CO2前置注入对页岩压裂裂缝形态和岩石物性的影响

邹雨时 李彦超 李四海

1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室 2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部

0 引言

页岩油气储层只有通过大规模滑溜水压裂改造形成一定的“改造体积”才有可能实现经济开发[1-3]，但在高水平应力差或天然裂缝强胶结储层中不易形成复杂裂缝，导致储层改造体积不足[4-9]。滑溜水黏度较低，有利于激活页岩储层的天然裂缝和层理，矿场应用也取得了较好的增产效果，但对于水敏性强的地层，滑溜水则有可能对地层产生一定的伤害[10-12]。纯CO2压裂液（又称干法压裂）由于没有水相，大大降低了对储层的伤害，并且具有形成复杂裂缝的优势。为了提高页岩储层的缝控改造体积[3]，近年提出和探索了超临界CO2压裂技术[13-14]、CO2复合压裂技术[15-17]和CO2前置蓄能压裂技术[18-19]。

大量室内实验结果表明，较之于滑溜水，超临界CO2具有超低黏度和高渗透的物理特性，更易渗入并开启层理、天然裂缝等天然弱面，即使在高水平应力差条件下也可形成一定程度的复杂裂缝[16-17,20-21]，但CO2压裂施工摩阻高、携砂性能差、滤失快、形成的缝宽较小，大量分支裂缝中缺少支撑剂而逐渐闭合，有效改造体积受限[13,22]。鉴于滑溜水和超临界CO2压裂液各自的优点，Ribeiro等[15]提出了一种CO2混合压裂设计方法，即先注入纯CO2压裂液在近井区域形成多条水力裂缝，然后注入携带支撑剂的高黏水基压裂液将裂缝支撑，通过利用CO2的低/超低黏度产生复杂裂缝以及CO2的高压缩性提高流体返排率和降低地层伤害。此外，CO2前置蓄能压裂在页岩油气开发中应用逐渐增多，已有的研究成果表明，前置CO2可以大幅度提高后续注入滑溜水的增能效果及返排效率[18]。目前针对CO2前置蓄能压裂的研究主要集中于CO2混相降低原油黏度、增能驱油等提高采收率方面问题，但对于CO2溶解于地层水或滑溜水后的化学溶蚀作用改变岩石性质及其对后续水力裂缝扩展的影响程度和规律认识尚不清楚。

为此，针对四川盆地志留系下统龙马溪组页岩露头，首次开展了地层温压条件下压裂模拟和水岩作用实验，基于岩样剖分、CT扫描和声发射监测等方法，揭示了滑溜水、CO2水溶液（超临界CO2＋滑溜水）两种类型流体在不同压裂方式（直接压裂、蓄能压裂）下的破裂压力、裂缝扩展形态及声发射响应特征的差异，明确了CO2前置蓄能过程中的CO2化学溶蚀作用对页岩压裂裂缝扩展形态及单段（2 h以内）、单井施工周期内（2～168 h）岩石物性（孔渗、力学强度）的影响程度，以期为CO2前置蓄能压裂技术效果评价提供理论依据。

1 实验方法

1.1 岩样制备

实验所用岩样取自四川盆地志留系龙马溪组页岩露头。X射线衍射分析表明该页岩平均矿物组成为：43.3%的石英、8.6%的长石、15.5%的碳酸盐（其中10.2%的方解石、5.3%的白云石）、30.0%的黏土和2.6%的黄铁矿。岩样孔隙度、渗透率（有效围压5 MPa）和岩石力学参数测试结果如表1所示。

表1 页岩孔渗性和岩石力学参数表

利用岩石加工机床将含方解石充填天然裂缝的页岩露头切割成80 mm 80 mm 100 mm的长方体，其中层理面平行于80 mm 80 mm横截面。所有实验样品均取自同一块露头岩石的邻近位置，岩石的物性和力学参数相近。原始页岩中所含天然裂缝主要呈胶结闭合状态，充填矿物的宽度小于200 μm，抗拉强度介于4.2～6.4 MPa，略低于页岩基质的抗拉强度。为了增大压裂液与近井岩石的接触面积，压裂段采用直井裸眼完井方式：在垂直层理方向钻取1个直径为15 mm、深度为53 mm的孔眼[23]；应用高强度环氧树脂胶将外径13 mm、内径6 mm、长度58 mm的钢管（模拟井筒）下部固结于孔眼内，并在井底预留10 mm的裸眼段（图1-a）。为明确实验前岩样内部天然裂缝的分布及状态（开启或闭合），对备选岩样开展CT扫描成像，整体岩样含多条平行的天然裂缝（图1-b），个别岩样含有多条相交的天然裂缝（图1-c）。为消除天然裂缝性质差异对实验结果的影响，选用的9块岩样所包含天然裂缝的宽度约为55 μm，天然裂缝面与井筒轴线的夹角大于70°（即高角度天然裂缝），其中5块岩样中天然裂缝与裸眼段连通。

