二氧化碳干法压裂技术——应用现状与发展趋势

作者|刘合（中国石油勘探开发研究院))

摘要

总结了CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求及技术特点等，并分析了该技术存在的问题和发展趋势。与常规水力压裂技术相比，CO2干法压裂技术具有高返排、对储集层伤害小、增产幅度大等优点 该技术存在的问题包括：液态CO：摩阻高；液态CO2黏度低，悬砂能力和降滤失性能差，不利于压裂造缝；压裂过程中CO2相态变化复杂，难以实现精确的相交预测和控制；压裂设备有待完善，关键设备密闭混砂车存在明显缺陷；缺乏适用于CO2干法压裂的施工参数计算方法。超临界CO2压裂技术具备传统CO2干法压裂技术的全部优点，且增产效果更佳、施工压力小、对混砂车要求更低，是CO2干法压裂技术的发展趋势。

引言

非常规资源是指在目前技术条件下无法采用常规方法进行勘探开发的油气资源⋯。中国的非常规资源十分丰富，大力推动非常规资源的勘探开发将对缓解能源供需矛盾、调整能源结构起到重要作用。然而，由于非常规储集层物性普遍较差，一般覆压渗透率小于0.1×10I.tm ，孔隙度小于1O％，因而需要采用储集层改造技术改善渗流条件，以达到有效开采的目的。

目前国内外最常用的储集层改造技术是水力压裂技术，即采用水基压裂液对储集层进行改造。但水基压裂液体系存在水资源大量浪费、黏土膨胀和压裂液残渣伤害储集层、返排不完全造成地下水污染以及污水处理费用高昂等缺点。CO2干法压裂技术是一种正在不断完善的无水压裂技术，自20世纪80年代在北美首次应用以来，已广泛应用于渗透率在(0．1～10 000)×10 i.tm2的各种地层中，在1000多口井中进行了压裂作业，最大作业井深超过30001TI，井底温度在l0～100℃。本文对CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求及技术特点等进行系统总结，并分析存在的问题及发展趋势，以期为C02干法压裂技术在中国的逐步推广应用提供指导。

1 C02干法压裂技术概述

C02干法压裂技术使用100%液态C02作为压裂介质，首先将支撑剂加压降温到液态C02的储罐压力和温度，在专用混砂机内与液态C02混合，然后用高压压裂泵泵入井筒进行压裂。

C02干法压裂丁艺按如下步骤进行：

①将若干C02储罐并联，并依次与C02增压泵车、密闭混砂车、压裂泵车、井口装置连通，将仪表车与上述各车辆连通并监控T作状态；

②将支撑剂装入密闭混砂罐中，并注入液态C02预冷；

③对高压管线、井口试泵，对低压供液管线试压，若试压结果符合要求则继续进行后续步骤；

④液态C02以-25～-15℃温度注入地层，压开地层并使裂缝延伸，然后打开密闭混砂设备注入支撑剂，支撑剂注完后进行顶替，直到支撑剂刚好完全进入地层，停泵；

⑤压裂施工结束后，关井1.5～2.5h；

⑥压后放喷返排，既要控制返排速度以防吐砂，又要最大限度地利用C02能量快速返排，可以先使用小口径油嘴控制放喷速度，随后逐渐加大油嘴口径，并使用C02检测仪监测出口C02浓度变化。

C02于法压裂所用液态C02压裂液始终处在密闭高压状态下，因此其施工所用设备与常规水力压裂有所不同。C02干法压裂对设备的要求为：

①C02储罐：1只或几只，用于储存加压降温的液态C02，C02保持在-34.4℃和1.406 MPa;

②C02增压泵车：用于将液态C02从储罐内压力增压至1.8～2.2 MPa，要求单台泵车排量不低于2n13／Iriiri，主要包括底盘车、增压泵系统、气液分离系统、进液排液系统、液压系统、电控系统等部件；

