超临界二氧化碳压裂+裂缝高度增长研究
关键词：流体动力学、井筒设计、构造地质学、复杂储层、多孔介质流动、储层地质力学、页岩气、提高采收率、水力压裂、井壁完整性
文献信息：Zhang, Xiufeng, Zhu, Wancheng, et al. (2023). "Effect of Supercritical Carbon Dioxide Fracturing on Shale Pore Structure." SPE J. 28: 1399-1413.
DOI: 10.2118/212861-PA
摘要译文：
超临界二氧化碳(Sc-CO2)压裂技术是页岩储层增产改造的潜在发展方向。目前大多数研究主要集中在Sc-CO2压裂后页岩的裂缝形态上，而对页岩孔隙结构变化的研究很少。通过CO2吸附、液氮(N2)吸附、压汞孔隙测定(MIP)等实验，定量表征了水和Sc-CO2作用下页岩孔隙形态、体积、面积的变化以及分形特征。实验结果表明，微孔、中孔和大孔的变化受注入压力、轴向围压以及Sc-CO2和水的渗入范围的控制。然而，水力压裂和Sc-CO2压裂都没有改变实验样品以板状和缝状为主导孔隙结构这一特征。对于远离诱导裂缝的样品，通过总CO2吸附量、累积侵入量、大孔隙的增量/累积孔隙体积和孔隙度的增加等实验结果均证实了—Sc-CO2的渗透程度大于水。水力/Sc-CO2压裂后，微孔和中孔的比例急剧降低，而大孔的比例显著增加，达到70%以上。无论是水力压裂还是Sc-CO2压裂，都能在诱导裂缝附近形成更规则的孔隙结构和更光滑的孔隙表面。然而，通过对比水力/Sc-CO2压裂后诱导裂缝附近试样的平均分形维数发现，Sc-CO2压裂使中孔结构更加复杂，中孔和大孔的孔隙表面更加粗糙。
摘要原文：
Supercritical carbon dioxide (Sc-CO2) fracturing technology has the potential for shale reservoir stimulation. Most studies have predominantly focused on the fracture morphology of shales after Sc-CO2 fracturing, while the alterations in shale pore structure have rarely been investigated. Here, CO2 adsorption, liquid nitrogen (N2) adsorption, and mercury intrusion porosimetry (MIP) tests were used to quantitatively characterize the changes in the pore shape, volume, and area as well as fractal characteristics of shales fractured by water and Sc-CO2. The results show that the changes in micro-, meso-, and macropores are controlled by the injection pressure, axial-confining pressure, and infiltration range of Sc-CO2 and water. However, both hydraulic fracturing and Sc-CO2 fracturing do not alter the dominance of the plate-shaped and slit-type pores in the shales. For samples away from the induced fracture, the extent of Sc-CO2 infiltration is greater than that of water, which is documented by the increase in total CO2 adsorption, cumulative intrusion, incremental/cumulative pore volumes of macropores, and porosity. After hydraulic/Sc-CO2 fracturing, the proportions of micropores and mesopores reduce sharply, while the proportion of macropores increases significantly, reaching above 70%. Both hydraulic/Sc-CO2 fracturing operations result in more regular pore structures and smoother pore surfaces for meso- and macropores near the induced fractures. However, by comparing the average fractal dimension of the samples near the induced fractures after hydraulic/Sc-CO2 fracturing, it is found that the treatment of Sc-CO2 makes the mesopores structure more complex and the pore surface of mesopores and macropores rougher.