图1 压裂岩样及实验前横切裸眼段CT扫描图像

1.2 实验仪器及方法

实验主要采用一套小尺寸真三轴水力压裂模拟系统[23]，包括三轴岩心室、液压加载系统、恒速恒压泵、哈氏合金中间容器、温度控制系统、数据采集系统及辅助配件等[22]。压裂实验过程中，通过DS-5型（最多32通道）声发射监测系统采集试样内部破裂信号和解释水力裂缝形成机制。

实验主要步骤如下：

1）岩样放置与声发射探头安装。将岩样按照层理面垂直于X轴，即井筒轴线沿着X轴放置在岩心室内。在与岩样3个面接触的承压板内均布置3个声发射探头[23]，并将数据采集线与声发射数据采集箱连接。

2）应力加载与岩样加热。三向应力通过油压泵组分别进行加载，沿X轴方向加载垂向应力（σv），分别沿Y、Z轴方向加载最大水平主应力（σH）、最小水平主应力（σh）。根据页岩地层高角度天然裂缝与地应力方向的关系，设定最大水平主应力与天然裂缝走向的夹角（θ）大于60°（图1-b）。应用温度控制系统将岩样加热4 h，使岩样的温度达到并维持模拟的地层温度80 ℃。

3）流体配制[18,20,23-24]。实验过程中需要应用滑溜水和CO2水溶液两种类型流体。滑溜水（黏度约为2.5 mPa s）采用清水加0.6%的减阻剂配制。为模拟储层条件（温度80 ℃，压力20 MPa）下CO2前置注入后溶解于地层水或后续注入滑溜水的过程，从装满滑溜水的哈氏合金中间容器的底部注入超临界CO2，中间容器入口处放置有密布细小孔眼的筛网，可以将超临界CO2分散和促使其充分溶解于滑溜水中，即可形成CO2水溶液。在储层温度和压力条件下超临界CO2在滑溜水中溶解度约为1.0 mol/kg，CO2水溶液的pH值可达3.1[20,23-24]，表明其具有较强酸性，对页岩中不稳定矿物（如方解石、白云石）具有一定溶蚀作用。

4）流体浸泡预处理与注入。为模拟地层条件下压裂液对基质和天然裂缝之间的相互作用，部分岩样在恒定5 MPa条件下（兼顾加载应力条件以防止岩样破裂）预先应用压裂液浸泡岩样裸眼一段时间（模拟蓄能过程）。而后利用恒速恒压泵以恒定排量将中间容器内混有荧光剂的滑溜水注入到井筒内以压裂岩样，同时应用井口压力传感器和声发射监测系统分别记录整个压裂过程的压力变化和声发射信号。

5）裂缝形态与形成机制解释[10]。实验结束后，通过CT扫描成像和岩样剖分识别岩样内部裂缝形态，并根据荧光剂分布确定水力裂缝与天然裂缝、层理相交后的扩展行为。解释声发射监测数据，定位声发射事件点的空间分布，并从震源机制上分析岩石破裂及裂缝形成机制（张性、剪切或压缩等破坏机制）。

1.3 实验参数设计

由于室内实验条件的限制，模拟地应力、排量等参数设定主要依据实验设备性能和相似准则。根据龙马溪组页岩储层实际地应力状态，模拟正断层应力机制（σv≥σH＞σh），考虑地层水平应力差为8 MPa，设定三向应力分别为σv=25 MPa，σH=18 MPa和σh=10 MPa。恒定泵注排量为10 mL/min，最大累计泵注液量为100 mL。无因次断裂韧性κ是衡量能量耗散形式的特征参数[26-27]，可根据κ来确定水力裂缝扩展机制，即

