二氧化碳增压压裂技术在致密砂岩气藏中的机理与应用：一项提升油气采收率的综合性研究

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本研究系统地探讨了在四川西部正常压力致密砂岩气藏中，预注入二氧化碳（CO2）后的压裂机制及其现场应用，旨在克服诸如回流水能量不足、压力下降迅速、水锁效应以及传统压裂技术适用性有限等挑战。通过结合实验室实验、理论分析和现场试验的综合性方法，深入研究了 CO2、地层水、岩石基质和压裂液之间的相互作用。实验结果表明，CO2-水-岩石反应显著改善了储层性能，使岩心渗透率提高了 43.38%–61.73%，孔隙度增加了约 9%，从而增强了渗流能力。研究发现，预注入 CO2 可以将压裂起始压力降低 29.48%，并促进更复杂的压裂网络的形成。此外，CO2 还加速了压裂液的凝胶分解，提高了回流水效率，有效减轻了地层损伤。竞争性吸附实验进一步表明，CO2 的吸附能力是甲烷（CH4）的 1–4 倍，这有利于甲烷的置换和 CO2 的封存。在 Wells MP87-1 和 SL101 井中的现场应用显著提高了回流水率和生产性能，天然气产量远超地质预期。这些结果验证了预注入 CO2 的压裂技术是一种有效且环保的刺激方法，能够在提高采收率的同时实现 CO2 的地质封存。

1. 引言
中国四川西部致密气藏的勘探和开发取得了稳步进展。因此，当前的开发目标越来越多地集中在岩石物理性质较差、天然气含量低和地层压力系数低的储层上，这类储层通常被称为正常压力储层。(1,2) 这些储层具有巨大的资源潜力且分布广泛，但其开发程度仍然较低，经济高效的开发尤其具有挑战性。(3,4) 目前，正常压力气藏的水力压裂面临三大技术难题：(1) 压裂后回流水能量低，压力下降迅速，导致回流水效率低下；(2) 孔隙喉部结构极小，且具有中等到强的水敏感性，压裂液滞留会导致严重的水锁效应；(3) 储层刺激与储层保护之间存在明显矛盾，使得传统压裂技术的适用性受限。(5−7) 为了解决这些问题，全球范围内进行了大量关于注气辅助压裂的研究。在机制研究方面，Yu 和 Sheng (8) 通过实验比较了氮气注入与循环水注入在页岩储层中的增产效果，发现氮气注入由于粘度低且能更好地渗透到岩石基质中，因此产量更高。Zhang 等人 (9) 研究了水/氮气压裂在层状页岩中的起始压力和渗流行为，揭示了各向异性和流体性质对压裂形态的综合影响。Han 等人 (10) 通过数值模拟比较了预注入 CO2 (PFCI) 与常规 CO2 注入 (HnP) 在高度成熟页岩油储层中的效果，结果表明 PFCI 可以更有效地提高石油采收率，并通过扩大有效排水半径、改善后续压裂液的扫掠效率以及抑制压裂液回流水来促进碳封存。Zang 等人 (11) 通过数值模拟研究了鄂尔多斯盆地页岩油储层中预注入 CO2 辅助复合压裂的压裂传播机制，发现由于 CO2 的粘度低和扩散性强，注入的 CO2 优先渗透天然裂缝和层理面，从而促进了复杂压裂网络的形成。随后注入的支撑剂载液有效支撑了裂缝并提高了其导流能力。这种优化设计显著扩大了受刺激的储层体积，增加了裂缝复杂性，并提高了储层渗流能力，为页岩油储层的高效无水压裂提供了理论和参数支持。

在工艺优化方面，Ribeiro 等人 (12) 提出了一种 CO2 混合压裂方法，首先注入纯 CO2 生成复杂压裂网络，然后注入高粘度支撑剂载液以支撑裂缝，从而在刺激能量和裂缝导流能力之间达到平衡。Zheng 等人 (13) 通过超临界 CO2 支撑剂传输实验，阐明了温度、压力和注入速率对支撑剂传输行为的影响。Zhou 等人 (14) 在古龙页岩油田进行了 CO2 预压裂的现场测试，确定了 CO2 注入量、注入压力和浸泡时间对压裂液回流水率和原油产量的影响，并基于数值模拟进一步优化了压裂设计，为现场操作提供了理论指导。