文章研究使用的页岩取自川南盆地长宁地区的下志留统龙马溪组露头，图1和图2说明了X射线衍射（XRD）分析和孔隙结构测量的实验步骤和具体的样品制备。
图1 实验流程示意图（包括取样、压裂和测试，TOC=总有机碳）
图2 孔隙结构测量样品制备示意图(适用于Sc-CO2和水压裂的样品)：i~m表示从孔底页岩切片中取下的小块数量(对于Sc-CO2，i~m=“1-5”；对于水，i~m=“6-10”)；dc表示假定流体渗透的特征距离
通过XRD扫描得到的矿物组成如图3所示，表明本文研究所用页岩富含石英和方解石（70%以上），而粘土约占10%，粘土主要成分为高岭石和伊利石（非膨胀粘土）。由此可见，短期压裂对矿物成分的影响不大。此外，有研究表明，非膨胀粘土由于交换能力较低，不会引起高度膨胀。因此，本研究认为粘土膨胀对Sc-CO2/水力压裂引起的孔隙结构变化影响较小。
图3 XRD扫描分析矿物成分（粘土主要为伊利石和绿泥石，属非膨胀性粘土）
文章研究包括两个实验：页岩水力/Sc-CO2压裂实验，以及利用CO2吸附、液态N2吸附和MIP方法表征孔隙结构。
在实验室压裂过程中，注入压力经历了流体增压、卸压再加压、完全卸压等多个阶段，导致轴向围压发生变化。水力/Sc-CO2压裂实验中观察到的注入压力和轴向围压如图4所示。压裂实验完成后，轴向围压交替逐渐降至零，不会在很大程度上对页岩造成破坏。
图4 注入压力及相应轴向围压动态演化：(a)Sc-CO2压裂和(b)水力压裂
图5描述了整个压裂过程中轴向应变的动态演化过程。在流体加压阶段（即圆柱形页岩破裂前），注入压力小于围压之前，应变近似为零，但略小于零，当注入压力超过围压时，应变逐渐增大。这是由于开始时的有效应力大得多，造成了轻微的收缩现象。但随着时间的推移，压裂液逐渐进入页岩，有效应力降低，孔隙压力增大，导致页岩膨胀。并且，水压裂页岩的膨胀幅度大于Sc-CO2压裂页岩，是由于Sc-CO2在页岩上具有很强的吸附能力，从而降低了基质表面张力。
图5 应变动态演化：(a)Sc-CO2压裂；(b)水力压裂
注：蓝色短点表示应变等于0的地方；绿色虚线表示注入压力等于围压
压裂前后页岩CO2等温线如图6a和6d所示，总的趋势是CO2吸附能力随相对压力(P/P0)的增大而增大；图6b和图6e所示的N2吸附-解吸曲线与中孔吸附剂给出的IV(a)型等温线相似；图6c和图6f显示了具有相似滞回线形状但环路间隙和侵入体积不同的页岩样品。
图6 页岩样品在Sc-CO2/水力压裂前后的CO2/N2等温线和MIP结果:(a-c)Sc-CO2压裂；(d-f)水力压裂。
注:(a)和(d)为CO2吸附，(b)和(e)为N2吸附，(c)和(f)为MIP吸附。STP表示温度和压力的标准条件；P/P0表示相对压力，其中P为平衡压力，P0为纯吸附剂在操作温度下的饱和压力
以8.27MPa(1200psia)压力为参考(图7放大图)，压裂后的样品与BF-0相比，滞回线极窄，侵入体积更大，表明压裂后产生的大孔隙可能被打开，残余汞体积的减少有助于孔隙连通性的增强。
图7 从MIP结果中获得的侵入挤压环放大图：(a)和(b)远离Sc-CO2/水力诱导裂缝的样品；(c)和(d)靠近Sc-CO2/水力诱导裂缝的样品。
注:虚线表示参考压力为8.27MPa(1200psia)
实验所使用的11个样品孔径分布如图8所示，以累积孔体积(PV)与孔径(D)的形式表示。需要注意的是，MIP得到的孔径分布为孔喉的分布，而CO2/N2等温线的CO2/N2吸附分支测量的孔径分布为孔体的分布。
图8 Sc-CO2/水力压裂前后页岩孔径分布
