不同相态二氧化碳前置酸压碳酸盐岩裂缝形成规律

郭建春，詹立，苟波，张然，刘超，李骁，任冀川

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.西华大学机械工程学院，成都 610500；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安 710065；4.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室（筹），西安 710065）

0 引言

延安气田下古生界奥陶系马五1亚段是典型的致密碳酸盐岩储集层[1-2]，目前主要采用常规酸压进行增产改造。因储集层温度高，酸岩反应速率过快，酸液有效作用距离十分有限[3-4]；同时因地层压力系数低，返排十分困难。因此，采用常规酸压改造，单井产量提高难度较大[5-7]。借鉴碳酸盐岩储集层 CO2拌注酸压[8-10]以及页岩储集层前置超临界CO2压裂[11-12]取得的成功经验，针对致密碳酸盐岩储集层常规酸压改造效果不理想问题，本文提出前置CO2酸压构想，即首先采用液态或超临界CO2代替压裂液或酸液进行前置造缝后，再注入酸液对裂缝进行非均匀刻蚀，以求在单井产量上有所突破。

目前，前置CO2酸压工艺的增产改造机理不明确，国内外学者开展的清水、液态CO2及超临界CO2的致裂实验研究主要集中在花岗岩、煤、页岩、致密砂岩等方面：ISHIDA等[13]开展的清水、油、液态 CO2和超临界 CO2致裂花岗岩的真三轴实验表明花岗岩在超临界 CO2的作用下，更易产生微裂缝，破裂压力也明显降低；刘国军等[14]开展了超临界CO2作用下页岩裂缝扩展规律研究，发现页岩因其弱面结构发育，采用超临界 CO2压裂容易形成复杂裂缝网络；众多学者从破裂压力、裂缝形态、裂缝表面粗糙度等 3个方面开展了煤、页岩、砂岩在清水、液态 CO2、超临界 CO2压裂后的差异研究[15-19]，对煤、页岩、砂岩等的裂缝扩展规律取得了较清晰的认识。尽管也有为数不多的学者开展了碳酸盐岩在不同酸液流体作用下的裂缝扩展规律研究[20-23]，但致密碳酸盐岩在液态、超临界CO2作用下裂缝扩展方面的研究却鲜有报道，裂缝起裂及扩展规律目前不明确。

本文以延安气田下古生界马五1亚段储集层为研究对象，基于大尺寸真三轴压裂实验装置，利用 100 mm×100 mm×100 mm的储集层露头，开展清水、液态CO2、超临界CO2真三轴致密碳酸盐岩压裂实验，并采用工业CT获取压后三维压裂裂缝形态，研究不同压裂流体介质对碳酸盐岩裂缝起裂及扩展规律的影响，为致密碳酸盐岩储集层前置CO2酸压设计提供技术支持。

1 实验设计

1.1 实验样品

真三轴压裂实验所需的岩石样品体积大，井下岩心难以满足要求，为此选用延安气田下古生界马五1亚段储集层天然露头进行实验[24]。

延安气田马五段储集层厚度为80～120 m，马五1亚段为主力产气层，平均埋深3 470 m；储集层以白云岩为主，较为致密，储集空间以晶间溶孔为主，局部发育微裂缝；平均孔隙度 2.13%，平均渗透率 0.144×10-3μm2；储集层温度 100～120 ℃，压力系数 0.7～0.9；储集层最大水平主应力近东西向，最大水平主应力大于垂向主应力，垂向主应力大于最小水平主应力，水平应力差异系数为0.15～0.20。

为保证选取的天然露头具有代表性，本文从矿物成分、孔渗结构、岩石力学性质等 3个方面对天然露头和井下岩心进行了匹配性对比（见表1），可以看到天然露头除孔隙度、渗透率比井下岩心高外，其他参数均比较接近，天然露头与井下岩心具有较好匹配性，可以选用天然露头开展实验。

表1 露头、岩心参数对比表

马五1储集层主要采用直井裸眼完井，因此本文实验样品设计为直井裸眼完井（见图1），采用天然露头制作成边长为100 mm的立方体，在立方体样品表面中心处钻直径6 mm、长度50 mm的孔模拟井筒，井筒由长40 mm的套管和长10 mm的裸眼组成，套管为内径2 mm、外径3 mm的不锈钢管，实验前采用胶水将套管与井壁密封24 h[17-18]。

图1 实验样品示意图

1.2 实验装置

液态CO2及超临界CO2的黏度低、表面张力小[25]，实验过程中极易从井筒与井壁的结合处逸出导致实验失败；同时进行超临界CO2压裂时，需将CO2和岩石同时加热到31.1 ℃以上（见图2，CO2超临界态临界点温度为31.1 ℃，压力为7.38 MPa），可见真三轴压裂实验对实验设备的要求非常高。TCHSFM-I型大尺寸真三轴压裂渗流模拟装置（见图3）可以满足实验要求，该实验装置主要包括泵注系统、加热系统、三轴应力加载系统。泵注系统用于实时记录压裂过程中的排量和压力变化，其中泵注水的最大排量可达1 000 mL/min，泵注CO2的最大排量为40 mL/min，最大泵注压力为60 MPa；加热系统主要包括 CO2加热系统和岩石加热系统，升温可超过60 ℃；三轴应力加载系统的单轴最大加载应力可超过100 MPa。设备参数完全满足实验要求。

