侯向前，卢拥军，张福祥，胡广军，张 涛，苗红生

（1.洲际海峡能源科技有限公司，四川成都 610051；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

近年来，随着非常规油气资源开发的蓬勃发展和实现碳达峰、碳中和“双碳目标”的迫切需要［1］，CO2由于在超临界相态下具有低黏度、低表界面张力、高扩散性、高密度及强溶解能力等特点［2-3］，在增加储层能量、提高裂缝复杂性、降低储层损害、提高采收率等方面的技术优势，成为非常规油气增产领域研究的新热点［4-5］。

在非常规油气增产中，研究如何有效利用并封存CO2，对提高非常规油气产量、减少温室气体排放、实现“双碳目标”具有重要的意义［6］。本文系统总结了CO2在压裂、驱油、封存过程中的应用机理及CO2压裂技术和CO2驱油技术的研究现状与技术需求，并展望了CO2在非常规油气增产领域的未来研究重点。

1 CO2应用机理

1.1 CO2压裂

1.1.1 降低起裂压力

CO2降低起裂压力主要有2个原因：①CO2具有低黏特性，超临界CO2的黏度更低，压裂过程中CO2能进入岩石微细裂隙，增加岩石的孔隙压力，减小地应力对裂缝扩展的影响，从而降低起裂压力［2］；②碳酸对岩石有溶蚀作用，CO2溶解于水后形成碳酸，碳酸可以与石灰石、白云石、方解石等岩石发生化学反应而在其表面形成溶蚀孔隙，碳酸与白云石、方解石的反应式见式（1）和（2）［7-9］。

Zou 等［3］采用碳酸水浸泡岩石，浸泡0.5、2 h 分别可将岩石的起裂压力降低2.7、11.7 MPa。Sampath等［8］研究发现液态CO2在煤层中起裂压力比水力压裂低约19.6%。Zhang 等［9］研究发现50 MPa 围压下液态CO2压裂对粉砂岩和页岩的起裂压力比水力压裂分别低18%和58%，CO2压裂的裂缝孔径是水力压裂的2～5倍。

1.1.2 增加裂缝复杂性

CO2压裂可以增加裂缝复杂性主要有3 个原因：①CO2和水对岩石的溶解可以增加储层的整体非均质性［7］；②储层条件下CO2通常以超临界状态存在，超临界CO2具有很低的黏度，通常为0.02～0.05 mPa·s，低黏度CO2可以通过任何直径大于其分子直径的孔喉，压裂过程中CO2可以进入岩石微孔隙并沟通更多的天然微裂缝［3-4］；③在裂缝扩展阶段，裂缝体积增大会引起CO2从超临界态转变气态，体积急剧膨胀，从而产生类似于气体爆破的冲击效应和焦耳-汤姆逊冷却效应，促使裂缝进一步起裂与扩展［2，10］，压裂过程中超临界CO2诱导产生的裂缝比水基流体诱导产生的裂缝更复杂［11］。

Pramudyo 等［11］研究发现，在200～450 ℃的高温条件下超临界CO2能够穿透花岗岩，并沟通天然微裂缝形成复杂的裂缝网络，花岗岩在碎裂过程中的应力变化遵循Griffith断裂准则，即可产生复杂裂缝。Jia 等［12］利用液态CO2对致密页岩进行了三轴压裂实验。结果表明，CO2对层理面或天然裂缝的张开能力强，天然裂缝发育程度是影响复杂裂缝形态形成的因素，当存在天然裂缝时，天然裂缝与层理同时张开，形成复杂的裂缝网络。

1.1.3 降低储层损害

与常规的水基压裂液相比，CO2压裂液降低储层损害主要有2 个方面：①水的用量大幅减少降低了对储层造成的水敏、水锁损害［4，13］；②无残渣或低残渣降低了对储层和支撑裂缝造成的残渣损害。

1.1.4 增能促进返排

液态CO2在压力释放后可迅速膨胀，在一定的温度、压力下CO2的体积膨胀系数最大可以达到517，极大地增加了地层能量，可实现迅速返排［14］。

Li等［15］采用驱替实验研究了“不同体积超临界CO2+相同体积滑溜水”的增能效果，当注入CO2摩尔分数为0%、10%、25%、35%和45%时，系统压力分别为8.13、9.05、10.28、10.92 和12.20 MPa，随着CO2注入量的增加系统压力上升，增能效果明显。

1.2 CO2驱油

1.2.1 原油膨胀增能

CO2在原油中的扩散和溶解会促使原油体积膨胀，膨胀幅度一般可达10%～60%。对非常规储层而言，随着CO2注入量的增加，储层能量得到补充，原油膨胀增能可使油滴从微观孔隙中驱出，从而提高原油采收率［16］。