压裂后，MIP测试获得的大孔隙孔隙度、总侵入体积等参数均显著增加(图9)。与AF-6相比，靠近井壁的大孔隙(AF-2)PV和孔隙度分别增加了1.5倍和1.4倍。此外，大孔隙对有效应力的变化更为敏感。在本研究中，当注入压力逐渐趋近于零时，Sc-CO2压裂围压(11.67MPa)略高于水力压裂围压(11.08MPa)(图4)，可能导致孔隙进一步压缩。因此，与水力压裂相比，对于诱导裂缝周围的大孔隙，本研究中Sc-CO2压裂后页岩产生的较大轴向围压变化会抑制总侵入体积、总孔隙面积和孔隙度的增加。
图9 (a)所有样品的总侵入体积和(b)MIP测试获得的孔隙度变化
将CO2/N2吸附与MIP相结合是定量表征孔隙结构的有效方法。图10给出了所有样品在微观、中观和宏观尺度上的TPV及其百分比。微孔和中孔的初始数量占到TPV的近50%。而压裂后，微孔和中孔的比例显著降低，大孔的比例显著增加，达到70%以上。压裂后，大孔隙的TPV显著增大，这是由孔径分布推断出来的。这反映在距离井壁不同距离的样品的TPV百分比变化中。水力压裂和基于Sc-CO2的压裂的这一特性或多或少是相同的。
图10 所有样品的三种孔径分类的TPV分布
以BF-0试样为例，推导分形维数的过程如图11a、11c、11e所示，说明了不同孔隙特征参数之间的相关性及对应的相关系数R2。各样品的分形维数(DN1、DN2、DM1和DM2)均通过N2吸附和MIP测试得到；R2表明压裂前后页岩孔隙具有明显的分形特征。
图11 分形维数(a和b)基于N2吸附，(c~f)基于MIP
DN1和DN2可以定量表征中孔结构不规则性和孔表面粗糙度。从图11b可以看出，压裂后样品的DN1和DN2表现出相似的变化趋势，说明较小孔隙与较大孔隙具有相同的分形特征，并且压裂液类型对分形维数变化趋势没有明显影响。
DM1和DM2分别用于分析大孔隙的不规则性和粗糙度。由图11d和图11f可以明显看出，压裂后各试样孔隙的分形维数都比压裂前小，说明压裂改变了孔隙结构和孔隙表面。微孔和中孔的减少使得孔隙形态更加简单和光滑，表明大孔结构更加规则，表面更加平坦。对于SC-CO2和水力压裂，诱导裂缝附近样品的分形维数(DM1)与Xia等人(2021)和Liu等人(2020)的观察结果一致。
在整个压裂过程中，基于本文的实验装置和条件，页岩容易被Sc-CO2压开，破裂压力较低。这是因为Sc-CO2更有可能穿透页岩中不连通的微孔，并将流体压力转移到远离井筒的区域。井筒周围的高孔隙压力区域可能导致页岩有效应力和力学性能的降低。对于岩心尺度非饱和页岩，高泵速导致的短期压裂不能满足CO2吸附平衡的要求，吸附膨胀的影响较小。此外，非膨胀粘土仅占总矿物组成的一小部分。也就是说，应力状态的变化主导了孔隙结构参数的变化。
Sc-CO2作为一种新型压裂液，由于其独特的性质，在页岩气开发中具有优势。除了宏观裂缝形态外，Sc-CO2压裂对微孔、中孔和大孔的影响对页岩气的开发至关重要。因此，为了全面了解Sc-CO2压裂后页岩孔隙结构的变化，通过CO2/N2吸附和MIP测试，获得了包括分形特征在内的所有孔隙尺寸的完整孔隙信息。Sc-CO2压裂后，靠近诱导裂缝的中孔比水力压裂后的中孔更为复杂和不均匀。与未压裂的页岩样品相比，压裂后孔隙结构更加规整，孔隙表面更加平坦，有利于页岩气的开发。
关键词：上游油气、水力压裂、复杂储层、构造地质、页岩气、裂缝韧性、水力裂缝、储层表征、裂缝、储层地质力学
文献信息：Li, Jiawei, and Kan Wu. (2022). "An Efficient Model for Hydraulic Fracture Height Growth Considering the Effect of Bedding Layers in Unconventional Shale Formations." SPE J. 27: 3740-3756.
