液态CO2压裂技术研究现状与展望

吴金桥，高志亮，孙晓，梁小兵

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

压裂改造是开发低渗、特低渗致密油气资源最主要的增产技术[1]。近几年，美国页岩气的成功开发，使得其开发过程中应用的“大排量、大液量”的体积压裂技术在致密油气、页岩油气勘探开发中得到迅速推广[2,3]，但压裂液巨大的耗水量、对地下水及地表环境潜在的污染是使用该技术的一大弱点[4]。因此，寻找一种能替代水作为压裂液的低伤害压裂技术成为石油工程技术人员的研究热点。由于液态CO2压裂技术采用无水相的液态CO2作为压裂液，压裂后CO2变成气体从地层中完全排出，对储层几乎无伤害，因而在低渗、低压、水敏性储层开发中得到广泛应用，迄今为止累计实施2000井次以上[5]。为此，笔者对液态CO2压裂技术研究现状与应用前景进行了详尽分析，以便为油气田的压裂改造提供参考。

1 液态CO2压裂技术特点

液态CO2压裂是指采用纯液态CO2作为压裂液进行增产改造的工艺技术。CO2临界温度、压力分别为31.0℃、7.38MPa，易于液化，在实际压裂工况条件下，液态CO2的密度与水接近且黏度约为水的1/10，因而具备了压裂液的基本性能[6]；压裂时，液态CO2作为压裂无水相进入地层，压裂施工结束后，当温度升高、压力降低时，液态CO2变成气态，快速、彻底地从地层排出，不留残渣，因而是一种真正意义上的无伤害压裂工艺[7]。

1.1 液态CO2压裂技术的优势

1)对储层伤害小 CO2是一种非极性分子，与地层岩石、流体配伍性好。CO2溶于原油，显著降低原油黏度，有利于原油流动。此外，CO2溶于水，生成弱酸性碳酸，能抑制黏土膨胀。同时，当地层中温度超过31.1℃时，液态CO2气化变成气体，无残留，完全避免了对裂缝导流能力的损害。

2)返排迅速彻底 当温度升高后，液态CO2在地层中气化膨胀(1m3液态CO2约变成540m3气态CO2)，大大增加了地层能量，可以完全不依靠地层压力并在2～4d内实现迅速彻底的返排，从而缩短投产周期。

3)容易形成网缝 液态CO2黏度低，较冻胶压裂液更容易进入微小裂缝，进而增加网缝的形成[8]。同时，压裂后具有较高的基质渗透率恢复值和较高的导流能力，储层基质、裂缝端面及人工裂缝渗透性好。

4)综合作业成本低，经济效益好 实施液态CO2压裂技术时需要的化学添加剂少，压裂后没有压裂废液，既避免了环境污染，又节约了生产成本。此外，与常规压裂措施井相比，使用液态CO2压裂技术的油气产量高且稳产期长，因而经济效益好。

1.2 液态CO2压裂技术劣势

1)携砂能力差 由于液态CO2的黏度低，因而携砂能力差。为保证施工安全，砂浓度要低，支撑剂尺寸要小一些。同时，液态CO2在地层滤失速度快，泵注排量要大，因而需要动用较多的压裂设备。

2)加砂规模受限 由于施工中必须保持CO2处于液态，因此需要在较高的压力条件下才能实现CO2与支撑剂的混合，因而不能使用常规混砂车，必须采用专用的CO2密闭混砂设备。此外，加砂规模受密闭混砂设备尺寸的限制，因而不适合加砂规模较大的压裂改造，如致密气、页岩气井的体积压裂等。

2 液态CO2压裂技术的研究进展

2.1 纯液态CO2加砂压裂技术阶段

从20世纪60年代开始，液态CO2作为压裂液的增能助排剂在油气井增产改造中得到应用[9]。1981年，美国首次采用100%液态CO2作为压裂液对低渗气层进行加砂压裂改造，获得了良好的增产效果[10,11]。纯液态CO2加砂压裂是采用100%液态CO2(无水或其他添加剂)作为携砂液进行压裂施工的工艺技术。该技术施工流程如下：作业前，将支撑剂装入密闭混砂车并加入液态CO2预冷，然后利用N2驱动液态CO2与支撑剂混合后经压裂泵车增压注入地层。作业完成后，关井一段时间，确保CO2完全气化，然后开井排液，将气态CO2排出井筒。1986年，Setlari等[12]开展了液态CO2压裂数值模拟研究，探讨了低温低黏液体对压裂裂缝形态、滤失、携砂性能的影响。Campbell等[13]介绍了液态CO2加砂压裂的地面设备流程和压裂设计的摩阻-排量图版。1993至1994年，美国、加拿大等国家石油公司开展了超过1200井次以上液态CO2加砂压裂作业，井深700～5000m、CO2用量87～337t、加砂量5.7～54.4t，施工后油气井产量增加了几倍至十几倍，尤其是针对Lewis、Devonian等页岩气层进行了几十井次的应用对比，增产效果明显好于邻近N2压裂、N2泡沫压裂井[14-15]。

