四川盆地凉高山组页岩储层压裂液自流与CO2气举协同返排技术研究

《Fluids》：Study of the Synergistic Flowback Technology of Fracturing-Fluid Self-Flow and CO2 Gas Lift in Shale Reservoirs of the Lianggaoshan Formation, Sichuan Basin

　　

严重的压裂液滞留和低返排效率在四川盆地凉高山页岩储层中常见，在后期生产过程中也可能发生液体加载。为解决这些问题，本研究（研究人员）研究了一种结合自然压裂液返排与CO₂气举的协同返排技术。首先，基于凉高山页岩储层的复杂裂缝网络特征，研究了水力裂缝与天然裂缝的相互作用机制，建立了自然返排条件下压裂液返排的能量模型，揭示了储层气体膨胀能、流体力学能和岩石弹性能是压裂液返排的主要驱动力。此外，考虑裂缝闭合行为、流体滤失和井筒流动动力学，开发了压裂液自然返排的计算模型，并提出了分阶段压力控制返排策略。随后，针对自然返排后期因地层能量衰减导致的排液能力下降问题，建立了井筒气举辅助返排多相流模型。系统研究了注气压力、注气速率和井口压力对排液效率的影响，结果表明排液速率随注气压力和注气速率的增加而增加，但存在明显的边际递减效应。对于H1井参考案例，中心推荐注气压力为12 MPa，注气速率为8 × 10⁴–10 × 10⁴ m³/d，井口回压保持在0.5 MPa以下。此外，通过区分模型中明确表示的效果和潜在储层尺度物理化学效应，评估了CO₂辅助返排机制。直接模拟了井筒混合物密度和井底流压（bottomhole flowing pressure）的降低，而CO₂–油传质、降黏、矿物溶解和水锁行为变化则参考已发表的实验研究进行解释。基于这些机制，建立了“CO₂浸泡–自然返排–CO₂气举”的三阶段协同优化返排方案。随后在30天操作计划中进行了阶段准稳态PIPESIM计算序列。在采用的模拟条件下，推荐浸泡期为5–7天。当井口压力降至1.5 MPa以下或日产液量连续下降超过20%时，应切换至气举。在协同方案下，30天累计返排量预计达到3492 m³，该值显著高于传统自然返排和单独气举工艺。此外，返排曲线表现出明显的“二次激增”特征。这些发现为凉高山组压裂液高效返排和长期稳定生产提供了理论依据和技术支持，也可能适用于其他低孔隙度、超低渗透率的页岩油藏。

**研究背景与问题**
四川盆地凉高山组页岩储层富含油气资源，但因其低孔隙度（low porosity）和超低渗透率（ultra-low permeability），常需水力压裂（hydraulic fracturing）创造导流通道。然而，压裂液滞留严重、返排效率低是常见问题，后期生产阶段还可能发生井筒积液（liquid loading）。传统自然返排受限于地层能量快速衰减，整体返排效率较低。因此，需要明确复杂裂缝网络中压裂液返排的能量演化机制，并在适当阶段引入人工举升（artificial lift）干预。本研究提出结合自然返排与CO₂气举（gas lift）的协同返排技术，利用CO₂的增能、排液和降黏作用改善井筒及近井区域流动，提高返排效率并支持单井稳定生产。论文发表在《Fluids》。

**研究内容与结论**
研究人员开展了三方面工作：（1）阐明凉高山组自然返排条件下压裂液返排机制，包括复杂裂缝网络中的能量机制及分阶段压力控制策略；（2）研究气举辅助返排机制，重点分析注气参数对油管-套管压力平衡点（tubing–casing equilibrium point）和排液效率的影响；（3）协同优化自然返排与CO₂气举，建立“关井浸泡–自然返排–气举”三段式方案以最大化返排效率。结论表明，协同方案下30天累计返排量预测达3492 m³，显著高于自然返排和单独气举，且返排曲线呈现“二次激增”特征。

