苏里格气田以“三低”著称，即“低压、低渗、低丰度”，在地质工程一体化理念指导下，实现了气田优质、高效开发^[1-3]，苏X区块即是如此。但随着苏X区块北部主产区进入开发后期，作为产能接替的中部低品位区越来越受到重视，相比于主产区，低品位区的储层连续性、物性均较差，特别是可动水饱和度较高、气水关系也愈发复杂，水气比大于1.0×10^-4m³/m³的气井占比高达80%，部分常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大，甚至难以投产成功，造成了巨大的经济损失。

相比常规水基压裂，CO₂泡沫压裂具有诸多优势^[4-6]：（1）有效补充低压储层的地层能量，地层中液体为酸性，可降低水敏、水锁、碱敏等储层伤害；（2）发挥CO₂破岩优势（低阈值压力破岩），有利于形成复杂裂缝形态，增加有效改造体积；（3）泡沫压裂液具有较强的携砂能力，有利于产生具有高导流、低伤害的裂缝；（4）泡沫流体悬砂能力强，有利于裂缝纵向剖面的有效铺置与支撑；（5）大幅减少压裂用液量，缓解后期水处理带来的环保压力；（6）CO₂分子具有较强的吸附能力，可以置换储层中的天然气，有利于提高压裂后产能；（7）压裂后返排能力强，可实现快速返排，提高试采效率。此外，相对于CO₂准干法压裂及CO₂干法压裂，CO₂泡沫压裂还具有技术成熟、加砂效果好、施工风险小、成本较低的优势^[7-8]。

目前，CO₂泡沫压裂工艺技术的研究与应用主要集中在压裂液体系优化上^[9-11]，而关于地质工程一体化的研究尚未见到相关文献报道。在中国油公司向绿色低碳转型的背景下^[12]，将CO₂泡沫压裂技术集成到目前非常规油气藏的“工厂化”压裂及地质工程一体化规模效益开发中显得尤为必要，这就需要将基础地质研究、压裂液体系评价、压裂设计方法、配套装备、压裂施工程序及压裂后技术管理作为一个整体进行优化设计，进而得到适用于目标区块储层的CO₂泡沫压裂液体系、压裂工艺参数、施工设备、施工工艺，在提高单井产能的同时，也为下一步形成规模效应、进一步降低作业成本奠定基础。

地质工程一体化理念一般遵循“逆向设计、正向实施”的原则^[13-16]，首先，应用建模数模一体化技术开展基础地质研究，利用地震、测井、地质等数据建立目标井区精细三维地质模型，在进行生产历史拟合的基础上确定储层有效渗透率、孔隙度等物性参数，以及含气饱和度、可动水的分布特征，优化井位及射孔层位；其次，应用地质压裂一体化开展压裂工艺优化设计，研发清洁高效CO₂泡沫压裂液体系，结合岩石力学参数和地应力数据及相应的施工配套设备优化注入方式和注入参数，形成储层物性与压裂工艺相匹配的压裂施工程序，并优化压裂规模；最后，科学开展压裂后技术管理，根据返排试气试采资料，拟合反演得到基质渗透率、有效裂缝长度、导流能力等参数，客观评价压裂效果与工艺的适应性，并修正压裂前地质模型，形成技术闭环的地质工程一体化流程（图 1）。

图 1

图 1 地质工程一体化流程图 Fig. 1 Flow chart of geology and engineering integration

苏里格致密砂岩气藏可动水饱和度与储层产水特征具有很好的相关性^[17]，而可动水饱和度等于原始含水饱和度减去束缚水饱和度；岩心分析数据表明，束缚水饱和度与孔隙结构指数（K/ϕ）^1/2相关性最好^[18-19]，在Petrel地质模型中根据测井资料解释出的含水饱和度、孔隙度与渗透率计算出的束缚水饱和度，得出各网格点的可动水饱和度、含气饱和度；同时，根据数值模拟历史拟合后的地层压力场，可得出目标层位的泄气半径，最终标定出目标井区目标层位的剩余气富集程度。结合产能预测及经济评价，厘定可动水饱和度小于或等于18%为X区块中部低品位区开发经济技术界限，并优先动用含气饱和度大于50%、可动水饱和度小于18%的储层（图 2、图 3）。该关键技术在井位部署和射孔层位选择上实现了有效避水，不仅提高了单井产能，还有效降低了大量出水风险。