其中

式中Q表示排量，m3/min；KIC表示岩石断裂韧性，MPa m0.5；μ表示压裂液黏度，MPa min；E表示岩石杨氏模量（垂直、平行层理方向的均值），MPa；v表示泊松比。

当κ≥4，水力裂缝扩展模式为岩石韧性主导；当κ≤1，水力裂缝扩展模式为黏性主导；当1＜κ＜4，水力裂缝扩展模式属于过渡模式。当KIC=1.5 MPa m0.5，岩石破裂后10 s内，对于滑溜水压裂，κ介于1.3～2.1，水力裂缝扩展模式为过渡模式。本次共开展9块岩样压裂模拟实验，其中岩样L1-1、L1-3、L2-1和L2-3采用直接压裂方式，其余岩样采用蓄能压裂方式（裸眼段焖井浸泡一段时间后再压裂）。具体岩样压前特征及实验参数如表2所示。

表2 岩样压裂前特征及实验参数表

2 实验结果与分析

为明确CO2前置蓄能过程形成的CO2水溶液对后续水力裂缝扩展及岩石物性的影响程度和规律，对典型岩样实验结果从压裂曲线、裂缝形态、声发射响应特征及岩石孔渗特征和抗拉强度变化等5个方面开展了分析。

2.1 不同压裂方式下岩石破裂压力对比

破裂压力主要与井壁附近岩石（或弱面）的强度、压裂液性质和完井方式等有关。图2为滑溜水和CO2水溶液的压裂曲线和破裂压力结果。由于天然裂缝的抗张强度低于岩石基质和层理的抗张强度（表1），相比于裸眼段无连通天然裂缝的岩样，裸眼段与天然裂缝连通的岩样破裂压力更低，且岩样L2-5在CO2水溶液压裂的破裂压力最低（图2-a）。同时，岩样在两种类型流体浸泡不同时间（即前期注入流体作用时间）后再压裂的破裂压力具有显著差异，图2-b，即随着流体浸泡作用时间增加，井壁岩石力学强度降低，导致破裂压力逐渐降低。

图2 滑溜水和CO2水溶液压裂曲线和破裂压力图

2.1.1 裸眼段不与天然裂缝连通

当裸眼段不与天然裂缝连通时，前期注入流体仅与井壁附近岩石基质作用。由图2-b可知，裸眼段不浸泡流体（作用时间为0 h），直接注入滑溜水（岩样L1-1）和CO2水溶液（岩样L2-1）压裂岩样的破裂压力相近，分别为27.9 MPa、27.7 MPa。在裸眼段应用滑溜水（岩样L1-2）、CO2水溶液（岩样L2-2）浸泡2 h后，岩石的破裂压力分别为27.2 MPa、26.8 MPa，略低于裸眼段不浸泡流体时的破裂压力。岩样L1-2裸眼段应用滑溜水浸泡后井壁出现了一定程度的“水化”现象[28]，即井壁岩石中的水敏性黏土矿物与水结合发生膨胀，使得井壁岩石（基质）的强度降低。通过对比发现，CO2水溶液在压裂施工时间（考虑2 h）内对页岩基质破裂压力的影响较为微弱，即CO2作为前置液注入到储层后的化学溶蚀作用对基质破裂的影响可以忽略不计。

2.1.2 裸眼段与天然裂缝连通

当岩样中天然裂缝与裸眼段连通时，前期注入流体可以与天然裂缝直接作用。实验结果表明，采用滑溜水（岩样L1-3）、CO2水溶液（岩样L2-3）直接压裂岩样的破裂压力仍然接近，分别为26.0 MPa、26.1 MPa（图2-b）。由于岩样中所含天然裂缝呈胶结闭合状态，抗拉强度高（表1），即使裸眼段与天然裂缝连通时水力裂缝也不能沿着天然裂缝起裂。当裸眼段预先浸泡后，与裸眼段连通的天然裂缝对岩石破裂压力影响显著，同时滑溜水压裂与CO2水溶液浸泡后再滑溜水压裂的破裂压力差异较大。如岩样L1-4在滑溜水浸泡2 h后压裂的破裂压力为22.3 MPa，明显低于岩样L1-3的破裂压力（26.0 MPa），水力裂缝沿着天然裂缝起裂，说明滑溜水预先浸泡促进了天然裂缝的破裂；岩样L2-4和L2-5应用CO2水溶液分别浸泡0.5 h、2 h后再滑溜水压裂，破裂压力分别为23.2 MPa、14.4 MPa，水力裂缝均沿着天然裂缝起裂，增加CO2水溶液浸泡裸眼段时间对降低破裂压力效果显著。因此实验结果表明，CO2水溶液对页岩内方解石充填天然裂缝的影响较为显著，即CO2作为前置液注入到储层后的化学溶蚀效应在较短时间内（0.5 h）即可促进天然裂缝的破裂。