③密闭混砂车：C02干法压裂的关键设备，是1个较大的密闭压力容器，用于将支撑剂混入液态C02，要求耐压2.2 MPa以上、容积5 rri3以上、输砂速度500 kg/min以上，主要包括底盘车、增压泵系统、气液分离系统、进液排液系统、液压系统、电控系统等部件；

③密闭混砂车：C02干法压裂的关键设备，是1个较大的密闭压力容器，用于将支撑剂混入液态C02，要求耐压2.2 MPa以上、容积5 rri3以上、输砂速度500 kg/min以上，主要包括底盘车、液压系统、储砂罐、加砂管、混砂管汇、进液排液系统、电控系统等部件；

④压裂泵车：常规的压裂泵，用于将压裂液泵入井中，要求单台输出功率不小于1471kW(2000HP)，由于C02穿透性较强，泵车的柱塞泵密封圈推荐使用金属密封圈；

⑤压裂管汇车：要求配备低温低压、低温高压管汇。

与水基压裂液相比，液态C02具有独特的物理化学性质，使得C02干法压裂技术具有以下优势：

①没有水相，避免了对储集层的水敏、水锁污染；

②没有残渣，不会对储集层和支撑裂缝渗透率造成伤害；

③具有良好的增能作用，压后返排快，返排彻底；

④C02流动性强，可以流人储集层中的微裂缝，更好地沟通储集层；

⑤C02溶于原油可以降低原油的黏度，利于原油的开采；

⑥C02能够置换吸附于煤岩与页岩中的甲烷，在提高单井产量的同时，还可以实现温室气体的封存。

2 C02干法压裂存在的问题

C02干法压裂已在北美地区取得了巨大的成功，在国内也开始了初步应用。其压裂机理和工艺方法都已日渐成熟，但在以下几个方面仍存在不足。

2.1液态C02摩擦阻力

液态C02是牛顿流体，摩擦阻力较高，其在管柱中流动的摩阻压降遵循Fanning公式：

(1)式中，摩擦因子，由流速和管柱的粗糙程度决定，可通过查询工程图获得。图l为不同管径油管摩阻大小与排量的关系，可以看出：C02在直径73mm油管中运移时，当排量为2.2rr13／niin时，摩阻压降就达到8.6MPa/lOOOm．随着排量的增加，摩阻迅速增大，当排量提升到7.OIT13／Illlfl时，摩阻已高达48MPa/lOOO m。

适用于液态C02的高效减阻剂未见报道。水溶液中常用的超高分子量聚合物减阻剂并不能对液态C02有效减阻，C02泡沫压裂液常用的减阻剂也并不适用于纯液态C02。因此有必要对液态C02的高效减阻剂进行进一步的研究。

2.2液态coz悬砂能力及降滤失性能

压裂施T条件下液态C02黏度仅为0.02～0.16mPa.SIS】，悬砂能力差，滤失量大，不利于压裂造缝，是导致施T失败的主因。

有研究者提IH{通过提高液态CO：的泵送速度来提高其悬砂能力‘8I”]：流体的高速运移所引发的湍流足以将支撑剂带入射孔处，支撑剂进入裂缝后，在湍流的影响下会增加与裂缝壁而的摩擦，从而减缓其沉降速度。然而．提高流速将大大增加施1-过程中的摩阻损耗，从而提高对施I设备的耐压要求，增加安全隐患。另外，液态C02进入裂缝后，其流速将大幅度降低，在裂缝中湍流现象消失，携砂能力急剧下降，导致在近井裂缝中形成砂堵，造成施丁失败。