李阳等［16］研究发现，原油体积膨胀系数随着原油中溶解CO2的增加而增大，在地层压力32 MPa下原油中CO2的摩尔分数达到71%，原油体积膨胀最高可达1.51 倍。魏兵等［17］研究了CO2在碳酸水-原油体系中的扩散行为，发现在两相界面附近水相中CO2浓度和水相密度逐渐降低，而油相中的CO2浓度和油相密度逐渐升高，油相体积膨胀。

1.2.2 原油增溶降黏

超临界CO2在原油中的溶解及其与原油的超低界面张力可以促使原油增溶降黏，提高原油流动性，进而提高采收率。超临界CO2与原油之间的界面张力随着压力的增加而降低，当压力达到混相压力时CO2和原油之间的界面张力接近于零，CO2可以与轻质原油或中质原油实现混相，混相驱采收率可达到90%以上［18-19］。

陈世杰等［20］研究发现，在31 MPa压力下CO2可将高凝油黏度从8 mPa·s 以上降至2.6 mPa·s 左右。李兆敏等［21］研究发现，在油藏条件下CO2对毛8块稠油的降黏率可达到95%以上。

李岩等［18］采用轴称滴形-轮廓法在95 ℃下测得焉2区块原油与CO2的最小混相压力为25 MPa。冯嘉［22］利用微纳流控技术在25 ℃下测得CO2与癸烷体系的最小混相压力为5.4 MPa。

1.2.3 原油萃取抽提

在非混相条件下，超临界CO2对原油轻质组分的萃取抽提可进一步提高采收率。CO2萃取出原油的轻质组分后，沥青质、胶质、石蜡等重力组分从原油中析出导致原油黏度降低，原油流动性提高［23］。

Lobanov 等［24］研究了液态CO2对俄罗斯某油藏稠油的萃取作用，发现CO2含量为26%时，CO2对稠油轻质组分的萃取效果最好，原油的膨胀体积最大。李洪毅［25］研究发现，超临界CO2难以在沥青质中运移，而容易在芳香烃、饱和烃中溶解和运移，CO2对芳香烃、饱和烃的萃取率可分别达到53%和25%。

1.2.4 气泡贾敏效应阻水

超临界态CO2在地层水具有较好的溶解能力，CO2由于压力变化等原因从地层水中释放时，会形成气泡贾敏效应从而增加地层水的渗流阻力，最终实现控水增油的效果［19］。

1.3 CO2封存

1.3.1 溶解封存

溶解封存的主要原理是在一定的压力、温度及矿化度下CO2溶解于储层岩石孔隙中的地层水或碳氢化合物中，溶解于不可流动地层水或者碳氢化合物中的CO2被封存，而溶解在可流动的碳氢化合物中的CO2会返出地面［26］。

Reynolds等［4］对采用CO2泡沫压裂工艺的50口水平井的CO2返排进行了监测，发现含有机质高的井CO2的封存量高于砂岩，主要原因是储层中有机质对CO2捕获封存。

1.3.2 结构封存

结构封存的主要原理是CO2通常以液体形式注入，在储层条件下转变为超临界流体，超临界CO2密度低于储层流体，CO2会在浮力的作用下向上移动，此时，CO2通过附着在岩石表面上来防止其向上移动，最终形成将CO2封存在地下的结构圈闭［4］。

1.3.3 吸附封存

吸附封存的主要原理是页岩对CO2具有物理吸附作用，页岩对CO2比对CH4和其他碳氢化合物具有更强的吸附性，CO2注入地层后可与CH4置换而吸附在页岩表面实现封存［17］。

Eshkala等［27］研究发现，页岩对CO2的吸附能力与对CH4的相比约为5∶1，CO2在页岩储层中可以实现有效封存。Lafortune等［28］定量研究了CO2在页岩上的吸附量，在298 K、5 MPa的条件下，CO2在页岩上的吸附量约为0.3 mmol/g，随着温度的升高页岩对CO2吸附能力减弱。

1.3.4 矿化封存

矿化封存的主要原理是超临界CO2与地层水反应生成碳酸，在酸性条件下生成的碳酸根与地层中的Ca2+、Mg2+等结合生成沉淀物，从而以沉淀的形式实现封存［29］。

2 CO2压裂技术

2.1 CO2干法压裂技术

CO2干法压裂技术是以纯液态CO2代替常规水基压裂液的无水压裂技术，可完全避免对储层的水敏水锁损害，具有无水相、无残渣、增加储层能量、降低原油黏度等特点［30］。

国内外学者相继开发了含氟聚合物、聚硅氧烷、聚酯等类型的增稠剂，如表1所示，但加量高、增黏效果差、成本高、对环境有害等问题一直没有得到突破［31-38］。张军涛等［39］研制了视密度为0.95～1.05 g/cm3的新型自悬浮低密度支撑剂，开发了“液态CO2+自悬浮低密度支撑剂”干法压裂工艺，在延长页岩气藏成功应用，最高砂比达到了10%，显著提高了CO2干法加砂压裂的技术水平。