**关键技术与方法**
研究人员采用以下主要关键技术方法：基于最大周向应力准则（maximum circumferential stress criterion）分析水力裂缝与天然裂缝的相互作用机制；利用Carter滤失模型（Carter leakoff formulation）和Nolte G函数（Nolte G-function）计算滤失体积；采用复合梯形法（composite trapezoidal rule）离散计算累计返排量；通过多相流模型（multiphase flow model）和稳态传热模型（steady-state heat-transfer model）计算井筒温压场；利用PIPESIM软件进行阶段准稳态模拟，结合H1井的井筒几何、储层及流体参数（储层压力26.6 MPa，产液指数10.0 m³·d^?1·MPa^?1，水相为载液，CO₂为增能气相，水相为不可压缩流体，原油密度896.7 kg/m³，黏度5.67 mPa·s，含水率90%）。

**研究结果**
**2. Mechanism of Fracturing-Fluid Flowback Under Natural Flowback Conditions**
- **2.1. Mechanical Mechanisms of Complex Fracture Networks**：通过分析水力裂缝与天然裂缝及层理弱面的相互作用模式（直接穿越、偏转、分支等），建立了裂缝扩展的能量模型，揭示了裂缝网络边界应力表达式及混合I/II型裂纹尖端应力场分布。
- **2.2. Mechanisms Driving Fracturing-Fluid Flowback**：明确了压裂液返排的三大驱动力：储层气体膨胀能（gas expansion energy）、压裂液流体力学能（hydromechanical energy）和岩石弹性能（elastic energy），并给出了各自的能量计算公式。
- **2.3. Energy Variation During Natural Flowback**：将裂缝网络视为等温控制体积，建立了工程尺度能量平衡方程，推导了气体膨胀功、流体力学功和岩石弹性能功的表达式，并基于基尔霍夫第二定律（Kirchhoff’s second law）和伯努利方程（Bernoulli’s equation）建立了流量分布模型。
- **2.4. Development of the Fracturing-Fluid Flowback Model**：基于体积守恒原理，建立了裂缝体积减少量等于滤失量与累计返排量之和的模型，并推导了井口压力表达式。
- **2.5. Solution Method for the Flowback Model**：采用Carter滤失模型和Nolte G函数求解滤失历史，通过迭代计算得到井底压力（bottomhole pressure）的解析表达式。
- **2.6. Calculation of Flowback Volume**：利用伯努利方程计算节流嘴（choke）处的流速，采用复合梯形法离散计算累计返排量，并通过牛顿-辛普森法（Newton–Simpson method）迭代求解井口压力时间序列。

**3. Study on Mechanisms and Parameters of Gas-Lift Flowback for Fracturing Fluids**
- **3.1. Basic Simulation Parameters, Numerical Settings, and Boundary Conditions**：基于H1井参数（30天模拟期，气举在第16天启动），建立了多相流模型，对比了有无气举阀（gas-lift valve）的启动效果，证实安装阀可降低启动压力并稳定排液过程。
- **3.2. Calculation of Gas-Lift-Related Parameters**：通过多相流压力梯度公式、稳态传热模型和平均偏差因子法（average deviation factor method）分别计算了井筒压力、温度分布及环空注气压力，并确定了油管-套管平衡点深度。
- **3.3. Calculation of Fracturing-Fluid Flowback**：建立了考虑注气点上下流体差异的排液量计算模型，采用深度平均密度法处理气液混合物。
- **3.4. Determination of Gas Injection-Point Depth**：通过分段迭代计算油管压力与环空压力的匹配点，确定了注气深度。耦合温度效应后，平衡点从等温情况下的2000 m移至2160 m，表明流体热膨胀不可忽略。
- **3.5. Analysis of the Effect of Gas Injection on Fracturing-Fluid Flowback**：模拟结果表明，返排速率随井口压力升高而近似线性下降；注气速率增加可部分缓解井口压力影响，但存在边际递减效应。推荐注气压力12 MPa、注气速率8×10⁴–10×10⁴ m³/d、井口回压低于0.5 MPa。