2.2 液态CO2/N2压裂技术阶段

1994年，Mazza[16]发明了在液态CO2中添加一定比例的N2进行携砂压裂的工艺技术，即液态CO2/N2压裂技术，其施工流程与液态CO2加砂压裂类似，首先对支撑剂加压预冷，然后液态CO2与支撑剂混合并经压裂泵车增压，在井口与N2按一定比例混合后泵入地层，N2的体积比例一般为50%～70%。Tudor等[17]提出了液态CO2、液态CO2/N2低黏流体的临界携砂流速准则和管流摩阻计算公式。Samuel等[18]对液态CO2/N2压裂进行了模拟计算，研究了N2比例等因素对摩阻、压裂成本等影响。Meier等[19]首次利用现场和实验室数据测定了液态CO2、液态CO2/N2的滤失系数，结果显示液态CO2可以降低含水饱和度并提高气井产量。截至1997年为止，液态CO2/N2压裂技术在加拿大浅层气井成功应用了200井次，井深194～1670m，液态CO2泵注排量为2.0～5.5m3/min，N2比例为50%～67%，加砂2.5～11.9t，与液态CO2压裂相比，增产效果相当，而平均单井成本降低23%[20]。

2.3 液态CO2/N2泡沫压裂技术阶段

1998年，BJ公司开发了液态CO2/N2泡沫压裂技术[21]，即在液态CO2中加入一种能完全溶解的氢氟醚类起泡剂(如HFE-7100)，通过调节N2的掺入比例(一般在75%～80%)，使整个体系形成一种稳定性好、黏度高的非常规泡沫流体，并以此作为携砂液的压裂工艺，其施工流程与纯液态CO2压裂类似。1999至2003年，利用液态CO2/N2泡沫压裂技术成功实施了350多次压裂作业，井深1000～1200m，泵注排量2～3m3/min，最高砂浓度可达400kg/m3，主要用于低渗、低压水敏性气藏压裂改造[22]。另外，该技术在煤层气井上的压裂应用效果也很好。从2005年开始，长庆油田在低渗致密气藏上开展了4～5井次纯液态CO2(不加砂)压裂，取得了初步的认识[23-24]。2008年，陆友莲等[25]对纯液态CO2压裂的非稳态过程进行了数值模拟研究，了解其井底压力、温度随时间的变化规律；2009年，孙晓等[26-27]采用高温高压泡沫循环回路测试了“液态CO2/N2/起泡剂”压裂液体系的流变特性和摩阻特性，初步建立了相应的数学拟合公式。2011年，延长石油在陆相页岩气井上完成了1井次纯液态CO2(不加砂)压裂试验，取得成功，同时将液态CO2压裂与大型滑溜水体积压裂结合，应用20多井次，增能助排效果良好[28]。

3 液态CO2压裂技术类型对比分析

液态CO2压裂技术包括纯液态CO2加砂压裂技术、液态CO2/N2压裂技术和液态CO2/N2泡沫压裂技术3种类型。采用纯液态CO2加砂压裂技术时，由于纯液态CO2黏度低，携砂能力差，泵注排量大，作业成本高，但其工艺简单，易于操作且技术成熟，因而应用井次最多。采用液态CO2/N2压裂技术时，由于N2的加入增强液态CO2的湍流效应，携砂能力有所提高，泵注排量和液态CO2用量减少，这样使得作业成本较低。采用液态CO2/N2泡沫压裂技术时，由于压裂液为非常规液态CO2/N2泡沫流体，其黏度高、携砂能力强、滤失低，只需使用很小的泵注排量和液态CO2用量，因而作业成本最低。不同液态CO2压裂技术施工参数比较如表1所示。

4 液态CO2压裂技术展望

4.1 进一步提高液态CO2携砂能力

为扩大液态CO2压裂技术的适用范围，提高液态CO2的携砂能力并降低施工摩阻尤为关键。国内外通常的方法是提高液态CO2的黏度，如采用液态CO2/N2泡沫，但摩阻较高；或添加能溶于液态CO2中的含氟高分子聚合物等[18]，但存在聚合物残渣，因而需要加强提高液态CO2携砂能力的方法研究。

4.2 优化液态CO2压裂工艺参数

液态CO2压裂工艺参数的优化内容包括液态CO2流动特性(如黏度、摩阻等)、对流换热特性、滤失特性、携砂能力等工程应用基础研究。通过优化液态CO2压裂工艺参数，可以为液态CO2压裂施工压力预测、压裂管柱和支撑剂(尺寸、密度)优选、施工排量和加砂浓度等工艺参数优化提供设计依据。

4.3 研制液态CO2压裂专用设备

高压密闭混砂设备是实施液态CO2压裂技术的核心部件之一，因而需要加强该设备的水力学、结构、材质及控制系统的优化设计。另外，应开展连续式密闭加砂系统的研制，这对于实现大规模液态CO2压裂技术的推广应用尤为重要。

4.4 加强液态CO2压裂增产机理的探讨

液态CO2压裂增产机理包括液态CO2破岩、裂缝延伸及增渗机理，弄清液态CO2压裂增产机理，能够为预测液态CO2压裂裂缝形态提供可靠的理论依据。

5 结语

目前，随着“体积压裂、水平井分段压裂技术”在致密气、页岩气井上的规模应用，压裂过程中水资源的浪费和污染引起了人们的重视，亟需开发一种可替代水的低伤害压裂技术。液态CO2易液化，特别是煤化工企业的CO2减排回收成本较低，可以采用液态CO2替代水基压裂液进行增产改造，减少水的用量，同时对储层基本无伤害，无需其他化学剂，无返排液处理，潜在环境污染风险小。因此，液态CO2压裂技术在低渗致密油气、页岩油气开发中具有广阔的应用前景。

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