不同体积超临界CO2流体预压裂技术下页岩裂缝扩展规律

《Unconventional Resources》：Fracture propagation law of shale rocks using pre-fracturing technology with supercritical CO 2 fluids of different volumes

　　

研究人员采用实验与热-流-力-损伤（THMD）数值模拟相结合的方法，研究了超临界CO₂（Sc-CO₂）预注入条件下页岩的裂缝扩展行为。研究识别出Sc-CO₂预注入条件下页岩储层中与注入体积相关的非线性裂缝扩展规律，揭示了三种裂缝扩展模式：弱激活模式、有效激活模式和饱和激活模式。该研究为优化Sc-CO₂压裂设计中的预注入体积和注入压力提供了指导。

论文解读

在能源转型的关键阶段，页岩油因储量丰富、开发潜力大而成为重要能源资源，但页岩储层具有低孔隙度、低渗透率和高非均质性，难以实现高效开发。水力压裂是实现页岩油经济开发的关键技术，但常规水基压裂液耗水量大且存在化学污染风险，与碳中和目标存在冲突。超临界二氧化碳（Sc-CO₂）预压裂技术因低粘度、高扩散性等优势受到关注，但单一Sc-CO₂压裂存在摩阻高、携砂能力差、滤失快、裂缝宽度窄等不足，需要与凝胶压裂协同。已有研究对Sc-CO₂预注入量影响的认识不够系统，缺少实验与数值模拟结合的定量验证。为此，研究人员将真三轴压裂实验、Micro-CT表征和热-流-力-损伤（THMD）耦合数值模型相结合，系统研究不同Sc-CO₂预注入量下的页岩裂缝扩展规律。该研究成果发表在《Unconventional Resources》。

研究人员开展了什么研究：采用自主研发的真三轴压裂实验系统，对采自新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组JI-174井附近露头的页岩样品开展压裂实验；通过实验前后Micro-CT扫描和三维重建，定量计算裂缝体积、面积、分形维数和迂曲度；建立THMD耦合数值模型，用Weibull分布表征岩石非均质性，模拟不同Sc-CO₂预注入量下损伤场、孔隙度场和压力场的动态演化。

关键方法概述：实验使用110 mm×110 mm×110 mm立方体页岩样品，中心钻孔模拟水平井，设置凝胶压裂、纯Sc-CO₂压裂及3组Sc-CO₂预注入+凝胶压裂，预注入量分别为14.53、27.38和88.61 mL，三轴应力为σ_H=24 MPa、σ_h=20 MPa、σ_V=25 MPa，温度恒定30 ℃。数值模拟在COMSOL Multiphysics中建立与实验同尺寸的THMD模型，先注入Sc-CO₂再注入凝胶，与实验结果进行定量验证。

研究结果如下。

3. Sc-CO₂预注入量对裂缝起裂与扩展规律的影响

3.1 不同Sc-CO₂预注入量下起裂压力变化：通过真三轴压裂实验发现，凝胶压裂起裂压力为55.46 MPa，纯Sc-CO₂压裂为35.49 MPa，较凝胶压裂降低36%；预注入14.53 mL时起裂压力为55.33 MPa，与凝胶压裂几乎相同；预注入27.38 mL时降至48.90 MPa；预注入88.61 mL时仅降至48.40 MPa。这说明低注入量不足以产生明显渗流-扩散效应，中等注入量可有效提高孔隙压力、降低有效应力并削弱岩石，高注入量时孔隙和裂缝空间趋于饱和，起裂压力降低幅度明显减小，呈现非线性规律。

3.2 不同Sc-CO₂预注入量下裂缝扩展规律：通过Micro-CT扫描和三维重建发现，所有样品压裂后均形成两条贯穿主裂缝。纯凝胶压裂的裂缝体积较大，但分形维数和迂曲度较低；随着Sc-CO₂预注入量增大，裂缝分形维数、迂曲度和裂缝体积总体增大，裂缝形态更复杂、路径更迂曲，并沿最大水平主应力方向扩展。原因是Sc-CO₂预注入促进基质和天然微裂缝活化，使压裂能量更多分配至分支裂缝，因此总体裂缝体积低于纯凝胶压裂。

