超临界CO2压裂裂缝特征研究现状与展望

2022-05-09李小刚冉龙海杨兆中贺宇廷廖梓佳曹文艳

特种油气藏 2022年2期

李小刚，冉龙海，杨兆中，贺宇廷，廖梓佳，曹文艳

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163517)

0 引言

水力压裂技术自1947年在美国德克萨斯州应用以来，已经成为了油气增产的主要措施之一，但水力压裂技术存在耗水量大、返排率低、污染环境等问题,在水资源日益紧张以及环境问题被高度重视的今天，水力压裂技术已不能满足绿色环保的开采要求。使用超临界CO2无水压裂技术可以避免水资源浪费和环境污染等问题，同时可将CO2封存于地下，实现CO2地质封存与油气开采的一体化利用。CO2在不同的温度、压力条件下呈现不同的状态，当压力超过7.38 MPa、温度超过31.04℃时，CO2将成为超临界态。超临界CO2压裂技术主要适用于存在水敏、水锁效应和低产、低渗、低丰度等非常规油气藏的储层改造，因其自身的物理化学特性，在地层中可形成微酸性环境，抑制黏土矿物膨胀，从根本上解决水敏与水锁效应，提高储层渗透性[1]，是现阶段非常规油气藏大规模高效开发的重要手段之一。此外，超临界CO2自身具有气体的低黏度、高扩散性，也有液体高密度的特点[2]，其破裂压力比水力压裂和液态CO2压裂低，并且造缝能力更强，形成的缝网更复杂[3]。但超临界CO2压裂技术作为新兴的压裂技术，许多相关技术和理论仍不完善，学者对其裂缝起裂机理和裂缝扩展形式意见不统一[4]，需深入研究超临界CO2压裂的裂缝特征。为此，总结了前人对超临界CO2压裂裂缝起裂和扩展特征、裂缝形态、导流能力特征的研究。该研究对高效经济的超临界CO2压裂施工工艺研究有一定的指导意义。

1 超临界CO2压裂裂缝起裂和扩展特征研究现状

1.1 裂缝起裂特征

起裂模式和起裂压力是裂缝起裂的两大特征。裂缝的起裂模式一般分为线弹性状态的拉张起裂、塑性状态的拉张起裂和剪切起裂3种。拉张起裂是常见的起裂方式，当井壁处最小有效周向应力达到岩石的抗拉强度时，即发生线弹性状态的拉张起裂，清水压裂多是如此；而井周岩石发生塑性屈服后，存在塑性拉张起裂和塑性剪切起裂2种起裂模式，井周张应力较小或处于压应力时，产生塑性剪切破坏，反之越容易产生塑性拉张起裂[5]；超临界CO2压裂则使储层发生塑性剪切破坏形成自支撑裂缝。探究起裂模式的影响因素发现，随着地应力增大，起裂模式由线弹性拉张向塑性拉张，再到塑性剪切起裂发展；而随着屈服应力增大，起裂模式由塑性剪切向塑性拉张起裂发展[6]；起裂模式只是描述裂缝起裂时的形态和扩展方式，其决定因素不只是地应力和屈服应力等力学因素，还有其他因素的综合影响，如地应力和储层温度，其可使CO2密度和黏度发生变化，这对裂缝的起裂和扩展也有重要影响。

前人对超临界CO2压裂裂缝起裂压力的研究较多。数值模拟方面，陈立强等[7]考虑超临界CO2的增压速率，建立了流体在井筒内的增压速率模型。模型计算结果显示，超临界CO2压裂的起裂压力比液态CO2压裂低20.5%、比水力压裂低75.5%，但研究中并未考虑温度场和压力场对超临界CO2物理性质的影响。仲冠宇等[8]对此进行了研究，建立了套管-水泥环-地层的热流固耦合力学模型。模拟和实验结果表明，排量和注入温度越大，裂缝起裂压力越大。Yan等[9]则考虑了CO2相变的影响，将超临界CO2压裂过程分为超临界CO2压裂阶段和CO2相变诱导压裂阶段，并基于扩展有限元方法，建立了超临界CO2压裂阶段的流固耦合模型。模拟结果显示，煤层裂缝在超临界CO2压裂阶段开始扩展、变宽，在CO2相变诱导压裂阶段产生新的裂隙。相关研究考虑不同的影响因素建立了不同的数值模拟模型，但现阶段还缺少能综合考虑各类因素对裂缝起裂影响的模型，各因素对起裂方式的综合影响不得而知。如杨氏模量、注入排量、泊松比、储层温度、水平应力差等因素，何种因素是裂缝起裂的主导因素需细致研究，这也是超临界CO2压裂裂缝起裂和扩展机理尚不明确的原因之一，需要建立一个既能进行单因素分析也能综合考虑多个影响因素的超临界CO2压裂裂缝起裂模型。

