“注入—压裂—返排”全过程的CO2相态特征——以鄂尔多斯盆地神木

天 然 气 工 业2019年 9 月

“注入—压裂—返排”全过程的CO2相态特征

——以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例

汤 勇1　胡世莱1　汪 勇1　叶 亮2, 3　丁 勇2, 3　杨光宇1　李荷香4　苏印成4

1. “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学　2. 中国石油长庆油田公司油气工艺研究院

3. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室　4. 中国石油华北油田公司第二采油厂

摘　要　为了准确预测压裂过程中流体的相态变化，有效指导矿场CO2压裂施工设计，以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏

SH52井为例，基于商业软件CMG，建立井筒—地层耦合数值模拟模型，通过对该井的压裂施工动态进行拟合，获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上，对CO2注入—压裂—返排的全过程进行模拟，研究CO2压裂全过程的流体相态变化特征，以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明：①CO2从注入到返排的压裂全过程，经历了“液态—超临界态—液态—气态”的相变过程，在注入、造缝和裂缝扩张的过程中，CO2由液态转变为超临界态，且密度变化显著，介于800～1100 kg/

② CO2注入期末，随CO2总量的增加，井底温度逐渐降低，而井底压力、井底CO2密度和黏度逐渐增加；③ CO2排量对井底压力、m3；

④当CO2总量温度及CO2密度、黏度的影响规律与CO2总量对其的影响规律总体相似，只是CO2排量对井底压力的影响程度更大；

33

所建模型实现了对CO2大于400 m、排量大于4 m/min后，二者对井底压力、温度和CO2密度、黏度的影响不再显著。结论认为：

压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠，该研究成果为CO2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。

关键词　CO2压裂　相态特征　全过程　工艺参数　致密砂岩气藏　神木气田　鄂尔多斯盆地DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.09.007

Phase behaviors of CO2 in the whole process of injection–fracturing–flowback: A case study of Well SH52 in a tight sandstone gas reservoir of the Shenmu Gas

Field, Ordos Basin

Tang Yong1, Hu Shilai1, Wang Yong1, Ye Liang2, 3, Ding Yong2, 3, Yang Guangyu1, Li Hexiang4 & Su Yincheng4

(1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Oil and Gas Technology Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China; 3. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China; 4. No.2 Oil Production Plant, PetroChina Huabei Oilfield Company, Bazhou, Hebei 065709, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 9, pp.58-64, 9/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract: In order to accurately predict the phase change of fluids in the process of fracturing and provide effective guidance for the de-sign of field CO2 fracturing, this paper took Well SH52 in a tight sandstone gas reservoir of the Shenmu Gas Field, Ordos Basin, as an ex-ample to establish a wellbore-formation coupling numerical simulation model using the commercial software CMG. Then, a reliable nu-merical simulation model was obtained by fitting the fracturing performance of Well SH52. Finally, the whole process of CO2 injection–fracturing–flowback was simulated, and the phase behavior of fluids in the whole process of CO2 fracturing and the effects of fracturing technological parameters on the bottom-hole pressure, temperature and fluid PVT at the end of CO2 injection were investigated. And the following research results were obtained. First, in the whole fracturing process from injection to flowback, CO2 undergoes a phase change process of \"liquid state–supercritical state–liquid state–gas state\". In the process of CO2 injection, fracture initiation and fracture exten-sion, CO2 changes from the liquid state to the supercritical state and its density changes greatly in the range of 800–1 100 kg/m3. Second, at the end of CO2 injection, with the increase of the total CO2, the bottom-hole temperature decreases gradually, while the bottom-hole pressure and the bottom-hole CO2 density and viscosity increase gradually. Third, CO2 displacement rate is overall similar to the total CO2 in the influential laws on the bottom-hole temperature, pressure, CO2 density and CO2 viscosity, except that the influence of CO2 displacement rate on the bottom-hole pressure is greater. Fourth, when the total CO2 is more than 400 m3 or the CO2 displacement rate is more than 4 m3/min, their influences on the bottom-hole temperature, pressure, CO2 density, and CO2 viscosity are no longer obvious. In conclusion, by virtue of this proposed model, the phase behavior of fluids in the process of CO2 fracturing can be predicted accurately with higher fitting precision. It is indicated that this model is reliable. And the research results provide a technical support for optimizing the design of CO2 fracturing.

