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《非常规储层CO2压裂及埋存岩石力学基础》是以CO2流体作用下的岩石为主要研究对象，涉及温度-流体-应力-化学-多场耦合作用下岩石微观结构及物性、岩石力学性质研究成果的总结，重点围绕CO2作用下储层岩石黏弹塑性力学性质、孔隙弹性性质、断裂力学性质、裂缝扩展特征、断层滑移特征、CO2埋存特征展开，揭示储层条件下CO2流体-岩石多场耦合作用机理，提出CO2影响岩石力学性质的作用机制，为CO2压裂及埋存技术应用提供了岩石力学方面的基础认识。
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目录前言第1章 绪论 11.1 CO2相态及物理化学性质 11.1.1 CO2的物理化学性质 11.1.2 CO2-水混相特征 41.2 CO2压裂技术发展现状 51.2.1 CO2压裂技术分类 51.2.2 CO2压裂现场应用概况 91.3 CO2压裂及埋存机理研究概况 121.3.1 CO2压裂机理简介 121.3.2 CO2埋存机理简介 13第2章 岩石孔隙尺度CO2渗流机理 162.1 CO2在地下岩石中的渗流 162.1.1 多孔介质单相流 162.1.2 多孔介质两相流 172.2 孔隙尺度研究方法 212.2.1 微观孔隙结构表征 222.2.2 孔隙尺度数值模拟方法 242.3 CO2渗流-埋存微观规律 312.3.1 多孔介质微观驱替模式 312.3.2 多孔介质微观渗吸规律 322.3.3 残余捕集影响因素 332.3.4 毛细管压力*线影响因素 352.3.5 相对渗透率影响因素 36第3章 CO2-水-岩反应对岩石微观结构与物性的影响 383.1 CO2-水-岩反应理论 383.1.1 CO2-水-岩反应式 383.1.2 化学反应速率理论 403.1.3 表面润湿性变化 443.2 CO2-水-岩反应对页岩微观结构特征的影响 453.2.1 页岩表面特征 453.2.2 页岩有机质 483.2.3 孔隙分布特征与孔隙度 503.3 CO2对岩石渗透性的影响 543.3.1 渗透性增强 543.3.2 渗透性减弱 55第4章 CO2作用下岩石的黏弹塑性力学性质 584.1 弹塑性力学性质 584.1.1 弹塑性参数 584.1.2 剪切-断裂破坏准则 604.2 页岩脆性蠕变机制及模型 664.2.1 脆性蠕变机制及流体影响 664.2.2 脆性蠕变模型 694.2.3 CO2作用下页岩的蠕变特征 734.3 微观力学性质 784.3.1 纳米压痕试验原理及方法 784.3.2 纳米压痕技术在页岩力学研究中的应用 804.4 影响因素分析 814.4.1 矿物组分、孔隙度、各向异性影响 814.4.2 围压影响 834.4.3 温度影响 844.4.4 加载速率影响 854.4.5 孔隙流体影响 86第5章 CO2压裂及埋存孔隙弹性力学性质 875.1 三维固结条件下Biot理论 875.1.1 各向同性弹性孔隙介质应变-应力-流体含量-流体压力的关系 875.1.2 各向同性弹性孔隙介质的Biot有效应力系数 885.1.3 Biot理论在水力压裂裂缝扩展中的应用 915.2 Biot有效应力系数的试验测量方法 915.2.1 直接测量方法 925.2.2 间接测量方法 965.3 Biot有效应力系数的影响因素 985.3.1 孔隙度和孔隙形状 985.3.2 岩石非均质性 985.3.3 加载条件 985.3.4 温度影响 985.3.5 流体类型 995.4 CO2饱和砂岩波速测量Biot有效应力系数 995.4.1 试验方案 995.4.2 结果分析 100第6章 SC-CO2压裂裂缝扩展规律及应用 1036.1 相似原理在CO2压裂中的应用 1036.1.1 de Pater相似理论方法 1036.1.2 de Pater相似理论应用 1076.2 SC-CO2压裂裂缝形态及影响因素 1086.2.1 SC-CO2压裂试验系统 1086.2.2 SC-CO2压裂裂缝扩展影响因素 1096.3 SC-CO2压裂裂缝多场耦合机制 1286.3.1 孔压和热应力降低有效应力及诱导剪切破坏 1286.3.2 零表面张力降低裂缝扩展的临界缝内净压力 1346.3.3 吸附作用降低裂缝失稳扩展的临界应力 1356.3.4 