叶亮 邹雨时 赵倩云 李四海 丁勇 马新星

1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.中国石油大学（北京）

0 引言

目前，致密储层压裂主要采用滑溜水、线性胶等低黏度水基压裂液。滑溜水黏度较低，易于渗入并开启天然裂缝和层理，从而提高水力裂缝复杂程度［1］。鄂尔多斯盆地东部盒8段储层主要为洪泛平原相和河流相砂体，天然裂缝和层理不发育［2］。该类储层采用滑溜水压裂容易形成单一、单翼的水力裂缝，难以形成网络裂缝［3］。CO2具有超低黏度（0.02～0.16 mPa·s）特性，可以进入滑溜水等水基压裂液不能进入的微小孔隙或微裂隙，因此CO2压裂是天然裂缝和层理不发育储层实现提高裂缝复杂程度的重要技术手段。

目前针对CO2压裂技术的研究，主要集中在研发施工设备、CO2相态转变条件、增加CO2压裂液黏度和降低管柱摩阻等方面［4-5］，有关CO2压裂裂缝扩展规律的研究较少。Ishida等［6］研究了花岗岩液态CO2和超临界CO2压裂的裂缝形态和起裂压力的不同之处。Akihisa等［7］通过花岗岩超临界CO2和水压裂实验发现，相较于水压裂产生的简单垂直缝，超临界CO2压裂生成的裂缝更复杂。Zhang等［8］研究了页岩超临界CO2压裂裂缝起裂和扩展规律，指出层理发育程度对超临界CO2压裂裂缝复杂性有很大的影响。Bennour等［9］研究了页岩采用水、油及液态CO2压裂时裂缝扩展的不同之处，指出油压裂倾向于产生Ⅰ型裂缝，水和液态CO2压裂容易产生Ⅱ型裂缝。Zou等［10］研究了层状致密砂岩超临界CO2压裂裂缝扩展规律，指出即使在高水平应力差条件下，超临界CO2也可以促进层理和天然裂缝的张开和剪切破裂，从而形成复杂的裂缝网络。

目前针对CO2压裂裂缝扩展规律的认识尚不充分，不利于CO2压裂设计和应用。为此，首先通过X射线衍射、孔渗测试与室内力学参数测试等实验对岩样的矿物组成、孔渗及力学参数进行测试；之后采用真三轴压裂模拟实验系统对天然露头岩样进行了压裂物理模拟实验，系统地研究了压裂液类型、水平应力差以及排量对裂缝扩展规律的影响。

1 基础物性参数测试及脆性评价

试样取自鄂尔多斯盆地东部石盒子组第8段砂岩露头，且取自同一块露头岩石的邻近位置。在开展压裂模拟实验前，测试岩样的矿物成分、孔隙度、渗透率、弹性模量、抗张强度等基础物性参数。由于不同样品之间存在差异，同时考虑到实验测试的误差，每组实验均测试6个岩样。其中，岩样取自压裂物模试样邻近位置切割掉的岩石。基础物性参数测试结果表明，岩样的矿物成分、孔渗性质及力学性质基本一致，说明试样较均质。具体基础物性参数如下：矿物组成以石英为主，平均含量为74.6%，黏土矿物平均含量为22.5%，钾长石、斜长石和方解石含量较低，均在1%左右；孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为22.1 mD，为致密砂岩；弹性模量平均为22.8 GPa，泊松比平均为0.24，单轴抗压强度平均为61.7 MPa，抗张强度平均为5.5 MPa。通过单轴抗压强度和抗张强度评价方法计算脆性指数为11.5，表明致密砂岩试样具有中等脆性［11］。

2 实验

2.1 实验装置与试样制备

实验采用中国石油大学（北京）研制的一套小尺寸真三轴压裂模拟实验系统，该系统主要由应力加载系统、岩心室、恒速恒压泵、温度控制系统、低温浴槽、中间容器、数据采集系统、辅助装置等部分组成，如图1所示。

图1 小尺寸真三轴压裂模拟实验系统Fig. 1 Small-size true triaxial fracturing simulation experiment system