物理模拟方面，Ishida等[10]、Zhang等[11]分别进行了超临界CO2、液态CO2、清水压裂花岗岩和页岩的对比实验。结果表明：超临界CO2压裂的起裂压力比液态CO2压裂和清水压裂低。卢义玉等[12]不仅综合对比了不同岩性，还考虑了温度对起裂压力的影响。实验结果表明，超临界CO2压裂页岩时较水力压裂的起裂压力低约50.9%，压裂砂岩时低约57.1%，并且随温度升高，超临界CO2压裂的起裂压力呈下降趋势。这是由于温度越高CO2黏度越低，扩散性越强，滤失量越大，导致基质的孔隙压力增大，使得其起裂压力降低。王海柱等[13]考虑了超临界CO2的黏度影响，认为受CO2自身黏度的影响，超临界CO2的射流作用造成岩石拉伸破坏，与水射流的剪切破坏不同，这使得其起裂压力比水力压裂低18.0%左右。Chen等[14]则考虑了超临界CO2射流时射孔角度对起裂压力的影响，发现射孔角度越大起裂压力越大。Yan等[15]探究了压裂液温度、压裂液注入速率和地应力对煤岩超临界CO2压裂裂缝起裂的影响，发现压裂液温度和压裂液注入速率对裂缝起裂压力的影响小于地应力。上述研究表明，物理模拟受限于实验装置、实验方法等因素，要得到创新性的结论较难，需对实验装置和方法不断创新，并建立一套统一的评价标准。

数值模拟研究能考虑到多个因素对超临界CO2起裂压力的影响，但却没有物理模拟直观、准确，物理模拟则受限于实验装置，很多因素的影响现阶段还无法探明；对于大多数类型的岩样，超临界CO2压裂时的起裂压力均比水力压裂低，但是对于起裂压力的降低幅度存在较大差异，没有统一的标准。因此，建立一套起裂压力评价体系是超临界CO2压裂技术未来的研究重点。

1.2 裂缝扩展特征

裂缝起裂后压力下降，瞬间会有大量能量释放，超临界CO2相态也发生变化，裂缝扩展过程十分复杂。为探究超临界CO2压裂的裂缝扩展特征，前人做了大量不同尺度、不同岩性的物理模型研究，但超临界CO2压裂裂缝扩展特征的数值模拟研究却极少，得出的研究结论也很少有较强的创新性。

Kizaki等[16]使用清水和超临界CO2进行了压裂实验。结果显示，清水压裂会在样品中产生沿井眼的垂直裂缝，而超临界CO2压裂则会形成沿裂谷或层理面的裂缝，并且超临界CO2压裂获得的裂缝分支数目大于清水压裂获得的裂缝分支数目。这些结果表明，压裂液黏度和岩石弱面结构都会影响压裂裂缝的形成。Hu等[17]利用页岩和人造砂岩样本进行超临界CO2压裂和清水压裂实验。结果显示，在均质的人造砂岩中，无论是使用超临界CO2还是清水作为压裂液，主裂缝主要沿垂直于最小主应力的方向扩展，而在结构面较弱的页岩中，主裂缝的扩展方向受弱结构面和原位应力的综合控制。杨帆[18]在超临界CO2压裂物理模拟实验中发现，超临界CO2压裂裂缝的起裂和扩展都受到页岩天然层理结构的影响。上述学者都考虑了天然层理结构对超临界CO2压裂裂缝扩展的影响，但未考虑超临界CO2相态变化以及实验尺度对裂缝扩展的影响。为此，Zhou等[19]实验研究了超临界CO2相变引起的裂缝后失稳对裂缝动态扩展的影响。实验结果表明，超临界CO2压裂的裂缝扩展速度比水力压裂快2倍，并且超临界CO2相态变化主导了压裂过程中裂缝的扩展。压裂时，压力和温度都是动态变化的，这表明超临界CO2的物理性质也在随时变化，尤其是地层破裂时，压力直线降低，释放大量能量并使得超临界CO2的相态快速发生变化，这对整个压裂过程中的裂缝扩展是否会造成关键性影响还不得而知，对此可改进真三轴压裂装置，将真三轴压裂与CT扫描等技术结合，实时监控压裂过程中的变化。赵志恒[20]则实验研究了大尺度和小尺度陆相和海相页岩在超临界CO2压裂条件下的裂缝扩展特征。研究表明，不同尺度不同岩性的裂缝扩展方式存在差异(表1)，且实验室结果与现场情况存在差异，如何将实验结果正确应用到现场也是未来的研究重点。