相变导致的动态载荷作用增大裂缝复杂度 1366.4 SC-CO2压裂现场案例分析 1386.4.1 项目概况 1386.4.2 现场施工参数 1396.4.3 产量与埋存能力分析 140第7章 CO2埋存过程中断层滑移力学机理分析 1427.1 断层滑移条件 1427.1.1 强度条件 1427.1.2 速度摩擦状态条件 1467.1.3 刚度条件 1477.2 断层滑移模拟试验方法 1487.2.1 试验方法 1487.2.2 位移驱动断层破坏试验 1487.2.3 流体注入驱动剪切破坏试验 1517.3 断层滑移影响因素 1547.3.1 断层性质 1557.3.2 应力状态 1557.3.3 储层温度 1567.3.4 流体物理性质 1577.3.5 流体注入方式 158第8章 CO2埋存流固耦合数值模拟研究 1598.1 流固耦合数学模型 1598.1.1 概念模型 1598.1.2 两相流控制方程 1608.1.3 岩石变形控制方程 1638.1.4 扩散控制方程 1648.1.5 渗透率模型 1658.2 盖层埋存效率影响因素 1678.2.1 流固耦合模型的验证 1678.2.2 数值模拟几何模型与参数 1678.2.3 扩散系数的影响 1698.2.4 各向异性的影响 1718.3 埋存量评价方法 1728.3.1 结构埋存量计算 1728.3.2 残余埋存量计算 1738.3.3 溶解埋存量计算1738.3.4 矿化埋存量计算 173参考文献 175
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第1章 绪论 碳捕集、利用与封存(CCUS)技术是一种以减少碳排放为目的，实现化石能源近零排放的技术体系，受到国际社会的重视。目前，人们除了利用新能源(如太阳能、核能、氢能等)或清洁能源(天然气、地热等)来降低CO2排放量外，还积极探索CCUS技术与非常规油气开发技术的融合，即CO2提高采收率(CO2-EOR)、CO2压裂、废弃油藏埋存CO2等。 非常规油气是指采用传统技术无法获得自然工业产量，需要新技术改善储层渗透率、流体黏度等才能经济开采油气，包含油砂、油页岩、致密油气、页岩油气、煤层气、天然气水合物和天然沥青等。非常规油气资源在世界范围内广泛分布，尤其在北美、中国和澳大利亚等国家或地区。截至2018年，美国利用水平井钻井及水力压裂技术，页岩油产量达3.29亿t，页岩气产量达6072亿m3。目前，我国相继在鄂尔多斯盆地、济阳凹陷、松辽盆地、准格尔盆地等发现了储量巨大的陆相页岩油油藏，截至2022年，已探明页岩油储量约500亿t，位居世界第三位，仅次于加拿大和美国，但我国页岩油效益开发仍面临诸多挑战(邹才能等，2022)。水力压裂技术是有效改造低渗非常规油气藏的主要手段，但存在用水量大、储层伤害严重、水敏性强等缺点。针对以上问题，无水压裂技术(CO2、液氮、液化天然气、推进剂、等离子体压裂等)具有无水相、无残留等特点，成为替代水基压裂液的最佳方案之一。CO2压裂技术可充分利用CO2扩散能力强、储层配伍性好、储层增能等特点，有效降低储层伤害、改善储层物性、增加裂缝复杂度、降低原油黏度和解吸附，具有提高油气产量、保护环境、节约水资源、埋存CO2的优点，已成功应用于非常规油气储层增产开发(王香增等，2014)。 CCUS技术与页岩油气增产技术相结合既提高了油气产量，又对CO2进行了埋存。CO2长期埋存过程中CO2-水-岩多场耦合作用影响储盖层岩石力学性质、地层压力场与地应力场，导致地表隆起、CO2沿盖层及井筒泄漏等问题，其中CO2长期注入及埋存条件下盖层稳定性研究尤为重要。 1.1 CO2相态及物理化学性质 1.1.1 CO2的物理化学性质 CO2的物理化学性质与温度、压力相关，表现出气态、液态、固态和超临界态，如图1.1所示。固态CO2又称作干冰，一个标准大气压条件下温度达到–78.5℃以上会直接升华为气体，此时的临界点称作升华点；CO2的三相点参数为–56.6℃、0.518MPa，压力低于0.518MPa时，CO2仅以气态和固态形式存在，随着温度降低，CO2从气态直接变为固态；当CO2温压条件超过临界点(温度T=31.1℃，压力P=7.38MPa)时，CO2就会处于超临界态，即超临界CO2(SC-CO2)。如表1.1所示，不同相态下CO2物理性质不同，尤其是相态转化时存在临界物理常数。 