2.2 典型压力曲线与声发射特征

图3为滑溜水和CO2前置蓄能（CO2水溶液浸泡）两种压裂方式对应的典型压力曲线及声发射响应,图中pb为破裂压力。岩样L1-3采用滑溜水直接压裂时，注入压力曲线具有明显的破裂压力特征（为一个26.0 MPa峰值点），对应最大声发射率为67 s－1（图3-a）。岩样破裂前由于微裂隙开启，注入压力曲线局部有小幅波动，并伴随少量声发射事件（最大为5 s－1）。水力裂缝主要形成阶段（约2 s）声发射事件数量快速增加（图3-b），有效累计声发射事件数为97。由图3-c可知，岩样L2-5应用CO2水溶液浸泡2 h后压裂，整体压力波动幅度较大，岩样破裂前局部压力波动幅度达到3.5 MPa，对应较高声发射率值（最大为16 s－1），说明天然裂缝或层理局部发生开启。岩样L2-5破裂时出现2个压力峰值点（14.3 MPa、14.0 MPa），并对应2个较大声发射率值，分别为34 s－1和53 s－1。由图3-d可知，声发射事件数量迅速增加的时间段约为6 s，对应水力裂缝主要形成阶段，有效累计声发射事件数为224。与岩样L1-3直接滑溜水压裂相比，岩样L2-5压裂过程中最大声发射率值较小，但累计声发射事件数量更多。上述结果表明，通过CO2水溶液浸泡后再滑溜水压裂（CO2前置蓄能压裂）有利于裂缝多点起裂，对形成多裂缝或沟通更多天然裂缝具有潜在促进作用。

图3 压力、声发射事件数与时间关系曲线图

2.3 天然裂缝开启情况与水力裂缝扩展形态

图4～6为滑溜水（岩样L1-1和L1-3）、CO2前置蓄能（岩样L2-2和L2-5）两种压裂的局部天然裂缝开启情况及整体水力裂缝形态，图中方解石充填天然裂缝呈白色线，水力裂缝呈黑色迹线。岩样L1-1主要包含两条平行的天然裂缝，且不与裸眼段连通，采用滑溜水直接压裂形成的水力裂缝主要沿着最大水平主应力方向起裂，并直接穿过天然裂缝（图4-a），裂缝整体形态简单（岩样表面裂缝形态见图5-a，内部裂缝形态见图6-a）。岩样L1-3主要包含3条平行的天然裂缝，其中天然裂缝2与裸眼段连通，采用滑溜水压裂形成的水力裂缝穿过近井的两条天然裂缝（2和3），同时开启了远井的天然裂缝1（图4-b、c）及岩样内部的层理，局部裂缝形态复杂（岩样表面裂缝形态见图5-b，内部裂缝形态见图6-b）。由岩样L1-1和L1-3结果可知，在水平应力差8 MPa、天然裂缝与最大水平主应力方向夹角在60°以上时，滑溜水压裂裂缝倾向于穿过天然裂缝，与先前学者研究结果一致，即高水平应力差和高逼近角条件下水力裂缝趋于穿过天然裂缝，形成简单形态裂缝[4‒10]。岩样L2-2和L2-5应用CO2前置蓄能压裂可以起裂多条水力裂缝和开启多条天然裂缝和层理，水力裂缝沿天然裂缝扩展、转向形成复杂裂缝网络（岩样表面裂缝形态见图5-c、d，内部裂缝形态见图6-c、d）。实验结果表明，相比于滑溜水，CO2前置蓄能压裂可以有效提高压裂裂缝的复杂程度。

