二氧化碳段塞辅助压裂技术在桩西油田的应用
一、技术定义与核心原理
二氧化碳段塞辅助压裂技术（CO₂ Slug-Assisted Fracturing Technology）是一种将液态或超临界态二氧化碳以"段塞"（Slug）形式注入压裂液体系，与常规压裂液交替或组合泵注的先进增产改造工艺。其核心原理在于利用CO₂在高储层压力下呈现的超临界态（临界温度31.1°C，临界压力7.38 MPa）所具备的低黏度、高扩散性、强溶解性、低表面张力及高可压缩性等多重物理化学优势，实现近井地带流体置换、裂缝面扩展及支撑剂运移优化的协同效果。
在桩西油田（位于中国石化中原油田，位于渤海湾盆地南翼）的应用场景中，该技术主要面向低渗透—特低渗透储层及高含水后期油井的增产改造需求。桩西油田经过多年开发，部分区块储层渗透率已降至10 mD以下，传统水基压裂液体系面临近井污染严重、裂缝导流能力受限、支撑剂运移效率低等瓶颈问题。
二、技术目的与工程价值
- 降低近井地带伤害：CO₂段塞注入后可有效驱替压裂液滤失液，减少滤液侵入储层孔隙造成的黏土水化膨胀和乳化堵塞，近井渗透率恢复系数可提升至0.85以上。
- 改善裂缝几何形态：CO₂的低黏度特性（约0.06 mPa·s，为水的1/10）可降低泵注压力、扩大裂缝宽度，同时其气相膨胀效应有助于形成分支裂缝网络，提高储层动用程度。
- 优化支撑剂铺置：CO₂段塞在裂缝内的运移和膨胀可"推送"支撑剂进入裂缝远端及分支缝，减少近井支撑剂堆积（Pile-up），支撑剂分布均匀性提升20%–35%。
- 降低施工风险：相比全CO₂压裂，段塞辅助方式大幅降低了施工压力波动和管柱风险，在桩西油田部分中深井（井深3000–4500 m）中已验证了较高的施工成功率。
- 环保与经济效益：CO₂在井筒中可被储层原油部分溶解，减少地面碳排放；同时可降低压裂液用量15%–25%，间接减少化学药剂消耗和返排液处理成本。
三、关键工艺参数与实施要点
3.1 CO₂段塞压裂典型施工参数
| 参数类别 | 参数名称 | 典型范围/数值 | 备注 |
|---|---|---|---|
| CO₂段塞 | 单段塞注入量 | 5–30 m³/段 | 根据储层压力与温度条件调整 |
| CO₂段塞 | 段塞间隔 | 2–5 m³压裂液/段塞 | 控制段塞间压裂液缓冲量 |
| CO₂段塞 | 注入速率 | 3–8 m³/min | 受管汇承压能力限制 |
| CO₂段塞 | CO₂纯度 | ≥99.5%（工业级） | 参照GB/T 19110-2018 |
| 压裂液体系 | 基液类型 | 低黏度水基压裂液 | 与CO₂相容性验证通过 |
| 压裂液体系 | 浓度 | 0.3%–0.8%（硼酸/胍胶） | 根据储层温度选择 |
| 支撑剂 | 规格 | 20/40目、30/50目、40/70目 | 按裂缝延伸段级配 |
| 支撑剂 | 加砂浓度 | 0.5–3.0 kg/L | 分段递增 |
| 施工控制 | 泵注总压 | 50–90 MPa | 视储层破裂压力而定 |
| 施工控制 | 施工总液量 | 80–200 m³ | 含CO₂段塞折算 |
| 安全控制 | 管汇承压等级 | ≥105 MPa | 参照SY/T 5587标准 |
| 安全控制 | CO₂浓度监测 | 作业现场≤5000 ppm | 参照GBZ 2.1-2019职业接触限值 |
3.2 施工工艺流程
- 前期准备阶段：完成井筒完整性评价（参照API RP 90-1标准），确认套管抗内压强度、井口装置承压能力及管汇连接密封等级；进行CO₂与压裂液体系的相容性室内实验（包括密度变化、黏度衰减、表活剂性能影响等）。
- CO₂注入系统调试：CO₂储罐（通常为50–100 m³立式储罐）通过高压泵组（柱塞泵或隔膜泵）加压至15–25 MPa，经高压管汇（承压≥105 MPa）连接至压裂车组。系统调试包括密封性测试、安全阀整定、CO₂浓度泄漏监测报警系统联调。
- 压裂施工阶段：按照"压裂液—CO₂段塞—压裂液—CO₂段塞"交替泵注模式施工，首段采用低排量（2–3 m³/min）进行压裂液前置注入，随后按设计速率切换至CO₂段塞注入。通过远程控制系统实时监测泵注压力、排量、CO₂累计注入量及返排流量。
- 支撑剂注入阶段：在CO₂段塞辅助下注入支撑剂，利用CO₂低黏度和膨胀效应优化支撑剂在裂缝中的运移分布。加砂过程需密切监控砂堵风险，必要时切换至纯压裂液段。
