頁(yè)巖油水平井采出水籠統(tǒng)補(bǔ)能及二氧化碳補(bǔ)能差異化提高采收率技術(shù)

引用格式：付繼有，王瑞杰，南征旗，郭濤，柴慧強(qiáng)，郭晨光，岳淵洲，田偉東，許娟莉. 頁(yè)巖油水平井采出水籠統(tǒng)補(bǔ)能及二氧化碳補(bǔ)能差異化提高采收率技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（3）：346-358.

摘要：慶城油田頁(yè)巖油水平井采用大液量體積壓裂準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)，但整體產(chǎn)量遞減嚴(yán)重。老油區(qū)部分井雖然水平段長(zhǎng)，控制儲(chǔ)量大，但因初期改造不充分，單井累產(chǎn)油和采收率較低，且老井酸化解堵產(chǎn)能恢復(fù)率逐年降低，地層能量不足是產(chǎn)量下降主要因素。為實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)地層能量的有序接替和利用，提出了水平井重復(fù)壓裂補(bǔ)能和采出水籠統(tǒng)補(bǔ)能的對(duì)策。通過(guò)優(yōu)先使用回注采出水成熟技術(shù)，提高波及體積和驅(qū)油效率，再重點(diǎn)通過(guò)開(kāi)展二氧化碳補(bǔ)能及水平井重復(fù)壓裂室內(nèi)研究，明確了不同井不同工藝參數(shù)的差異化設(shè)計(jì)。通過(guò)開(kāi)展水平井采出水籠統(tǒng)補(bǔ)能和二氧化碳補(bǔ)能試驗(yàn) 4 井次及水平井重復(fù)壓裂提高采收率試驗(yàn) 3 井次等現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，有效提高單井液量 4～5 倍，同時(shí)提升地層能量 70% 左右。研究結(jié)果為不同油井和提采方式實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油水平井高效提高采收率提供了可選擇的方法。

關(guān)鍵詞：頁(yè)巖油；工程技術(shù)；水平井；二氧化碳；重復(fù)壓裂；納米流體；補(bǔ)能；提高采收率

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

慶城油田是我國(guó)目前探明規(guī)模最大的頁(yè)巖油整裝油田。慶城油田長(zhǎng)7 期湖盆呈東北寬緩、西南陡窄的不對(duì)稱(chēng)坳陷形態(tài)，湖區(qū)發(fā)育多級(jí)坡折帶［1］。長(zhǎng)7 烴源巖分布廣、厚度大、品質(zhì)好，具有良好的生油基礎(chǔ)，長(zhǎng)7 頁(yè)巖油藏具有油層厚度薄、連續(xù)性差、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)［2］。長(zhǎng)7 頁(yè)巖油儲(chǔ)層主要有兩種巖性。其中黑色頁(yè)巖面積 4.3×104 km2，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅰ型和Ⅱ1 型，TOC 平均為13.8%；暗色泥巖面積 6.2×10 4 km2，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1 型和Ⅱ2 型，TOC 平均為 3.75%，熱演化程度適中（Ro 為0.6%～1.1%），具有分布廣、厚度大、品質(zhì)好的特征［3］。

慶城油田頁(yè)巖油水平井整體產(chǎn)量遞減較大，第1 年遞減率 22% ， 平均單井預(yù)測(cè)最終開(kāi)采量為2.4×104 t，預(yù)測(cè)采收率低（8%～10%）。隨著準(zhǔn)自然能量的消耗，低產(chǎn)低效井持續(xù)增加。目前日產(chǎn)油低于5 t/d 的井占比 13.8%，低產(chǎn)井井均累產(chǎn)油 0.9×104 t，遠(yuǎn)低于水平井預(yù)測(cè)最終采收率2.5×104 t。當(dāng)前，投產(chǎn) 3 年以上的水平井酸化解堵措施的產(chǎn)能恢復(fù)率逐年降低，亟需補(bǔ)充地層能量［4］。

慶城油田試驗(yàn)了一些常規(guī)的能量補(bǔ)充方法。2012—2015 年，在安83、西233 等區(qū)塊開(kāi)展水平井注水開(kāi)發(fā)，初期日產(chǎn)油 9.6 t/d，但裂縫性見(jiàn)水比例高，產(chǎn)量遞減大，有效驅(qū)替系統(tǒng)難以建立，采收率仍較低（5%～8%）。2017—2018 年在安83、吳471 和西233 等區(qū)塊共開(kāi)展注水吞吐試驗(yàn) 36 井次，采用分段注入吞吐和籠統(tǒng)吞吐兩種方式，有效率達(dá)到 75%，平均有效期 285 d，平均井組增油 443 t，采出程度提高幅度 0.14%～0.67%［5］，但隨著輪次的增加，部分油井不見(jiàn)效，或含水大幅度增加，注水吞吐效果越來(lái)越差。

2022—2023 年以提升試驗(yàn)效果和成本效益為核心，堅(jiān)持問(wèn)題、目標(biāo)、效益三個(gè)導(dǎo)向，開(kāi)展了二氧化碳補(bǔ)能、重復(fù)壓裂、納米活性流體二次補(bǔ)能等提高采收率技術(shù)研究［6］。

當(dāng)前，二氧化碳補(bǔ)能技術(shù)對(duì)頁(yè)巖油藏補(bǔ)充能量具有較大潛力。二氧化碳在標(biāo)準(zhǔn)條件下有氣相、液相、固相和超臨界相四種相態(tài)。當(dāng)溫壓條件在 31.2℃、 7.38 MPa 以上時(shí)，二氧化碳將進(jìn)入超臨界態(tài)。

超臨界態(tài)下二氧化碳密度接近于液體，二氧化碳具有高效的萃取能力和極強(qiáng)的增溶和擴(kuò)散能力，可以注入微小孔隙，增加波及體積［7］。

二氧化碳提高頁(yè)巖油藏采收率的機(jī)理主要包括三個(gè)方面。一是降黏作用。二氧化碳注入過(guò)程中，與原油互溶，抽提輕質(zhì)組分向基質(zhì)深層運(yùn)移，原油輕質(zhì)組分含量增加，重質(zhì)組分含量減少，原油黏度大幅度降低［8］，極大地改善了油水流度比。二是膨脹作用。二氧化碳注入過(guò)程中，在壓差作用與分子擴(kuò)散作用下，與原油充分接觸后溶解，原油體積膨脹，地層壓力上升。三是改善界面張力。二氧化碳注入過(guò)程中通過(guò)分子擴(kuò)散作用與原油互溶，在近混相或者混相狀態(tài)下，溶解了二氧化碳的原油與水的界面張力降低，驅(qū)油效果明顯，有效提高最終采收率［9］。