另一种方法是使用增稠剂提高液态Coz的黏度。然而，液态C02是一种非极性溶剂，仅与非极性溶质良好互溶，溶质分子之间没有键合力，因而提黏十分困难。BJ公司通过向液态C02中混入液态N2，并使用甲氧基非氟代丁烷( C4F90CH3)作为起泡剂，形成了C02/N2泡沫压裂液体系，该体系保留了液态C02压 裂液的优势，同时大幅度提高了液体的悬砂能力和降滤失性能。然而，由于液态N2的密度比液态C02的密度偏低，N2的引入大大降低了压裂液体系的静压力，从而对压裂泵车提出了更高的要求，因而限制了其应用范围．在北美地区，液态CO2压裂丁艺已成功应用于3 226 m井深的压裂施工，而C02fN2泡沫压裂工艺适用范围仅为194～1 670 ml811此外，研究人员先后测试了苯乙烯．氟化丙烯酸共聚物、氟化AOT衍生物、12-羟基硬脂酸等多种聚合物对液态col的黏度改性效果，仅苯乙烯．氟化丙烯酸共聚物在加量5%的情况下将C02提黏超过100倍，但其成本高、黏度改性效果差。中国石油大学（北京）压裂酸化实验室研发了一种高级脂肪酸酯作为液态C02的增稠剂[271．该增稠剂在加量0.25%～2.50%条件下，可将液态C02提黏17-184倍，大大提高了增黏效率．日前，该增稠剂已成功应用于鄂尔多斯盆地长庆气田苏东xx井液态C02压裂施丁现场。苏东xx井压裂施T参数为：井深3240m．目的层渗透率(0.4～1.2)xl0-3¨m二，排量2～4rr13／rriin．砂量2.8 ff13．平均砂比3.5%～总液量254m3。苏东xx井压裂施工曲线如图2所示，可见使用该增稠剂后液态C02悬砂性能良好且满足现场压裂施工要求。值得一提的是，向压裂液中添加可降解纤维也能少量增加液态C02的悬砂能力，降低摩阻。

此外，研发新型超低密度支撑剂也是提升携砂效果的可行之路。现阶段应用的低密度陶粒支撑剂密度小于1.45 g/cm3，要满足C02法压裂需求应进一步降低支撑剂的密度至1.0～1.3 g/cm3：

由于液态C02较低的黏度，压裂产生的裂缝要比常规压裂液产生的裂缝窄。对于气井，由于气的黏度低，裂缝窄对产量的影响不大，窄的高渗透裂缝也可以产生足够的导流能力。对于油井，将液态C02注入地层，压裂结束后，在地层温度下C02快速汽化，溶混于原油中，能大幅度降低原油黏度，还增加了溶解气驱的能量，一定程度上弥补了裂缝较窄的影响。

总的来说，C02干法压裂目前仅适用于低渗气井，该技术将是适用于低渗、低压、高水敏油层的最经济有效的改造方法。例如：

①将C02干法压裂与C02吞吐、C02驱替结合起来，形成压裂，吞吐．驱替一体化工艺。可在压裂前注入液态C02，焖井憋压一段时间，待充分汽化和混相后，再实施压裂改造；也可以延长压裂操作后的焖井时间，充分发挥C02补充低压油层能量、降低原油黏度的作用；

②开展碳酸盐岩储集层的盐酸，液态C02混合液酸化丁艺试验，并在更加广阔的领域内推广应用。

2.3压裂过程中C02相态变化预测

在C02干法压裂过程中．C02相态变化十分复杂：初始，Col在温度-34.4℃、压力1.406 MPa条件下以液态形式存储在C02储罐中（见图3中点1）；经过增压泵车后，液态C02在温度-25～-15℃、压力1.8～2.2 MPa条件下注入高压泵（见图3点2）；在压裂泵车出口处，液态C02被加压至施‘r压力(见图3中点3)；随后液态C02被泵人井底，在此过程中C02压力进一步增加，同时温度也升高（见图3中点4）；当C02进入储集层裂缝中后，C02温度、压力与储集层条件同化，表现为温度进一步上升，而压力下降，此时C02处在超临界状态（见图3中点5）；当开始返排后，C02压力迅速下降，将以气态形式返排至地表（见图3中点6）。在此过程中，C02的密度、黏度、溶解性能等都随着其温度、压力的改变而剧烈变化。同时．C02进入储集层后，压力急剧降低，体积快速膨胀，产生焦耳一汤姆逊冷却效应，使得周围地层温度急剧降低。为了防止低温导致的井底水结冰，对C02干法压裂造成安全隐患，井底温度应大干O℃。