Keywords: CO2 fracturing; Phase behavior; Whole process; Technological parameters; Tight sandstone gas reservoir; Shenmu Gas Field; Ordos Basin

基金项目：四川省省属高校科研创新团队建设计划项目“温室气体二氧化碳埋存与资源化利用”（编号：16TD0010）、四川省科技计

（编号：2019YJ0423）。划项目“特低渗透油藏CO2驱微观渗流理论及影响机制研究”

作者简介：汤勇，1975年生，教授，博士研究生导师，博士；主要从事油气相态理论及测试、气田及凝析气田开发、注气提高采

（610500）四川省成都市新都区新都大道8号。ORCID: 0000-0002-2750-2225。E-mail: 收率、CO2地质埋存等方面的研究工作。地址：

tangyong2004@126.com

第39卷第9期开 发 工 程

· 59 ·

0　引言

为了实现CO2的高效利用和地质埋存，除了通过CO2气驱来提高油气采收率[1-2]外，CO2压裂也是另一种重要的方式[3-4]。较之于常规水力压裂，CO2压裂具有无水相、无残渣、易返排、对储层的伤害小、起裂压力低、易形成复杂缝网和裂缝导流能力高等优点[5-7]。但受地层温度、重力、二氧化碳摩擦阻力和压裂裂缝扩张、闭合等因素的影响，在压裂过程中CO2的相态变化十分复杂[8-9]，因此难以准确预测压裂全过程中CO2相态变化，致使压裂工艺参数设计难度大，压裂效果控制困难。王瑞和等[10]基于稳态传热模型分析了井筒中CO2的温度压力变化规律；陆友莲等[11]、吕欣润等[12-13]通过迭代计算预测了非稳态条件下井筒中CO2的相变规律，发现压裂初期因地层与CO2间的热交换而引起流体大幅膨胀，使得井底压力大幅波动；吴晓东等[14]、郭建春等[15-16]考虑CO2的温度、压力及热物性参数之间的影响，对井筒中CO2的传热规律及相态特征进行了研究；孙小辉等[17]、王金堂等[18]研究了超临界CO2压裂裂缝温度场的变化规律，在超临界CO2高滤失下，受节流效应的影响，裂缝中的CO2有明显的降温过程，直接影响CO2的相态变化。尽管前人在CO2相态变化的预测上做了一些研究工作，但理论研究结果与实际施工数据的对比分析较少，并且缺少对“注入—压裂—返排”全过程的CO2相态特征研究，难以有效指导矿场的压裂施工设计。

为了确保CO2压裂施工的效果，实现压裂过程中对流体相态变化的准确预测，以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例，基于商业软件CMG，建立井筒—地层耦合数值模拟模型，通过对该井的压裂施工动态进行拟合获得可靠的数值模拟模型。在此基础上，对CO2“注入—压裂—返排”的全过程进行模拟，研究CO2压裂全过程的流体相态变化特征，进而研究压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。

1　井筒传热及流体相态理论模型

1.1　井筒传热非稳态理论模型

CO2压裂施工主要包括地面罐储、井口增压、井筒流动、井底压裂、裂缝扩张、降压返排等6个阶段，

其中CO2的相态变化主要发生在后5个阶段。CO2的相态会在液态、超临界态和气态之间转化，CO2的

密度、黏度等高压物性参数随温度、压力的改变而发生剧烈变化。因此，CO2的高压物性参数需要对应压裂的各个阶段分别进行计算。

由于CO2的压裂施工时间较短，以Ramey模型

[19]