大慶油田在二氧化碳補(bǔ)能提高采收率試驗(yàn)方面取得了較好效果，共開(kāi)展水平井二氧化碳吞吐試驗(yàn)11 口，生產(chǎn)時(shí)間 2～4 年，平均水平段 933 m，采用大規(guī)模體積壓裂，平均加砂量 837 m3、入地液量 10 111m3，簇間距 51 m。單井二氧化碳注入量 9 009 t，注入速度 130～150 t/d，燜井時(shí)間 48 d，增油量 2 436 t，換油率 0.27，采收率提高2.4% ［10］。

重復(fù)壓裂是指對(duì)經(jīng)過(guò)壓裂改造的井再次實(shí)施壓裂改造。隨著頁(yè)巖油水平井準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)，初次縫網(wǎng)改造后，由于支撐劑破碎流失、裂縫閉合和近井地帶堵塞等原因，油井產(chǎn)能往往會(huì)下降［11］。通過(guò)重復(fù)壓裂，可以重新建立井筒與儲(chǔ)層之間良好的滲流通道，形成較高的導(dǎo)流能力，從而增加低產(chǎn)低效井的縫控儲(chǔ)量，進(jìn)一步提高采收率［12］。

重復(fù)壓裂后地層壓力擴(kuò)散具有時(shí)間效應(yīng)，燜井過(guò)程中裂縫內(nèi)高能壓裂液向基質(zhì)內(nèi)擴(kuò)散，壓力波呈橢圓形擴(kuò)散［13］。重復(fù)壓裂入井流體越多，增能效果越好［14］。

2019 年起在安83 區(qū)探索頁(yè)巖油水平井蓄能體積壓裂。2019 年實(shí)施 3 口，平均單井凈增油3 442 t，采油速度由 0.27% 上升至 1.38% ，后降至 0.53% ；2020 年實(shí)施 8 口，平均單井凈增油 2 018 t，采油速度由0.14% 上升至 0.72%，后降至 0.60%。水平井重復(fù)壓裂顯示出較強(qiáng)提采潛力。

在慶城油田頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)過(guò)程中，常規(guī)注水和注水吞吐技術(shù)存在效率低下和含水率難以控制的問(wèn)題。因此，亟需進(jìn)一步探索能夠有效提高地層能量并控制含水率的技術(shù)。重復(fù)壓裂補(bǔ)能和二氧化碳補(bǔ)能等技術(shù)因補(bǔ)能效率高、安全環(huán)保等特點(diǎn)，日益受到重視，對(duì)慶城油田頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)具有重要意義。為深入分析慶城油田重復(fù)壓裂補(bǔ)能和二氧化碳補(bǔ)能的機(jī)理和實(shí)施參數(shù)，采用核磁共振試驗(yàn)分析慶城油田頁(yè)巖油的特性，進(jìn)而進(jìn)行二氧化碳驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，優(yōu)化了二氧化碳補(bǔ)能參數(shù)。同時(shí)，提出了重復(fù)壓裂方案，并進(jìn)行了礦場(chǎng)試驗(yàn)。

1 方法和過(guò)程

1.1 室內(nèi)研究

1.1.1 二氧化碳補(bǔ)能

二氧化碳補(bǔ)能實(shí)驗(yàn)表明，隨著注氣量的增加，原油飽和壓力上升，體積膨脹，從而降低原油黏度和油水界面張力。注入二氧化碳?xì)怏w比例增大，二氧化碳與原油混合體系的飽和壓力更低。同時(shí)，二氧化碳與原油具有更好的互溶能力，最小混相壓力低，更易實(shí)現(xiàn)混相，此時(shí)原油體積膨脹系數(shù)較高，基質(zhì)巖心驅(qū)油效率更高［15］。

（1） 核磁共振分析表明，慶城油田頁(yè)巖油孔喉分布特點(diǎn)以中大孔為主，這一特點(diǎn)有利于二氧化碳的注入和溶解于頁(yè)巖油中，從而起到有效補(bǔ)能作用。

根據(jù)SY/T 6490—2023 《巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范》分析了10 塊隴東頁(yè)巖油巖樣的核磁共振測(cè)試結(jié)果，將完全飽和水條件下的核磁共振曲線轉(zhuǎn)換為對(duì)應(yīng)的孔喉分布，同時(shí)，設(shè)定≤0.41 μm 為微小孔、＞0.41～4 μm 為中孔、＞4 μm 為大孔，見(jiàn)表1。

從表1 可看出，隴東頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙半徑主要以微納米孔為主，且主要集中在 0.23～9.09 μm，平均值 4.22 μm；以中大孔為主（約占 70%，中孔占比約30%，大孔占比約 40%），微小孔占比約 25%。

（2） 通過(guò)多孔介質(zhì)中的流體分子擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)，計(jì)算并評(píng)價(jià)了伴生氣和二氧化碳在頁(yè)巖油巖心中的擴(kuò)散系數(shù)，結(jié)果表明二氧化碳在頁(yè)巖油藏中具有較好的擴(kuò)散能力。

利用色譜儀測(cè)得長(zhǎng)7 地層原油主要組分為C5～C10，占比約80%，C11～C20 占比約 20%，C20+以上組分含量較少，不含C29 及以上組分，原油屬于輕質(zhì)油。該地區(qū)的伴生氣主要以甲烷為主，其含量高達(dá)80.96%， 同時(shí)C2 組分含量 6.78% ， C3 組分含量2.89%，伴生氣含烴 90.96%。通過(guò)開(kāi)展多孔介質(zhì)中的流體分子擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)，計(jì)算獲取了伴生氣和二氧化碳在頁(yè)巖油巖心中的擴(kuò)散系數(shù)，兩種氣體在巖心中的擴(kuò)散系數(shù)均隨注入壓力的增加而增加，壓力越大擴(kuò)散系數(shù)越高。伴生氣包含一定含量甲烷、少量乙烷和丙烷，碳數(shù)越高，氣相的溶解性越好。在相同壓力下二氧化碳的擴(kuò)散系數(shù)比伴生氣低，但兩者擴(kuò)散能力基本相當(dāng)［16］。

另外基于核磁共振技術(shù)，開(kāi)展15 組隴東頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖樣在恒定注入壓力和逐漸增壓下的水驅(qū)油、伴生氣驅(qū)油、二氧化碳驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分析獲取了不同驅(qū)替介質(zhì)在不同驅(qū)替方式下頁(yè)巖油巖樣的采收率變化特征，同時(shí)，鑒于頁(yè)巖油儲(chǔ)層復(fù)雜孔喉結(jié)構(gòu)，利用低頻核磁共振巖心分析儀進(jìn)行頁(yè)巖油流體分析，進(jìn)一步厘清頁(yè)巖油儲(chǔ)層在水、伴生氣和二氧化碳驅(qū)油過(guò)程中的流體分布及其變化規(guī)律?？紫吨杏退畠上嗔黧w在均勻磁場(chǎng)中橫向弛豫時(shí)間信號(hào)產(chǎn)生疊加，很難區(qū)分，需通過(guò)將其中一相流體進(jìn)行去氫處理，可在流體性質(zhì)未改變情況下，通過(guò)譜分布準(zhǔn)確反映孔隙中含氫原子流體分布，進(jìn)而計(jì)算出另一相不含氫流體分布。上述實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象均表明，在逐漸增壓模式下，注氣效果最優(yōu)，而在恒定注入壓力的模式下，注入驅(qū)替的效果最優(yōu)。