4. 数值模型验证与裂缝扩展动态特征

4.1.1 裂缝扩展方向与形态准确性：THMD数值模型模拟了相同条件下3组预注入实验，模拟裂缝从井底起裂并沿最大主应力方向扩展，与实验Micro-CT结果在扩展方向上高度一致。

4.1.2 起裂压力、裂缝面积和分形维数验证：模型定量捕捉到裂缝面积和分形维数随预注入量增大而增大，裂缝面积平均相对误差为2.38%，分形维数平均相对误差为8.13%，起裂压力平均相对误差为5.97%，均小于10%，表明该模型能较准确预测裂缝起裂、扩展范围和复杂度。

4.1.3 解析解验证：将数值模拟结果与Ghassemi等提出的热-孔弹性解析解对比，温度与孔隙压力沿监测线的空间分布和时间演化均吻合良好，验证了THMD模型的可靠性。

4.2 预压裂过程中裂缝扩展的动态演化：以27.38 mL预注入量为例，Sc-CO₂预注入阶段孔隙压力快速升高，损伤从0开始增加，沿天然弱面形成微裂缝，初始缝宽约0.09 mm；凝胶注入阶段，高粘度凝胶有效维持并稳定缝宽，压裂后缝宽增至0.15 mm。孔隙度、损伤和压力场相互促进，共同控制裂缝扩展。

4.3 不同Sc-CO₂预注入量下的裂缝扩展模式：根据裂缝面积及其增长速率，可将扩展过程分为弱激活模式（<20 mL）、有效激活模式（20–50 mL）和饱和激活模式（>50 mL）。低注入量下裂缝面积仅从66 mm²增至76 mm²，增长速率为15.15%，损伤局限在井筒和缝尖附近；中等注入量下高损伤区沿主裂缝扩展并侧向扩大，高孔隙度区连通性增强，裂缝面积从76 mm²增至122 mm²，增长速率分别达25.00%、7.37%和19.61%，裂缝扩展效率最高；高注入量下裂缝面积从122 mm²增至139 mm²，但增长速率降至5.74%和2.21%，新增损伤主要表现为局部增强而非形成新扩展路径，Sc-CO₂与凝胶的协同作用逐渐转为竞争，增强效果呈现递减趋势。

4.4 工程适用性与尺度分析：吉木萨尔凹陷J10043-H先导井有17段采用CO₂预压裂，累计注入约2903 t，产油性能优于常规压裂井。Zhao等优化认为，每段CO₂注入量超过60 t后增油量开始递减，最优注入量约150–180 t/段，预测增油20%–25%；Zhu等推荐预注入比例为20%–30%，对应每段注入量308–462 t。现场规律与室内实验结果一致，表明CO₂预压裂存在最优预注入量，而非注入量越大效果越好。

结论部分可翻译为：（1）Sc-CO₂的低粘度和高扩散性使其更易渗入岩石微孔隙和天然裂缝，降低局部岩石强度。预注入量从0增至27.38 mL时，起裂压力从55.46 MPa降至48.90 MPa，降低6.56 MPa（11.8%）；从0增至88.61 mL时，起裂压力降低7.06 MPa（12.7%）。（2）仅含裂缝的数据集用Avizo计算分形维数、迂曲度和裂缝体积，结果表明预注入量从0增至88.61 mL时，有效应力逐渐降低，促进微裂缝激活、扩展和连通，分形维数、迂曲度和裂缝体积增大，裂缝复杂度提高。（3）定量分析表明THMD模型能准确捕捉裂缝面积和分形维数，数值结果与实验吻合，Sc-CO₂预