩展规律、CO2增产影响因素分析和矿场应用3 方面的研究[29-34]。目前，我国陆相页岩油前置CO2体积压裂还处于矿场探索试验阶段[35]。为提高地层能量，长庆、新疆、大庆等油田进行了前置CO2增能体积压裂试验[35-37]，由于储层地质特征存在差异，CO2注入工艺、关键施工参数、压后返排制度等方面大多依靠矿场施工能力与经验确定，缺乏理论和试验依据，效果差异明显。因此，笔者以庆城油田页岩油为研究对象，采用物理模拟试验与数值模拟方法，分析了长7 页岩油储层CO2压裂提高缝网复杂度的可行性，优化了适合庆城油田页岩油的CO2体积压裂高效施工模式，形成了CO2区域增能体积压裂技术，支撑了庆城油田页岩油的高效开发。

鄂尔多斯盆地晚三叠世发育典型的大型内陆坳陷湖盆，庆城油田位于盆地南部，主要含油层系为延长组，自上而下划分为长1—长10 共10 个含油层段[4-5]，长7 段为最大湖泛期、一套广覆式富有机质泥页岩与细粒砂质的沉积，自生自储、源内成藏，为典型的陆相页岩油。长7 段自上而下划分为长71、长72、长73等3 个亚段，以半深湖—深湖亚相沉积为主（见图1）。

图1 庆城油田延长组长7 段岩性综合柱状图Fig.1 Comprehensive histogram of Chang 7 of Yanchang Formation in Ordos Basin

页岩油储层埋深1 600～2 200 m，基质渗透率0.11～0.14 mD，孔隙度6.0%～12.0%，含油饱和度67.7%～72.4%，压力系数0.77～0.84。该油田360 个井下岩样232 组岩石力学参数试验和80 组地应力试验结果表明，页岩油储层的脆性指数主要在35%～45%（平均43.3%），水平应力差主要在4～6 MPa（平均为5.1 MPa）。与北美二叠盆地和国内其他页岩油储层[15]相比，该油田页岩油储层具有脆性指数低、水平应力差相对较大和地层压力系数小等特点（见表1）。

表1 庆城油田页岩油与国内外典型页岩油特征参数的对比Table 1 Characteristic parameter comparison of shale oil in Ordos Basin and other typical shale oil in China and abroad

长7 段页岩油储层发育微纳米孔隙，以溶孔、粒间孔组合为主，面孔率低（平均1.74%），孔隙半径主要集中在2～8 μm，喉道一般为20～100 nm，孔喉配位数较低，孔喉连通性差。该油田地层原油黏度1.2～2.4 mPa·s，而微纳米级孔喉发育，进一步增大了原油流动阻力。

为了明确庆城油田页岩油前置CO2体积压裂缝网形态与扩展机制，开展了不同注入介质拟三轴压裂物模试验。将长7 段页岩油储层露头加工成ϕ50 mm×100 mm 的圆柱岩样，为了模拟地层压裂过程，在岩样中心钻取直径8 mm、深45 mm 的圆柱形孔眼，用于固结模拟井筒。根据长7 段页岩油储层地应力加载试验，轴压设置为25 MPa，围压设置为15 MPa，利用相似原理，根据矿场施工排量计算试验注入排量，对比分析注入滑溜水和CO2时的裂缝起裂与扩展规律，并采用高能CT 监测裂缝起裂动态和精细刻化缝网形态（见图2）。从图2 可以看出，注入CO2时裂缝更复杂，沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网，诱导裂缝体积大幅度提高，其中注入CO2岩样的孔隙-微裂缝体积分数为2.12%，注入滑溜水岩样的孔隙-微裂缝体积分数为0.05%，表明前置CO2压裂可提高长7 段页岩油储层缝网复杂程度，增大改造体积。

图2 长7 段露头岩心注入不同介质后的压裂裂缝扩展情况和CT 扫描结果Fig.2 Fracture expansion and CT scanning results of Chang 7 outcrop core injected different media