图 2

图 2 X区块山西组—下石盒子组储层含气饱和度剖面图 Fig. 2 Gas saturation profile of Shanxi Formation-Lower Shihezi Formation reservoir in Su X block

图 3

图 3 X区块山西组—下石盒子组储层可动水饱和度剖面图 Fig. 3 Movable water saturation profile of Shanxi Formation-Lower Shihezi Formation reservoir in Su X block

CO₂泡沫压裂液是由稠化剂、添加剂、起泡剂和CO₂气体分散于液体中所组成的分散体系，要达到降低储层伤害、增加地层返排能量、提高压裂改造效果的目的，需要CO₂泡沫压裂液具有较好的稳泡性能、耐温耐剪切性能、携砂性能、滤失性能和破胶性能^[20]。结合低品位区储层物性参数，室内研发了清洁CO₂泡沫压裂液配方，其中基液：0.4%稠化剂+0.4%起泡剂；酸性交联剂：交联比100∶0.5；破胶剂：胶囊破胶剂+过硫酸铵。技术指标为：泡沫压裂液半衰期大于2h；泡沫质量65%；110℃、170s^-1剪切90min后表观黏度平均值为394.7mPa·s（图 4）；30%砂比、20~40目支撑剂在泡沫压裂液中搅拌后室温下放置24h后无沉降；80℃下滤失系数为3.07×10^-4m/min^1/2；90℃泡沫压裂液中加入0.015%过硫酸铵，1.5h完全破胶无残渣，破胶液界面张力为1.91mN/m。清洁CO₂泡沫压裂液具有稳定性强、抗剪切性能好、携砂性能好、滤失系数小、破胶液清澈透亮无残渣等优点。

图 4

图 4 CO2泡沫压裂液的耐温耐剪切性能实验测试曲线图 Fig. 4 Curve of temperature and shear resistance of CO2 foam fracturing fluid by experimental test

泡沫质量对压裂液的黏度、摩阻、携砂性能影响较大，采用变泡沫质量的压裂设计有利于提高砂液比和增加施工规模^[21]。考虑到A3井地层压力系数在0.86左右，为弱水敏性储层，从增加地层的返排能量及降低井筒破胶液的密度等方面来考虑，选择20%~60%的泡沫体积分数即可达到增能助排及自喷排出压裂破胶液的目的。前置液阶段，主要利用液态CO₂“强破岩、低伤害”的特性，通过提高CO₂泡沫质量来提高酸性泡沫压裂液的造缝能力，同时采用同粒径支撑剂段塞处理技术，打磨裂缝壁面消除弯曲效应，保证主裂缝起裂和延伸；携砂液阶段，主要利用冻胶“高黏度、耐剪切”的特性，通过降低CO₂泡沫质量来提高酸性泡沫压裂液的携砂能力，满足了提高砂液比和CO₂增能的目的，保障了裂缝的有效支撑和施工的顺利进行（表 1）。根据以上压裂液配方和压裂工艺，应用FracproPT软件模拟获得A3井二维压裂支撑裂缝半长为233.9m，支撑缝高为30.2m，平均铺砂浓度为19.12kg/m²（图 5）。

表 1

表 1 不同施工阶段CO2泡沫质量分数统计表 Table 1 Statistics of mass fraction of CO2 foam in different construction stages 序号 施工阶段 总排量/(m3·min-1) 总液量/m3 CO2泡沫阶段排量/(m3·min-1) CO2泡沫阶段液量/m3 CO2泡沫质量分数/% 1 低替 0.3~1.5 15 2 前置液 4.0 265 2.0~2.5 124 46.4 3 携砂液 1.5~4.4 237 1.0~1.9 56 23.6 4 顶替液 4.4 2 合计 519 180 35.8

表 1 不同施工阶段CO2泡沫质量分数统计表 Table 1 Statistics of mass fraction of CO2 foam in different construction stages

图 5

图 5 A3井压裂裂缝支撑剂浓度剖面图 Fig. 5 Proppant concentration profile in hydraulic fractures in Well A3