表1 不同尺度和岩性的裂缝扩展特征比较Table 1 The comparison of characteristics of fracture propagation with different sizes and lithologies

在数值模拟方面，王迪[21]以KGD裂缝模型为对象，考虑超临界CO2的密度变化，研究了超临界CO2压缩性对裂缝扩展的影响规律，并讨论了超临界CO2压裂与水力压裂裂缝扩展的差异。结果表明：超临界CO2压裂的裂缝扩展长度更长、宽度更窄，井底净压力更低；超临界CO2具有很强的压缩性，即有很大的膨胀率，进入地层后其超音速膨胀，快速填充新裂缝，这也是影响裂缝扩展的原因之一。于慧等[22]建立流-固耦合模型，通过将超临界CO2注入砂岩透镜体，观察透镜体内部砂岩储层裂缝破裂过程。研究表明，裂缝在扩展过程中先横向扩展变宽提供导流通道，再向前扩展变长，裂缝尖端应力先增后减，最终裂缝停止扩展。贺宇廷[23]建立了流-固耦合裂缝三维扩展模型和流-固-热耦合超临界CO2压裂裂缝三维扩展模型，探究了储层温度、储层原始地应力、杨氏模量、泊松比等因素对CO2压裂裂缝扩展的影响。结果表明：随着储层温度和原始地应力增加，裂缝宽度会减小，二者直接或间接影响超临界CO2黏度和密度；岩石杨氏模量和泊松比越高，裂缝宽度越小，因为杨氏模量越高岩石越不易被压缩。该模型虽已考虑了许多因素，但如岩石弱面结构等诸多因素还未考虑到，还需进行完善。

综上，对超临界CO2压裂裂缝扩展机理研究，还需研发实验装置，以及建立能模拟多个影响因素的超临界CO2压裂裂缝扩展三维模型，进行更微观细致的研究，从本质上探究其扩展机理和规律。

1.3 裂缝形态特征

超临界CO2压裂裂缝起裂扩展后会形成复杂的缝网，对裂缝形态的研究有助于反向推理裂缝扩展和起裂过程。下面从裂缝迂曲度、粗糙度、长度和宽度等形态以及CO2相态变化等影响因素入手，总结裂缝形态特征。研究显示，超临界CO2可以诱导产生2个及以上的贯穿主裂缝，裂缝整体分布呈现“X”形、“Y”形或“H”形的断裂形态[11]，且在主裂缝扩展的末端附近分布有大量次生裂缝。因此，在裂缝形态方面，超临界CO2压裂相比于传统水力压裂具有绝对优势。

贾云中[24]利用裂缝的宏观迂曲度来表征超临界CO2压裂的裂缝形态。研究表明，超临界CO2压裂更容易形成高迂曲度的裂缝，形成的裂缝更长，水力压裂形成的裂缝迂曲度较小。Zhang等[11]利用CT扫描发现，页岩中迂曲度高的裂缝更有可能诱发二次裂缝，并与天然裂缝和层理连接形成复杂的自支撑裂缝网络。自支撑裂缝为超临界CO2压裂提供了高导流能力，也可节省大量成本，但其形成机理和维持时间、维持压力还需研究。Jia等[25]利用5个不同参数(裂缝迂曲度、分形维数和扫描区域的高程的算术平均数、高程均方根、最大高程差)表征龙马溪组页岩的裂缝表面粗糙度。结果表明，超临界CO2压裂的各参数值均比水力压裂大，说明超临界CO2压裂裂缝面更粗糙。为表征清水和超临界CO2压裂裂缝形态的具体数值差异，Zhao等[26]对陆相页岩岩心进行了压裂实验，发现超临界CO2压裂的实际接触面积与投影面积之比为1.15，高于水压裂的1.10，裂缝分支的迂曲度和数量也大于水力压裂，表明超临界CO2压裂产生的裂缝表面粗糙度更高。王磊[27]研究发现，相同应力条件下，水力压裂的裂缝宽度是超临界CO2压裂裂缝宽度的3～6倍，部分分叉处的裂缝宽度相差2个数量级。