DOI: 10.2118/210572-PA
摘要译文：
在水力压裂设计和施工过程中，有关弱层理层对页岩地层水力裂缝高度增长的研究一直是一项极具挑战的课题。本文引入了一种综合的非侵入式水力裂缝高度增长模型，该模型既考虑了地层岩石性质，也考虑了薄弱的界面，可以纳入拟三维水力裂缝模拟器。该模型中，地层岩石性质由平衡裂缝高度模型处理；采用高效的二维高阶位移不连续方法（HDDM）模拟了弱层理层的剪切滑移，并通过修正水力裂缝尖端的应力强度因子（SIFs）来量化水力裂缝高度的有效性。将该模型应用于二叠系盆地Wolfcamp组，定量研究了层理层对水力裂缝高度增长的影响。数值研究结果表明，层理剪切滑移能显著减缓水力裂缝高度增长，层理剪切断裂韧性和层间间距对于剪切滑移对裂缝高度增长的有效性有较大影响。剪切断裂韧性越大，层间间距越小，对裂缝高度扩展的阻力越大，需要较大的破裂压力。另外，在低应力对比地层中，层理的影响更为显著，而在高应力对比地层中则不那么明显。此外，还研究了射孔深度对水力裂缝高度增长的影响，为层状地层中射孔深度的优化提供了重要参考。
摘要原文：
Understanding and quantifying the effect of the weak bedding layers on the hydraulic fracture height growth in shale formations has always been challenging during the hydraulic fracturing design and operations. This work introduces a comprehensive and nonintrusive hydraulic fracture height growth model that accounts for both formation rock properties and the weak interfaces and can be incorporated into pseudo-3D hydraulic fracture simulators. The formation rock properties are handled by the equilibrium fracture height model. The shear slippage of the weak bedding layers is simulated by an efficient 2D higher-order displacement discontinuity method (HDDM), and the effectiveness on the hydraulic fracture height is quantified by correcting the stress intensity factors (SIFs) at the hydraulic fracture tips. The model is applied in the Permian Basin Wolfcamp formation to quantitatively investigate the effect of bedding layers on the hydraulic fracture height growth. Numerical studies show that the shear slippage of the beddings can significantly slow down the hydraulic fracture height growth and that the shear fracture toughness of the bedding layers and the spacing between the laminations have a considerable impact on the effectiveness of the shear slippage on the fracture height growth. Larger shear fracture toughness and smaller spacing of the bedding layers add more resistance to the fracture height propagation and require larger pressure to breakthrough. Additional results show that the effect of bedding layers is more significant in formations with low-stress contrast but less obvious in formations with high-stress contrast. The impact of the landing depth on the hydraulic fracture height growth is also investigated to provide crucial insights into the optimization of the landing depth in laminated formations.