实验岩样采用砂线切割机加工成80 mm×80 mm×100 mm的长方体，为了模拟水平井压裂，在岩样的80 mm×80 mm横截面中心用外径为15 mm的钻头钻取深度为53 mm的盲孔，同时为了避免盲孔底部应力集中，采用高强度环氧树脂胶在盲孔底部预制5 mm厚度的人工井底。采用高强度环氧树脂胶将外径为13 mm、内径为6 mm、长度为58 mm的模拟井筒和井壁黏结，在井底形成长度为5 mm的裸眼段。物模试样和实验前试样裸眼段CT扫描成像如图2所示。由图2可知，试样层理和天然裂缝不发育，不利于形成复杂缝网［12-13］。

图2 物模试样与裸眼段CT扫描成像Fig. 2 CT scanning imaging of open hole section and physical simulation sample

2.2 实验方法与方案

为了模拟水平井的三向应力环境，采用三轴液压加载方式，分别施加水平最小主应力（σh）、水平最大主应力（σH）和垂向应力（σV），如图2（a）所示。井筒方向与水平最小主应力（σh）方向一致。压裂模拟实验采用滑溜水、液态CO2和超临界CO2三种压裂液，其中滑溜水作为对比。考虑到鄂尔多斯盆地东部盒8段储层的水平应力差范围为3～8 MPa，且以8 MPa为主，制定实验方案如表1所示。为了容易观测水力裂缝形态，压裂后维持三向应力不变，在低排量下将染色液注入试样井筒，实验结束后根据试样表面染色剂分布情况确定表面裂缝形态，之后采用砂线切割机将试样剖开以观察试样内部水力裂缝形态。

表1 压裂模拟实验方案Table 1 Fracturing simulation experiment scheme

2.3 CO2相态控制

CO2相态易于转变，能够以气态、液态或超临界态的形式存在，主要受压力和温度影响。液态CO2和超临界CO2压裂的关键在于CO2相态的控制，实验过程中主要通过温度来控制CO2相态。

液态CO2压裂过程中CO2相态变化如图3所示。初期CO2以液气共存的状态储存在CO2钢瓶中，温度为室温（20 ℃，图3（a）中点 1）；CO2导入低温浴槽后为液态（图3（a）中点2），随后被泵入中间容器，由于传热的原因温度升高至4 ℃，当压力达到6.5 MPa时停止泵入CO2（图3（a）中点3）；开始压裂后，CO2在注入管线中温度升高至5 ℃，随着增压的进行，CO2在井筒内压力逐渐升高，试样破裂时CO2压力达到最高值（图3（a）中点4）；试样破裂后，CO2压力迅速下降，以气态逸散到大气中（图3（a）中点5）。与液态CO2压裂不同的是，超临界CO2压裂过程中CO2在井筒中由注入口温度控制系统加热，温度升高至60 ℃（图3（b）中点3）；当压力大于临界压力时CO2转变为超临界态，试样破裂时压力达到最高值（图3（b）中点 4）。

图3 CO2在压裂过程中的相态变化Fig. 3 Phase change of CO2 in the process of fracturing

3 实验结果与分析

压裂模拟实验结束后，根据试样表面及内部染色剂的分布可以确定压裂裂缝形态。裂缝形态和起裂压力统计结果见表2。根据泵注压裂曲线得到起裂压力见图4。

3.1 压裂液类型的影响

压裂液类型是影响水力裂缝形态的重要工程因素［12，14］。在水力裂缝扩展过程中，流体黏度越低，其在缝内的流动阻力越小，高压流体的前缘更接近裂缝尖端，越有利于裂缝尖端的破裂［15-16］。