上述物理模拟虽能得到超临界CO2压裂裂缝的某些基本特征，但无法考虑温度场、渗流场、应变等微观因素对裂缝形态的影响。对此，He等[28]建立了研究超临界CO2压裂裂缝扩展的三维动态模型。研究发现：储层温度越高，初始地应力越低，裂缝越长越宽；井筒底部的CO2温度对裂缝的长度、宽度和井底压力没有影响。Zhang等[29]为表征裂缝的流动特性，用清水和超临界CO2对粉砂岩和页岩样品进行了压裂实验，并使用COMSOL软件进行了数值研究。结果表明，CO2压裂会产生粗糙度更高的压裂表面，尤其是具有大量大孔隙的粉砂岩样品。苏建政等[30]结合物理模拟和数值模拟发现：超临界CO2压裂产生的体积应变增量比清水压裂更高，压裂后裂缝的破坏程度也更大，这使得裂缝表面粗糙度更大，裂缝形态更复杂；并且由于高滤失性和压裂前较长的增压时间，超临界CO2浸泡对岩石的杨氏模量、泊松比等物理性质有较大影响，因此，长时间超临界CO2浸泡对裂缝特征的影响需要进一步研究。

超临界CO2压裂起裂压力和裂缝形态的研究受限于实验装置和观测手段，数值模拟方面也没有能考虑多个影响因素的模型，至今没有完全探明超临界CO2裂缝起裂特征和机理。通过上述对裂缝形态的研究可知：超临界CO2压裂在裂缝形态方面优于清水压裂，即裂缝形态更复杂、迂曲度更大，缝长更长，还能形成自支撑裂缝；不足之处是裂缝缝宽远小于清水压裂。因此，超临界CO2压裂的裂缝有效性有待研究。

2 超临界CO2压裂裂缝导流能力特征研究

2.1 裂缝导流能力特征研究

超临界CO2压裂可沟通天然缝，通过剪切滑移作用和高壁面粗糙度形成自支撑。因此，将超临界CO2压裂裂缝导流能力分为多级裂缝导流能力和自支撑裂缝导流能力。多级裂缝是压裂过程中形成的有主次之分、裂缝宽度逐级递减的裂缝组合。超临界CO2压裂形成的多级裂缝比较复杂，并且能沟通天然裂缝提供导流能力[31]，但裂缝之间相互交叉，相交角越大支撑剂越难进入[32]，加之其缝宽较小且自身携砂能力较差，支撑剂不能充填至裂缝远端，多级裂缝导流能力主要由主裂缝提供。因此，多级裂缝导流能力较小，有效性也不足。

自支撑裂缝导流能力的研究一直是体积压裂、超临界CO2压裂的重点，其提供的导流能力不可忽视。超临界CO2压裂裂缝自支撑机理包括储层剪切滑移(类似于清水压裂)，以及CO2与水混合的微酸溶液腐蚀(类似于酸蚀裂缝)等。因此，可借鉴清水压裂与酸蚀裂缝导流能力研究方法对超临界CO2自支撑裂缝的导流能力开展研究。Fredd等[33]、曹海涛等[34]通过室内研究发现：无滑移的裂缝导流能力很低，裂缝发生相对滑移后可提供一定的导流能力，随着滑移量的增大，自支撑裂缝的导流能力逐渐增大；但滑移错动过大可能会使壁面粗糙度降低，并且裂缝可能再次闭合。因此，需研究合适的滑移量使获得的导流能力最大。Wu[35]等、Zhang等[36]通过室内实验观察了不同因素对页岩自支撑裂缝导流能力的影响。研究表明，页岩自支撑裂缝闭合应力越大导流能力越小，表面粗糙度越大导流能力越大，而与滑移量没有直接的线性关系。周雷力等[37]考虑了支撑裂缝及自支撑裂缝的共同影响，对比测试了页岩支撑裂缝及自支撑裂缝的导流能力。结果表明，在低铺砂浓度下，导流能力的主控因素为自支撑裂缝的裂缝面粗糙度；在高铺砂浓度下，导流能力主控因素为自支撑裂缝的支撑剂铺置方式。