（3） 二氧化碳吞吐輪次優(yōu)化實(shí)驗(yàn)表明，不超過(guò)4 輪吞吐能取得最優(yōu)效果。二氧化碳的注入壓力越高，采收率越高，但最低不應(yīng)低于16.5 MPa，最高注入壓力為25.0 MPa 時(shí)可以獲得較高的采收率。

綜合對(duì)比分析注水、伴生氣和二氧化在恒定注入壓力和逐漸增壓兩種模式下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果及不同注入壓力下注伴生氣和二氧化碳吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果，見(jiàn)表2。

從表2 中可以看出，相同注入介質(zhì)下，注氣吞吐實(shí)驗(yàn)中巖樣表現(xiàn)出了更高的采收率，其值遠(yuǎn)大于任何一種模式下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中巖樣的采收率，說(shuō)明吞吐開(kāi)發(fā)方式效果遠(yuǎn)好于驅(qū)替開(kāi)發(fā)方式效果，原因有三。

一是注氣可以補(bǔ)充能量，為整個(gè)巖樣提供彈性能，增大原油的膨脹系數(shù)，將部分原油驅(qū)替出來(lái)。

二是“吞”入的伴生氣能夠部分溶于原油，降低原油黏度，進(jìn)而增加原油流動(dòng)能力，使得原油（尤其是中孔和微孔中的原油） 更容易采出，特別是二氧化碳的溶解能力優(yōu)于伴生氣，因此該研究區(qū)域合理的吞吐介質(zhì)應(yīng)選擇二氧化碳。

三是注入伴生氣在“燜”的過(guò)程當(dāng)中，能夠有效進(jìn)入微孔中，擴(kuò)大波及面積，并且能夠有效減少氣竄的影響?？梢?jiàn)，注氣吞吐更利于頁(yè)巖油儲(chǔ)層的開(kāi)采。此外，在頁(yè)巖油注氣吞吐采油實(shí)驗(yàn)中，吞吐壓力、吞吐周期是影響采收率的主要因素［17］。

相同條件下，吞吐壓力越高，采收率越高。因此，對(duì)于研究區(qū)域頁(yè)巖油儲(chǔ)層，考慮到后續(xù)吞吐壓力可能難以提高，為保證吞吐壓力，建議實(shí)施注二氧化碳吞吐開(kāi)發(fā)，且吞吐周期不超過(guò) 4 個(gè)周期。

結(jié)合核磁共振技術(shù)，開(kāi)展頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖樣在不同注入壓力下的伴生氣和二氧化碳多輪次吞吐實(shí)驗(yàn)9 組，相同吞吐壓力下，伴生氣的吞吐采收率在44.8%～52.6%， 二氧化碳吞吐的采收率在 53.8%～64.9%。二氧化碳吞吐的效果明顯優(yōu)于伴生氣。相同吞吐周期下，伴生氣的吞吐采收率在 45%～48%，二氧化碳吞吐的采收率在 50%～52%，二氧化碳吞吐的效果也明顯優(yōu)于伴生氣。通過(guò)兩種注入介質(zhì)的采收率比較不難發(fā)現(xiàn)，合理的吞吐介質(zhì)應(yīng)選擇二氧化碳。

吞吐輪次方面，第1 個(gè)吞吐輪次下，伴生氣和二氧化碳原油采出程度均超過(guò) 30%，且隨著吞吐壓力的增加而增加，在 19 MPa（高于地層壓力） 的吞吐壓力下甚至超過(guò)了 40%；第2 個(gè)吞吐輪次下，原油采出程度約為 10% 左右，受吞吐壓力的影響較?。坏? 個(gè)吞吐輪次下，原油采出程度更低，甚至低于 4%；第4 個(gè)吞吐輪次下幾乎沒(méi)有原油開(kāi)采出來(lái)；隨吞吐輪次的增加，周期采出程度呈冪函數(shù)形式下降。原油的開(kāi)采主要在第1、2 個(gè)吞吐輪次，約占累積提高采收率的 80% 左右。

注入壓力方面，伴生氣在 13 MPa（低于地層壓力） 的壓力下吞吐累計(jì)采收率為 44.8%，當(dāng)吞吐壓力增加至 19 MPa（高于地層壓力） 時(shí)吞吐累計(jì)采收率增長(zhǎng)至 52.6%；二氧化碳也表現(xiàn)出相同的變化特征，當(dāng)吞吐壓力為 13 MPa 時(shí)，累計(jì)采收率在 53.83%，當(dāng)壓力增加至 19 MPa 時(shí)采收率增加至 64.94%，增長(zhǎng)幅度超過(guò) 10%。這一方面說(shuō)明二氧化碳具有較好的吞吐效果，另一方面說(shuō)明吞吐壓力越高吞吐效果越佳。依照SY/T 6 573—2016《最低混相壓力實(shí)驗(yàn)測(cè)定方法——細(xì)管法》，測(cè)定研究區(qū)域二氧化碳與原油的最小混相壓力為 16.5 MPa。對(duì)于二氧化碳注入壓力，按照中石油實(shí)踐應(yīng)確保為設(shè)備安全壓力的 80%，慶城油田的安全壓力為 16 MPa，因此二氧化碳補(bǔ)能最高注入壓力為 12.8 MPa，可以看到該壓力尚未達(dá)到二氧化碳與原油的最小混相壓力，因此建議提高慶城油田的設(shè)備安全壓力以獲得較高的采收率。

1.1.2 水平井重復(fù)壓裂和采出水添加活性納米材料協(xié)同籠統(tǒng)補(bǔ)能

水平井重復(fù)壓裂的主要目的是改造原有裂縫，避免后續(xù)補(bǔ)能過(guò)程中優(yōu)勢(shì)通道導(dǎo)致的無(wú)效注水問(wèn)題，進(jìn)而動(dòng)用新的儲(chǔ)量，因此通過(guò)多學(xué)科一體化技術(shù)攻關(guān)，基本形成了“流場(chǎng)重構(gòu)、體積壓裂、綜合補(bǔ)能、協(xié)同滲驅(qū)”為核心的轉(zhuǎn)變開(kāi)發(fā)方式技術(shù)系列。對(duì)比儲(chǔ)層特征、開(kāi)發(fā)特點(diǎn)、采出程度、能量水平等參數(shù)，利用聚類(lèi)分析法，制定選井依據(jù)，對(duì)區(qū)塊開(kāi)展分類(lèi)分級(jí)評(píng)價(jià)。同時(shí)系統(tǒng)考慮地質(zhì)油藏、初次改造、能量水平、井筒條件等綜合因素，構(gòu)建四大類(lèi)評(píng)價(jià)因子，以復(fù)壓初期累增油為響應(yīng)值，建立了轉(zhuǎn)變開(kāi)發(fā)方式初期增油量預(yù)測(cè)方法。為進(jìn)一步精準(zhǔn)優(yōu)化補(bǔ)能液量，在區(qū)塊開(kāi)展補(bǔ)能前后壓力恢復(fù)測(cè)試，定義了壓恢系數(shù)與補(bǔ)能強(qiáng)度等參數(shù)，建立不同區(qū)塊補(bǔ)能液量設(shè)計(jì)圖版，指導(dǎo)單井補(bǔ)能液量差異化設(shè)計(jì)［18］。