常用C02相态预测方法只能预测稳定状态下C02的相态，而不能预测压裂过程中非稳定状态下的情况。陆友莲等(30l提m采用基于迭代思想的数值模拟方法预测非稳态下C02相态，其中温度、压力分别由以下两式确定：

陆友莲等采用该方法预测了不同排量、不同管柱下C02压裂液温度、压力随时间的变化，对确定C02干法压裂施工过程中C02相态变化有一定的指导意义。然而该方法的预测结果缺乏与现场压裂实验数据的对比，其精确性尚不明确。

在C02干法压裂过程中，必须合理设计施丁参数，密切监控压力变化，明确每个阶段的相态变化，确保C02以及井底环境的温度、压力在合理的范围内。然而，现阶段对液态C02注入近井地带后引起的温度场变化及由此产生的液态C02的汽化、与近井地带的热能交换速度与时间等研究还不足，难以指导现场工作，仍需进行进一步研究。

2.4压裂设备

目前国内C02干法压裂设备与国际先进水平相比有较明显的差距，尤其关键设备——密闭混砂车存在明显缺陷。C02黏度低，悬砂性能差，施工砂比低，这对混砂机的输砂能力提出了较高的要求。此外，CO2干法压裂需要先对混砂车中的支撑剂进行预冷，而支撑剂中含有水分，在低温下会结冰从而导致支撑剂结块，进而增加了平稳输砂的难度，甚至有造成砂堵的风险。传统混砂车多使用卧式混砂罐，搅拌轴转速低、搅拌轴短、搅拌存在死角，而C02携砂性能差，因此存在易沉砂、混砂罐最大砂比小的问题。国内某油田使用的密闭混砂装置最大输砂速度只有0.51113／I11111，有效容积仅为8rri3，与周际先进指标差距较大。吉林油m设计了l台配备立式混砂罐的密闭混砂机，有效地解决了这一问题，其最大排量达到8 rr13／lllifl，最大喂料能力达到3 000 kg/min，有效容积达到25 II13。然而，配套的C02增压泵车长时间T作排量仅为4.5～5.0m3/min．只能用于较小排量施工。由此可见，压裂设备的落后及设备间不配套是制约C02干法压裂广泛应用的重要原因。

2.5旌工参数设计

C02干法压裂与常规水力压裂机理不同，现有的施’r参数计算软件不能满足C02干法压裂的要求，Kizaki等使用液态C02对体积为15 cm的花岗岩进行了室内压裂模拟实验，并与水力压裂模拟实验进行了对比。图4为不同排量下滑溜水与C02的造缝情况，可以看出，与水力压裂相比，C02干法压裂造出r更多的裂缝并形成了裂缝网络。然而，由于模拟尺寸限制等原因，本次实验中C02干法压裂所造裂缝数量与排量没有明显相关性，不能为现场压裂施工提供有效指导。

因此，应继续深入开展现有实验资料的系统化分析1：作，得出最合理、最经济、最有效的C02用量、支撑剂量、前置液比例、泵注排量等施工参数的确定方法。

3 C02干法压裂的发展趋势

当温度超过31 26℃、压力超过7.38MPa时，C02就会处于1个特殊的状态——超临界态。超临界态是不同于气态与液态的流体形态，该状态下C02分子间作用力很小，表面张力为零，流动性极强，类似气体，而密度较高，类似液体，因而对非极性溶质有较强的溶解能力。超临界态C02压裂T艺作为一种极具前景的新型C02干法压裂技术应运而生。

类似于传统C02于法压裂技术，超临界态C02压裂r艺使用100% C02作为压裂介质，因而保留了传统C02于法压裂的几乎所有优点。二者的区别主要在于，超临界态C02压裂工艺使用的COzT作液初始温度较高，因此可以在井筒中达到临界温度，转化为超临界态（对于较浅的井，C02不能在井筒中及时转化为超临界态C02，增加加热设备）。因此，超临界态C02压裂工艺还有其独特优势。