**4. Synergistic Optimization of Natural Flow and Gas Lift for Fracturing Fluids**
- **4.1. Model Scope and PIPESIM Implementation**：通过PIPESIM软件耦合裂缝网络参数，建立了井筒配置模型，模拟CO₂气举辅助返排。
- **4.2. Synergistic Optimization of Key Parameters**：基于H1井地温梯度（170.93 °C），推荐浸泡期5–7天，并给出了自然返排阶段节流嘴尺寸控制策略（4 mm起步，逐步扩大至8 mm，需满足压力波动和含砂量条件）。CO₂注气压力12 MPa、注气速率8×10⁴–10×10⁴ m³/d为中心推荐范围，敏感性分析表明该范围对压力偏差更敏感。
- **4.3. Implementation Procedures and Performance at Different Stages**：建立了三段式实施流程：阶段1（CO₂浸泡，改善储层性质）；阶段2（控制自然返排，采用4 mm节流嘴，压降速率≤0.3 MPa/h，当井口压力降至1.5 MPa或日产液量连续下降>20%时切换）；阶段3（CO₂气举排液，注气压力12 MPa、速率8×10⁴ m³/d，可维持100–150 m³/d的返排速率）。
- **4.4. Prediction and Evaluation of the Full-Cycle Performance**：30天全周期预测显示，协同方案累计返排量3492 m³，较自然返排（约1600 m³）和单独气举（约2200 m³）分别提高约118%和59%，且返排曲线呈现“二次激增”特征。
- **4.5. Sensitivity Analysis and Applicability**：单因素敏感性分析表明，储层参数（基质渗透率、裂缝半长、裂缝导流能力、原油黏度、含水率、CO₂摩尔分数、应力敏感性）影响最优切换时间，但三段式流程框架（CO₂浸泡–自然返排–条件性CO₂气举）具有可转移性，具体参数需针对目标井校准。
- **4.6. External Benchmark Comparison**：与Kong等（2022）报道的CO₂辅助返排研究对比，本模型复现了相近的增强趋势（增幅约88–97%），验证了物理一致性。
- **4.7. CO₂ Corrosion, Well Integrity, Environmental Protection**：讨论了湿CO₂腐蚀风险、材料选择、监控措施及环保要求，但未量化CO₂滞留量，不声称碳封存效果。

**讨论与结论**
**讨论部分总结**：研究人员通过能量模型、多相流模型和PIPESIM模拟，系统分析了自然返排与CO₂气举的协同效应。敏感性分析证实了三段式方案的适应性，但强调H1井的具体参数（浸泡时长、切换压力、注气压力与速率）需在应用前根据当地储层、裂缝、流体及井筒数据进行校准。外部基准对比支持了增强趋势的物理合理性。同时，指出了CO₂腐蚀、井完整性及环境安全需在工程实施中重点考虑。

**研究结论（翻译）**
（1）阐明了自然返排机制及相应的分阶段压力控制策略。早期返排由储层气体膨胀、流体力学能和岩石弹性能驱动。建议初始采用4 mm节流嘴，结合控制压降和含砂量监测，以限制过早的裂缝闭合和支撑剂运移，同时保持有效裂缝导流能力。
（2）优化了CO₂气举返排的关键操作参数。气举阶段的返排效率高度依赖于井筒多相流态稳定性及油管-套管平衡点的正确控制。综合考虑排液效率和管柱冲蚀安全，推荐目标井的最佳注气压力为12 MPa，合理注气速率范围为8×10⁴–10×10⁴ m³/d。此外，高井口回压会显著削弱气举效果，现场操作中应控制井口回压低于0.5 MPa。
（3）建立了“CO₂浸泡–自然返排–CO₂气举”的三阶段全周期协同方案。在采用的模拟条件下，推荐关井浸泡期为5–7天，作为足够CO₂–油接触与避免水相自吸及应力敏感裂缝闭合负面效应之间的工程折中。当井口压力降至1.5 MPa或日产液量连续下降超过20%时，应从自然返排切换至CO₂气举。
（4）在给定的泵送停止裂缝几何和阶段数值设置下，协同工作流程预测30天累计返排量为3492 m³。第16天引入CO₂气举通过降低井筒静压和井底流压，使模拟返排速率产生二次增加。敏感性和外部基准比较支持了所提出流程的相对性能趋势，而绝对累计体积仍取决于预设的裂缝几何、应力相关渗透率、储层性质、数值设置及现场特定校准。