研究表明，由于其独特的物理化学性质，CO2 在致密储层中表现出多种机制，包括提高回流水能量、减少过滤损失和地层损伤以及通过竞争性吸附促进甲烷置换。基于文献综述和实验室实验，CO2 已被证明可以有效降低破裂压力、提高裂缝复杂性、增加回流水压力差，并通过溶解作用减轻压裂液滞留造成的损伤，显示出良好的应用潜力。然而，对于四川西部正常压力致密气藏中预注入 CO2 压裂机制的系统理解仍然有限。现场测试规模较小，相应的技术体系尚未完全建立。因此，本研究旨在系统地探讨预注入 CO2 压裂的机制，明确 CO2 在四川西部致密气藏中的增产机制，开发完整的配套技术体系，并通过现场试验验证其有效性。本研究的结果有望为克服正常压力致密气藏压裂挑战、提高回流水效率和单井产量以及促进难以开采储层的经济可行开发提供重要的理论见解和工程指导，从而为类似气藏的大规模高效开发提供可靠的技术支持。

2. 实验部分
2.1. 材料
本研究中使用的致密砂岩样本来自四川盆地的四川西部凹陷区，岩心的岩石物理性质见表 1。实验中使用的压裂液由聚丙烯酰胺、表面活性剂、凝胶破坏剂和粘土稳定剂组成。实验中使用的 CO2 和 CH4 的浓度均为 99.9%。

表 1. 反应前后岩心的物理性质
岩心样本
反应前 m (g) 反应后 m (g)
反应前 φ (%) 反应后 φ (%)
反应前 Kg(mD) 反应后 Kg(mD)
岩心 #1 56.48 54.43 8.32 9.12 0.52
岩心 #2 57.82 55.68 7.97 8.72 0.60
岩心 #3 58.84 56.37 8.03 8.81 0.60 10.97

2.2. 方法
2.2.1. CO2-水-岩石相互作用
岩心制备和初始参数测量：选择直径 2.5 cm、长度 5 cm 的致密砂岩岩心样本。干燥后，测量其基本物理性质，包括质量、孔隙度、渗透率和接触角。
反应器的装载和密封：将岩心样本放入高温高压反应器中，加入模拟地层水直至岩心完全浸没。密封反应器并检查气密性。
CO2 注入时的温度和压力加载：将恒温水浴设置为 90 °C。温度稳定后，逐步向反应器中注入 CO2，直至压力达到 20 MPa。保持恒定温度和压力 120 小时。
降压、取样和后期分析：反应结束后，缓慢降压并取出岩心样本。测量其反应后的质量、孔隙率和渗透率参数、机械强度、接触角以及微观结构变化。收集反应后的水样进行离子浓度分析。
数据分析和比较：比较反应前后岩心的物理性质和水样的组成，以明确 CO2-水-岩石相互作用的机制。

2.2.2. CO2 压裂实验
岩心制备和井筒安装：选择直径 5 cm、长度 10 cm 的致密砂岩样本。钻一个中心孔并安装模拟井筒。使用密封剂和热缩管密封井筒与岩心之间的接口（图 1）。
系统连接和围压加载：将岩心放入三轴压裂系统中，施加 15 MPa 的围压和轴向应力，并连接注入系统和数据采集系统。
压裂液注入和裂缝监测：以 0.08 MPa/s 的恒定速率注入液态 CO2 或超临界 CO2。实时监测注入压力和径向应变，直至压力显著下降且无法恢复，表明岩心发生破裂。
裂缝表征和分析：压裂后释放围压并取出岩心。观察并记录裂缝形态。使用 CT 扫描进行三维重建和裂缝网络的定量分析。
数据编译和比较：记录破裂压力、裂缝宽度、裂缝复杂性等参数，并与其他压裂液（纯水和 N2）的结果进行比较。