如图1.2所示，根据美国国家标准与技术研究院(NIST)数据绘制了CO2密度和黏度云图。SC-CO2密度相对于气态更大，与液态接近[图1.2(a)]；SC-CO2黏度相对于液态更小，与气态接近[图1.2(b)]，使其具有扩散系数大、溶剂化能力强和传质良好的物理特性。为了更直观地展示相态对CO2物性的影响，选取了温度T在20℃、90℃、160℃、200℃条件下CO2密度、黏度随压力的变化*线(图1.3)，CO2由气态变为液态(T=20℃)时其密度及黏度迅速增大，由气态变为超临界态(T=90℃、160℃、200℃)时其密度及黏度未发生明显变化。液态CO2(L-CO2)的密度与水逐渐接近，SC-CO2的密度及黏度明显低于L-CO2，如P=100MPa，T=200℃条件下，CO2的密度为水的81%，黏度为水的7.8%(室内条件下水的密度为998kg/m3，黏度为1001?Pas)。 CO2相态之间的转化如图1.4所示，低温低压条件下CO2之间存在明显的气液界面，随着温度和压力增大，气液界面逐渐消失形成过渡态，此时气态和液态CO2的密度逐渐接近。随着到达超临界条件，气液两相界面完全消失，形成均匀的SC-CO2，由此可见，CO2相变是渐进过程。 非常规油气储层埋深一般在2000～7000m，其温压均已超过CO2的超临界条件，如图1.5所示的绿色部分，现场CO2压裂中CO2在储层条件下往往以超临界态存在。 1.1.2 CO2-水混相特征 无论是在CO2压裂还是在CO2埋存过程中，CO2不可避免会与其他流体(水基压裂液、地层水、油气等)接触，因此，有必要研究CO2-流体多相之间的接触性质。CO2溶于水的过程对于分析CO2-水-岩石多场耦合作用至关重要。如图1.6所示，T=50℃、P=10MPa条件下，CO2注入含pH指示剂的水中，CO2由于重力作用*先出现了指进现象，CO2溶于水形成碳酸降低了水的pH，水由蓝色变为黄色；同样，CO2在油相中也出现了类似的指进现象 (Khosrokhavar et al.，2011)。 CO2-水混相的相态分布如图1.7所示，Laq+LCO2+V混相的临界条件为T=31.48℃、P=7.41MPa，而CO2-水混相的临界点条件为T=31.13℃，P=7.41MPa，以上混相与纯CO2临界线及临界点相近。由于NaCl溶液中存在离子，CO2-盐水相态变化与CO2-水差别较大，随着压力增大，CO2呈现出高密度梯度、高瑞利数(Ra)特征，从而更有利于CO2在盐水中溶解；随着盐水中含盐度增大，CO2的溶解性降低。温度的影响规律取决于压力和含盐度条件。 CO2在水中的溶解度取决于温度和压力的影响较大，如图1.8所示，压力一定条件下，CO2溶解度随着温度增加逐渐降低，尤其是温度大于40℃时，溶解度迅速下降；温度一定条件下，CO2溶解度随着压力的增大而增大。 1.2 CO2压裂技术发展现状 1.2.1 CO2压裂技术分类 CO2压裂技术主要包括CO2干法压裂、CO2泡沫压裂、SC-CO2压裂、CO2混合压裂。现场CO2压裂设备主要包括CO2罐车、密闭混砂车、压裂泵车、压裂管汇车、增黏剂液罐(图1.9)，对于井筒中未达到超临界温度的浅井，还需要CO2加热控制系统(刘合等，2014；王海柱等，2020；Li et al.，2021)。 1.CO2干法压裂 CO2干法压裂是用纯液态CO2作为压裂液的压裂技术。该压裂方法无水相注入地层，可完全避免地层水敏伤害。CO2干法压裂过程中的CO2相态变化(图1.10)如下：初始CO2以液态(T=?34.4℃，P=1.4MPa)形式存储在储罐中(点1)，液态CO2经过增压泵车增压后温度一般达到?25～?15℃，压力一般达到1.8～2.2MPa(点2)，再经过压裂泵车加压至施工压力(点3)，随后液态CO2被泵入井底，在此过程中CO2压力和温度进一步增大(点4)，当CO2进入储层后，其温度上升、压力下降，此时CO2仍处在超临界态(点5)，*后，CO2返排时压力迅速下降，以气态形式返排至地面(点6)。 液态CO2作为牛顿流体，其携砂方式为纯黏性携砂，而施工条件下液态CO2黏度低，约为水黏度的1/10，携砂性能差、地层滤失高，导致CO2干法压裂施工砂比低、加砂难度大。现场一般通过提高施工排量来改善携砂性能，但也会显著增加施工摩阻，不利于安全施工。因此，CO2增黏以提高携砂性为CO2干法压裂*要解决的问题。
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