非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践

王香增 ，孙 晓，罗 攀，穆景福

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司，西安710075；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075）

0 引言

随着我国油气资源勘探开发力度的不断加大，开发以致密油气、页岩油气等低品质资源为代表的非常规油气资源占比逐年增加［1］。2017年我国致密气、页岩气等非常规天然气产量已达478亿m3，约占天然气总产量的1/3，非常规油气将成为我国未来油气开发的重要组成部分。致密油气、页岩气等低孔、低渗储层普遍具有的特点是储层物性差，渗透率普遍低于0.1 mD［2-3］，自然产能低于工业标准，必须进行储层改造，才能达到经济产能。目前成熟应用的大规模水力压裂技术面临着一系列挑战：（1）“千方砂、万方液”的大型水力压裂用水量大，如在国内长宁区块，单井用水量在2万m3以上［4-5］，与我国水资源缺乏、人均淡水占有量低的资源现状矛盾突出［6］；（2）对于黏土矿物含量高的非常规油气储层，如鄂尔多斯盆地中生界页岩，水敏、水锁效应会对储层造成永久伤害［7-8］，导致压裂效果变差，单井产量变低；（3）返排的胍胶压裂液的化学组分复杂、处理难度大，存在环境污染风险。

CO2具有无毒无害、易储运、扩散能力强、可增加地层能量等特点，作为压裂液的重要组成部分，20世纪60年代美国率先开展了CO2泡沫压裂技术的研究，并于70年代首次进行了现场应用。到80年代在北美地区开始开展CO2干法压裂技术的研究与应用［9］，随后CO2压裂技术进入了快速发展阶段。从90年代开始，北美90%的气井和30%的油井均采用CO2压裂技术对储层进行增产改造，每年现场施工约3 600井次，增产效果均在50%以上［10］。笔者系统分析CO2压裂技术特点及优势、增产机理及技术进展，以期促进我国非常规油气绿色和高效开发。

1 CO2压裂技术特点及优势

CO2压裂技术主要适用于低渗、低压、水敏等非常规油气的储层改造，其最大特点是采用液态CO2部分或者全部替代传统水基压裂液，充分利用CO2自身的物理化学特性提高储层的改造效果。相对于常规水力压裂技术，其优势在于：①节水：CO2压裂可节约大量的淡水资源，单井节水达40%以上，可缓解缺水地区的用水矛盾。以延长石油为例，通过低成本（约20$/t）捕集煤化工排放的高浓度CO2（体积浓度为81.38%），用于非常规油气储层的压裂改造，这既降低了压裂液的成本，同时减少了油田开发的用水。②环保：CO2压裂化学添加剂少、返排液少，可有效降低对土壤及地下水污染的风险。③减排：延长石油通过自主研发的压后放喷气体组分监测装置，对压后返排CO2量的连续监测表明，CO2压后返排量仅为注入量的25%～35%，大量CO2压后滞留在地层中。室内实验进一步表明压后部分CO2以地层吸附、矿物固化、地层水溶解等形式滞留地层中，实现了CO2的地质埋存。④增产：CO2压裂具有可以增加裂缝复杂程度、增加地层能量、降低储层伤害、溶于原油后增加原油黏度、能置换吸附于页岩的甲烷等特点，室内实验及矿场实践均证明CO2压裂技术具有很高的技术可行性以及较好的投入产出比［11］。

2 CO2压裂技术的增产机理

2.1 降低储层伤害

CO2压裂可显著减少水基压裂液的地层注入量，形成的弱酸性环境能有效抑制水敏储层中黏土矿物的水化膨胀，降低储层伤害，返排后的残渣较常规胍胶压裂液更少。研究表明［12］，CO2可脱出黏土矿物中的结合水，使黏土矿物粒径变小；CO2溶解于地层水所形成的碳酸溶液可溶解地层中的碳酸盐等矿物（图1），这可有效改善储层的物性［13］。

2.2 降低岩石起裂压力

CO2具有表面张力小的特点，超临界CO2的表面张力几乎为0 MPa，可进入任何大于其分子直径的空间［14-15］。相对于水基压裂液，CO2能更有效地渗入岩石孔隙或基质，增加孔隙压力［16-21］，降低岩石的起裂压力，更有利于造缝，降低施工压力。如图2所示，由三轴应力条件下CO2压裂与水力压裂起裂压力对比曲线可看出，相同条件下超临界CO2压裂岩石起裂压力比液态CO2低15%，约为水力压裂的一半。

图1 液态CO2滤失前（a）和滤失后（b）岩心端面SEM照片对比Fig.1 Core surface SEM pictures before（a）and after（b）liquid CO2filtration experiment

图2 CO2压裂与水力压裂起裂压力对比Fig.2 Initiation pressure correlation between hydraulic fracturing and CO2fracturing

