超临界二氧化碳压裂过程中注入压力对致密砂岩力学特征的影响

张艳 楼一珊 牟春国 白建文, 贾建鹏

1.长江大学石油工程学院；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院

0 引言

致密砂岩气是重要的非常规能源资源之一，在世界各国已成为天然气增储的重要来源［1］。Dennis等［2］(1998)定义致密砂岩气即赋存于低渗、特低渗和低含气饱和度的致密砂岩储层中的天然气。对致密气进行开发时出现单井产能低、气井稳产时间短等问题，同时气水矛盾十分突出，储层极易受到地层水的影响，出现水锁等现象，造成储层伤害，不利于油田的经济性运营［3-5］。

Alireza B［6］(2017)、辛俊和等［7］(2014)、Torsten L［8］(2013)等认为根据致密砂岩的储层特征和开发特点，水平井压裂技术、多分支井技术通常作为开发致密气的有效手段。然而，Danny D等［9］(2016)发现对于常规的压裂液压裂技术而言，使用水作为压裂和射流介质无法避免地给致密砂岩地层带来“水锁”等地层伤害，影响后期气井的产能。叶亮等［10］(2018)认为超临界二氧化碳作为压裂介质则能减少常规水力压裂带来的储层伤害，有利于后期的提产，实现致密气的经济开发。

泵注压力又称注入压力，是进行二氧化碳压裂施工时的重要可控参数之一，它在一定程度上决定了压裂的效果以及后期的气井产能。王海柱等［11］(2011)认为致密砂岩的超临界二氧化碳压裂过程实质上是压裂流体在驱动压力作用下与致密砂岩发生物理化学以及机械力学作用的过程；侯冰等［12］(2018)研究了超临界二氧化碳对致密砂岩的岩石力学特征的影响，对于了解超临界二氧化碳压裂破岩机理和优化压裂施工参数具有重要意义［13-15］。

通过自主研发的超临界二氧化碳岩石力学参数测试系统，开展了围压38 MPa、温度85 ℃条件下的室内模拟试验，测试不同注入压力下，致密砂岩柱塞的三轴应力应变曲线，并根据这些曲线计算了致密砂岩抗压强度、弹性模量、泊松比和脆性指数等关键参数，得到了这些参数与注入压力的关系，并解释了背后的机理，为现场提高超临界二氧化碳压裂技术的应用效率提供一定的理论支撑。

1 实验装置与方法

1.1 实验材料

实验试样为苏里格气田致密砂岩岩心，为尽量避免地层各向异性的存在，选取试样为同一区块相同层位致密砂岩。根据国际岩石力学试样标准，现场岩心上套取一个Ø25 mm的圆柱形试样，然后将圆柱形试样的两端车平、磨光，使岩样的长径比为2.0～2.5(制备标准试件如图1所示)。为避免实验过程中产生应力集中，要求试样两端面的不平整度误差不得大于0.05 mm。

图1 致密砂岩标准试样Fig.1 The standard sample of tight sandstone

1.2 实验装置

实验装置由TAW2000岩石三轴测试系统和CO2增压系统组成。CO2增压系统是自主研发的一套可以实时控制CO2温度和压力并让其改变相态的装置，其核心是把CO2液体通过升温加压的方式转化为超临界状态，然后以一定的压力注入到试样中进行力学参数的测试。整套实验装置能够模拟超临界二氧化碳压裂液以一定的注入压力进入地层后岩石受力情况。整个实验装置如图2所示。

二氧化碳升温增压装置由计算机控制，可以实时监测温度和二氧化碳注入压力的大小。

图2 实验装置示意图Fig.2 Schematic diagram of the experimental device

1.3 实验方法及步骤

(1)充液加围压：启动加载控制装置，对岩石试件通过液压形式施加围压至设定值。

(2)加温操作：启动加载控制装置，设置加热圈和围压压力室温度值对压力室进行加温操作，对围压筒加温到储层温度的设定值。

(3)抽真空操作：给岩心注入一定流体压力之前必须要进行抽真空操作，确保二氧化碳饱和实验试样。

(4)超临界二氧化碳注入压力操作：抽真空结束后，从储瓶中输出液态二氧化碳经过增压加温装置，使二氧化碳转变为超临界状态(温度大于31.1 ℃，压力超过7.38 MPa)，从压力室底座注入岩心到设定孔隙压力值。