图 1. 压裂实验的样品制备过程。(a) 岩石样本的钻孔过程。(b) 钻孔和清洗后的样品。

2.2.3. 等温吸附实验
样品预处理和装载：收集 60–80 目的致密砂岩粉末，在 110 °C 下真空脱气 12 小时。称重后，将样品装入样品池中。
自由空间体积校准：向系统中注入氦气以确定样品池的自由空间体积。
建立 CH4 吸附平衡：设置实验温度（30 °C、45 °C 和 60 °C）。逐步向样品池中注入 CH4，并在每个压力水平达到平衡后记录吸附容量，以获得 CH4 吸附等温线。
CO2 替置阶段：根据建立的 CH4 吸附平衡，向样品池中注入 CO2，并监测系统压力和气体成分的变化，直至达到新的平衡。
数据分析和置换效率评估：计算置换前后 CH4 吸附容量的差异，以评估不同气体置换 CH4 的能力。

2.2.4. 压裂液回流水实验
岩心制备和装置组装：选择规格相同的致密砂岩岩心（直径 2.5 cm、长度 20 cm）。清洗和烘干后，将岩心放入岩心夹持器中（图 2）。根据实验流程图，正确连接注入系统、围压系统、回流水系统和数据采集系统。
系统密封测试：首先对岩心施加 5 MPa 的围压。随后通过注入管线施加 3 MPa 的入口压力，同时封闭出口端。稳定 30 分钟后，确认系统无压力下降，表明密封性能良好，然后开始实验。
置换饱和度和能量积累：
(1) 常规水力压裂组：以 3 MPa 的恒定压力直接将压裂液注入岩心，模拟压裂液的侵入过程直至置换完成。
(2) CO2 预注入能量增强组：首先以 3 MPa 的压力向岩心中注入一定体积的 CO2，以在孔隙空间内建立额外能量并置换部分原有流体。随后以相同压力注入压裂液。

图 2. 压裂液回流水实验的示意图。

3. 结果与讨论
3.1. CO2-水-岩石相互作用
在 90 °C 和 20 MPa 的压力下，使用来自致密砂岩气藏的岩心样本进行了 CO2-岩石-地层水相互作用实验。反应前后岩心质量、孔隙率和渗透率的变化见表 1。通过比较图 3 中反应前后的结果可以看出，CO2 注入后致密砂岩岩心的孔隙率和渗透率显著提高。具体而言，渗透率提高了 43.38%–61.73%，孔隙率提高了 9.41%–9.71%。

结果表明，CO2 注入可以有效提高致密岩心的孔隙率和渗透率，从而为天然气的流动提供更好的路径。(15,16) 孔隙率和渗透率的提高直接有助于提高气藏的采收率，因为可以从地层中更有效地提取更多的天然气。因此，CO2 预注入后孔隙率和渗透率的增加代表了有效的增产机制。

3.2. CO2 增强压裂效果的评估
准备了一个直径 5 cm、长度 10 cm 的圆柱形致密岩心样品。为了模拟一个开孔井筒，使用钻机在岩芯中钻了一个直径为12毫米、深度为6厘米的井孔。然后使用三轴压裂装置对样品进行了密封处理。密封后，将其放置在三轴压裂室内，通过增压泵施加压力以诱导水力压裂，并记录了压裂起始压力。随后通过CT扫描和光显微镜对形成的裂缝的形态和开口进行了表征。图4显示了传统水力压裂和预注入CO2增强压裂所得到的岩石压裂压力，图5展示了裂缝的形态。结果表明，预注入CO2压裂方法的压裂压力（23.39 MPa）（图4b）低于传统水力压裂的压裂压力（33.17 MPa）（图4a），这表明预注入CO2可以有效降低岩石压裂压力，降低了29.48%。压裂后的CT测量显示，预注入CO2的裂缝宽度（0.32毫米）（图5b）大于传统水力压裂的裂缝宽度（0.27毫米）（图5a）。在预注入CO2的情况下形成了三条主要裂缝，并且在主要裂缝周围分布着许多微裂缝。相比之下，传统水力压裂只产生了两条主要裂缝且没有微裂缝。因此，预注入CO2可以降低压裂压力并增加裂缝复杂性，从而提高天然气储层的采收率。