图4 水力裂缝与天然裂缝相交后扩展行为图

图5 岩样表面水力裂缝形态展布图

图6 岩样压裂后横切裸眼段CT扫描图

2.4 裂缝扩展的声发射特征

为了明确滑溜水直接压裂和CO2前置蓄能压裂裂缝扩展机制的差异，对压裂过程中的声发射监测结果进行了分析，并将裸眼段附近的声发射事件与CT扫描成像结果进行对比[10]。室内声发射监测可以根据接收到破裂信号的探头中膨胀型初动所占的比例（λ）来判断岩石破裂的机制[29]：λ＜0.3为张性破裂；0.3≤λ≤0.7为剪切破裂；λ＞0.7为压缩破裂。图7和图8分别为滑溜水、CO2前置蓄能压裂考虑震源机制的声发射定位结果。在压裂实验过程中，发现不同试样采用滑溜水和CO2前置蓄能压裂的均具有较为相近的声发射特征，为了避免重复论述，本文以岩样L1-3滑溜水压裂和岩样L2-5滑溜水压裂为例说明不同压裂方式形成裂缝的声发射特征。岩样L1-3在滑溜水直接压裂时的声发射事件点主要集中在水力裂缝起裂点附近，沿着最大水平主应力方向有一定程度的离散，整体与水力裂缝扩展路径一致（图7），累计声发射事件数量为97，其中张性破裂、剪切破裂和压缩破裂声发射事件数量与总声发射事件数量的比值分别为53.4%、44.5%和2.1%，以张性破裂为主，对应简单裂缝形态（图5-b）。岩样L2-5应用CO2前置蓄能压裂产生的声发射事件点呈弥散分布，没有明显的分布走向，这主要是由于裸眼段天然裂缝及基质同时破裂，形成多裂缝并沟通远井多条天然裂缝和多个层理面（图5-d），累计声发射事件数量为224，其中张性破裂、剪切破裂和压缩破裂声发射事件数量与总声发射事件数量的比值分别为33.0%、62.1%和4.9%，以剪切破裂为主，明显以剪切破裂为主（图8）。通过对比可知，岩石张性破裂机制主导时对应于简单水力裂缝扩展形态，而岩石剪切破裂机制主导时水力裂缝扩展形态较为复杂，剪切事件主要产生在开启的天然裂缝、层理或分支缝附近。

图7 滑溜水压裂声发射监测定位结果图（岩样L1-3）

图8 CO2前置蓄能压裂声发射监测定位结果图（岩样L2-5）

2.5 岩石物性变化

目前页岩油气储层应用水平井分段多簇压裂的单井施工时间一般介于10～15天，同时通过较长时间“焖井”方式来达到压裂前蓄能的目的，因此，前置注入的CO2溶于地层水或滑溜水压裂液后与页岩有充足的作用时间。通过在压后岩样中钻取不同类型岩心（包括沿水力裂缝面、开启天然裂缝面、完整基质及含闭合天然裂缝）开展地层温度/压力条件下CO2水溶液—页岩作用实验分析[18,20,23-24]，明确在单段（短期2 h以内）、单井（长期2～168 h）施工周期内CO2水溶液接触岩石的孔渗性和力学强度变化特征。

2.5.1 孔渗变化

图9为龙马溪组页岩在模拟储层温度/压力条件下（80 ℃，20 MPa）应用CO2水溶液浸泡24 h前后孔隙结构的变化情况。浸泡后岩石基质表面出现大量的溶蚀孔隙，最大半径约20 μm，而天然裂缝的胶结物方解石受到的溶蚀更为明显，基质与天然裂缝填隙物的边界轮廓变得更为清晰。浸泡后页岩基质矿物成分占比发生明显变化，碳酸盐岩、长石和黄铁矿的占比分别降低5.5%、1.6%和0.2%；由于浸泡后样品总质量降低，石英和黏土矿物的相对含量分别增加0.9%、6.4%。黏土矿物中高岭石含量增加明显（由2%增加到7%），其主要原因为长石被CO2水溶液溶蚀生成高岭石。整体上，实验所用的龙马溪组页岩中易被溶蚀的碳酸盐矿物含量较高，有利于改善基质孔隙结构，提升孔隙度和渗透率，并且随着作用时间和温度的增加，孔渗增大效果更为显著（图10）。原始页岩孔隙度为4.4%，浸泡0.5 h后增加至6.0%，浸泡24 h和168 h后分别增加至6.9%、9.9%；相应地，沿层理方向钻取页岩的渗透率为0.23 μD，浸泡0.5 h后增加至0.98 μD，浸泡24 h和168 h后分别增加至 2.98 μD、4.92 μD（图 10-a）。而含有方解石充填天然裂缝的岩样渗透率为15.42 μD（温度80 ℃），浸泡0.5 h后增加至17.2 μD，浸泡24 h和168 h后分别增加至29.7 μD、92.67 μD（图10-b）。随着地层温度的升高，CO2水溶液对方解石充填天然裂缝的溶蚀程度大幅增强，促使天然裂缝的渗透率显著增大。实验结果表明，CO2水溶液浸泡较短时间（2 h以内）岩石孔渗性质变化幅度较小，且主要溶蚀裂缝面附近较小范围的岩石和天然裂缝中充填的钙质胶结矿物，因而对压裂效果的影响较小。然而，CO2水溶液浸泡较长时间（168 h）后岩石的孔渗特征增幅较大，且CO2化学溶蚀范围随着时间的增加而增大，有利于压裂后产量的提高。