結(jié)合不同區(qū)塊動(dòng)態(tài)縫控儲(chǔ)量計(jì)算及初次改造裂縫有效性評(píng)價(jià)，形成水平井新老裂縫系統(tǒng)二次設(shè)計(jì)方法，以加密布縫為主，初次改造不充分的老縫重新布縫?？v向上結(jié)合水平井軌跡與主力貢獻(xiàn)層相對(duì)位置，形成三種射孔模式。以立體三維充分改造為目標(biāo)，根據(jù)不同區(qū)塊井距及油層厚度，進(jìn)一步優(yōu)化形成了差異化改造參數(shù)設(shè)計(jì)。為達(dá)到井間縫控儲(chǔ)量最大化，同時(shí)避免裂縫過(guò)長(zhǎng)井間干擾，根據(jù)各區(qū)塊不同井距室內(nèi)優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)為 160～220m。堅(jiān)持區(qū)域整體補(bǔ)能的思路，以防井間竄、驅(qū)油為目標(biāo)，采用不動(dòng)管柱分段補(bǔ)能工藝+縫內(nèi)多級(jí)暫堵+驅(qū)油劑的方式，根據(jù)物質(zhì)平衡方程得到補(bǔ)能液量與局部壓力變化方程計(jì)算補(bǔ)能液量，使補(bǔ)能后地層壓力保持水平達(dá)到 110%。結(jié)合微地震監(jiān)測(cè)和井間竄通時(shí)注入液量，依據(jù)井距、儲(chǔ)層厚度與注入液量?jī)?yōu)化壓裂參數(shù)圖版。

同時(shí)開(kāi)展了兩項(xiàng)降本增效工作。一是系統(tǒng)評(píng)價(jià)不同儲(chǔ)層、新老裂縫產(chǎn)量貢獻(xiàn)，為技術(shù)經(jīng)濟(jì)方案優(yōu)化提供指導(dǎo)，在超低滲油藏分類(lèi)分級(jí)的基礎(chǔ)上，結(jié)合工程甜點(diǎn)評(píng)價(jià)結(jié)果，制定了老油田水平井儲(chǔ)層分類(lèi)分級(jí)綜合標(biāo)準(zhǔn)；基于儲(chǔ)層分類(lèi)分級(jí)結(jié)果，應(yīng)用產(chǎn)液剖面測(cè)試、數(shù)值模擬技術(shù)、油藏工程等方法，開(kāi)展了不同類(lèi)別儲(chǔ)層對(duì)水平井重復(fù)壓裂后產(chǎn)量貢獻(xiàn)評(píng)價(jià)研究。依據(jù)產(chǎn)量貢獻(xiàn)評(píng)價(jià)結(jié)果，結(jié)合水平井老縫有效性評(píng)價(jià)結(jié)果，形成了“以新縫Ⅰ類(lèi)為主，新縫Ⅱ類(lèi)和改造不充分老縫為輔，新縫Ⅲ類(lèi)不動(dòng)用”的老油田水平井重復(fù)壓裂布縫策略，指導(dǎo)水平井重復(fù)壓裂精細(xì)布縫［19］。二是形成了管外竄預(yù)警方法及軟件，減少丟段率。針對(duì)因固井質(zhì)量差，壓裂過(guò)程中發(fā)生管外竄導(dǎo)致丟段率高的問(wèn)題，以聲幅值和段間距為主控因素，構(gòu)建了管外竄預(yù)警圖版，明確了管外竄安全界限為聲幅值小于 5 mV，段間距大于 23 m。形成了考慮管外竄控制因素的重復(fù)壓裂甜點(diǎn)判識(shí)軟件，實(shí)現(xiàn)重復(fù)壓裂甜點(diǎn)智能優(yōu)選及輔助決策。

頁(yè)巖油巖性致密、非均質(zhì)性強(qiáng)、壓力系數(shù)低，不利于有效驅(qū)替系統(tǒng)的構(gòu)建?；钚约{米流體是將改性納米材料分散到水、醇、油等傳統(tǒng)介質(zhì)中，制備成均勻、穩(wěn)定、界面性質(zhì)優(yōu)異的流體［20］。具有以下特征：（1） 功能納米顆粒在活性納米流體中均勻、穩(wěn)定分散，其粒徑為 4～10 nm、 15～30 nm［21］；（2） 活性納米流體具有良好的耐溫（150 ℃）、耐鹽（3×104 mg/L） 性能［22］；（3） 活性納米驅(qū)油劑油水界面張力低（10?4 mN/m），相較于水驅(qū)可提高采收率 39.7%；（4） 相比表活劑，納米流體滲吸排油效果更好，且優(yōu)先動(dòng)用小、中孔，具有更好的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)性能和油滴剝離能力；（5） 納米顆?？赏ㄟ^(guò)靜態(tài)滲吸進(jìn)入巖心孔喉內(nèi)部， 同時(shí)與壓裂液具有良好的配伍性及減阻性［23］。對(duì)水平井實(shí)施重復(fù)壓裂改造后，需要進(jìn)一步采用活性納米材料添加進(jìn)采出水，然后回注進(jìn)行二次補(bǔ)能。選用活性納米流體、表面活性劑、清水等3 種試驗(yàn)驅(qū)替劑，設(shè)置恒定流速 0.05 mL/min 注入工作液，待注入端壓力升至 20 MPa（壓力系數(shù)1.3），轉(zhuǎn)為恒壓注入，直至出口端升至 20 MPa 停止補(bǔ)能。與清水壓裂液相比，活性納米流體可縮短補(bǔ)能時(shí)間 35%～38%（室內(nèi)尺度），能有效改善油水滲流能力，實(shí)現(xiàn)壓力快速傳遞擴(kuò)散，進(jìn)而提高補(bǔ)能效率。對(duì)比不同類(lèi)型的納米流體滲吸采油率試驗(yàn)，納米流體滲吸采油率最佳，且活性納米流體的滲吸采油率與界面張力和潤(rùn)濕改變能力無(wú)直接對(duì)應(yīng)關(guān)系?；钚约{米流體油膜剝離越徹底，滲吸采油率越高。

1.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

1.2.1 二氧化碳補(bǔ)能試驗(yàn)