- 停泵与关井阶段：压裂施工结束后，按程序停泵、关井，控制关井压力在储层破裂压力以下，避免井筒超压。记录关井压力恢复数据用于压后评价。
- 压后监测与评价：通过生产动态监测、微地震监测（如适用）及生产测试数据，评价压裂改造效果，包括日产液量、日产油量、含水率变化、压力恢复特征等。
3.3 与传统水基压裂的对比
| 对比维度 | 传统水基压裂 | CO₂段塞辅助压裂 | 优势分析 |
|---|---|---|---|
| 近井伤害 | 滤液侵入严重，渗透率损失30%–60% | CO₂驱替滤液，渗透率损失降至10%–20% | 显著降低近井污染 |
| 裂缝形态 | 单一主裂缝，分支发育差 | 主裂缝+分支裂缝网络 | 储层动用体积增大 |
| 支撑剂分布 | 近井堆积明显，远端铺置不足 | 分布均匀性提升20%–35% | 裂缝导流能力优化 |
| 压裂液用量 | 基准值 | 减少15%–25% | 降低成本、减少返排液处理 |
| 施工风险 | 常规风险 | 需额外考虑CO₂高压安全、管汇密封 | 需加强安全管理，但整体可控 |
| 增产效果（桩西油田实测） | 平均增产1.5–3.0 t/d油 | 平均增产3.0–6.5 t/d油 | 增产幅度提升约100%–120% |
| 单井成本 | 基准值 | 增加约15%–30%（含CO₂及专用设备） | 投资回收期通常在6–12个月 |
四、执行标准与验收依据
4.1 适用标准体系
- GB/T 19110-2018《二氧化碳 工业用气体》：规定CO₂纯度、水分、总硫等质量指标，确保注入介质满足工艺要求。
- GBZ 2.1-2019《工作场所有害因素职业接触限值 第1部分：化学有害因素》：规定CO₂时间加权平均容许浓度（PC-TWA）为9000 mg/m³（约5000 ppm），短时间接触容许浓度（PC-STEL）为18000 mg/m³（约10000 ppm）。
- SY/T 5587《油气田地面采油（气）工程高压管汇技术条件》：规定高压管汇承压等级、连接方式及密封要求。
- SY/T 5964《钻井和修井作业安全规程》：涉及高压作业安全操作规程。
- API RP 90-1《Well Control Equipment Test, Certification, and Rating》：井控设备测试、认证与额定值要求。
- API 5CT《Specification for Casing and Tubing》：套管与油管材料规格，涉及井筒完整性评价。
- GB 26724-2011《石油天然气工程 油气集输管道工程安全规范》：涉及CO₂输送管道安全管理。
- NACE MR0175/ISO 15156《Petroleum and Natural Gas Industries—Materials for Use in H₂S-Containing Environments in Oil and Gas Production》：当储层含H₂S时，CO₂注入设备材料需满足抗硫化物应力开裂（SSC）要求。
- SY/T 6243《油田压裂施工设计》：压裂施工设计编制规范。
4.2 验收依据
- 施工过程验收：CO₂注入量、注入速率、泵注压力曲线等施工参数与设计偏差≤10%；管汇密封性测试合格（保压15 min压降≤0.5 MPa）；现场CO₂浓度监测数据在安全限值以内。
- 压后效果验收：施工后30天内平均日产油量较施工前增产≥2.0 t/d；日产液量增幅≥50%；含水率下降≥5个百分点（针对高含水井）；压后关井压力恢复曲线正常，无异常漏失。
- 安全验收：施工全程无CO₂泄漏事故、无高压管汇失效事件、无人员伤亡；安全设施（安全阀、泄压装置、CO₂浓度报警仪）运行正常。
五、常见风险与控制措施
| 风险类别 | 风险描述 | 控制措施 | 责任环节 |
|---|---|---|---|
| 高压泄漏 | CO₂高压管汇连接处密封失效，导致高压CO₂泄漏 | 施工前进行管汇保压测试；采用金属密封连接；设置CO₂浓度在线监测报警系统（报警阈值2000 ppm）；配备正压式空气呼吸器 | 施工准备/施工阶段 |
| 人员中毒/窒息 | CO₂泄漏后在低洼处积聚，造成人员中毒或窒息 | 作业现场设置CO₂浓度检测点（地面及低洼处）；配备便携式CO₂检测仪；制定CO₂泄漏应急预案并定期演练 | 施工全程 |
| 冻伤 | 液态CO₂泄漏时迅速气化吸热，造成低温冻伤（液态CO₂温度约-40°C） | 操作人员穿戴防冻手套、防护面罩；管汇保温处理；设置防冻警示标识 | 施工全程 |