图9 CO2水溶液对页岩基质（岩样1）和天然裂缝方解石填隙物（岩样2）溶蚀效果图

图10 CO2水溶液对页岩孔隙度、渗透率的影响图（有效围压5.0 MPa）

2.5.2 岩石力学强度变化

在CO2水溶液的化学溶蚀作用下页岩抗拉强度将降低（图11），尤其对层理、天然裂缝等弱面的影响更为明显。沿平行层理方向加载应力（平行层理方向取心），原始页岩样品抗拉强度为6.9 MPa（可视为层理的抗张强度），浸泡0.5 h后抗拉强度降低为6.6 MPa，浸泡24 h和168 h后抗拉强度分别降低至5.8 MPa、3.1 MPa；而含方解石充填天然裂缝的原始岩样抗拉强度为4.8 MPa（可视为天然裂缝的强度），在浸泡0.5 h和24 h后抗拉强度分别降低至4.2 MPa、3.0 MPa，而浸泡168 h后方解石胶结缝面几乎断裂。实验结果表明，在储层温度/压力条件下，方解石充填的天然裂缝在CO2水溶液浸泡短时间内（0.5 h）即可受到强烈溶蚀，渗透率大幅度提高、力学强度显著降低，更容易被后续注入滑溜水激活（图4-d）。相比于中浅层的页岩油气储层，深层页岩油气储层的温度更高，更有利于CO2水溶液对层理、天然裂缝的激活和缝面不均匀溶蚀。

图11 CO2水溶液对页岩抗拉强度的影响

CO2水溶液浸泡后，页岩中层理和天然裂缝的抗张强度也显著降低，导致起裂压力降低（图2-b）。现场单井压裂施工持续时间较短，压裂过程中页岩层理和天然裂缝的抗张强度降低幅度较小，CO2水溶液降低岩石强度的幅度和范围有限，因而对压裂效果的影响较小。然而，焖井较长时间（如一周）后，页岩中层理和天然裂缝的抗张强度降低幅度和CO2化学溶蚀范围增大，层理和天然裂缝等弱面强度降低对后续（重复）压裂效果的影响较大。

通过开展储层温度/压力条件下的CO2水溶液—页岩作用实验可知，在单段压裂时间（约2 h）内CO2水溶液对页岩基质、天然裂缝中充填的钙质胶结物即可产生强烈溶蚀，使得岩石渗透率增大和岩石力学强度降低。这是CO2水溶液浸泡裸眼段后再注入滑溜水易促使闭合的天然裂缝开启的主要原因，进而提升了水力裂缝的复杂性。而在压裂液返排之前的长时间内（实验考虑时间2～168 h），岩石基质、天然裂缝中的钙质充填矿物被更充分地溶蚀，对于提升与CO2水溶液接触岩石的孔渗有重要意义。