CO2干法压裂装备研发比较成熟，国内外针对CO2储罐、增压泵、密封等关键部件设计了配套的密闭混砂装置和压裂泵车。Zheng等［40］开发的装备施工排量可高达12 m3/min，单次施工可满足27 m3砂量、1500 m3CO2的规模。

尽管CO2干法压裂具有很多优势，但目前仍然无法实现规模化应用，相关理论研究少。CO2黏度低，携砂能力差，施工规模小，有效增黏技术突破难，自2013 年以来，CO2干法压裂技术已在延长页岩气和长庆致密气应用10 余口井，但砂比不到15%，储层改造规模严重受限［41］。CO2液体摩阻高，压裂施工排量严重受限。刘广春［42］研究表明，随着排量的增加，CO2摩阻迅速增大，排量为7.0 m3/min时的摩阻高达48 MPa/1000 m。CO2增稠、携砂、降阻性能评价手段有限，携砂、降阻等方面机理研究较少，Richard等［43］发明了CO2密闭降阻性能测试装置，测试聚二甲基硅氧烷增稠的CO2的降阻率最高为45%左右。

2.2 CO2泡沫压裂技术

CO2泡沫压裂技术是一种适用于低压、水敏性储层的压裂技术，该技术是以CO2气液两相泡沫流体为载体，通过液态CO2与含起泡剂的水基体系在线混合注入的方式，实现减少入井液量、提高返排效率、降低储层损害的目的［44-46］。

针对非常规储层用CO2泡沫压裂液体系，国内外学者近年来将研发重点逐渐由含传统增稠剂的高黏度泡沫体系转向无聚合物泡沫体系及纳米粒子强化泡沫体系。Ahmed 等［47］开发了配方为0.5%α-烯烃磺酸盐+0.5%甜菜碱的无聚合物CO2泡沫压裂液体系，在高温高压高剪切条件下该泡沫体系与聚合物稳定泡沫体系的性能接近。Emrani 等［48］研究发现，在α-烯烃磺酸盐溶液中添加SiO2纳米颗粒可以提高CO2泡沫的稳定性，泡沫的半衰期随着温度的升高而降低。吕其超等［49］研究发现，高温高压下SiO2纳米颗粒可以提升琥珀酸酯磺酸盐泡沫体系的界面黏弹模量和泡沫稳定性，泡沫质量分数为50%～93%时，0.5%的SiO2纳米颗粒可以将泡沫黏度提高2.2～4.8倍。

泡沫压裂液流变性、摩阻等性能研究为其现场应用提供了重要的理论指导。申峰等［50］设计了大型高参数泡沫压裂液试验流变仪，研究表明，在低剪切速率下CO2泡沫流体表现出剪切变稀行为，而在较高剪切速率下黏度保持恒定；随着泡沫质量的增加，稠度系数呈指数增加。李松等［51］通过室内管流实验研究发现，在页岩储层条件下CO2泡沫压裂液的摩擦阻力系数，随温度升高而减小，随流速增加先降低后逐渐稳定，随泡沫质量的增加而增大。

现场应用证实了CO2泡沫压裂技术在非常规储层开发中的潜力。Yang 等［52］报道了CO2泡沫压裂在Yanbei 超致密储层4 口井的应用，CO2平均用量达到63%，压后产量比常规压裂技术提高了3 倍。Reynolds 等［53］对比了5 种压裂液体系在Montney 致密储层的应用情况，在形成等同有效裂缝半长和导流能力的情况下，与滑溜水相比，泡沫压裂液的淡水用量减少79%，支撑剂用量减少32%。

国内外对CO2泡沫压裂液体系及性能有较多研究，但需进一步揭示在压裂过程中含砂泡沫压裂液的气液固三相流变控制机制和恒定内相压裂设计方法，完善抗高温耐盐低摩阻CO2压裂液体系，探索简化CO2泡沫压裂施工流程，降低压裂施工成本，增大现场应用规模。

2.3 CO2混合压裂技术

CO2混合压裂技术又称为CO2增能压裂技术，包括CO2前置和CO2拌注两种实施方式，应用较多的是CO2前置增能压裂技术，该技术首先以CO2作为前置液来形成复杂裂缝结构，然后以传统压裂液作为携砂液来扩大储层改造体积及近井的导流能力，实现增加储层能量、提高返排效率、降低储层损害及封存CO2的目的［54］。