层状地层中垂直水力裂缝高度扩展的几何形状如图1所示，储层为多层、水平弱层理界面，性质各异。
图1 层状地层中垂直水力裂缝扩展的几何描述
新的综合模型建立在考虑了地层岩石性质的平衡裂缝高度理论基础上。为了考虑层理层对裂缝高度增长的影响，首先采用高效二维HDDM模型模拟水力裂缝与层理层之间的相互作用。通过修正水力裂缝尖端的有效SIFs，量化层理层对裂缝高度增长的有效性，然后将其用于平衡裂缝高度模型，以预测地层岩石性质和层理层共同影响下的水力裂缝高度增长。
图2展示了水力裂缝与水平层理界面相互作用的几何描述，其中蓝色表示垂直水力裂缝，黑色表示水平界面，黑色箭头表示剪切滑移扩展，红色箭头表示流体扩散。 
图2 垂直水力裂缝与水平层理界面相互作用的几何描述
整个仿真工作流程如图3所示，首先，将射孔深度上方和下方的目标区域分别离散化，每一离散层上深度代表垂直水力裂缝的上尖端，每一离散层下深度代表裂缝的下尖端，共同形成水力裂缝高度尖端位置对。如果上端和下端之间存在层理层，则调用“层理层界面效应”子程序，并更新SIFs。然后，将SIFs与上下尖端的临界SIFs同时进行比较，通过将SIFs与临界SIFs相等来求出射孔压力。通过循环所有尖端位置对，我们应该得到两个压力矩阵，在给定射孔压力下控制垂直水力裂缝的高度。对于特定压力或一系列压力，我们可以通过调用“查找高度尖端位置”子程序找到相应的水力裂缝尖端位置：从最近的下尖端位置开始，找到使给定压力大于计算压力稳定的最近的上尖端位置，然后检查该对是否也稳定了下尖端，如果是，则该对是解对，尖端位置是水力裂缝高度位置(如果解在离散深度之间，则需要插值)，如果不是，转到下一个最近的下尖端位置，重复上述过程，直到找到稳定的解决方案对。如果找不到解，则说明给定的压力过大，要么突破上界，要么突破下界，要么突破两个边界。 
图3 考虑层理影响的水力裂缝高度增长新模型的数值模拟流程
最小水平地应力分布如图4a所示，图4a中，黑线为应力剖面，红色虚线为射孔深度，红点为射孔点，射孔点位于第三层。岩层的I型断裂韧性为2000psi√in。对所有层都是一致的。不考虑层理。我们的水力裂缝尖端位置随注入压力变化的结果与Liu和Valko的结果如图4b所示，说明我们的结果与Liu和Valko的结果非常吻合。研究人员利用论文中提到的商业软件MShale和FracPro对结果进行了验证，并由Mehrabi等人(2021)进行了交叉验证。
图4 模型对比
(a)最小水平地应力剖面作为输入的一部分；(b)水力裂缝尖端随注入压力的位置
目标层段位于Spraberry下部下方数百英尺，Strawn上部数百英尺，图5a中地层分层与厚度成比例。沿深度方向的最小水平地应力如图5b所示，岩层的I型断裂韧性为2000 psi√in，各层均匀，如图5c所示。
图5 (a)二叠系盆地地层示意图；(b)产层的最小水平应力剖面，红色虚线表示井的下入深度；(c)产层I型断裂韧性分布图
不考虑层理对模型预测净注入压力影响的水力裂缝高度增长如图6所示。从图中可以看出，当净压力大于800 psi时，裂缝高度开始增长，当净压力达到1100 psi左右时，裂缝高度同时向上和向下跳跃。
图6 不考虑层理对注入压力影响的水力裂缝高度增长图
考虑层理影响的水力裂缝高度增长情况如图7所示，并与未考虑层理影响时的裂缝高度增长情况进行了对比。所考虑的层理层间距为9英尺(即整个区间内的层理层总数为100层)。层理层的II型断裂韧性为2000 psi√in。由图7可知，层理层对水力裂缝高度增长的影响是明显的：在相同的净注入压力下，考虑层理层影响的裂缝高度始终小于不考虑层理层的裂缝高度；同样，考虑层理影响的情况下，为了达到相同的高度，需要更大的净注入压力。 
图7 考虑和不考虑层理作用时水力裂缝高度对比
图8至图10给出了水力裂缝高度增长和相应层理剪切滑移的更多细节。 
图8 净压力为1160psi时，水力裂缝高度和层理剪切滑移长度
(a)不受层理影响的水力裂缝高度；(b)水力裂缝高度与层理滑动长度