地层将要闭合而又未闭合的时间是压裂液放喷返排的最佳时机，此时支撑剂具有足够的地层压实，不会被返排的压裂液带出，同时也不会因地层闭合后压力的扩散而造成压力损失^[22]。因此，要充分考虑裂缝内部的温度变化和压裂液破胶速度二者的结合。应用FracproPT软件对压裂停泵后的储层温度场进行模拟计算，图 6为停泵时的温度场，此时压裂液在裂缝中运移距离达到缝长的三分之一，末端已为原始静态储层温度；图 7为停泵2h的温度场，此时地层基本上可全部恢复到油藏温度（110℃），而压裂液破胶性能实验中90℃、1.5h即可完全破胶。因此，选择停泵1.5~2h开井放喷，焖井时间满足了温度变化对压裂液黏度的要求，压裂液破胶彻底，对储层的伤害降到了最低，达到了最佳的压裂效果。

图 6

图 6 A3井压裂裂缝携砂液温度场图（停泵0h） Fig. 6 Temperature field map of sand carrying fluids in hydraulic fractures in Well A3 (pump off duration 0 hr)

图 7

图 7 A3井压裂裂缝携砂液温度场图（停泵2h） Fig. 7 Temperature field map of sand carrying fluids in hydraulic fractures in Well A3 (pump off duration 2 hrs)

截至目前，中国石油集团长城钻探公司、中国石油集团川庆钻探公司和中国石油长庆油田公司在苏里格气田已进行了数十口CO₂泡沫压裂井的施工，形成了较为成熟的CO₂泡沫压裂施工工艺和完善的配套装备（图 8）。CO₂泡沫压裂包括两套相对独立的施工流程设备^[23]，一套是水基压裂液的泵注设备，与常规水力压裂相同，稠化剂、起泡剂、交联剂等也由此设备注入；另一套是液态CO₂泵注设备，主要包括CO₂罐车、增压泵车、压裂泵车、仪表车及其他配套设备等，其中的核心压裂设备为CO₂增压泵车，其主要作用是为压裂泵车提供大排量的液态CO₂，车上装配自动液位控制及气液分离装置，能够实时排放气化的CO₂，防止CO₂气体进入泵腔出现泵车抽空、进而导致施工中止；增压泵车在保压和加压的同时，还减少了压力波动和供液不足。两套系统分别将液态CO₂和常规压裂液泵送到井筒。针对苏里格地区气井深度较大、摩阻增加、压裂施工泵压高等特点，采用ϕ88.9mm油管注入，以降低施工泵压。压裂施工结束后需放空增压泵内的残余CO₂，焖井结束后经放喷管线排液。

图 8

图 8 CO2压裂设备标准化布置图 Fig. 8 Standardized layout map of CO2 fracturing equipment

A3井压裂改造层位为山1₈小层，气层中深为3370m，动用气层+含气层厚度为8.4m，平均孔隙度为9.5%，平均渗透率为2.7mD，平均含气饱和度为67.7%，平均可动水饱和度为14.1%，泥质含量为9.2%，预测地层压力为28.6MPa，储层温度为110.4℃，为典型的低孔低渗高可动水饱和度气藏。由于A3井的可动水饱和度明显高于A1井、A2井，为了降低储层伤害，该井采用CO₂泡沫压裂工艺，减少用水量、实现储层低伤害压裂改造，并通过CO₂增加地层能量，实现快速自喷排液，提高单井产能。

A3井在压裂施工进行到92min时开始泵入液态CO₂，175min时开始加砂，入井压裂液总量为339m³，液态CO₂为180m³，加入20~40目中密度陶粒49m³，压裂液排量为1.5~4.4m³/min，CO₂排量为1.0~2.5m³/min，胶液砂比为27.8%，混合砂比为23.7%，最高泡沫质量分数为60%，破裂压力为24MPa，停泵压力为35MPa。从施工曲线上看（图 9），前置液阶段泵车总排量为4.0m³/min，混砂液阶段泵车总排量为4.4~5.5m³/min，顶替液阶段泵车总排量为4.4m³/min，总体上达到了设计要求。