表2 裂缝形态及起裂压力Table 2 Fracture morphology and initial pressure

图4 泵注压裂曲线Fig. 4 Pumping fracturing curve

1#试样滑溜水压裂形成的裂缝形态如图5所示，水力裂缝HF在裸眼段起裂，沿水平最大主应力方向扩展形成一条简单的横切缝，裂缝形态较平直。图6为4#试样液态CO2压裂形成的裂缝形态，可以看出，4#试样有2条水力裂缝在裸眼段起裂，其中裂缝HF1垂直于井筒起裂后裂缝扩展方向发生偏转，形成一条非平面的斜交缝；裂缝HF2沿水平最大主应力方向扩展，形成一条弯曲的斜交缝；HF1偏转后与HF2沟通，在一定程度上增加了水力裂缝的复杂程度（图6（c））。图7为6#试样超临界CO2压裂形成的裂缝形态，由图7（b）可知，水力裂缝HF1沿水平最大主应力方向扩展，略微偏离原扩展方向，同时产生分支缝HF5；由图7（c）可知，在HF1沿垂向应力方向扩展的过程中，产生3条分支缝HF2、HF3和HF4，且分支缝HF3沟通主裂缝HF1和分支缝HF2；当HF1和HF4与未胶结的天然裂缝NF相遇时，水力裂缝扩展方向发生改变，沿天然裂缝继续扩展至试样边界，形成了主裂缝、分支裂缝和天然裂缝相互沟通的复杂裂缝网络。

综上所述可知，滑溜水压裂形成的水力裂缝形态简单，液态CO2压裂形成的水力裂缝条数增多，裂缝扩展方向偏离最大主应力方向，裂缝形态较复杂，此实验结果与前人研究结果一致［9］；与液态CO2压裂相比，超临界CO2压裂从主裂缝上形成多条分支缝，主裂缝和分支裂缝相互沟通，裂缝空间形态更复杂。同时由表2可知，滑溜水压裂的起裂压力最高，为 12.28 MPa，液态 CO2压裂次之（9.56 MPa），相比于滑溜水压裂降低22.1%，超临界CO2压裂最低（8.82 MPa），相比于滑溜水压裂降低28.2%。

图5 1# 试样滑溜水压裂形成1 条横切缝Fig. 5 One transverse fracture formed in 1# sample by slick-water fracturing

图6 4# 试样液态CO2 压裂形成两条斜交缝Fig. 6 Two diagonal fractures formed in 4# sample by liquid CO2 fracturing

图7 6# 试样超临界CO2 压裂形成复杂裂缝网络Fig. 7 Complex fracture network formed in 6# sample by supercritical CO2 fracturing

根据孔弹性力学理论，孔隙压力升高可以增大井壁周向应力，从而降低起裂压力，使岩石容易发生破坏［18］。随着黏度的减小，压裂液向致密砂岩基质孔隙中渗滤的程度增强，使孔隙压力增大，且孔隙压力升高范围增大。实验条件下滑溜水黏度最大（μ=2.5 mPa·s），向基质孔隙中渗滤程度最低，孔隙压力增大幅度较小，因而滑溜水压裂形成的裂缝形态简单，起裂压力最高。当温度超过31.1 ℃、压力超过7.38 MPa时，CO2转变为超临界态，该状态下CO2分子间作用力很小，表面张力为0，流动性极强，类似气体［17］。因此，相比于液态CO2（μ=0.1 mPa·s），超临界CO2（μ=0.02 mPa·s）黏度更低，向基质孔隙中渗滤程度更高，孔隙压力升高幅度更大，因而超临界CO2压裂形成的裂缝形态更复杂，起裂压力更低。

3.2 水平应力差的影响

水平应力差是决定水力裂缝扩展形态的重要地质因素［12，14］。在 3 MPa低水平应力差下，2# 试样液态CO2压裂形成的裂缝形态见图8，可以看出，裸眼段有2条水力裂缝起裂，其中裂缝HF1沿水平最大主应力方向扩展，产生一条垂直井筒的横切缝，裂缝HF2垂直井筒起裂后发生偏转，沿水平最小主应力方向扩展至试样边界；HF1和HF2相交，形成“X”型裂缝。图8（c）显示 3条水力裂缝相交于一点，形成由主裂缝和分支缝构成的“树枝状”裂缝。由图4（b）可知，2#试样起裂压力为9.95 MPa，随着水力裂缝快速扩展至边界，注入压力迅速降至6.0 MPa，关闭中间容器出口阀后注入压力迅速降低至大气压力。