图9 当净压力为1300psi时，水力裂缝高度和层理剪切滑移长度
(a)不受层理影响的水力裂缝高度；(b)水力裂缝高度与层理滑动长度
图10 全水力裂缝剖面
(a)不受层理影响的水力裂缝高度；(b)水力裂缝高度与层理滑动长度；(c)有和无层理作用情况下水力裂缝尖端位置的比较
图11为不受层理层影响、层理层间距为9ft、层理层间距为4.5ft、层理层间距为3ft四种情况下的完整水力裂缝高度随净注入压力的演化图。图12为相应的水力裂缝尖端位置。从两图可以看出：随着层理密度的增大，层理对水力裂缝高度的影响更加显著，相同净注入压力下的水力裂缝高度减小；穿透上界和下界所需的净压力随层理密度的增加而增大。这是因为层理密度越大，水力裂缝的有效断裂韧性受到的影响越大，破岩所需能量越大，水力裂缝高度的扩展速度越慢。
图11 全水力裂缝高度随净注入压力的变化
图12 水力裂缝高度尖端随净注入压力的变化
图13为4种情况下，净注入压力为1300psi时，水力裂缝高度随水平层理剪切滑动距离的变化情况。 
图13 净压力为1300psi时水力裂缝高度和层理剪切滑移长度
(a)无层理层的情况；(b)层间距9ft；(c)层间距4.5ft；(d)层间距3ft
图14和图15显示了水力裂缝全高度和尖端位置随净注入压力的变化情况。从两幅图可以看出，层理层的II型断裂韧性越大，对水力裂缝高度扩展的阻力越大。随着层理层断裂韧性的增加，水力裂缝的上、下尖端扩展均有所减缓。此外，穿透产层所需的净压力随着断裂韧性的增大而增加。
图14 全水力裂缝高度随净注入压力的变化
图15 水力裂缝高度尖端随净注入压力的变化
净压力为1300psi时，层理剪切滑移距离随II型断裂韧性不同量级的变化如图16所示。 
图16 净压力为1300psi时水力裂缝高度和层理剪切滑移长度
(a)无层理的情况；(b)断裂韧性为1000 psi√in的层理；(c)断裂韧性为2000 psi√in的层理；(d) 断裂韧性为5000 psi√in的层理
大量的现场观测、实验和数值研究已经认识到并证明，在大多数情况下，层间最小水平地应力差在水力裂缝高度控制中起着主导作用。在低应力变化地层中，层理层更有可能表现出重要意义。本节研究了地应力变化和层理的综合影响。图17显示了三种不同的应力分布图：图17b是基本情况下使用的应力分布图，原始数据来自现场；红色虚线是应力沿深度的插值趋势线。图17a是低应力变化情况，保持趋势线(红色虚线)与基本情况相同，但将数据点到趋势线的距离减少了一半。图17c是高应力变化情况，保持趋势线(红色虚线)与基本情况相同，但从数据点到趋势线的距离增加了一倍。图18对比了有和无层理作用时水力裂缝高度增长情况。
图17 产油区最小水平地应力分布图
(a)低应力变化情况；(b)基准情况；(c)高应力变化情况
图18 不同应力变化情况下有层理和无层理作用情况下水力裂缝全发育对比图
四个不同下入深度下，水力裂缝高度随净注入压力的演化如图19b所示，这四种情况的生长曲线完全不同，但趋势相似，当水力裂缝高度在400ft左右和800ft左右时，它们有相似的转折点。
图19 水力裂缝高度随下入深度的变化随净压力的增大而增大
(a)应力分布图，箭头表示下入深度；(b)水力裂缝高度图
图20记录了净压力为1250psi时，四种不同下入深度的裂缝高度随层理剪切滑移的增长情况。这四种情况的水力裂缝高度分别为379ft、460ft、719ft和870ft。
图20 净压力为1250psi时水力裂缝高度和层理剪切滑移长度
(a) A3处的穿孔；(b) B1处的穿孔；(c) B2处的穿孔；(d) B3处的穿孔
文章考虑弱层理层的影响，建立了综合的非侵入式水力裂缝高度增长模型。利用高效HDDM模型模拟了水力裂缝与层理层之间的相互作用及其对水力裂缝高度增长的影响。研究了层理层对裂缝高度的影响，并进行了定量分析，页岩地层中较弱的层理减缓了水力裂缝的垂向发育。在薄弱的层理层存在的情况下，需要更多的能量和更高的净压力来突破岩石。
