CO2干法压裂综合调研报告

CO2干法压裂据了解，二氧化碳压裂技术源于北美，是一种采用液态二氧化碳作为压裂液来代替水的技术，主要针对煤层气、水敏性储层、含原油较稠储层、低压储层的油气开发而设计。

液态二氧化碳在汽化后，无水相，无残渣，仅有支撑剂留在地层，不会对储层造成伤害，可实现快速排液投产；此外，二氧化碳具备比甲烷更强的吸附力，可置换出吸附于母岩的甲烷，从而提高天然气或煤层气的产量，并实现部分二氧化碳的永久埋存。

与常规水基压裂相比，二氧化碳干法压裂对地层几乎无伤害，具有良好的增产增能作用，大量节约了水资源，达到了节能减排、绿色环保的施工要求，对于非常规油气储层清洁、高效开发意义深远，具有广阔的应用前景。

一、工艺技术原理1、增产机理强水敏/水锁伤害储层由于水基压裂液的滤失而导致较大的储层渗透率损害，影响压裂作业的增产效果。

低压、低渗透气藏普遍具有较强的水锁伤害。

CO2干法加砂压裂能够较大幅度的提高强水敏/水锁伤害储层的压后产量，主要体现在：①压裂液具有极低的界面张力，受热汽化后能够从储层中完全、迅速返出；②压裂液无残渣，对支撑裂缝导流床具有较好的清洁作用，保持了较高裂缝导流能力和较长的有效裂缝长度；③CO2在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度，改善原油流动性；④超临界CO2具有极低的界面张力，理论上，对非常规天然气储层中吸附气的解析具有促进作用。

2、技术优点CO2干法加砂压裂具有诸多优点，主要体现在较小的储层渗透率伤害，较高的支撑裂缝导流能力保留系数，较快的压后返排速度和对吸附性天然气的解析等方面。

对于提高水敏／水锁伤害严重储层和吸附性天然气储层（页岩气、煤层气等）产能具有明显技术优势，是一项非常有前景的增产改造技术。

CO2干法压裂总结起来有以下优点：1）无水相，不会对储层造成水敏水锁伤害；2）无残渣，不会对储层和支撑裂缝渗透率造成残渣伤害；3）具有很好的增能作用，在压力释放后，二氧碳气体膨胀，可实现迅速返排，有低压气井的压后快速排液投产；4）CO2流动性强，可以流入储集层中的微裂缝，更好地沟通储集层；5）CO2溶于原油可以降低原油的黏度，利于原油的开采；6）CO2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。

3、纯液态CO2干法压裂技术特点1）在泵注过程中，砂浓度对排量很敏感。

井下压力测试显示出施工过程中有“端部脱砂”现象，这说明尽管地面砂浓度较低，但是裂缝中的砂浓度很高；2）缝宽较小；3）纯液态的CO2没有造壁能力，因此，其造壁滤失系数Cw基本上是无限大的，但其滤失受到滤液的热膨胀效应以及其他一些可能因素的控制；4）CO2以液态在低温下泵送到井底。

在裂缝中受热以及滤失到地层后汽化。

依赖泵注压力和储层温度，这个过程可以接近临界点；5）由于裂缝体积很小而滤失很快，国外现场统计表明裂缝闭合时间非常短（大约在0.5-1.5min），这也说明了其对泵注排量的敏感性。

二、施工方案1、工艺设计CO2干法加砂压裂工艺需要统筹考虑储层特征、压裂液性质、井筒管柱、压裂设备和压后投产等多方面因素，以保证增产效果和施工安全。

1.1压裂模型可优选具有CO2压裂液描述模块的全三维压裂软件作为CO2干法加砂压裂设计的模拟器，该模拟器能够进行可压缩性压裂液的压裂设计和分析。

1.2压裂参数设计注入排量大小对于CO2干法加砂压裂的成功实施十分重要，通过提高注入排量能够改善CO2压裂液的携砂能力和造缝能力，提高CO2压裂液效率。

CO2干法压裂液具有较高的支撑裂缝导流能力保留系数，在较低施工砂比时即可达到常规水力压裂高砂比的导流能力。

一般将CO2干法加砂压裂的平均砂比控制在10%以内。

CO2干法加砂压裂需要较高的前置液比例，用于降低储层裂缝内温度，改善造缝性，保障加砂作业安全。

1.3压裂管柱设计CO2压裂液具有较高的管路摩阻损失，一般来说φ73mm油管难以满足大排量施工需要，普遍采用φ88.9mm油管作为压裂管柱。

由于CO2的低温特性和较强的穿透性，为保证套管安全，需在油管下端加装封隔器，优选压缩式封隔器。

根据陕西延长石油公司专利，施工过程中，采用管柱如下：1）当井深小于1000m时，采用3.5英寸油管注入；2）当井深大于1000m时，采用4.5或5.5英寸光套管注入；且当井深小于1500m时，使用J55钢级套管；当井深在1500-3000m时，采用N80钢级套管；当井深大于3000m时，采用P110钢级套管；3）采用5.5英寸套管与2.375英寸油管或5.5英寸套管与2.875英寸油管的油套环空方式注入。