試驗(yàn)區(qū)目的含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 油層，主要發(fā)育三角洲相和湖泊相，深水重力流沉積的砂體大面積疊合發(fā)育，但受水動(dòng)力條件、湖盆地形起伏特征等因素影響，縱向和橫向儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)?？v向單砂體厚度薄、砂泥互層。單砂體平均厚度為3.5 m，砂地比平均為 17.8%。儲(chǔ)層巖性主要為極細(xì)-細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，填隙物主要組分為方解石、白云石，還有一定的黏土礦物和石英，試驗(yàn)井油藏地質(zhì)參數(shù)見(jiàn)表3。

從表3 中可以看出，溶孔以長(zhǎng)石溶孔為主，殘余粒間孔次之，溶孔占總孔隙的 88%，殘余粒間孔占總孔隙的 12%，總面孔率較低，孔隙結(jié)構(gòu)組合屬于小孔微細(xì)喉型。試驗(yàn)區(qū)巖心束縛水飽和度為 12.4%，在14.3 MPa 試驗(yàn)壓差條件下，殘余油狀態(tài)下含水飽和度為 48.0%，油水兩相共滲區(qū)范圍為 35.6%。儲(chǔ)層潤(rùn)濕性為弱親油-親油，個(gè)別巖心潤(rùn)濕性表現(xiàn)為中性，儲(chǔ)層中黏土礦物富含有機(jī)質(zhì)，是儲(chǔ)層具有親油特性的重要原因。

針對(duì)頁(yè)巖油水平井準(zhǔn)自然能量開(kāi)發(fā)、遞減大的特點(diǎn)，按照“連片補(bǔ)能、同注同燜同采”的思路，在西233 區(qū)部署注二氧化碳補(bǔ)能水平井 4 口，差異化設(shè)計(jì)注入量，確保第1 輪試驗(yàn)地層壓力恢復(fù)至混相壓力以上 2 MPa；優(yōu)化燜井時(shí)間，保障二氧化碳在地層中充分?jǐn)U散、混相［24］。

考慮油層連通性，設(shè)計(jì)了 4 口試驗(yàn)油井， 4 口井同時(shí)注氣、燜井、采油，邊界井YP1 停采封邊，降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)，目的是評(píng)價(jià)驅(qū)替對(duì)鄰井的補(bǔ)能效果。注入方式采用桿式泵正注；選用KQ65-35 型采氣井口和CH?244.5 mm×?139.7 mm-35 MPa 卡瓦式標(biāo)準(zhǔn)套管頭，注入管柱及配套工具：油管+腐蝕掛環(huán)+桿式采油泵+氣液分離器+壓力計(jì)+腐蝕掛環(huán)+防砂篩管+絲堵。同時(shí)配套井筒完整性監(jiān)測(cè)技術(shù)、鍍層+緩蝕劑防腐技術(shù)及相應(yīng)技術(shù)；采出井合理控制液量生產(chǎn)、及時(shí)開(kāi)展生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化。采用儲(chǔ)罐儲(chǔ)存、一體化裝置增壓、高壓配氣閥組計(jì)量分配的方式注入。

試驗(yàn)區(qū) 4 口井在試驗(yàn)前進(jìn)行了壓裂改造。試驗(yàn)前這4 口井平均日產(chǎn)液 3.8 m3/d，日產(chǎn)油 2.5 t/d，含水 34.3%，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度 0.39%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度 5.66%，具體改造及生產(chǎn)情況見(jiàn)表4?？梢钥闯?， 4 口試驗(yàn)井油層鉆遇及改造情況相當(dāng)，初期產(chǎn)量約10 t/d ，生產(chǎn)時(shí)間約 10 a，目前均低產(chǎn)低效，累產(chǎn)液（1.8～2.7）×104 m3，累產(chǎn)油（1.1～1.9）×104 t。

YP 試驗(yàn)區(qū)4 口井采用差異化設(shè)計(jì)的二氧化碳吞吐注入量，確保二氧化碳與原油混相。2022 年9 月進(jìn)入注氣階段， 7 個(gè)月完成第一輪 6.2×104 t 注入，單井平均注入速度 76 t/d，方案見(jiàn)表5，可以看出， 4 口井累計(jì)注氣 62 057 t，平均注氣時(shí)間 206 d，平均燜井時(shí)間 215 d，燜井階段平均壓降 5.9 MPa。

試驗(yàn)過(guò)程中，單井平均注入速度 76 t/d；注入階段平均油壓由 1.1 MPa 上升至 11.8 MPa，平均套壓由 1.4 MPa 上升至 10.0 MPa；兩口井平均井下壓力由 11.8 MPa 上升至 23.9 MPa，平均井下溫度由 48.8℃ 下降至 29.7 ℃，試驗(yàn)區(qū)鄰井動(dòng)液面由 1 366 m 上升至 1 274 m，周?chē)従闯霈F(xiàn)氣竄現(xiàn)象，區(qū)域補(bǔ)能效果明顯。4 口試驗(yàn)井平均燜井時(shí)間 215 d，燜井階段平均油壓由 11.8 MPa 下降至 5.9 MPa，平均套壓由 10.0 MPa 下降至 6.1 MPa，目前已全部開(kāi)井，平均單井日產(chǎn)液 4.8 m3/d，單井日產(chǎn)油 2.5 t/d，成功打造首個(gè)頁(yè)巖油二氧化碳補(bǔ)能示范區(qū)。

1.2.2 水平井重復(fù)壓裂試驗(yàn)

水平井重復(fù)壓裂技術(shù)，是重新建立井筒與儲(chǔ)層之間滲流通道，形成較高的導(dǎo)流能力，使得低產(chǎn)低效井增加縫控儲(chǔ)量，進(jìn)一步提高采收率的技術(shù)，采用壓裂液起到補(bǔ)充能量和滲吸驅(qū)油的作用，重復(fù)壓裂入井流體液量越多，增能效果越好。

按照“區(qū)域補(bǔ)能、井筒再造、體積壓裂、滲吸驅(qū)油”的思路，根據(jù)地質(zhì)儲(chǔ)量落實(shí)、改造程度低、區(qū)域集中、避開(kāi)發(fā)育斷層區(qū)域等選井原則，在西233 老區(qū)優(yōu)選XP230-45、XP231-48、XP231-46 等3 口失能水平井開(kāi)展“壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)改造試驗(yàn)。

其中，XP230-45 井長(zhǎng)721 發(fā)育油層厚度 8.6 m，連通性較好，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量 16.8×104 t，可采儲(chǔ)量 1.7×104 t，水平段長(zhǎng) 716 m，油層段長(zhǎng) 575 m，鉆遇率 80.3%，于2013 年11 月采用水力噴砂分段多簇壓裂（環(huán)空加砂） 改造，壓裂 8 段，段間距 60～96 m，平均段間距 80.0 m。累計(jì)加砂量 632.8 m3，排量 6.0m3/min，入地液量 8 021.5 m3，試排日產(chǎn)油 43.8 m3/d，不產(chǎn)水。