实验所取岩心为苏里格油田所在地层深度为2 800 m 左右，按照储层地温梯度 3.03 ℃/100 m，设定岩心实验测试温度为85 ℃。根据测井数据得到地层密度为1.35 g/cm3，换算实验岩心所处的围压为38 MPa。通过上述实验装置及实验步骤对15枚岩样施加轴向载荷，并通过监测软件采集应力—应变数据，绘制相关曲线，直至岩石发生破坏，获得试样变形破坏全应力—应变曲线。

2 超临界CO2影响的岩石力学实验结果与讨论

根据上述实验方法和步骤获得致密砂岩全应力-应变曲线，计算得到岩石的抗压强度、弹性模量及泊松比等岩石力学参数［16］。致密砂岩脆性指数计算基于应力-应变特征来表征［17-18］，即用峰值应变反映脆性破坏的难易，峰值后曲线形态表示脆性强弱。计算得到岩石的三轴抗压强度、弹性模量、泊松比及脆性指数等力学参数如表1所示。

根据表1的数据，分析致密砂岩三轴抗压强度、弹性模量、泊松比和脆性指数等力学参数与超临界二氧化碳注入压力之间的关系。

图3为致密砂岩试样抗压强度与CO2流体注入压力的关系。

表1 超临界CO2流体注入岩石后岩石力学参数实验数据Table 1 Experimental data of rock mechanics parameters of supercritical CO2 fluid injected into tight sandstone

图3 致密砂岩试样抗压强度与CO2流体注入压力相关曲线Fig.3 Correlation curve of rock compressive strength and CO2 fluid injection pressure

由图3看出：致密砂岩抗压强度随着超临界二氧化碳流体注入压力的增大而减小，这是因为孔隙没有注入流体之前致岩石受到围压的作用能够抑制竖向裂缝的扩展及多破裂面的发育，注入流体孔隙压力增大后，抵消掉部分围压的作用，在致密砂岩内部微孔隙裂隙中产生应力集中现象，微裂纹开始扩展，此时对应的岩石抗压强度随着注入二氧化碳压力的增大而降低，抗压强度减小到一定值后趋于稳定。

利用最小二乘法拟合致密砂岩抗压强度与超临界二氧化碳注入压力关系式呈指数关系，且相关性系数达0.9

其中，p为注入超临界二氧化碳压力，MPa；σc为岩石三轴抗压强度值，MPa。

图4为致密砂岩试样弹性模量与CO2流体注入压力的关系。

图4 致密砂岩试样弹性模量与CO2流体注入压力相关曲线Fig.4 Correlation curve of rock Elastic modulus and CO2 fluid injection pressure

由图4看出：致密砂岩弹性模量随着超临界二氧化碳流体注入压力的增大而减小，这是因为注入孔隙流体压力的增加使岩石的强度降低，径向变形增大，轴向变形减小，弹性模量随着减小。利用压裂数值模拟分析弹性模量对裂缝形态特征的影响发现，随着弹性模量的增加，主导裂缝的缝长、缝高、缝宽都是逐渐减小的，如图5所示。

图5 不同弹性模量下主导裂缝延伸状态Fig.5 The dominant fracture elongation state under different Elastic modulus

利用最小二乘法拟合致密砂岩弹性模量与超临界二氧化碳注入压力关系式呈指数关系，且相关性系数达0.98。说明指数函数较好地表征了致密砂岩弹性模量与超临界二氧化碳注入压力的关系

其中，p为超临界二氧化碳注入压力，MPa；E为岩石弹性模量，GPa。

图5说明随着注入流体压力的增大，弹性模量减小有利于裂缝体积改造。弹性模量对裂缝的扩展及延伸有显著影响，弹性模量越大表明岩体越难被压开，对人工裂缝产生较强的负面影响。

图6为致密砂岩试样泊松比与CO2流体注入压力的关系。

图6 致密砂岩试样泊松比与CO2流体注入压力相关曲线Fig.6 Correlation curve of rock Poisson ratio and CO2 fluid injection pressure

从图6可以看出：致密砂岩泊松比随着超临界二氧化碳流体注入压力的增大而增大，这是因为随着注入流体压力的增大，围压保持不变时，岩石基质应力降低，岩石在横向变形比轴向变形要增加得多，从而造成致密砂岩泊松比的增加。利用压裂数值模拟分析泊松比对裂缝形态特征的影响发现，随着泊松比的增加，主导裂缝的缝长、缝高无显著变化，主导裂缝的缝宽呈逐渐减小的趋势，但变化幅度不大，如图7所示。