庆城页岩油储层物性参数：油藏埋深2 000 m，油层平均厚度12 m，孔隙度8.6%，渗透率0.12 mD，原始地层压力15.8 MPa，地温梯度2.76 ℃/100m，地层压力系数0.81，油藏温度60 ℃。采用CMG 软件的三维三相组分模型（GEM 模块）进行数值模拟，分别进行单段压裂增能模拟和全井段全生产过程模拟。模型的网格数量分别为80×100×3 和150×60×3，平面网格步长分别为5 m 和10 m，垂向上网格步长均为4 m，单段模型如图3 所示。该模型考虑了CO2随地层压力和温度变化发生相态变化气体膨胀增能驱油，反映CO2在孔隙介质中真实的流动规律，为区域增能关键参数优化提供基础依据。

图3 页岩油单段压裂油藏3D 数值模型Fig.3 3D numerical model of single-stage shale oil fracturing reservoir

结合庆城页岩油储层流体、相对渗透率曲线、压裂改造参数和生产动态参数，开展CO2增能理念、增能模式、注入排量、注入量、闷井时间等优化，形成CO2区域增能体积压裂技术模式，为CO2压裂方案设计优化和矿场实践提供依据。

3.2.1 CO2增能理念优化

基于CO2组分基础模型，分别建立页岩油水平井单井和平台多页岩油水平井油藏数值模型，水平段长度1 500 m，井距300 m，设计压裂20 段，单段射孔3 簇，簇间距10 m，段间距20 m，单段注入CO2300 m3，注入排量4 m3/min，单井注入CO26 000 m3，模拟得到单井和平台多井注入CO2后地层压力场分布，结果如图4、图5 所示。从图4 和图5 可以看出，单井注入CO2后平均地层压力由15.8 MPa 提高至23.4 MPa，平台多井区域注入CO2后平均地层压力由15.8 MPa 提高至31.5 MPa。由此可见，注入CO2可以大幅提高地层能量，解决了长7 段页岩油储层压力低、能量不足的问题。同时，CO2区域增能可提高平台整体能量，波及范围可实现缝控区域全覆盖，优化增能理念由单井增能转向平台整体注入，实现井间、段间协同一体化增能转变。

图4 单井注入CO2 后地层压力分布Fig.4 Formation pressure distribution field diagram of single well CO2 injection

图5 平台多井区域注入CO2 后地层压力分布Fig.5 Formation pressure distribution of CO2 injection in multi-well area of platform

3.2.2 CO2增能模式优化

不同CO2增能模式基础参数设置：水平段长度1 500 m，井距300 m，设计压裂20 段，单段射孔3 簇，簇间距10 m，段间距20 m，其中全井段注入模式单段CO2注入量300 m3，注入排量4 m3/min，单井注入CO26 000 m3；段间交替注入模式单段CO2注入量300 m3，注入排量4 m3/min，单井注入CO23 000 m3。段间交替注入模式下的地层压力分布模拟结果如图6 所示。从图6 可以看出，能量波及对相邻段有一定增能与驱替作用，由于储层致密，多尺度微纳米孔隙扩散流动能力相对较弱，段间相邻段未得到有效波及。因此，将目标区域CO2增能模式优化为全井段注入。

图6 段间交替注入模式下的地层压力分布Fig.6 Formation pressure distribution of alternating injection mode between sections

3.2.3 CO2增能效率对比

利用单段CO2组分模型，分别注入CO2和滑溜水，以动态泄流面积内地层平均压力为指标，分析注入不同流体时的增能效果。单段射孔3 簇，簇间距10 m，单段液态CO2注入量300 m3，单段滑溜水注入量300 m3，注入排量4 m3/min，闷井30 d。模拟结果表明，注入CO2后平均地层压力为36.2 MPa，注入滑溜水后平均地层压力为30.8 MPa，相比注入滑溜水，注入CO2增能效果提高35.0%。为进一步评价注入不同介质的增能效果，模拟缝控区域不同位置的地层压力，结果见图7。由图7 可知，近裂缝区域内，由于CO2相态变化导致体积膨胀，CO2增能效果较滑溜水提高3%～25%；CO2较滑溜水能显著提高基质内压力，在距离裂缝50 m 范围内基质区域的压力提高12%～33%。

图7 距离水力裂缝面不同位置的地层压力Fig.7 Formation pressure at different positions away from hydraulic fracture surface

3.2.4 CO2注入量与排量优化

数值模型设置液态CO2注入量分别为100～400 m3，单段射孔3 簇，注入排量为4 m3/min，模拟不同CO2注入量下的地层压力，结果见图8。由于能量波及范围与注入量正相关，可进一步模拟不同CO2注入量下能量动态波及面积和横向波及距离，结果见图9。从图8 和图9 可以看出，随着CO2注入量增加，能量波及面积和地层压力逐渐增加，当注入200～300 m3CO2时，提升幅度显著增加；当CO2注入量大于300 m3后，继续提高CO2注入量，能量波及面积提升幅度减小，因此，CO2的最佳注入量为300 m3。