国内外针对CO2混合压裂技术开展了较深入的理论和实验研究工作。Carpenter 等［55］研究发现，CO2比水基流体更容易侵入微裂缝，低黏度的CO2可通过增加改造裂缝表面积和裂缝密度来实现裂缝的复杂性，CO2比滑溜水具有更高的无支撑裂缝导流能力。Yi等［56］对致密油藏CO2前置增能压裂工艺进行了实验研究及数值模拟。结果表明，①CO2浸泡后岩石表面形成了复杂的裂缝结构，岩心渗透率显著提高；②前置CO2增能压裂工艺较普通压裂首年可增产15%以上；③对新井压裂而言，由于CO2扩散能力较弱，推荐使用“压裂液+CO2+压裂液”施工工艺，对于重复压裂井而言，推荐使用“CO2+压裂液”施工工艺。

CO2混合压裂技术促进返排、增加产量及封存CO2的优势在现场应用中得到验证。Ribeiro等［57］报道了CO2混合压裂技术在Williston 盆地11 口水平井应用，每口井注入5000 吨的CO2，12 个月的产量平均增加了约18%，实现70%～85%CO2封存。焦中华等［14］采用“液态CO2+活性水”的增能工艺在煤层气井中完成现场应用，增能工艺可以使煤层气井早产气，同时提高单井产气量。王香增等［54］指出CO2前置增能压裂技术在陆相页岩气应用后返排率提高35%，排液周期从之前的平均45 d缩短到25 d。

尽管CO2混合压裂技术应用比较成熟，并形成了相关的技术规范，即DB61/T 1189—2018《前置CO2混合压裂技术规范》，但室内理论研究与现场推广应用的结合远远不够，应该推动相关工艺理论的现场试验。

3 CO2驱油技术

CO2驱油技术是一种通过将CO2注入油藏从而使原油黏度降低、流动性提高、提高采收率的工艺技术。在CO2驱油的过程中，大量的CO2可以实现封存。储层岩石特性、油品、温度、压力等因素对CO2提高采收率有显着影响［58］。

国内外学者对CO2驱油过程中影响因素及施工工艺开展了较多的研究工作。Fakher 等［59］研究发现，升高CO2注入压力和延长CO2浸泡时间均可以提高页岩油的采收率，主要原因是升高CO2注入压力和延长CO2浸泡时间可以促进天然裂缝沟通、强化CO2与原油相互作用以及加快CO2扩散。Hawthorne 等［60］发现，在110 ℃和34.5 MPa 下，CO2与Bakken 储层岩石接触96 h 后CO2对碳氢化合物的驱替效率达到95%以上，较长的接触时间和较高的岩石表面积可提高采收率。Hamdi 等［61］发现，双管完井条件下可以延长CO2与稠油的接触时间，在少于24个循环的情况下，石油采收率达到50%，CO2封存率达到37%。Ajoma等［62］研究了CO2与水的混合体系对砂岩的驱油效率，在70 ℃和11.7 MPa下，CO2含量为100%、99.3%、75%、0%时体系的驱油率分别为72%～74%、78%、54%、34%～35%，CO2含量为99.3%时体系驱油效率最高，且CO2封存率达到65%。原因是体系混入油中时少量水会凝结，随着岩石孔隙中水饱和度的增加，CO2流动性降低，CO2会移动到未波及的相邻孔隙中，从而提高驱油效率。目前，CO2驱油技术在非常规油藏的应用整体效益比较差［16］，需加强驱油机理研究、开发降低最小混相压力的相关技术、明确影响CO2驱油效率主控因素，以实现非常规油藏的效益开发。

4 结语及展望

CO2在压裂、驱油、封存过程中共基于12 种应用机理，CO2压裂主要基于降低起裂压力、增加裂缝复杂性、降低储层损害和增能促进返排；CO2驱油主要基于原油膨胀增能、原油增溶降黏、原油萃取抽提和气泡贾敏阻水；CO2封存主要基于溶解封存、结构封存、吸附封存和矿化封存。

超临界CO2的黏度低、携砂能力差、摩阻高等问题极大程度制约了CO2干法压裂技术的推广应用，开发低成本、绿色环保的CO2高效增稠技术、高效的CO2降阻技术及耐温抗剪切技术仍是研究重点。另外，气液固三相流变控制与设计方法、降低最小混相压力的相关技术等关键难题亟待攻关。

CO2在非常规油气增产领域的未来研究重点包括：CO2“压裂-驱油-封存”一体化技术、CO2在地热能和天然水合物开采方面的机理研究及现场应用。

鉴于CO2在压裂、驱油、封存等方面所展现出的技术优势，CO2压裂、驱油、封存技术对实现非常规油气资源增产提效、减少温室气体排放、实现“双碳目标”具有重要的意义。将油藏、地质、工程相结合，加强对储层岩性物性、储层流体与CO2之间相互作用的研究，用于指导工程设计及现场实施，充分发挥出CO2的优势和特点，最终实现效益最大化。