图8 3 MPa 水平应力差下2# 试样液态CO2 压裂形成3 条裂缝Fig. 8 Three fractures formed in 2# sample by liquid CO2 fracturing at the horizontal stress difference of 3 MPa

与8 MPa高水平应力差4#试样压裂形成2条水力裂缝（图6）相比，2#试样裂缝多点起裂，裂缝形态更复杂。由表2可知，8 MPa水平应力差条件下起裂压力为9.56 MPa，与3 MPa水平应力差下的起裂压力相当，此实验结果与前人研究结果一致［3］。

综上所述，低水平应力差条件下，液态CO2压裂形成的水力裂缝条数更多，水力裂缝形态更复杂。

3.3 排量的影响

注入排量是影响水力裂缝形态的另一重要工程因素［12，14］。在 8 MPa 水平应力差条件下，采用液态CO2压裂，研究排量对裂缝扩展规律的影响。在较低排量（5 mL/min）条件下，3#试样形成一条简单的横切缝 HF（图9），起裂压力为 9.37 MPa（表2）；在中等排量（20 mL/min）条件下，4#试样产生2条斜交缝（图6），起裂压力为 9.56 MPa（表2）；在较高排量（50 mL/min）条件下，5#试样水力裂缝HF在裸眼段起裂，沿水平最大主应力方向扩展，形成一条垂直井筒的主裂缝（横切缝），在试样表面附近产生多条分支缝，局部裂缝形态复杂（图10），但其起裂压力为 10.27 MPa（表2）。

图9 5 mL/min 排量下3# 试样液态CO2 压裂形成一条横切缝Fig. 9 One transverse fracture formed in 3# sample by liquid CO2 fracturing at the displacement of 5 mL/min

图10 50 mL/min 排量下5# 试样液态CO2 压裂形成多条裂缝Fig. 10 Many fractures formed in 5# sample by liquid CO2 fracturing at the displacement of 50 mL/min

综上所述可知，随着注入排量的提高，起裂压力升高。其原因为，注入排量升高CO2增压速率加快，注入相同体积的CO2所需的时间越短，CO2向致密砂岩基质孔隙中渗滤的程度减弱，孔隙压力增大的幅度降低，使起裂压力升高［18］。提高注入排量，液态CO2压裂产生的水力裂缝趋于复杂，但水力裂缝复杂程度有限。其原因为，在8 MPa高水平应力差条件下，裂缝扩展形态主要受应力控制［12］。

4 结论

通过对天然裂缝和层理不发育的盒8段致密砂岩天然露头试样开展室内压裂模拟实验，研究了水平应力差、压裂液类型和排量对水力裂缝扩展规律的影响。可以得出如下结论

（1）在较高水平力差（≥8 MPa）条件下，滑溜水压裂水力裂缝扩展受应力控制，产生一条垂直于水平最小主应力方向的横切缝，裂缝形态简单；液态CO2压裂裂缝扩展偏离水平最大主应力方向，形成的水力裂缝较弯曲，同时形成多条分支缝，裂缝空间形态较复杂；超临界CO2压裂形成主裂缝、分支缝和天然裂缝相互沟通的复杂裂缝网络。天然裂缝和层理不发育的致密砂岩储层采用CO2压裂可以提高裂缝的复杂程度，有利于提高压裂改造效果；超临界CO2压裂形成的裂缝较液态CO2压裂更复杂。

（2）相比于高水平应力差（≥8 MPa），低水平应力差（≤3 MPa）有利于水力裂缝多点起裂，从而显著提高液态CO2压裂裂缝的复杂程度。

（3）随着黏度的减小，压裂液更容易进入试样基质孔隙内，增大孔隙压力，减小基质的有效应力，从而降低起裂压力。相比于滑溜水压裂，液态CO2压裂的起裂压力降低22.1%，超临界CO2压裂的起裂压力降低28.2%。提高排量液态CO2增压速率加快，起裂压力升高。