为基础的“稳态＋非稳态”传热模型[20]应用

到压裂过程中井筒流体的非稳态传热模拟时适应性较差，因此，对于CO2压裂的井筒传热一般采用非稳态传热模型进行计算[9,11]。井筒流体的温度、压力方程为：

（1） （2）

式中T表示流体温度，K；

t表示时间，s；k表示热扩散率，m2/s；

x、y分别表示井筒平面距离，m；z表示井筒垂向深度，m；

p表示流体压力，Pa；ρ表示流体密度，kg/m3；

g表示重力加速度，m/s2；λ表示沿程阻力系数，无量纲；v表示流体流速，m/s；D表示油管内径，m。1.2　流体相态理论模型

结合Peng-Robinson状态方程[21]、郭绪强的黏度模型[22]以及CO2高压物性参数计算式，采用迭代法求解，确定压裂全过程CO2的温度、压力及高压物性（密度和黏度）等参数，分析CO2压裂全过程流体相态特征的变化规律。

Peng-Robinson状态方程为：

（3）

式中R表示气体常数，取值为8.314 Pa·m3（/mol·K）；V表示摩尔体积，m3/kmol；

b表示体积修正系数；ac表示引力修正系数；α表示引入引力修正系数的温度函数。

密度定义式[23]为：

（4）

式中M表示流体摩尔质量，kg/kmol。

Peng-Robinson状态方程可以表示为：

（5）

其中

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式中Tc表示流体临界温度，K；

pc表示流体临界压力，Pa；ω表示偏心因子，无量纲；Tr表示对比温度，无量纲。

根据T－μ－p和p－V－T图形的相似性，郭绪强基于Peng-Robinson状态方程得到黏度模型，即

（6）

其中

式中r'表示与黏度相关的变量；

μ表示黏度，10－7 Pa·s；b'表示与黏度相关的体积修正系数；φ、τ表示与Tr、pr相关的函数；

pr表示对比压力，无量纲；a'c表示与黏度相关的引力修正系数；

rc表示流体临界黏度常数，10－7 K·s；

μc表示流体临界黏度，10－7 Pa·s；Zc表示流体临界偏差因子，无量纲；Mw表示分子量，无量纲。

2　压裂全过程CO2相态变化特征

2.1　数值模拟模型建立

以神木气田致密砂岩气藏SH52井在盒8下亚段的CO2压裂为例，根据该井的井身结构及管汇参数，采用商业数值模拟软件CMG-STARS的灵活井FlexWell）模块建立井筒流动模拟模型，模拟CO2在井筒流动过程中温度、压力变化情况；在此基础上，根据储层物性参数、压裂裂缝半长、地层压力与温度等参数建立气藏数值模拟模型，模拟CO2进入地

层后的温度、压力变化情况；二者以井底为界并实

现CO2井筒流动和地层渗流的耦合。模型在x、y、z方向上划分的网格数均为50个，平面上网格大小均为10 m×10 m；从地面到目的层总计2 177 m，目的层的网格在纵向上局部加密，加密网格步长为1 m。井筒—地层耦合数值模拟模型基础参数如表1所示，模型初始温度场如图1所示。

表1　模型基础参数表参 数数 值气层厚度/m7.0测井孔隙度9.8%含气饱和度55.10%测井渗透率/mD1.103压裂裂缝半长/m55地层温度/℃65.75地层压力/MPa23.07油管内径/m0.076 0油管外径/m0.088 9套管内径/m0.121 0套管外径/m

0.139 0

图1　模型初始温度场图

2.2　施工动态参数拟合

应用井筒—地层耦合数值模拟模型，结合SH52

（第39卷第9期开 发 工 程

· 61 ·

井的CO2压裂施工工况（图2），通过调整管汇热容及其热传导率、油管粗糙度、压裂裂缝渗透率等参数，拟合气井在CO2压裂施工过程中的井底压力和温度。通过对相关参数的适当调整，拟合结果显示：在注入CO2的过程中，气井井底温度压力的计算值与监测值吻合程度较高，最大相对误差10.4%，平均相对误差小于5%（图3），满足工程精度的需求，同时也验证了本文所建立的井筒—地层耦合数值模拟模型在用