图8 不同CO2 注入量下的地层压力Fig.8 Formation pressure under different CO2 injection

图9 能量波及面积与CO2 注入量的相关性Fig.9 Correlation curve between energy sweep area and CO2 injection

在优化CO2注入量的基础上，数值模型设置液态CO2注入排量为2～8 m3/min，单段射孔3 簇，注入量为300 m3，模拟不同注入排量下的地层压力，结果见图10。由于能量波及范围与注入排量正相关，可进一步模拟不同注入排量下地层压力随时间的变化情况，结果见图11。由图10 和图11 可知，CO2注入排量越高，在相同时间内注入量越大，压力上升幅度越快，有利于CO2快速向储层小孔隙扩散，提高波及范围；增能效果主要体现在注入前期，注入后期压力逐渐趋于平稳，压力上升幅度减小，CO2的最优注入排量为4～6 m3/min。

图10 不同CO2 注入排量下的地层压力Fig.10 Formation pressure under different CO2 injection displacements

图11 不同注入排量下地层压力随注入时间的变化Fig.11 Variation of formation pressure with time under different injection displacements

庆城油田合水-庆城南地层能量整体偏低，原油黏度相对较高，2022 年在前期单井试验基础上，在该油田某平台进行了CO2区域增能体积压裂试验，探索新的改造增产技术。该平台3 口试验水平井的水平段长度平均1 906 m，油层钻遇率83.9%，平均压裂32 段113 簇，加砂强度3.4 t/m，进液强度16.4 m3/m，滑溜水施工排量8～12 m3/min，CO2施工排量4 m3/min，累计注入CO21.06×104t。

对比井为同区域同层位相邻平台未采取CO2区域增能的4 口压裂水平井，水平段长度平均1 698 m，油层钻遇率85.6%，平均压裂30 段105 簇，加砂强度3.7 t/m，进液强度20.0 m3/m，滑溜水施工排量8～12 m3/min。3 口试验井的平均停泵压力为15.5 MPa，而4 口对比井的平均停泵压力为13.7 MPa，提高了1.8 MPa。这表明CO2区域增能压裂可提高缝内净压力，从而提高缝网复杂程度。

3 口试验井与相邻平台4 口井放喷阶段在相同排液制度下平均井口压力随放喷时间的变化曲线如图12 所示。从图12 可以看出：3 口试验井的平均井口压力比相邻平台4 口井高了2.6 MPa；3 口试验井的生产压力保持程度为55.1%，而相邻平台4 口井为38.0%，生产压力保持程度提高了1.5 倍（生产压力保持程度为目前井口压力与初始井口压力之比），说明CO2可以快速有效补充地层能量。

图12 试验井与相邻平台井放喷井段井口压力对比Fig.12 Comparison of wellhead pressure in blowout section of test well and adjacent platform well

3 口试验井正常投产生产，截至目前生产90 d，初期平均单井产量达到21.6 t/d，而相邻平台4 口井平均单井产量16.8 t/d。进一步对比试验井与相邻平台井在储层特征相近、压裂改造规模一致情况下百米油层产油量的变化规律（见图13），试验井百米油层产油量1.5 t/d，而相邻平台井百米油层产油量1.0 t/d，表明CO2区域增能体积压裂显示较好的单井增产潜力。

1）基于CO2压裂物理模拟试验和高能CT 扫描，证实长7 段页岩油注入CO2增能后压裂可形成复杂缝网，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网，注入CO2岩样的孔隙-微裂缝体积分数为2.12%，注入滑溜水岩样的孔隙-微裂缝体积分数为0.05%。

2）油藏数值模拟结果表明：CO2区域增能理念由单井段间交替增能转向平台整体注入，实现井间、段间协同一体增能转变；单井最优的增能模式为全井段注入，可实现缝控区域全覆盖。

3）现场试验结果表明，与常规体积压裂的邻井相比，CO2区域增能体积压裂试验井平均压力保持程度提高1.5 倍，单井平均初期产油量提高28.6%，说明CO2区域增能体积压裂能增加区域地层的能量，具有较好的提产潜力。