利用最小二乘法拟合致密砂岩泊松比与超临界二氧化碳注入压力关系式呈多次二项式关系，且相关性系数达0.95。关系式如(3)所示。

其中，p为超临界二氧化碳注入压力，MPa；µ为岩石泊松比，无量纲。

图7说明泊松比对裂缝参数影响不大，但是若致密砂岩的泊松比过大，表明岩体的塑性增强，不利于体积压裂后形成复杂裂缝网络。

图8为致密砂岩试样脆性指数与CO2流体注入压力的关系。

从图8可以看出：致密砂岩脆性指数随着超临界二氧化碳流体注入压力的增大先略有增加然后呈减小的趋势，这是因为超临界二氧化碳流体前期小排量的注入致密砂岩地层，使超临界二氧化碳流体与致密砂岩充分接触，超临界二氧化碳的强溶蚀和萃取作用使致密砂岩脆性变强，降低了岩石破裂的难度。随着超临界二氧化碳流体注入压力的增大，岩石在横向变形幅度比轴向变形幅度大，岩石塑性增强，脆性减弱。

图7 不同泊松比下主导裂缝延伸状态Fig.7 Dominant fracture elongation at different poisson's ratios

图8 致密砂岩试样脆性指数与CO2流体注入压力相关曲线Fig.8 Correlation curve of rock brittleness index and CO2 fluid injection pressure

通过多项式拟合致密砂岩脆性指数与超临界二氧化碳注入压力成多次二项式关系，且相关性系数达0.9。说明该方程式较好地表征了超临界二氧化碳注入压力与致密砂岩脆性指数的变化趋势

致密砂岩气储层压裂时脆性越好的层段破碎越充分，裂缝网络发育越好，能够建立越多的人工裂缝作为流体渗流和运移的通道。脆性特征差的砂岩倾向于限制天然和人工裂缝的发育，但在烃类封存和控制裂缝高度方面起到有益作用。因此，判断致密砂岩气储层的脆性特征对工程实践意义重大，能够在压裂层位的选择和压后效果的评判上起到指导和参考作用。因此，通过改变超临界CO2压裂过程中注入压力值，能够使致密砂岩脆性指数发生变化，从而影响裂缝的形成。

综上所述，致密砂岩抗压强度、弹性模量减小，泊松比则增加，脆性指数先增大后减小，这是由超临界二氧化碳的物理化学特性导致的。超临界二氧化碳进入地层岩石后，超强的扩散和渗透能力，容易渗入较小的孔隙和微裂缝中，有利于微裂缝网络的形成。加上二氧化碳的溶蚀作用，使得地层岩石的强度降低，从而致使压裂过程中地层破裂压力值减小，有利于压裂地层，形成复杂缝网。随着二氧化碳接触致密砂岩时间的延长，超临界CO2注入压力的增大，致密砂岩中黏土矿物有可能脱出了结合水，颗粒变小，导致致密砂岩发生了溶蚀，其矿物成分有一定变化，且原生的孔隙结构表面被溶蚀增大，使砂岩的孔隙率、比表面积增加，同时在表面微观结构上产生了新的孔隙、裂隙结构，结构连通性增加，有利于地层岩石的孔隙、渗透特性的改善。但使得致密砂岩强度降低，弹性模量减小，注入压力增大，颗粒间压应力降低，岩石横向变形相应增加，岩石的泊松比增大。因此，在施工设备压力条件允许的情况下，尽可能选择较小排量的注入压裂液而后采用大排量注入压裂液有利于提高压裂的效果。

3 结论

(1)超临界 CO2注入压力从3 MPa增加到35 MPa，致密砂岩抗压强度、弹性模量均减小，其中抗压强度减小60.3%，弹性模量减小55.7%，岩石的泊松比反而增加，增幅为52.2%。利用最小二乘法拟合注入压力与岩石力学参数之间的关系，抗压强度、弹性模量与注入CO2压力呈指数关系，泊松比与注入CO2压力呈多次二项式关系。相关性系数0.9以上。

(2)超临界二氧化碳注入压力的增大，脆性指数先稍微增加后减小的趋势，脆性指数减小30.4%。通过拟合超临界CO2流体注入压力与致密砂岩脆性指数之间的关系式，脆性指数与超临界二氧化碳注入压力呈多项式关系，相关性系数在0.9以上。

(3)超临界二氧化碳压裂致密砂岩时，前期小排量注入增加岩石脆性，超临界二氧化碳压裂降低压裂破岩难度，岩石脆性有利于致密砂岩微裂隙、微孔隙起裂与延伸。