**图4** 图4. 传统压裂（a）和预注入CO2压裂（b）的岩石压裂压力曲线。
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**图5** 图5. 传统压裂（a）和预注入CO2压裂（b）后裂缝的宏观和CT扫描微观形态。
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**3.3 CO2与压裂液的相互作用**
制备了一种粘度为15 mPa·s的压裂液，并将其放入反应器中。注入CO2以测量不同反应时间下压裂液的粘度。使用扫描电子显微镜（SEM）分析了反应前后压裂液中聚合物的微观网络结构。图6显示了CO2注入后压裂液粘度随时间的变化情况，图7展示了反应前后聚合物的微观形态。结果表明，CO2溶解后，压裂液的粘度在5小时内开始迅速下降，15小时后降至清水的粘度。CO2的注入可以加速压裂液的凝胶破坏时间，从而防止由于流体滞留造成的地层损伤。
**图6** 图6. CO2注入后压裂液粘度变化曲线。
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**图7** 图7. CO2反应前后压裂液中聚丙烯酰胺的网络结构。
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主要机制是：CO2注入后与压裂液中的水分子反应生成碳酸，碳酸再与压裂液中的聚丙烯酰胺反应（见图8）。在酸性环境中，聚丙烯酰胺分子链上的羧基团被质子化，减少了负电荷；同时聚合物表面的水化层被破坏，降低了分子链的伸展程度，从而降低了流体粘度。
**图8** 图8. 压裂液中CO2与聚合物分子相互作用的微观示意图。
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**3.4 CO2与CH4的竞争吸附**
使用致密砂岩岩芯在90°C的温度下测试了CO2和甲烷在岩石表面的吸附能力。图9显示了在不同吸附压力下CO2和CH4在岩石表面的吸附量。结果表明，CO2在致密岩石表面的吸附能力是CH4的1-4倍，CO2的竞争吸附可以提高天然气储层的采收率。
**图9** 图9. 不同压力下CO2和CH4在岩石表面的吸附量。
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**3.5 压裂液的回流效应**
使用直径为2.5厘米、长度为20厘米的致密岩芯进行了传统压裂和CO2预注入增强压裂的回流实验。记录了不同压裂方法下的回流压裂液体积。与水基压裂和N2预注入压裂相比，CO2预注入压裂处理的回流时间分别减少了85.60%和30.97%（图10）。实验结果表明，传统压裂和CO2预注入增强压裂下的压裂液回流率分别为5.67%和11.63%（图11）。结果表明，与传统压裂相比，CO2预注入压裂可以显著提高压裂液的回流率，从而防止液体相在致密孔隙中的滞留，并减少阻碍天然气生产的液相捕获现象。
**公式**：
$$ F = \frac{V_{\text{flowback}}{V_{\text{injected}} \times 100\% } $$
其中F代表压裂液的回流率，$V_{\text{flowback}}$和$V_{\text{injected}}$分别代表回流体积和注入体积。
**图10** 图10. 不同压裂方法下的最小流动压力和有效回流时间。
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**图11** 不同压裂方法的压裂液回流率。
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**3.6 野外试验**