图2 CO2相态变化图

图3 实验装置图

1.3 实验方案

实验参数：①考虑到露头岩石样品尺寸较大，本文根据马五1储集层实际地应力梯度大小（见表2），采用地应力梯度比值法来计算实验所需加载的三向应力，计算结果为实验最大水平主应力 9 MPa，最小水平主应力7 MPa，垂向应力8 MPa，实验中沿井筒方向施加垂向应力，平行于不连续面方向施加最大水平主应力，垂直于不连续面方向施加最小水平主应力；②液态 CO2、超临界 CO2的黏度低，压裂过程中滤失速率快，排量过小导致井筒压力建立困难，同时考虑泵注系统的最大泵注能力，排量设计为40 mL/min；③在常温（25 ℃）下进行清水和液态CO2压裂实验，在温度为60 ℃的条件下进行超临界CO2压裂实验。

表2 马五1储集层地应力大小特征

按此参数序列，根据样品裂缝发育情况及压裂流体类型，共设计8套方案（见表3）。

表3 实验方案参数

2 实验结果与分析

2.1 破裂压力及其影响因素分析

图4为第2、3、6实验方案的泵注压力曲线，分析可知，当碳酸盐岩天然裂缝不发育时，在相同的实验条件下：①采用清水进行压裂时（见图4a），井底压力上升非常快，压裂进行到第37 s时，井底压力达到47 MPa，岩石破裂，该过程累计用液量为24.6 mL；②采用液态CO2进行压裂时（见图4b），刚开始CO2在井筒中主要为气态，气态CO2黏度低、滤失速率快，故井底压力上升速率较慢；当压裂进行到280 s时，井底压力大于7 MPa，此时 CO2由气态变为液态，密度、黏度大幅度增加[25-26]，井底压力迅速上升；当压裂进行到296 s时，井底压力达到37 MPa，岩石破裂，该过程累计用液量为197.3 mL；③采用超临界CO2进行压裂时（见图4c），CO2直接以超临界态注入井筒，超临界CO2黏度低，表面张力小[25-26]，压裂过程中 CO2滤失严重，井底压力上升速度非常慢；当压裂进行到590 s时，井底压力达到27 MPa，岩石破裂，该过程累计用液量为393.3 mL。

图4 不同压裂流体介质作用下的泵注压力曲线

对比上述结果可以看到：①与清水、液态 CO2相比，超临界 CO2黏度和表面张力非常低，压裂过程中的滤失量非常大，井筒压力建立非常困难，在相同实验条件下，致裂碳酸盐岩所需的超临界 CO2体积是清水体积的 16倍；②在相同实验条件下，超临界 CO2能明显降低碳酸盐岩的破裂压力，超临界 CO2致裂碳酸盐岩所需的压力为清水的57.4%，液态CO2的72.9%。

陈立强等[27]的研究结果表明，在不考虑流体滤失的情况下，井筒周围的孔隙压力等于原始地层压力；当考虑流体滤失时，井筒周围的孔隙压力等于多孔介质中的流体压力；流体的滤失会明显降低岩石的破裂压力。依据Zeng等[28]建立的考虑渗滤效应的岩石破裂压力预测模型可知，随着压裂流体黏度的减小，井筒周围岩石的孔隙压力增加，因此岩石的破裂压力减小。与清水、液态CO2相比，超临界CO2的黏度最低，压裂过程中对井筒周围孔隙压力提高的幅度最大，因此超临界CO2能明显降低岩石的破裂压力。

2.2 压裂流体对裂缝形态的影响

图5为第2、3、6实验方案压后裂缝形态的 CT扫描结果，当碳酸盐岩天然裂缝不发育时，在其他实验条件相同的情况下：①采用清水压裂后，压裂裂缝沿最大水平主应力方向扩展，形成了平行于井筒方向的对称双翼缝（见图5a）；②采用液态CO2压裂后，压裂裂缝同样沿最大水平主应力方向扩展，形成平行于井筒方向的对称双翼缝（见图5b）；③超临界 CO2黏度低，压裂过程中较大幅度提高了井筒周围岩石孔隙压力，降低了岩石的抗剪强度，采用超临界CO2压裂，碳酸盐岩易于发生剪性破坏[13]。由图5c可见，近井筒处压裂裂缝扩展方向与最大水平主应力呈45°夹角，随扩展延伸距离的增加，在离井筒较远处逐渐转向最大水平主应力方向（图中蓝色椭圆位置），最终形成平行于井筒方向的对称双翼缝，裂缝迂曲度有所增加。