XP231-46 井長(zhǎng)721 發(fā)育油層厚度 10.1 m，連通性較好，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量 31.5×104 t，可采儲(chǔ)量3.2×104 t，水平段長(zhǎng) 1 542 m，油層段長(zhǎng) 753 m，鉆遇率 48.8%，于2013 年11 月采用水力噴砂分段多簇壓裂（環(huán)空加砂） 改造，壓裂 15 段，段間距 60～104m，平均段間距 66.0 m。累計(jì)加砂量 1 066.5 m3，排量 6.0 m3/min，入地液量12 438.7 m3，試排日產(chǎn)油33.83 m3/d，不產(chǎn)水。

XP231-48 井長(zhǎng)721 發(fā)育油層厚度 10.1 m，連通性較好，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量 31.2×104 t，可采儲(chǔ)量3.2×104 t，水平段長(zhǎng) 844 m，油層段長(zhǎng) 560 m，鉆遇率66.4%，采用水力噴砂分段多簇壓裂（環(huán)空加砂） 改造，壓裂 14 段 28 簇，段間距 54～135 m，平均段間距71.5 m。累計(jì)加砂 815.5 m3，排量 4.0～6.0 m3/min，入地液 12 022 m3，放噴量 5 692 m3。

針對(duì)這三口井，以大幅提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度、地層能量、滲驅(qū)效率為目的，創(chuàng)新集成體積改造、綜合補(bǔ)能、協(xié)同滲驅(qū)等技術(shù)，結(jié)合單井情況優(yōu)化壓裂工藝及參數(shù)。結(jié)合單井采出情況，依據(jù)物質(zhì)平衡方程及數(shù)值模擬，優(yōu)化壓前補(bǔ)能液量 10 000 m3，鄰井區(qū)域補(bǔ)能 6 000 m3，預(yù)計(jì)壓力保持水平達(dá) 110%～120%。同時(shí)綜合考慮滲吸置換效率與裂縫防垢需求，優(yōu)選“CNI 納米變黏滑溜水+阻垢劑”壓裂液體系，兼顧重復(fù)壓裂能量補(bǔ)充要求和長(zhǎng)效防垢要求。

實(shí)踐中結(jié)合單井情況探索了兩種壓裂工藝，一是短水平段井筒狀況較好井適用雙封單卡，通過(guò)優(yōu)化水力錨錨爪減少封隔器滑移磨損，改進(jìn)封隔器膠筒材質(zhì)提升承壓能力，單趟工具作業(yè)能力由 2.3 段上升至 4.0 段；二是長(zhǎng)水平井用井筒再造+橋射聯(lián)作施工效率較高，在前期試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，通過(guò)定型復(fù)合降漏與固井樹(shù)脂材料，建立井筒再造標(biāo)準(zhǔn)作業(yè)卡片，在套管下入、固井作業(yè)等環(huán)節(jié)不斷定型提速，井筒再造施工周期由前期 32 d 縮短至 15 d。特別針對(duì)可回接懸掛器現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)出現(xiàn)的問(wèn)題，將回接工具由組合式改為一體式，有效保障了多段壓裂密封性與施工安全性。

目前 3 口井均已投產(chǎn)，單井日產(chǎn)液由 2.0 m3/d上升至 18.3 m3/d，日增油 15.0 t/d，累增油 3 069 t，EUR 由 1.0×104 t 上升至 2.5×104t，表明頁(yè)巖油重復(fù)壓裂補(bǔ)能技術(shù)具備可行性。其中XP231-48 井完成油田公司最長(zhǎng)水平段井筒再造體積壓裂［25］，通過(guò)壓前補(bǔ)能與體積改造，重復(fù)壓裂井的縫控儲(chǔ)量由2.2×104 t 上升至 9.5×104 t，能量保持水平由 75.0%上升至 120%。

為探索頁(yè)巖油壓裂后二次能量補(bǔ)充，慶城油田在西233 區(qū)開(kāi)展了納米活性流體+潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑吞吐補(bǔ)能實(shí)驗(yàn)，措施后日產(chǎn)液 6.11 m3/d，日產(chǎn)油 0.81 t/d，含水 84.4%，動(dòng)液面 1 469 m，含鹽 68 971 mg/L，見(jiàn)油周期 36 d，累計(jì)排液 1 545 m3。試驗(yàn)在補(bǔ)能方面取得成功，但由于實(shí)踐中影響因素眾多，措施增油效果有限，還需要進(jìn)一步研究重復(fù)壓裂的成功率與納米活性流體補(bǔ)能的方式。

2 結(jié)果討論

2.1 重復(fù)壓裂可有效提升縫網(wǎng)導(dǎo)流能力

單井重復(fù)壓裂技術(shù)提高地層能量和油井產(chǎn)液量的機(jī)理主要是增加改造體積、裂縫復(fù)雜程度、縫網(wǎng)導(dǎo)流能力顯著提升。通過(guò)優(yōu)化雙封單卡、多級(jí)暫堵等關(guān)鍵技術(shù)，形成體積壓裂工藝，進(jìn)一步縮短基質(zhì)中的流體向裂縫滲流的距離，大幅降低驅(qū)動(dòng)壓差，增大基質(zhì)與裂縫的接觸面積，使儲(chǔ)層得到連片有效動(dòng)用，實(shí)現(xiàn)了由線性流向復(fù)雜縫網(wǎng)滲流轉(zhuǎn)變，大幅增加縫控儲(chǔ)量，探索剩余油動(dòng)用新方向。

以XP230-45 為例，該井重復(fù)壓裂過(guò)程中總計(jì)補(bǔ)充壓驅(qū)劑 10 000 m3 以上，密集布縫（15 段，段間距40 m，簇間距 10 m），兩級(jí)以上多級(jí)暫堵大規(guī)模體積壓裂（排量≥8 m3/min），XP230-45 重復(fù)壓裂前后裂縫模擬變化如圖1 所示。

從圖1 可以看出，XP230-45 井重復(fù)壓裂后儲(chǔ)層改造體積、裂縫復(fù)雜程度、縫網(wǎng)導(dǎo)流能力顯著提升。XP230-45 井開(kāi)井初期單井日產(chǎn)油由 1.5 t/d 升至 10.5 t/d，提產(chǎn)效果顯著。目前日產(chǎn)液 10.6 m3/d、日產(chǎn)油 5.6 t/d、含水 37.8%、動(dòng)液面 1 045 m、累增油2 570 t，單井EUR 由0.8×104 t 升至 1.6×104 t。百米布縫密度由 1.1 段升至 2.6 段，支撐劑量由 632.8 t升至 1 820.9 t，入地液量由 8 021.5 m3 升至 22 023m3，加砂強(qiáng)度由 1.5 t/m 升至 2.1 t/m，進(jìn)液強(qiáng)度由14.0 m3/m 升至 25.1 m3/m，排量由 6.0 m3/min 升至8.0 m3/min。