2.3 易于形成复杂缝网

超临界或液态CO2的黏度不足水基压裂液的1/100［22］，扩散性约为水的10倍，压裂时具有更好的贯穿能力。在裂缝延伸过程中CO2能够进入水基压裂液无法进入的微小孔隙，这能增加裂缝扩展压力，降低地应力对裂缝扩展方位的制约，有效地沟通地层天然裂缝，形成更加复杂的裂缝网络［23-24］。进一步研究表明，CO2压裂形成的裂缝可有效引导后续水力压裂裂缝的扩展，这能促进形成具有高导流能力的复杂立体缝网（图3），增加储层改造体积。

图3 不同压裂阶段裂缝形态监测图Fig.3 Fracture extending shape under different fracturing stages

2.4 置换甲烷

CO2在岩石表面的吸附能力比甲烷更强。等温吸附测试表明CO2在岩石表面的吸附能力是甲烷的4～16倍，CO2分子与岩石间的作用力更强，更具竞争性，可高效置换岩石表面的吸附甲烷，使甲烷由吸附态转变为游离态，从而提高气井产量。

2.5 降低原油黏度

通过压裂方式注入地层的CO2会快速与近井地带原油形成混合相，一方面会显著降低原油黏度，提高原油的流动性；另一方面CO2溶解于原油，可使原油体积膨胀，增加液体的内动能，从而最终提高原油的采出效果。

3 CO2压裂技术进展

3.1 CO2泡沫压裂技术

CO2泡沫压裂技术采用液态CO2与水基压裂液混合注入的形式，并以形成泡沫体积分数（CO2体积比）大于52%的混合流体作为携砂液。由于具有独特、稳定的泡沫结构，使得CO2泡沫压裂液具有黏度高、地层滤失低、增能助排效果好的特点，同时CO2溶于水基压裂液形成的酸性流体可有效抑制黏土膨胀、降低储层伤害，是一种适用于低压、水敏性储层的改造技术［25］。

现阶段国内外应用的泡沫体系主要是水基CO2泡沫，常用的与CO2混合的聚合物压裂液主要有羟丙基胍胶、羟甲基胍胶与羧甲基胍胶等，但由于常规聚合物压裂液普遍存在残渣含量高、不耐酸、储层伤害大等问题，与CO2配伍的低伤害弱酸性水基压裂液研发是CO2泡沫压裂技术的主要发展方向。Hosseini等［26］使用油田采出水作为配液基液，既减少了水资源的需求，又解决了水与地层的配伍问题，选用的PENCP泡沫稳定剂提高了高矿化度液体中的泡沫稳定性。陈挺等［27］通过分子结构设计合成的易降解的多元共聚物CLT-1，增大了压裂液的返排能力，使CO2泡沫压裂液破胶后残渣质量浓度降到73 mg/L，该压裂液体系在苏里格气田Ⅱ类井压裂后得到了31.1万m3/d的无阻流量［27］。延长石油集团研发的小分子黏弹性表面活性剂，开发形成的VES-CO2清洁泡沫压裂液可将泡沫压裂液储层伤害率降低至20%以内［28］，同时在80℃，500 s-1条件下黏度仍然可以保持在 60 mPa·s以上［29］（图4），成本较胍胶压裂液体系降低了10%～15%，实现了CO2泡沫压裂技术向无残渣、低伤害、低成本的方向发展。

图4 VES-CO2泡沫压裂液流变特性测试曲线（剪切速率500 s-1）Fig.4 Rheology characteristics curve of VES-CO2foam fracturing fluid

3.2 CO2混合压裂技术

对于低压、低渗储层，常规水力压裂存在水锁伤害、压后返排率低等问题，可以采用CO2增能压裂的方式解决。通过注入体积浓度小于50%的液态CO2，可以有效增加地层能量，提高返排效率，减小储层伤害。传统增能压裂采用的是CO2伴注的方式，这种方式存在施工摩阻高、砂比低、难以实现大规模改造等问题。CO2混合压裂技术，首先利用CO2自身易破岩、高造缝的能力进行前置纯CO2压裂，随后配合水力加砂压裂扩展和支撑裂缝，其工艺流程如图5所示，可以有效解决CO2伴注增能压裂的技术难题，简化施工流程、降低施工成本。

图5 CO2混合压裂工艺流程Fig.5 Process flow diagram of CO2mixed fracturing technology

同时相对于常规水力加砂压裂，前置CO2压裂有效地开启了微裂缝，增加了人工裂缝的扩展方位和复杂程度（图6），而后续水力加砂压裂可进一步延伸及有效支撑裂缝，实现储层的增能、体积改造和大规模改造。延长石油集团采用液态CO2/滑溜水混合压裂技术在鄂尔多斯盆地陆相页岩应用表明，用较纯滑溜水压裂，返排率由40%提高到了72.6%，排液周期由 45 d缩短至25 d［30］。在东胜气田开展了使用超临界CO2作为前置液、以液态CO2/双极性压裂液混合液作为携砂液的复合压裂先导性实验，较常规压裂更易形成复杂缝网［31］。