1.4压裂设备配套及地面管汇设计CO2干法加砂压裂施工的地面设备流程如图1所示。

连接CO2储罐与压裂泵上水室的管线为高压软管线，压裂施工过程中管线内的压力在2.0-2.5MPa。

图1CO2干法加砂压裂施工设备连接流程图压裂泵的供液需通过CO2循环增压泵来实现，CO2循环增压泵连接压裂泵与CO2储罐，向压裂泵提供足量的液态CO2供给。

在地面返排流程中应配套除砂器，用于除掉压后返排过程中带出的支撑剂，保护地面返排流程安全。

在除砂器后安装针阀，用于控制CO2的排放速度。

2、压裂液体系CO2的pH值为弱酸性，对控制水敏地层粘土膨胀有一定的作用。

液态CO2其性质是即易溶于油中，也可溶于水。

溶于油后可降低其粘度，易使其流动；溶于水后，生成碳酸，pH值在3.3～3.7之间可抑制粘土膨胀。

这些主要特性决定了它作为压裂液液相组分的优势。

2.1CO2物理相态变化预测在物理上，CO2有三种不同相态，气态、液态和固态，其临界温度和压力分别为31℃和9.39MPa。

在-18℃液态条件下，CO2泡沫密度为1.020g/cm3，转化为0℃，l大气压（绝对压力）下的气态标准体积为517m3。

在CO2干法压裂过程中，CO2相态变化十分复杂：初始，CO2在温度−34.4℃、压力1.406MPa条件下以液态形式存储在CO2储罐中（见图2中点1）；经过增压泵车后，液态CO2在温度−25～−15℃、压力1.8～2.2MPa条件下注入高压泵（点2）；在压裂泵车出口处，液态CO2被加压至施工压力（点3）；随后液态CO2被泵入井底，在此过程中CO2压力进一步增加，同时温度也升高（点4）；当CO2进入储集层裂缝中后，CO2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CO2处在超临界状态（点5）；当开始返排后，CO2压力迅速下降，将以气态形式返排至地表（点6）。

在此过程中，CO2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，CO2进入储集层后，压力急剧降低，体积快速膨胀，产生焦耳-汤姆逊冷却效应，使得周围地层温度急剧降低。

图2 CO2在干法压裂过程中的相态变化施工过程中缝内静压力可由下式预测j 0P g f P P P P δ=+--井底温度可由下式计算1k k dn dn up up P T T P -⎛⎫= ⎪ ⎪⎝⎭2.2悬砂性能及降滤失性在天然气储层中，由于CO 2干法压裂液无残渣，且黏度远高于天然气，压裂液的滤失主要受压裂液黏度和地层流体的压缩性控制。

CO 2黏度较低，液态下黏度约为0.1mpa.s ，气态和超临界状态下黏度约为0.2mpa.s 。

目前尚无CO 2干法压裂液滤失性测定的实验装置，使用理论公式计算了对于渗透率为0.4-1.2mD ，孔隙度为14%，地层温度为104.6℃的天然气储层，在压差为5-14MPa 下的滤失系数的数量级为10-3-10-2m/min 0.5。

较低的黏度导致压裂液滤失量大，携砂和造缝能力差。

通过提高黏度改善体系性能。

提高CO 2黏度的方法是添加与CO 2相溶的化学剂。

液态CO 2为非极性分子，是一个非常稳定的溶剂，具有极低的介电常数、黏度和表面张力，常规增稠剂无法与CO 2混溶提黏，需要开发特殊结构的提黏剂产品。

采用分子模拟技术，从微观、介观和宏观三个层次研究了CO 2黏度随温度、压强变化的基本规律，探索化学剂的种类、浓度影响CO 2黏度的微观机理，并进行提黏剂分子结构的设计，结合室内实验，研发了一种CO 2提黏剂TNJ ，建立了CO 2干法压裂液体系，配方为：1.5%-2.0%TNJ ＋（98.5%-98%）液态CO 2。

在温度62-63℃、压力15-20MP a 实验条件下，1.5％TNJ ＋98.5％CO 2压裂液黏度为5-9mpa.s ；2％TNJ ＋98％CO 2压裂液黏度6-10mpa.s 。

实验结果表明，1.5%-2.0%提黏剂加量下，超临界CO 2黏度提高了240-490倍，较大幅度地提高了CO 2的黏度（图3、4）。

图3CO2压裂液黏度—提黏剂TNJ加量关系图图4CO2压裂液（2％TNJ＋98％CO2）黏度—时间关系图此外，有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CO2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CO2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CO2的增稠剂，该增稠剂在加量0.25%～2.50%条件下，可将液态CO2提黏17～184倍，大大提高了增黏效率。

目前，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CO2压裂施工现场。

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CO2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1.45g/cm3，要满足CO2干法压裂需求应进一步降低支撑剂的密度至1.0～1.3g/cm3。

2.3管路摩阻损失根据现场试验的测试结果，近似计算了CO2干法压裂液在φ88.9mm油管（内径76mm）内的管路摩阻损失，不同排量下的摩阻损失系数见表１。

表1 φ88.9mm油管中CO2干法压裂液的管路摩阻损失表2.4岩心基质渗透率损害率目前尚无CO2干法压裂液对岩心基质渗透率损害率测定装置，仅对CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率进行了评价。

实验结果表明，CO2提黏剂TNJ 对岩心渗透率平均损害率2.75％，损害较小（表2）。

表2 CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率数据表3、装备配置CO2干法压裂所用液态CO2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。

CO2干法压裂对设备的要求为：1）CO2储罐：1只或几只，用于储存加压降温的液态CO2，CO2保持在−34.4℃和1.406MPa；2）CO2增压泵车：用于将液态CO2从储罐内压力增压至1.8～2.2MPa，要求单台泵车排量不低于2m3/min，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：CO2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CO2，要求耐压2.2MPa以上、容积5m3以上、输砂速度500kg/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CO2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。