数值模拟方面，张然[38]以孔二段储层为基础，建立天然裂缝剪切滑移模型并开展了自支撑裂缝导流能力实验。结果表明，孔二段储层能发生剪切滑移形成自支撑裂缝，自支撑裂缝导流能力随闭合应力增大而减小，但减小过程分为3个阶段，与支撑裂缝存在差异。超临界CO2在地层中的流动情况很复杂，对导流能力也有较大影响，需考虑流动特征对自支撑裂缝导流能力的影响。修乃岭等[39]利用非线性Izbash定律描述气体在自支撑裂缝中流动特征方程，并基于流动特征方法建立新的自支撑裂缝导流能力计算公式，但是否适合在地层中易发生相态变化的超临界CO2还未进行研究。

上述研究说明，受剪切滑移和壁面粗糙度的影响，裂缝获得自支撑导流能力，但气体滑脱效应、渗流阻力等微观因素也会对导流能力造成影响。

超临界CO2由于其自身的物理化学特性，压裂时很容易形成自支撑裂缝，但具体的形成机理至今还没有统一认识，也导致许多工艺问题无法解决。现阶段只能通过真三轴压裂实验，利用各种观测手段研究其形成机理，超临界CO2压裂自支撑裂缝的数值模拟研究目前也基本没有。因此，可以在真三轴压裂实验后对裂缝形态进行扫描，利用接触力学的方法建模模拟加压，反向探究其起裂和扩展机理；同时，自支撑裂缝导流能力的维持也是未来研究的一个重点。

2.2 裂缝导流能力提高方法研究

受地层应力影响，无论是多级裂缝还是自支撑裂缝都会闭合，造成导流能力减小甚至消失。因此，需对裂缝有效性进行研究，寻找提高裂缝导流能力的方法。Wang等[40]基于扩展有限元方法，建立了超临界CO2压裂阶段的流-固耦合模型。模拟结果表明，超临界CO2流体的注入速率越大，裂缝的长度和宽度越大。因此，在考虑地面加压装置承压能力的同时可适当加大排量，使裂缝更长更宽，有效导流能力更大。Li等[41]认为先进行超临界CO2压裂，然后再进行增稠的CO2压裂并携带支撑剂以保持水力裂缝开放，这样在形成复杂的裂缝网络的同时还可以使超临界CO2压裂具有较好的渗透性，增强裂缝有效性。超临界CO2黏度低，携砂能力较差，因此，可研发合理的超临界CO2增稠剂以及配伍的低密度支撑剂[42]。针对超临界CO2压裂过程中的支撑剂输送问题，Zhou等[19]用数值方法结合物理实验进行了研究。结果表明，裂缝平衡高度与注入温度和支撑剂的体积分数、密度、直径呈正相关，与注入压力和排量呈负相关。因此，在前期可通过小粒径大排量注入使支撑剂到达裂缝远端，后期通过尾追大粒径支撑剂提高近井地带支撑剂充填效果，从而提高裂缝整体充填效果，增强裂缝有效性。

自支撑裂缝能有效解决支撑剂不能到达裂缝尖端的问题，为裂缝提供导流能力。因此，可重点研究超临界CO2压裂自支撑裂缝形成机理，找到相应的方法，使裂缝沿最大水平地应力方向延伸更远，沟通更多天然裂缝发生剪切滑移，形成自支撑裂缝，增强裂缝有效性。

前人对超临界CO2裂缝导流能力的研究较少，这是由于现有的实验装置和数值模拟方法都不能满足超临界CO2裂缝导流能力测试的要求，在对技术、装置提出新要求的同时，也应该多方面考虑裂缝导流能力的影响因素。导流能力的大小还取决于裂缝的渗透率，Isaka等[43]的研究显示，超临界CO2的良好传热特性可以在增强地热系统中代替水作为工作流体，该方法能有效增强裂缝的渗透率提高导流能力，但是温度对超临界CO2的物理性质具有较大影响，是否会对裂缝扩展和裂缝形态造成影响还需进一步研究。