于预测CO2压裂全过程的流体相态变化时具有较高

的可信度。

2.3　压裂全过程CO2相态变化特征

基于前述数值模拟模型，模拟SH52井从CO2

注入到返排的压裂全过程，绘制出SH52井CO2压裂全过程的相态变化特征图（图4）。在整个压裂过程中，CO2相态及性质的变化十分复杂。如图4所示，在井口增压阶段，压力被逐渐增压至压裂设计的井口压力，该阶段压力增加幅度大、温度增加幅度较小，CO2为液态，密度增加幅度较大，介于1000～1100 kg/m3。在井筒流动阶段，在水头、摩擦阻力和地层传热的综合影响下，压力和温度逐渐增加，CO2由液态逐渐转变为超临界态，密度逐渐降低，介于900～1 100 kg/m3。在井底压裂阶段，压力先因憋压而增加，后因压裂岩石泄压而降低，快速泄压致使该阶段温度短暂降低，相态仍为超临

在裂缝扩张阶段，界态，密度介于900～1 000 kg/m3。

CO2破岩后迅速向地层中扩散，压裂初期地层中的压力迅速降低、温度迅速增加，随着CO2持续注入地层，在压裂中期、末期，压力逐渐增加、温度逐渐降低，相态仍为超临界态，密度先迅速降低而后逐渐增加，介于800～1 000 kg/m3。在降压返排阶段，CO2通过自喷方式由井底举升至地面，该阶段与CO2注入时相反，在举升过程中压力逐渐被消耗、热量逐渐由井筒向地层耗散，使压力和温度皆逐渐降低，CO2由超临界态先转变为液态，而后转变为气态，密度急剧降低、体积急剧膨胀，促进了CO2返排。

图2　SH52井（盒8下亚段）CO2压裂施工曲线图

图3　SH52井井底压力和温度拟合结果图

图4　SH52井CO2压裂全过程的相态变化特征图

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3　压裂工艺参数的影响

井底压力、温度和流体高压物性参数直接影响压裂施工效果，通过设置不同的CO2总量和排量，基于前述数值模拟模型，模拟计算不同压裂工艺参数下井底压力、温度，分析压裂工艺参数对CO2相态特征的影响，明确井底CO2的相态变化规律。3.1　CO2总量

采用相同的CO2排量，模拟CO2总量分别为100 m3、200 m3、300 m3、400 m3和500 m3时井底的压力和温度，计算CO2相应的密度和黏度，绘制注入期末的井底压力和温度曲线（图5），以及井底CO2密度和黏度曲线（图6）。

图5　不同CO2总量下井底压力和温度曲线图

图6　不同CO2总量下井底CO2密度和黏度曲线图

如图5所示，随着CO2总量的增加，注入期末井

底压力逐渐增加并且增幅逐渐减小；井底温度则逐渐降低且下降趋势逐渐变缓。当CO2总量大于400 m3后，

CO2总量对井底温度的影响程度不再显著；

CO2总量对井底压力的影响小于其对井底温度的影响。如图6所示，随着CO2总量的增加，井底CO2密度和黏度

逐渐增加，当CO2总量大于400 m3后，CO2总量对

井底CO2密度和黏度的影响不再显著。

在相同的CO2排量下，由于地层向井筒内CO2

传递的热量是一定的，CO2总量越大，井底温度越低，

CO2密度和黏度则越大，从而使得CO2在井筒中流动的重位压力梯度和摩擦阻力压力梯度越大。在垂直管流中，绝大多数情况下重位压力梯度占主导地位，因此CO2总量越大，井底压力亦越大。当CO2总量大于临界值后，随着摩擦阻力的持续增加，CO2的机械能将通过摩擦做功的方式转化为CO2内能，从而减缓因CO2总量增加而引起温度降幅。3.2　CO2排量