3.3 CO2干法压裂技术

CO2干法压裂技术使用纯液态CO2作为压裂液，无水相注入地层，可完全避免地层水敏伤害，实现储层无伤化改造。自20世纪80年代首次应用这项技术以来，已开展累计超过1 000井次的现场施工，广泛应用于渗透率在0.1～10 000.0 mD的各种地层中，最大作业井深已超过3 000 m，延长油田在陆相页岩的成功应用进一步表明了CO2干法压裂技术是一种适用于强水敏超低渗储层改造的技术，也是陆相页岩最具前景的增产措施。

图6 不同压裂方式裂缝形态对比Fig.6 Fracture extending shape under different fracturing technology

液态CO2作为牛顿流体，其携砂方式为纯黏性携砂，而施工条件下液态CO2黏度低，不到水黏度的1/10，携砂性能差、地层滤失高，导致CO2干法压裂施工砂比低、加砂难度大，仅通过提高施工排量改善携砂性能的方式会显著增加施工摩阻［32］，不利于施工安全，因此CO2干法压裂如何加砂是当前世界性难题，目前普遍采用的是添加增黏剂，从而增加液态CO2黏度，提高携砂性能的方式。从国外现有报道看，高分子非氟聚合物类增稠剂效果需要提高，含氟聚合物类增稠剂成本较高，含硅聚合物类增稠剂需要较多共溶剂，有机小分子类增稠剂效果有限。中国石油大学（北京）研发的高级脂肪酸增稠剂［33］，可将液态 CO2增黏17～184倍，并在长庆气田得到了成功应用，但是现有液态CO2增稠剂均为非极性溶剂，水溶性差，可降解能力低，压后增稠剂滞留地层，会造成储层伤害。延长石油为解决CO2干法加砂难题，采用的是自悬浮超低密度支撑剂，不添加增稠剂的方式，形成了无增黏CO2干法加砂压裂技术。采用的支撑剂为纳米材料聚合物小球，是目前全球已知密度最低的支撑剂，如1表所列，支撑剂视密度为0.95～1.05 g·cm-3，可在液态CO2中保持悬浮，既解决了液态CO2携砂难题，同时保证了地层完全无伤化改造。

表1 自悬浮支撑剂常规物性检验Table 1 Conventional physical property testing of self-suspension proppant

制约国内CO2干法压裂技术推广的主要原因是压裂设备不配套，尤其是密闭混砂装置，目前全国仅有7套密闭混砂车，无法满足大量生产应用需求，且最大有效容积仅为25 m3，导致现场施工加砂规模较小，无法实现裂缝的有效支撑。

4 CO2压裂技术应用实践

据不完全统计，截至目前，我国吉林、长庆、中原、延长等油田相继开展CO2压裂技术现场应用已超过350井次［34-35］。以延长石油为例，采用CO2压裂技术先后在致密油、致密气以及陆相页岩气开展了167井次的现场应用，其中在延安气田山2段、盒8段等致密气层主要采用的是CO2混合压裂技术以及VES-CO2清洁泡沫压裂技术，与液氮伴注增能压裂相比，压裂液返排率平均提高15%，投产时间平均缩短10 d，单井产量提高了2～8倍，增产效果显著；在长6、长8等油层组的致密油层主要采用的是CO2混合压裂技术（表2），压后压裂液返排率较邻井提高25%，平均单井产量是相邻常规水力压裂井的1.9倍；延长陆相页岩气主要采用的是CO2混合压裂技术及无增黏CO2干法压裂技术，单井日产气量从水力压裂的平均8 000 m3提高至2万m3以上，其中延20 XX井获日产6.92万m3高产工业气流，取得了页岩气产量的突破，为陆相页岩气高效开发提供了技术保障。

表2 延长油田致密油井CO2压裂与水力压裂产量对比表Table 2 Contrast of Yanchang tight oil production between CO2fracturing and hydraulic fracturing

5 结论

（1）近20年来，国内已逐步形成了CO2混合压裂、CO2干法加砂压裂、超临界CO2压裂等技术系列，并取得了良好的应用效果。CO2压裂技术相对于传统水力压裂技术，能在实现储层体积改造的同时降低储层伤害，增加地层能量，提高压后返排效果，增加单井产量，同时该技术可以节约大量淡水资源、降低水力压裂对地层水以及土壤污染的风险，并实现工业捕集CO2的地层埋存。

（2）无论是液态CO2还是超临界CO2，低黏度的特性使其更易进入地层微小孔隙，促进形成复杂缝网，但低黏也使其携砂性能变差，因此，配套的CO2低成本高效的増黏剂、低密度高强度的支撑剂是需要研究的方向，确定合适的增黏程度也是值得探讨的问题。

（3）CO2干法加砂压裂对储层几乎没有伤害，但目前面临的最大问题是缺乏大容量大排量的密闭混砂装置，导致加砂规模较小；CO2伴注增能与CO2泡沫压裂面临的问题则是管柱摩阻相对于常规水基压裂液高得多，不太适用于深度较大的地层。

（4）未来通过工艺技术的进一步优化、研发配套设备及制定相关标准，积极探索区块整体开发模式，CO2压裂技术必将极大地促进我国非常规油气绿色开发和高效开发。