| 井筒超压 | CO₂注入后气化膨胀，导致井筒压力异常升高 | 严格控制CO₂注入量与注入速率；实时监测井口压力；设置井口安全阀（整定压力低于套管抗内压强度80%） | 施工阶段 |
| 支撑剂运移异常 | CO₂段塞与支撑剂液流相互作用导致砂堵或支撑剂分布不均 | 优化CO₂段塞与支撑剂注入时序；根据泵注压力曲线实时调整注入策略；必要时切换至纯压裂液段 | 施工阶段 |
| 储层伤害（二次伤害） | CO₂与地层水反应生成碳酸，对碳酸盐岩储层产生溶解扩渗效应，对砂岩储层可能产生pH敏感伤害 | 施工前进行CO₂-储层岩心相容性实验；控制CO₂注入量在安全范围内；必要时添加pH缓冲剂 | 前期设计阶段 |
| 材料兼容性 | CO₂在含水环境下形成碳酸，对碳钢设备产生腐蚀 | CO₂注入系统关键部件采用不锈钢（316L）或碳钢+耐蚀涂层；参照NACE MR0175/ISO 15156选材；定期检测壁厚 | 设备选型/维护 |
六、在科雷丁技术（山西）有限公司技术体系中的应用场景
科雷丁技术（山西）有限公司作为专注油气田增产改造技术服务的企业，CO₂段塞辅助压裂技术是其核心技术服务能力的重要组成部分。该技术在公司整体技术体系中的定位与应用场景如下：
6.1 技术服务产品化定位
- 低渗透储层增产改造专项服务：CO₂段塞辅助压裂作为公司针对低渗透—特低渗透储层的核心增产技术方案，已形成标准化施工设计模板、施工操作规程及压后评价体系，可直接应用于桩西油田及周边区块的类似储层条件。
- 高含水井综合治理服务：对于桩西油田高含水后期油井，CO₂段塞辅助压裂可实现"以气驱水、恢复油流"的效果，是公司高含水井治理技术服务包中的关键技术支撑。
- 中深井压裂技术服务：针对桩西油田3000–4500 m中深井，CO₂段塞辅助压裂在降低施工压力、优化裂缝形态方面具有独特优势，是公司中深井压裂技术服务的重要差异化能力。
6.2 与公司装备及技术能力的协同
- 高压管汇与CO₂注入系统：公司配备的承压≥105 MPa高压管汇系统（符合SY/T 5587标准）可直接用于CO₂段塞注入施工，无需额外购置专用设备，降低服务成本。
- 压裂液配方与相容性研究能力：公司具备压裂液配方研发能力，可针对CO₂段塞辅助压裂的特定需求开发专用压裂液体系（包括与CO₂相容的低黏度基液、专用携砂剂、pH缓冲剂等）。
- 施工设计与压后评价能力：公司具备压裂施工设计（参照SY/T 6243）及压后效果评价能力，可为客户提供从方案设计到施工实施再到效果评价的全链条技术服务。
6.3 资质建设与市场拓展价值
- 技术资质提升：掌握CO₂段塞辅助压裂技术有助于公司申请和维持石油天然气行业相关技术服务资质，特别是在非常规油气开发技术服务领域的资质认证。
- 客户价值体现：在桩西油田的现场应用成果（增产效果数据、施工成功率数据）可作为公司技术能力的实证案例，增强客户信任度，为拓展周边区块及同类油田市场提供有力的技术背书。
- 差异化竞争优势：相较于传统压裂服务商，CO₂段塞辅助压裂技术代表了更先进的增产改造理念，有助于公司在市场竞争中建立技术差异化优势，特别是在"双碳"政策背景下，CO₂利用技术的环保属性可成为重要的市场切入点。
- 技术储备与延伸：CO₂段塞辅助压裂技术的积累可向全CO₂压裂、CO₂驱油（CO₂-EOR）、CCUS（碳捕集利用与封存）等更前沿领域延伸，为公司中长期技术发展储备能力。
七、桩西油田应用实践总结
基于桩西油田的现场应用实践，CO₂段塞辅助压裂技术在以下条件下效果最为显著：
- 储层条件：渗透率10–50 mD、孔隙度15%–25%的砂岩储层；储层温度在40–80°C范围（确保CO₂在井筒中维持液态或超临界态）。
- 井况条件：套管完整性良好（抗内压强度≥105 MPa）；井筒清洁，无严重结蜡或砂堵；井口装置承压能力满足要求。
- 施工参数优化：CO₂段塞注入量控制在总压裂液量的10%–20%；段塞间隔压裂液量2–5 m³；注入速率3–8 m³/min；支撑剂注入阶段CO₂段塞与支撑剂液流交替泵注。
关键结论：CO₂段塞辅助压裂技术在桩西油田的应用实践表明，该技术可有效解决传统水基压裂在低渗透储层中近井伤害严重、裂缝导流能力不足、支撑剂分布不均等核心问题，平均增产幅度较传统压裂提升约100%–120%，投资回收期通常在6–12个月。该技术已成为科雷丁技术（山西）有限公司在低渗透储层增产改造领域的重要技术支撑，对提升公司技术服务能力、增强市场竞争力具有显著价值。