采用相同的CO2总量，模拟CO2排量分别为1 m3/min、2 m3/min、3 m3/min、4 m3/min和5 m3/min时井底压力和温度，计算相应的CO2密度和黏度，绘制注入期末的井底压力和温度曲线（图7），以及井底CO2密度和黏度曲线（图8）。

图7　不同CO2排量下井底压力和温度曲线图

图8　不同CO2排量下井底CO2密度和黏度曲线图

如图7所示，随着CO2排量的增加，注入期末的井底压力逐渐增加、井底温度逐渐降低，CO2排量对井底压力和温度影响都较大；当CO2排量大于

第39卷第9期开 发 工 程

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4 m3/min后，井底压力的增幅和井底温度的降幅不再显著，CO2排量对井底压力和温度的影响程度减小。如图8所示，随着CO2排量的增加，井底CO2密度和黏度逐渐增加，当CO2排量大于4 m3/min后，井底CO2密度和黏度的增幅不再显著。

在井口压力和温度相同的条件下，地层向井筒内CO2传热的速率是相同的，CO2排量越大，单位时间需要加热的CO2质量越大，CO2温度增幅越小，井底温度越低，CO2密度和黏度则越大，CO2在井筒中流动的重位压力梯度和摩擦阻力压力梯度越大。已有研究表明，井筒中CO2流动的摩擦阻力压力梯度随CO2排量增加呈指数增长[14]，摩擦阻力压力梯度随排量的增幅大于重位压力梯度随排量的增幅。因此，随着CO2排量增加，CO2的机械能通过摩擦做功的方式转化为CO2内能会逐渐提高，进而减缓因CO2排量增加而导致的温度降低幅度；同时，随着CO2排量增加，摩擦阻力压力梯度的增幅将逐渐接近甚至超过重位压力梯度的增幅，使得井底压力虽随CO2排量增加而增加，但增幅会逐渐降低；当CO2排量超过某值后，甚至出现摩擦阻力压力梯度占主导的现象，使得井底压力随CO2排量增加而降低。

4　结论

1）针对CO2压裂所建立的井筒—地层耦合数值模拟模型拟合精度较高，最大相对误差10.4%，平均相对误差小于5%，模型质量可靠。

2）CO2从注入到返排的压裂全过程，

经历了“液态—超临界态—液态—气态”的相变过程，在注入、造缝和裂缝扩张的过程中，CO2由液态转变为超临界态，且密度变化显著，介于800～1 100 kg/m3，有利于CO2压裂增产效果的提升。

3）CO2注入期末，随CO2总量的增加，井底压力逐渐增加，井底温度逐渐降低，而井底CO2密度

和黏度都随CO2总量的增加而增加；

CO2排量对井底压力、温度和CO2密度、黏度的影响规律与CO2总量对其的影响规律总体相似，只是CO2排量对井底压力的影响程度更大；当CO2总量大于400 m3或排量大于4 m3/min后，其对井底压力、温度和CO2密度、黏度的影响不再显著。

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（修改回稿日期　2019-07-18　编　辑　孔　玲）

国家能源局要求大力提升油气勘探开发力度

中国国家能源局于2019年7月21日在北京组织召开了“大力提升油气勘探开发力度工作座谈会”。会议听取了中石油、中石化、中海油和油气勘探开发重点省份过去一年来工作进展情况的汇报，邀请中国科学院和中国工程院院士分别作了四川盆地国家天然气战略生产基地专项规划和中国页岩油发展前景的专题报告，就大力提升油气勘探开发力度工作进行了深入研讨交流。

会议指出，过去一年来，大力提升油气勘探开发力度工作取得了积极进展，油气生产指标持续向好，政策机制逐步配套，行业改革全面提速。会议要求，各方要持续推动中国国内油气增储上产见实效、见长效，继续做实重点盆地油气增储上产，扎实推进页岩油开发专项研究，加快推进勘探开发重大项目工作。

（天工　摘编自中国新闻网）