2.2 連片重復(fù)壓裂可有效提高本井和鄰井產(chǎn)液量

從宏觀上看，區(qū)域綜合補(bǔ)能具有“平衡壓力場(chǎng)、重塑應(yīng)力場(chǎng)”重要作用，通過(guò)開(kāi)展壓前補(bǔ)能，確保地層壓力水平達(dá) 100% 以上時(shí)，累產(chǎn)油增幅可達(dá)最高。為促使裂縫向剩余油富集區(qū)域擴(kuò)展，提高復(fù)壓后長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)能力，結(jié)合單井采出情況，對(duì)西233 老區(qū)3 口井優(yōu)化壓前補(bǔ)能液量，累計(jì)入地液量 98 858 m3，通過(guò)裂縫反演與數(shù)值模擬方法，壓力保持水平由75.0% 提升到 110%～120%。

從機(jī)理上看，壓裂液驅(qū)油機(jī)理主要是降低界面張力，提高驅(qū)油效率。慶城油田采用的超低界面驅(qū)油劑CQH-1，界面張力達(dá) 10?3 mN/m，見(jiàn)油周期顯著縮短， 70 d 左右穩(wěn)定含水 50.0% 左右，驅(qū)油效果明顯。

XP230-45 井壓前補(bǔ)能共注入液體總量為 10 000m3/d，壓后初期日產(chǎn)液 22.4 m3/d，日產(chǎn)油 11.9 t/d，含水 37.6%，日增油 10.6 t/d，具有明顯效果。

XP231-48 井壓前補(bǔ)能共注入液體總量為 12 150m3/d，壓后初期日產(chǎn)液 18.5 m3/d，日產(chǎn)油 7.3 t/d，含水 54.2%，日增油 6.6 t/d，具有一定效果。

XP231-46 井壓前補(bǔ)能共注入液體總量為 5 600m3/d，壓后初期日產(chǎn)液 8.4 m3/d，日產(chǎn)油 1.9 t/d，含水73.2%，日增油 1.1 t/d，效果一般。

統(tǒng)計(jì)表明，3 口井壓前均實(shí)施了驅(qū)油液補(bǔ)能，平均單井補(bǔ)能 9 250 m3，壓后初期平均日產(chǎn)液 16.4m3/d，平均日產(chǎn)油 7.0 t/d，含水 49.7 %，平均日增油6.1 t/d。

以上 3 口井中，XP231-48 是油田公司首口最長(zhǎng)水平段井筒再造體積壓裂井，該井使用多裂縫一次復(fù)合凝膠降漏、窄間隙小套管入井、高強(qiáng)度樹(shù)脂環(huán)空封固和?114.3 mm 套管回接等技術(shù)，配套橋射聯(lián)作工藝，開(kāi)展井筒再造高效分段體積重復(fù)壓裂技術(shù)攻關(guān)（井筒再造水平段長(zhǎng)度達(dá) 1 531 m），施工排量及作業(yè)效率進(jìn)一步提升（施工排量 6 m3/min 上升至 10m3/min， 3 天壓 1 段提升到 1 天壓 1 段），僅用 17d 完成壓裂施工。XP231-48 井筒再造后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)如圖2 所示。從圖2（a） 中可以看出， 3 口重復(fù)壓裂井位于西233 老區(qū)，同時(shí) 3 口注水補(bǔ)能井位于壓裂井周?chē)欣谠囼?yàn)區(qū)改造效果的改善；從圖2（b） 中可以看出，XP231-48 井重復(fù)壓裂后日產(chǎn)液升至 23.7m3/d，日產(chǎn)油上升至 7.2 t/d，含水基本穩(wěn)定，提液效果明顯。該井從壓裂后投產(chǎn)至目前，已穩(wěn)定生產(chǎn)270 d，當(dāng)前日產(chǎn)液 17.9 m3/d，日產(chǎn)油 7.0 t/d，含水54.2%，日增油 6.3 t/d，累增油 620 t。

這3 口井的動(dòng)態(tài)表明多井同時(shí)壓裂補(bǔ)能，可以提高區(qū)域的能量，使得區(qū)域整體產(chǎn)量增加，具有更明顯的效果。

2.3 重復(fù)壓裂+活性劑補(bǔ)能聯(lián)作可增加驅(qū)替效率

重復(fù)壓裂后進(jìn)行活性納米+采出水籠統(tǒng)注水二次補(bǔ)能，提高地層能量，增加驅(qū)替效率，提高采收率。 直接進(jìn)行壓前補(bǔ)水增能，注入水進(jìn)入的僅僅是老裂縫，無(wú)法動(dòng)用新的儲(chǔ)量，且不可避免地出現(xiàn)含水率增加。為此，進(jìn)行重復(fù)壓裂后再注入活性納米材料+采出水籠統(tǒng)注入進(jìn)行二次補(bǔ)能，具有明顯的優(yōu)點(diǎn)。區(qū)塊開(kāi)展了采出水籠統(tǒng)注水補(bǔ)能試驗(yàn) 15 井次，取得了如下的一些認(rèn)識(shí)。

一是活性納米材料水基分散液可以改善注水井吸水能力，當(dāng)其在泥頁(yè)巖孔隙表面吸附，使?jié)櫇裥愿淖?，可提高水相滲透率從而提高吸水量。

二是重復(fù)壓裂在原有裂縫基礎(chǔ)上，通過(guò)暫堵技術(shù)、改向技術(shù)等造出新的裂縫，既堵住原有的地層水，又可動(dòng)用新的儲(chǔ)量。

三是活性納米材料具有驅(qū)油作用，通過(guò)改變油水在頁(yè)巖表面的潤(rùn)濕性，使得注入水更加容易驅(qū)油，從而增加采收率。

四是采出水籠統(tǒng)回注操作簡(jiǎn)單，成本較低。雖然籠統(tǒng)注水存在注水不均衡、注入水難控制等缺點(diǎn)，但當(dāng)重復(fù)壓裂之后，原有水流通道被封堵，新注入的水能夠有效驅(qū)替未動(dòng)用的油區(qū)，提高原油采收率。

總的來(lái)說(shuō)，采用活性納米材料和采出水籠統(tǒng)注水措施可使水平井日產(chǎn)油高，穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)，且后期作業(yè)次數(shù)明顯減少。

2.4 二氧化碳吞吐補(bǔ)能可提高油井采收率

二氧化碳連片井吞吐提高地層能量作用機(jī)理為補(bǔ)充地層能量，混相降低原油黏度，降低滲流阻力，提高油井產(chǎn)量。西233 區(qū) 4 口井連片注二氧化碳補(bǔ)能后，井口與井底壓力持續(xù)緩慢上升，單井注入量1.55×104 t，近井地帶壓力升高 12.7 MPa，可有效補(bǔ)充地層能量，4 口井注氣前后及燜井結(jié)束后油套壓、注氣前后地層壓力變化如圖3 所示。