3 讨论与建议

当前页岩油气储层压裂主要应用滑溜水压裂液体系，期望沟通更多天然裂缝，形成具有充足导流能力的复杂裂缝网络，但通常高强度闭合天然裂缝不易被开启，同时由于支撑剂运移能力有限，致使水力裂缝复杂性和导流能力不足，整体经济产能和采收率较低。为此，超临界CO2辅助压裂技术在非常规油气开发中应用逐渐增多，其中超临界CO2混相降黏、驱替效率和控压返排效果成为关注的热点问题，而笔者聚焦的问题是超临界CO2前置蓄能压裂过程中的化学效应，即超临界CO2溶于地层水或滑溜水压裂液形成CO2水溶液对后续压裂裂缝扩展、缝面附近岩石物性的潜在影响，创新性地在储层温压条件下开展了页岩真三轴压裂物理模拟实验。但由于岩样尺寸等实验条件的限制，完全真实地模拟超临界CO2前置蓄能压裂的物理过程难以实现。因此，实验过程中CO2水溶液与岩石充分接触仅在裸眼段起裂阶段，以说明现场开始注入超临界CO2到注入滑溜水前这一段时间内的问题。笔者前期研究发现，在压力和CO2浓度较高的区域，可以生成大量的溶蚀孔隙（1～50 μm），甚至开启一些层理面，从而显著增大了致密岩石的孔隙度和渗透率；然而，距离裂缝较远区域的流体压力和CO2浓度较低，CO2水溶液对岩石的化学溶蚀程度有限，孔隙增大的幅度有限[20]。滑溜水、超临界CO2的注入顺序、排量以及CO2与滑溜水比例对水力裂缝起裂、延伸形态的影响尚不清楚，即“超临界CO2＋滑溜水”“滑溜水（或其他高黏压裂液）＋超临界CO2＋滑溜水”的注入模式和施工参数有待优化。为了全面评价超临界CO2前置蓄能压裂效果，除了要考虑上述问题，还需要考虑决定CO2水溶液对岩石破裂和物性作用程度的诸多因素[18,20,23-24]，包括储层温度、压力、岩性、孔渗特征及地层水矿化度等。整体上，笔者从室内实验角度探索研究了超临界CO2前置蓄能压裂技术的一个潜在问题，并未涉及CO2气源、成本、设备、管柱腐蚀、返排环保等现场实际问题。

目前，矿场普遍应用井工厂开发页岩气，甚至采用大型丛式井组（一个平台多达20口井）开发，达到降低钻井和压裂成本的目的。在这些井工厂或者大型丛式井组压裂时，建议先采用高黏度压裂液促进人工裂缝穿层扩展[30]，再用液态CO2依次在每一口井近井区域产生复杂裂缝，然后焖井一段时间，利用CO2的化学溶蚀作用降低地层中原始层理和天然裂缝的强度；当所有井均采用CO2压裂后，依次向每一口井大排量泵注滑溜水，以扩充和延伸CO2压裂形成的裂缝、激活强度降低的层理和天然裂缝，并携带支撑剂将裂缝支撑。在同一个平台上采用以上方法依次压裂多口井可以节省大量的时间、人力和设备成本，并充分利用CO2的化学和物理作用形成复杂裂缝。尽管在现场应用前置CO2蓄能压裂之前仍有许多挑战需要克服，但它为提高致密油气资源的采收率提供了一种潜在且有效的方法。

4 结论

1）由于天然裂缝的抗张强度低于岩石基质和层理的抗张强度，相比于裸眼段无连通天然裂缝的岩样，裸眼段与天然裂缝连通的岩样破裂压力更低。CO2水溶液浸泡后，裸眼段页岩基质力学强度降低，导致破裂压力降低。当裸眼段连通方解石充填的天然裂缝时，CO2水溶液浸泡后，破裂压力降低幅度更显著。

2）超临界CO2前置蓄能压裂过程中超临界CO2溶于地层水或滑溜水后直接压裂（施工前期）同单纯滑溜水直接压裂效果相近。随着施工时间和地层温度的增加，CO2前置蓄能压裂过程中形成的CO2水溶液对页岩中的方解石矿物溶蚀作用逐渐增强，且在较短时间内（0.5 h）即可发生显著溶蚀。在CO2水溶液作用一段时间后，滑溜水压裂更易促进天然裂缝开启，缝面的剪切错位和不均衡溶蚀，对于提高水力裂缝的渗透率或导流能力有重要意义。

3）CO2前置蓄能压裂前期形成的CO2水溶液既有助于提高水力压裂裂缝的复杂程度，又可改善储层物性，即超临界CO2前置蓄能压裂的化学效应不容忽视。结合非常规油气压裂—增能—提高采收率的一体化发展趋势，超临界CO2前置蓄能压裂技术具有较广阔的应用前景。