图5 方案2、3、6压后裂缝形态CT扫描结果

实验结果表明，对天然裂缝等其他弱面结构不发育的碳酸盐岩，采用低黏流体压裂依然难以形成复杂裂缝网络，这与Lu等[29]开展的均质砂岩压裂实验研究结果一致。而液态 CO2、超临界 CO2致裂煤和页岩的实验结果表明[14-19]，与清水相比，液态 CO2和超临界CO2黏度低、表面张力小、穿透性强，压裂过程中煤和页岩本身的层理、天然裂缝等不连续面容易被沟通，因此压后易于形成复杂裂缝网络。说明存在天然裂缝等不连续面是岩石在液态 CO2、超临界 CO2作用下形成复杂裂缝网络的地质基础。

2.3 水平应力差对裂缝形态的影响

图6为第7、8实验方案压后裂缝形态的CT扫描结果，可以看到，当碳酸盐岩的天然裂缝不发育时，水平应力差对超临界 CO2压后形成的压裂裂缝形态影响较小，即使在较低的水平应力差条件下，压后也依然无法形成复杂裂缝（方案7水平应力差为2 MPa，方案8水平应力差为4 MPa）。结合图5可以看出，碳酸盐岩天然裂缝不发育时，与清水相比，超临界 CO2压裂可以改变岩石的起裂方式，岩石清水压裂为张性破坏，而超临界 CO2压裂为剪性破坏，后者可增加压后压裂裂缝的迂曲度。

图6 方案7、8压后裂缝形态CT扫描结果

2.4 天然裂缝的逼近角对裂缝形态的影响

方案1岩样表面共发育 6条天然裂缝，其中包括低逼近角天然裂缝 NF1、NF2、NF3和高逼近角天然裂缝 NF4，远离井筒的天然裂缝 NF5、NF6（见图7a）。采用清水压裂后，形成了平行于井筒方向的对称双翼缝（见图7b，断面见图7c），压裂裂缝从裸眼处起裂后，左翼压裂裂缝HF1沿低逼近角天然裂缝NF3扩展，扩展过程中直接穿过了高逼近角的天然裂缝NF4；HF1继续扩展，另一条低逼近角天然裂缝NF2被沟通，HF1沿 NF2扩展。右翼压裂裂缝 HF2先沿低逼近角天然裂缝 NF1扩展，然后转向沿最大水平主应力扩展。可见采用清水压裂，压裂裂缝容易沟通近井筒附近的低逼近角天然裂缝，但高逼近角天然裂缝难以被沟通，压后形成“阶梯状”裂缝。

图7 方案1压裂前后裂缝形态

方案 4岩样表面近井筒处发育一条高逼近角天然裂缝NF1（见图8a），采用液态CO2压裂后，压裂裂缝HF2从裸眼处起裂后沿最大水平主应力方向扩展，在扩展过程中沟通了近井筒处的高逼近角天然裂缝 NF1，此时压裂裂缝同时沿最大水平主力应力方向和 NF1扩展，形成裂缝形态较复杂的多方向缝（见图8b，断面见图8c）。结合方案1岩样的压裂实验结果可以看出，沟通高逼近角天然裂缝才是碳酸盐岩压后形成复杂裂缝的关键。

图8 方案4压裂前后裂缝形态

方案5岩样表面总共发育3条天然裂缝，其中NF1离井筒较近，呈高逼近角；NF2、NF3离井筒较远（见图9a），采用液态CO2压裂后，天然裂缝NF1被沟通，左翼压裂裂缝 HF1沿 NF1扩展；右翼压裂裂缝 HF2沿最大水平主应力方向扩展，形成“L形”裂缝（见图9b，断面见图9c）。对比方案1（清水压裂）与方案4（液态CO2压裂）、方案5（液态CO2压裂）的实验结果可以看出，液态 CO2黏度低，穿透性强，更易于沟通近井筒附近的高逼近角天然裂缝。

图9 方案5压裂前后裂缝形态

3 结论

超临界 CO2黏度低，扩散性强，压裂过程中滤失量大，有利于提高井筒周围岩石孔隙压力，明显降低碳酸盐岩的破裂压力，但压裂过程中井筒压力上升缓慢，致裂岩石所消耗的超临界CO2体积远大于清水。

天然裂缝不发育的碳酸盐岩，采用清水、液态CO2压裂易发生张性破坏，压裂裂缝主要沿最大水平主应力方向扩展；采用超临界 CO2压裂易发生剪性破坏且水平应力差对压裂裂缝形态影响较小，近井筒处压裂裂缝扩展方向与最大水平主应力呈45°夹角，随扩展延伸距离的增加，在离井筒较远处逐渐转向最大水平主应力方向，裂缝迂曲度与前者相比有所增加。

天然裂缝发育的碳酸盐岩，清水易沟通低逼近角天然裂缝，压裂后易形成“阶梯状”裂缝，裂缝形态相对简单；液态 CO2黏度低，易沟通高逼近角天然裂缝，压裂后易形成多方向缝，裂缝形态相对复杂。沟通高逼近角天然裂缝是碳酸盐岩压后形成复杂裂缝的关键。

符号注释：

σH——最大水平主应力，MPa；σh——最小水平主应力，MPa；σv——垂向主应力，MPa。