**3.6.1 MP87-1井的生产动态**
MP87-1井是位于四川盆地西部四川凹陷马井背斜东北翼的一口定向开发井。钻井始于2011年7月19日，于2011年7月31日完成，总深度为1710米。平均孔隙度为9.32%，平均渗透率为0.53 mD。2011年9月2日进行了射孔测试，产气量为0.35 × 10^4 m³。随后在JP23层进行了液氮辅助砂岩压裂，测试产气量为4.0476 × 10^4 m³/d，绝对开放流量（AOF）为6.7526 × 10^4 m³/d（图12）。该井于2024年6月19日关闭。2024年9月，通过JP22层进行CO2预注入增强压裂以重新开启并提高产气量。
**图12** MP87-1井产出气体中的CH4和CO2含量。
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2024年11月20日，在MP87-1井进行了首次现场预注入CO2压裂试验。按照设计，安全完成了三个压裂阶段。总支撑剂体积为72.1 m³，总注入液量为499 m³，注入了225吨CO2。压裂液注入速率为4 m³/min，处理压力范围为33.7至52 MPa，CO2注入速率为2 m³/min，CO2注入压力范围为22至25 MPa。Mapeng 87-1井的单位压力下降速率为0.09 MPa/h，初始回流压力保持稳定。相比之下，Mapeng 87井在回流过程中的压力下降速率为1.9 MPa/h（表2），表明CO2的增强效果显著。试验结束时，Mapeng 87-1的累计回流率达到46%，比之前的传统压裂作业提高了33.9%，比注入N2的填充井提高了28%，比注入液氮的工艺提高了130%。
**表2** 同一井组中压力下降率的比较
| 井号 | MP87-1 | MP87 |
| ---- | ---- | ---- |
| 关井压力（MPa） | 18.7 | 23.8 |
| 关井时间（h） | 39.5 | 20 |
| 开井压力（MPa） | 15.0 | 32 |
| 压力下降（MPa） | 3.67 | 3.8 |
| 压力下降率（MPa/h） | 0.09 | 1.9 |
根据相邻区块的先前开发经验，填充井预计可实现稳定的产气量0.5 × 10^4 m³/d。目前，该井稳定产气量为1.0 × 10^4 m³/d，是地质预期的两倍。与邻近的MP87井相比，产气量增加了1.55倍。与2023年的注入液氮工艺相比，产气量增加了1.08倍；与2023年的注入液氮联合工艺相比，产气量增加了10.4倍（图13）。试验结果表明，预注入CO2压裂显著提高了产气量和回流率，有效提高了天然气储层的采收率，同时实现了超过80%的CO2地质封存率。
**图13** 生产区域内所有井的压裂液回流率。
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**3.6.2 SL101井的生产动态**
SL101井位于中国四川省南充市。其平均孔隙度为3.2%，平均渗透率为0.01 mD，属于低压、低孔隙度、低渗透率的油气井。早期，该区块的四口井使用了清水压裂进行刺激，但日产气量较低（小于5000 m³/天），无法满足经济发展要求。2025年决定在该区块试点预注入CO2压裂技术。试验于2025年5月9日进行，共进行了两个压裂阶段，预注入了426吨CO2，注入速率为4 m³/min。试验后，该井的日产气量达到33500 m³/d（图14b），日产油量达到10.2 t/d（图14a）。与同一区块的天然气井相比，产气量增加了10-30倍，产油量增加了1-10倍，标志着低压、低渗透率油气储层的生产性能取得了突破。
**图14** 生产区域内所有井的日（a）产油量和（b）产气量。
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**4. 结论**
通过一系列实验，包括CO2-岩石-地层水相互作用试验、预注入CO2加压和压裂试验以及预注入CO2置换和回流试验，系统研究了预注入CO2增强压裂在致密天然气储层中的增产机制。随后进行了野外试验以验证和量化预注入CO2增强压裂技术的增产效果。主要结论如下：
1. CO2-水-岩石相互作用显著改善了储层性质。在90°C和20 MPa条件下，岩芯渗透率提高了43.38%-61.73%，孔隙度提高了9.41%-9.71%，表明孔隙连通性和渗流能力得到增强。
2. 预注入CO2有效提高了压裂效果。压裂起始压力从33.17 MPa降至23.39 MPa，降低了29.48%，裂缝宽度从0.27 mm增加到0.32 mm，并产生了更多微裂缝，表明裂缝复杂性增加。
3. CO2促进了压裂液的清洁并减少了液体损伤。CO2暴露后，压裂液粘度在5小时内迅速下降，15小时后接近水的粘度。回流率从5.67%增加到11.63%，表明压裂后的清洁效率显著提高。
4. CO2的吸附能力优于CH4，并有利于甲烷的置换。在90°C条件下，CO2的吸附能力是CH4的1-4倍，支持其提高天然气采收率和地质封存的效果。
5. 野外试验验证了预注入CO2压裂的有效性。在MP87-1井中，回流率达到46%，稳定产气量达到1.0 × 10^4 m³/d，约为地质预期的两倍。在SL101井中，产气量达到3.35 × 10^4 m³/d，显示出明显的刺激效果，CO2的封存率超过80%。