從圖3（a） 中可以看出，YP2 注氣階段油壓由 4.8MPa 上升至 10.5 MPa ， 燜井后下降至 0.3 MPa ；YP3 注氣階段油壓由 6.9 MPa 上升至 11.4 MPa，燜井后下降至 1.4 MPa ； YP4 注氣階段油壓由 6.3MPa 上升至 13.2 MPa ， 燜井后下降至 1.4 MPa ；YP5 注氣階段油壓由 6.3 MPa 上升至 12.1 MPa，燜井后下降至 1.4 MPa；從圖3（b） 中可以看出，注氣前地層壓力 8.5 MPa ，注氣后地層壓力上升至 21.4MPa，地層壓力上升明顯。整體上二氧化碳注入后地層壓力和井口壓力均上升明顯。頁(yè)巖油水平井注二氧化碳可有效補(bǔ)充地層能量。二氧化碳吞吐注入過(guò)程中，二氧化碳在壓差作用與分子擴(kuò)散作用下進(jìn)入基質(zhì)，原油與二氧化碳充分接觸后溶解膨脹，地層壓力上升。

西233 試驗(yàn)區(qū)注二氧化碳過(guò)程中，在鄰井井口開(kāi)展二氧化碳濃度監(jiān)測(cè)， 初期YP1、X235-54、X233 等 3 口井產(chǎn)出二氧化碳濃度有所上升，其余井均在合理范圍內(nèi)（小于 1.0%）。YP3 完成注入計(jì)劃后開(kāi)始燜井，井口壓力持續(xù)下降，鄰井YP4、YP5 正常注入期間，未出現(xiàn)溝通鄰井導(dǎo)致的壓力上升現(xiàn)象。連片補(bǔ)能、同步升壓，降低了注入氣體沿井間高滲通道竄通的風(fēng)險(xiǎn)。注入二氧化碳過(guò)程中，井筒內(nèi)會(huì)產(chǎn)生溫降損失，YP3 最大溫降 18.8 ℃，YP4 最大溫降 17.2 ℃。隨著注入速度增大，溫度下降幅度增大。燜井期間井筒內(nèi)溫度逐漸恢復(fù)至正常，隨著壓力向遠(yuǎn)端傳導(dǎo)，近井地帶壓力持續(xù)下降，二氧化碳密度變化導(dǎo)致井筒內(nèi)二氧化碳液柱建立的平衡壓力下降，導(dǎo)致井口壓力變化逐漸滯后于地層壓力變化。

受壓裂縫網(wǎng)形態(tài)單一影響，二氧化碳大量聚集于近井地帶，波及體積有限，YP3 注氣前后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化如圖4 所示?？梢钥闯?，YP3 井壓力監(jiān)測(cè)顯示注入期壓力快速上升、燜井期緩慢下降、采油期快速下降。

二氧化碳抽提輕質(zhì)組分，近井筒端殘余油黏度增加影響生產(chǎn)。二氧化碳注入過(guò)程中，二氧化碳抽提輕質(zhì)組分向基質(zhì)深層運(yùn)移，近井筒端殘余油中輕質(zhì)組分（C2～C8） 含量下降，重質(zhì)組分（C18+） 含量增加，YP3 原油黏度由 4.5 mPa·s 上升至 8.1 mPa·s。YP3 注氣前后原油組分變化如圖5 所示。

從圖5 中可以看出，原油正碳分布曲線整體右移，二氧化碳溶蝕造成地層束縛水解離并可能形成無(wú)機(jī)沉淀堵塞地層。

二氧化碳注入后與礦物發(fā)生溶蝕作用，使得地層束縛水（氯化鈣水型） 解離，造成油井含水上升；同時(shí)二氧化碳注入后可能與Mg2+/Ca2+反應(yīng)，從而生成沉淀，堵塞油流通道，YP3 注氣后產(chǎn)出水離子變化如圖6 所示?？梢钥闯觯S著YP3 井注氣量的增加，產(chǎn)出水Mg2+/Ca2+、Cl?均有所增加， 地層水解離明顯。

試驗(yàn)表明二氧化碳是后期補(bǔ)能最佳的注入介質(zhì)，頁(yè)巖油水平井注二氧化碳可有效補(bǔ)充地層能量，但注入氣-儲(chǔ)層流體-巖石相互作用機(jī)制還不明確，注入氣在基質(zhì)和裂縫內(nèi)壓力傳導(dǎo)規(guī)律與有效動(dòng)用機(jī)制還不清楚。下步需在機(jī)理研究、補(bǔ)能方案、技術(shù)政策方面持續(xù)優(yōu)化。

綜上所述，慶城油田針對(duì)頁(yè)巖油藏，為提高采收率試驗(yàn)了兩種方法：二氧化碳補(bǔ)能技術(shù)和重復(fù)壓裂補(bǔ)能?；|(zhì)的超致密性和裂縫的高導(dǎo)流能力，導(dǎo)致在常規(guī)油藏效果較好的聚合物驅(qū)、表活劑驅(qū)、水驅(qū)等提高采收率技術(shù)不適用于頁(yè)巖油水平井。頁(yè)巖油連續(xù)注水開(kāi)發(fā)，很難建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。注二氧化碳對(duì)改善原油物性的效果最為明顯。頁(yè)巖油水平井老井重復(fù)壓裂顯示出較強(qiáng)的提高單井采收率潛力。下步選取合理的方式，試驗(yàn)在提高地層壓力的同時(shí)，擴(kuò)大體積縫網(wǎng)波及體積，優(yōu)化合理注入?yún)?shù)，從而形成頁(yè)巖油全生命周期的能量補(bǔ)充模式。

3 結(jié)論

（1） 頁(yè)巖油水平井注二氧化碳補(bǔ)能是水平井改善開(kāi)發(fā)效果的重要方向，可有效補(bǔ)充地層能量，但受壓裂縫網(wǎng)形態(tài)單一及地層堵塞影響，制約吞吐效果，下步需在補(bǔ)能方案、技術(shù)政策方面持續(xù)優(yōu)化。

（2） 頁(yè)巖油水平井增能壓裂重復(fù)改造具有較好的儲(chǔ)層適應(yīng)性及增產(chǎn)潛力，“壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)改造可加速剩余油向水力裂縫流動(dòng)，大幅提高單井縫控儲(chǔ)量和穩(wěn)產(chǎn)能力，通過(guò)老井重復(fù)壓裂，提高體積縫網(wǎng)的波及體積，是頁(yè)巖油老井提高采收率的重要方向，在老區(qū)低改造程度水平井上初見(jiàn)成效，下步在西233 老區(qū)進(jìn)行連片改造，減少井間竄通對(duì)試驗(yàn)效果的影響，大幅提高縫控儲(chǔ)量和穩(wěn)產(chǎn)能力。

（3） 活性納米流體二次補(bǔ)能具有“價(jià)格低廉、水源充足、設(shè)備簡(jiǎn)單”的優(yōu)勢(shì)，但在與重復(fù)壓裂技術(shù)的結(jié)合過(guò)程中，還需要在注入介質(zhì)、注入工藝方面不斷優(yōu)化，提升油水滲吸置換效率和增產(chǎn)效果。