3.1增产效果

超临界CD2表面张力为零，流动性好，可以进入任何大于超临界C02分子的空间。因此在储集层中超临界coz可以流人包括液态coz在内的其他压裂液所不能流人的微裂缝，最大限度地沟通储集层中裂缝网络，从而提高产量。目前，在开发非常规资源（如页岩气）时往往采用整体压裂技术，超临界col压裂液显然是沟通储集层微裂缝、造成裂缝网络的最佳工作液体系之一。

3.2施工压力

同样由于其极强的流动性，超临界C02的破岩能力极强。Kolle的研究结果表明，在大理石岩样中超临界C02的破岩f1限压力是水的2／3．在页岩岩佯中则是水的1/2或更小，90 MPa下超临界C02比193 MPa下水的破岩能力更强（见阿5）。此外，超临界CO2的摩阻比液态C02的摩阻小。因此，与传统C02}：法压裂技术相比，使用超临界态C02作为压裂介质可以大大降低施工压力，减少施工成本。

3.3关键设备

由于超临界态C02压裂T艺使用的CO2作液初始温度较高，混砂机中砂子结冰结块的风险大大降低，砂子可以被平稳输入C02中进行均匀混合，降低了对混砂车的要求。

超临界C02压裂使用的主要设备有：CO2罐车、密闭混砂车、压裂泵车、压裂管汇车。对于C02在井筒中不能达到临界温度(31，26℃)的浅井，还应增加地面加热装置。

超临界C02压裂中C02的相态变化与传统C02千法压裂有一定的差异。图6为超临界C02压裂中c02的相态变化，可以看出：初期CO：以液态形式储存在C02罐车中（见图6中点1），此时C02的温度力都要高于传统C02+法压裂中col的初始状态；然后C02以相同状态被导人密闭混砂车并与支撑剂混合（见图6中点1）；混砂液随后被导人高压泵进行加压，所需压力较之传统CO：干法压裂更低（见图6中点2）；对于浅井，C02在井筒中不能转变为超临界态，需经过地面加热设备进行加热（见图6中点3）；然后液态C02被泵人井底，在此过程中C02压力进·步增加，同时温度也将升高，在此阶段中液态C02将转化为超临界态C02（见图6中点4）；当C02进入储集层裂缝中后，C02温度、压力将与储集层条件同化，表现为温度进一步上升，而压力下降，此时co,保持在超临  界态（见图6中点5）；当开始返排后，C02压力迅速下降，将以气态形式返排至地表（见图6中点6）。

超临界C02压裂技术日前并不成熟，最主要的技术障碍是其比液态col更低的黏度[35]。因为超临界C02的增稠机理与液态C02类似，中国石油大学（北京）压裂酸化实验室研发的高级脂肪酸酯也可以对其进行有效增黏。在2.5%加量下，该增稠剂可将超临界态C02黏度提升至13.76 mPa.s（28 MPa、61.5℃条件下）（见图7）：

此外，由于超临界Coz压裂技术需要C02在井简中完成液态C02到超临界C02的相变，因此需要对C02的相变进行更为精确的控制。对于不能自行实现井筒内相变而需要增加地面加热设备的浅井，如何实现对C02的均匀快速加热也需要进一步研究。由于C02穿透性较强，因此对压裂施工设备的密封性与防穿刺性能也有更高的要求。

4结语

CO2干法压裂技术因其独特的优势，可挖掘非常规油气藏的潜能，而目前国内C02干法压裂技术才刚刚起步，还未得到大规模应用。分析发现，该技术还存在几点不足：液态C02摩阻高，且适用于液态C02的高效减阻剂未见报道；液态C02黏度低，悬砂能力差，滤失量大，目前仅适用于低渗气井；压裂过程中C02相态变化复杂，且暂无准确可靠的预测方法；国内C02干法压裂设备与国际先进水平相比有较明显的差距；现有的施T参数计算方法不能有效指导C02干法压裂的现场施工。超临界C02压裂技术因其增产效果更佳、施工压力小、对设备要求更低等优点成为C02干法压裂技术的发展趋势。

（文章来源：《石油勘探与开发》）