图 9

图 9 A3井压裂施工曲线图 Fig. 9 Fracturing operation curve of Well A3

该井停泵2h后开井自喷返排，开井套压为25.5MPa，根据压力变化情况用针形阀控制逐渐放大放喷，10mm油嘴火苗6~8m，开井24h返排率达到50%，最终返排率为86.7%，实际入井液量为45.1m³；而A1井和A2井采用常规水基压裂，入井液量约为580m³、压裂后返排率为50%~70%，实际入井液量为174~290m³。CO₂泡沫压裂较水基压裂大幅减少了用水量、节约了水资源，返排率高出10个百分点以上，增压助排作用明显。

A3井在放喷结束10天后开井生产，初期套压为20.5MPa、最高产气量为2.4×10⁴m³/d，第一年末产气量仍维持在1.0×10⁴m³/d左右、产量递减率为63%、单位产量压降为0.03MPa/10⁴m³（图 10）。A3井的生产效果与储层地质参数相近、常规水基压裂的A1井进行对比（表 2），初期产量比A1井高0.8×10⁴m³/d，第一年累计产气量比A1井高199×10⁴m³。

图 10

图 10 A3井生产动态曲线图 Fig. 10 Production performance curve of Well A3

表 2

表 2 单井生产效果及动态监测参数预测对比表 Table 2 Comparison of single well production result and dynamic monitoring parameters prediction 井号 压裂方式 有效厚度/m 有效孔隙度/ % 有效渗透率/ mD 含气饱和度/ % 可动水饱和度/ % 前30天平均日产气量/104m3 第一年累计产气量/104m3 预测基质渗透率/mD 预测裂缝半长/m 预测EUR/ 104m3 A1 常规水基 7.3 10.0 3.1 68.1 3.5 1.4 289 0.92 107 2051 A3 CO2泡沫 8.4 9.5 2.7 67.7 14.1 2.2 488 0.81 125 2087

表 2 单井生产效果及动态监测参数预测对比表 Table 2 Comparison of single well production result and dynamic monitoring parameters prediction

为了对比A1井和A3井的EUR、基质渗透率和动态裂缝，应用Topaze现代生产动态分析软件建立了两口井的均质、径向、裂缝有限导流、不渗透率边界等模型，从表 2中看出，软件预测基质渗透率较测井解释有效渗透率偏低，这与该区试井解释结果一致；动态等效裂缝半长也较FracproPT软件预测值偏小，这是因为Topaze现代生产分析技术考虑了裂缝闭合的影响、随着生产的进行裂缝是逐渐减小的，且A3井已经处于径向流阶段，但该井的裂缝半长比A1井长18m、EUR值也高出36×10⁴m³，说明A3井采用CO₂泡沫压裂破岩效果好、造缝性较强；此外，A3井实际入井液量少、井周储层伤害低，也是EUR略高的原因。生产实践表明，地质工程一体化优化设计方法和相应的配套关键技术措施是有效的、可行的，也显示出CO₂泡沫压裂工艺在苏里格低渗高可动水饱和度致密砂岩气藏中具有良好的适用性。

（1）依托地质工程一体化设计思路，将地质建模、压裂模拟和压裂后评估技术有效地结合起来，克服了CO₂泡沫压裂设计的局限性，形成了规避可动水的布井选层策略、泡沫压裂液五性评价、变泡沫质量压裂设计、基于温度场的放喷时机、增压泵为核心的配套设备5项关键核心技术，实现了低品位区致密气藏的有效动用，证明了该设计方法在苏里格高可动水气井CO₂泡沫压裂中具有较好的操作性。

（2）通过开展地震、地质、测井、化学、工程等多专业的联合攻关，定量表征储层空间展布、物性、含气性，特别是可动水等关键参数，个性化定制了单井CO₂泡沫压裂液体系、支撑剂、排量等工艺参数，及时跟踪分析和调整施工参数，提高了压裂后返排速度和返排率及单井产能，形成了CO₂泡沫压裂地质工程一体化优化设计方法。现场实践表明，CO₂泡沫压裂较水基压裂用水量减少80%、返排率高出10个百分点以上、单井初期产能高出50%，预测EUR相当。

（3）由于苏里格地区地理及工业分布局限性，液态CO₂的运输成本较高，项目实施的经济性不佳，这也是我国其他油气田面临的实际问题，随着绿色低碳产业链的逐步推进和完善，CO₂压裂的规模应用有助于降低作业成本，可为该区低品位气藏的规模开发和经济效益的提高奠定基础。