超临界二氧化碳混合压裂技术机理及应用——以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为例

doi:10.11743/ogg20250216

石油与天然气地质 ›› 2025, Vol. 46 ›› Issue (2): 575-585.doi: 10.11743/ogg20250216

超临界二氧化碳混合压裂技术机理及应用——以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为例

周德华¹(), 杨勇², 王运海³, 孙川翔⁴, 郑永旺³(), 钟安海², 鲁明晶², 张珂⁵

^1.中国石油化工股份有限公司，北京 100728
^2.中国石化胜利油田分公司，山东东营 257001
^3.中国石化华东油气分公司，江苏南京 210000
^4.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206
^5.中国地质大学（北京），北京 100083

收稿日期:2024-07-04 修回日期:2024-11-13 出版日期:2025-04-30 发布日期:2025-04-27
通讯作者: 郑永旺 E-mail:zhoudh@sinopec.com;zhengyw.hdsj@sinopec.com
第一作者简介:周德华（1968—），男，博士、教授级高级工程师，非常规油气勘探开发。E‑mail： zhoudh@sinopec.com。
基金项目:
中国石化科技部项目(P23190)

Mechanism and application of supercritical carbon dioxide hybrid fracturing： A case study of shale oil in the Jiyang Depression， Bohai Bay Basin

Dehua ZHOU¹(), Yong YANG², Yunhai WANG³, Chuanxiang SUN⁴, Yongwang ZHENG³(), Anhai ZHONG², Mingjing LU², Ke ZHANG⁵

^1.SINOPEC，Beijing 100728，China
^2.Shengli Oilfield Branch Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257001，China
^3.East China Oil & Gas Company，SINOPEC，Nanjing，Jiangsu 210000，China
^4.Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 102206，China
^5.China University of Geosciences （Beijing），Beijing 100083，China

Received:2024-07-04 Revised:2024-11-13 Online:2025-04-30 Published:2025-04-27
Contact: Yongwang ZHENG E-mail:zhoudh@sinopec.com;zhengyw.hdsj@sinopec.com

摘要/Abstract

摘要：

陆相页岩油是中国油气增储上产的战略接替领域，但烃类流体流动性差和储层可压性差是制约页岩油开发的两大关键问题。针对这两大关键问题，以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为研究对象，开展了超临界CO₂-水-岩反应实验、扩散置换实验、真三轴压裂实验和三轴压缩实验，研究了超临界CO₂混合压裂机理及其应用技术。研究结果表明：页岩经过超临界CO₂溶蚀后，孔隙度可增大1 ~ 5倍，孔隙以中、大孔为主。裂缝随反应时间增加而变大，溶蚀2 h后裂缝宽度为399 nm，溶蚀12 h后裂缝宽度达到1 535 nm，宽度增大4倍，渗透率增大1 ~ 3个数量级。超临界CO₂对原油单次萃取效率高达24 %，超过30 h后，萃取作用不再明显。与干燥页岩相比，经过超临界CO₂-水作用后的页岩抗拉强度降低31 %。与干法压裂相比，超临界CO₂混合压裂既能充分沟通层理，形成层理缝，还能与后续水力压裂裂缝形成复杂的裂缝网络。在室内实验理论研究的基础上，开展超临界CO₂混合压裂矿场试验。试验结果对比表明：Y-1井中未注入CO₂的各段裂缝平均延伸压力为103.4 MPa，而注入了CO₂的各段裂缝平均延伸压力为100.5 MPa。注入CO₂后Y-1井的裂缝事件分布较为密集，各段平均事件数量为160.8个，各段平均有效改造体积为64.78 × 10⁴ m³。同时，储层流体黏度和密度均有所降低，流动性能增强。

关键词: 超临界CO₂混合压裂, 压裂机理, 陆相页岩油, 济阳坳陷, 渤海湾盆地

Abstract:

Continental shale oil represents a strategic replacement for improving reserves and well productivity in China. However， its development is facing two major challenges： the limited mobility of hydrocarbon fluids and poor reservoir fracability. To address these issues， we explore the mechanism and application of supercritical carbon dioxide （SC-CO₂） hybrid fracturing for shale oil in the Jiyang Depression， Shengli oilfield， through an array of tests， including the SC-CO₂-water-rock interactions， diffusion and displacement， true triaxial compression， and triaxial compression. The results indicate that dissolution with SC-CO₂ can increase shale porosity by 1 ~ 5 times， resulting in the predominance of mesopores and macropores. In addition， the fractures get enlarged as the reaction goes on. Specifically， the fracture width increased from 399 nm after 2-hour dissolution to 1.535 μm after 12 h， representing a fourfold increase in width， and concurrent permeability increase by 1 ~ 3 orders of magnitude. The SC-CO₂-invovled oil extraction achieved an efficiency of up to 24 %， with minimal effects observed beyond 30 h. Compared to dry shales， the tensile strength of shales subjected to SC-CO₂-water treatment decreased by 31 %. Unlike dry fracturing， SC-CO₂ hybrid fracturing can create bedding-parallel fractures by removing barriers to enhance bedding connectivity， which tend to form a complex fracture network in combination with subsequent hydraulic fractures. Grounded on theoretical research in lab， we conduct field tests of SC-CO₂ fracturing. The test results indicate that， in well Y-1， the average fracture propagation pressure for all sections decreased from 103.4 MPa before CO₂ injection to 100.5 MPa after CO₂ injection. Additionally， microseismic events recorded during fracturing in well Y-1 became more concentrated， with an average event number of 160.8 and an average effective stimulated rock volume （SRV） of 647 800 m³ overall. Moreover， both the viscosity and density of reservoir fluids decreased， resulting in an improvement in their mobility.

Key words: SC-CO₂ hybrid fracturing, fracturing mechanism, continental shale oil, Jiyang Depression, Bohai Bay Basin

中图分类号:

TE357

周德华,杨勇,王运海,等. 超临界二氧化碳混合压裂技术机理及应用——以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为例[J]. 石油与天然气地质, 2025, 46(2): 575-585. doi: 10.11743/ogg20250216 Dehua ZHOU,Yong YANG,Yunhai WANG,et al. Mechanism and application of supercritical carbon dioxide hybrid fracturing： A case study of shale oil in the Jiyang Depression， Bohai Bay Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2025, 46(2): 575-585. doi: 10.11743/ogg20250216

图/表 13

表1

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表2

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参考文献 27

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参数	液化石油气（LPG）	液化天然气（LNG）	液氮（N₂）	二氧化碳（CO₂）	超临界二氧化碳（SC-CO₂）
表面张力	低	低	高于CO₂	极低	零
地层深度	深、浅均宜	深、浅均宜	仅浅部可用	深、浅均宜	深、浅均宜
黏度/携砂能力	中等黏度/携砂较好	低黏度/携砂较差	中等黏度/携砂好于CO₂	低黏度/携砂差	低黏度/携砂差
气体分离与返排	易分离，返排快	可二次利用，返排快	需简单处理和清洁	难分离，返排彻底	可二次利用，返排快且彻底
毒性	强	无	无	弱	弱
环保性	需要少量水，利于环保	环保	环保	CO₂逸散于大气中	环保，超临界CO₂可二次利用
初始成本	高	低	中等	高	高
运输成本	中等	低	高	高	很高
经济性	NPV低	NPV中等	NPV较高	NPV高	NPV最高

压裂段号	CO₂注入量/t	平均注入压力/MPa	压裂段号	CO₂注入量/t	平均注入压力/MPa	压裂段号	CO₂注入量/t	平均注入压力/MPa
1	250	49.3	9	260	49.0	17	260	51.5
2	250	47.3	10	240	54.5	18	—	—
3	260	51.6	11	240	48.1	19	240	53.1
4	250	53.2	12	240	48.4	20	—	—
5	260	50.8	13	250	53.2	21	—	—
6	250	49.4	14	260	54.7	22	—	—
7	260	55.1	15	250	49.8	23	—	—
8	260	50.6	16	—	—	24	—	—

参数	水平段长/m	垂深/m	段数	段长/m	簇数	加液强度/（m³/m）	加砂强度/（m³/m）	平均砂比/%
Y-1井（注入CO₂）	1 739	3 500	24	57 ~ 88	7 ~ 8	43.11	3.06	7.42
Y-2井（未注入CO₂）	1 732	3 615 ~ 3 745	28	62 ~ 70	7 ~ 8	46.20	3.04	6.80

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超临界二氧化碳混合压裂技术机理及应用——以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为例

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