2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;
3. 中国石油长庆油田公司天然气评价项目部
, Zhang Yanming1,2
, Ma Zhanguo1,2
, Xiao Yuanxiang1,2
, Su Yubin1,2
, Gu Yonghong1,2
, Wang Lili1,2
, Liu Xinjia1,2
, Zhao Bochao3
, Yan Zhichen1,2
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil & Gas Fields;
3. Natural Gas Evaluation Project Department, PetroChina Changqing Oilfield Company
水力压裂已成为开发非常规油气的关键技术，但是常规压裂液体系存在水资源消耗大、黏土水化膨胀和返排率低等问题[1-9]，尤其是针对低压、低渗储层开采中，常规压裂液体系通常会损害储层渗透性，导致后期试气效果不明显。CO2压裂具有减水、促返排、降滤失等优点[10-16]，对于低压、水敏及缺水地区的储层具有一定的针对性，为非常规油气效益开发提供切实可靠的有效措施。
面对非常规油气开发难题，为充分发挥CO2增能助排、降低伤害、置换甲烷等优势，国内外持续探索开展超临界CO2、CO2前置、CO2泡沫、CO2伴注4项压裂技术研究[17-23]。超临界CO2压裂技术整体处于基础研究阶段，仅有少量的现场试验，且均集中在中国，延长油田X区块5口直井现场测试，增产幅度达40%，取得较好的压裂效果[17]。CO2前置压裂技术在北美地区形成了配套装备与工艺技术系列，现场应用超过1200井次，目前最大作业井深度超过3000m。据不完全统计，CO2前置压裂技术在延长页岩气、长庆致密气和吉林油田应用超过100口井，储层改造效果较好。CO2泡沫压裂技术应用以北美地区为主，大部分气井均采用泡沫压裂技术，广泛应用于致密气和页岩气压裂改造，且在吉林油田、中原油田、川西新场、长庆油田开展现场试验，工业气流较常规压裂技术显著提高[24]。CO2伴注压裂技术在北美Williston盆地水平井应用，每口井产量提高约18%，实现70%~85%CO2封存[25-26]，国内东胜气田、延长油田、吉林油田和长庆油田相继开展现场应用已超过350井次，改造效果显著。
针对CO2破岩机理、压裂工艺技术，国内外已在室内实验、数值模拟及矿场试验等方面开展很多研究[27-34]，但仍有问题需深入探索，如不同CO2注入方式下裂缝起裂、扩展等尚不明确。因此，笔者针对鄂尔多斯盆地致密砂岩低孔、低渗、低丰度的特征，常规压裂技术往往存在压裂液与地层配伍性差、地层能量低造成压裂液返排困难、压裂液对地层二次污染严重等问题[35-36]，通过真三轴实验模拟矿场环境，开展不同注入方式、不同泡沫质量、不同伴注用量、伴注体系等因素条件下对比实验，揭示致密砂岩储层在CO2前置、泡沫、伴注3种注入方式下破岩起裂与裂缝扩展的规律，并通过Petrel一体化平台开展了不同CO2压裂模式下的储层裂缝扩展数值模拟研究，明确了不同注入方式下储层裂缝网络参数随压裂施工参数变化规律，并建立了压裂参数优化图版，为致密砂岩提供合理可行的压裂改造建议。
1 鄂尔多斯盆地致密砂岩储层特征鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，资源量为13.3× 1012m3，气区先后建成榆林、神木、苏里格、庆阳四大气田。2022年天然气产量突破500×108m3，致密气年产量达395×108m3，占长庆天然气产量的78%，成为中国最大的致密气生产基地。苏里格气田是近年来发现的大气田，上古生界天然气资源量为8.3×1012m3，主力气层为盒8段，为目前中国最大的气田，表 1为鄂尔多斯盆地储层地质特征对比。
|
表 1 鄂尔多斯盆地储层地质特征对比表 Table 1 Comparison of reservoir geological characteristics in Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地致密砂岩不仅具有陆相碎屑岩储层的一般特点，而且还表现为低孔、低渗、低压等工程地质特征，具体表现为：（1）致密砂岩储层孔隙度为2%~15%，原地渗透率主要为0.001~0.5mD。储层表现为低孔低渗特征，普通压裂施工难度较大。（2）气藏地层压力系数普遍偏低。调研发现鄂尔多斯盆地内部的苏里格气田、庆阳气田等主要低渗砂岩、致密砂岩气藏，其地层压力系数为0.78~0.98，地层压力系数整体偏低。（3）致密砂岩储层孔喉细小、黏土矿物发育，极易给储层带来伤害。鄂尔多斯盆地致密砂岩储层黏土矿物含量为3%~12.5%，使用普通的水基压裂液极易造成黏土矿物膨胀，导致储层水敏伤害。据统计，水敏伤害普遍存在于鄂尔多斯盆地各大低渗砂岩气藏及致密砂岩气藏。（4）气藏埋深大，鄂尔多斯盆地气藏埋藏深度平均约为3000m，整体埋深较大，导致气藏温度较高，地应力较大，压裂施工中起裂压力较大。
目前水力压裂改造主要存在以下问题：（1）储层孔隙度、渗透率低，水力压裂施工时泵注压力高、压裂液返排率低。（2）气藏地层压力系数低，压裂施工时需要进一步补充地层能量。（3）储层孔喉细小，黏土矿物含量高，极易发生水敏等储层伤害。针对鄂尔多斯盆地水力压裂施工存在的问题，拟开展CO2压裂技术的适用性研究。
2 实验部分 2.1 实验样品及仪器以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例，实验岩样选取致密砂岩盒8段露头岩心，采用砂线切割机加工成20cm×20cm×20cm的立方体。在露头岩心样品横截面中心设置模拟井筒，采用裸眼完井方式，井筒半径为0.8cm，高度为10cm。为避免岩样自身发育裂缝对实验结果产生影响，选用表面没有明显裂缝或裂缝较少的露头岩心样品，压裂液体系为瓜尔胶和滑溜水压裂液，其基液黏度分别为37.5mPa·s、8.9mPa·s。
实验仪器包括：真三轴水力压裂设备、CT扫描设备、压裂监测设备和泡沫发生器。
2.2 实验方案为模拟致密砂岩储层水平井压裂的地应力状态，垂向应力（σv）和最大水平主应力（σH）垂直于井筒轴线，最小水平主应力（σh）平行于井筒轴线。在加载三轴应力的过程中，首先施加最小水平主应力，而后施加最大水平主应力，最后施加垂向应力，实验流程图如图 1所示。
|
图 1 大尺寸真三轴压裂模拟实验流程图 Fig. 1 Work flow for large-sized true triaxial fracturing simulation experiment |
以鄂尔多斯盆地致密砂岩为例，其水平应力差为3MPa（σv=18MPa、σH=15MPa、σh=12MPa），制定实验方案如表 2所示，开展对比实验水力压裂1组、CO2前置压裂2组（考虑前置压裂时CO2状态难以捕捉，为保证实验结果的准确性，设置2组进行对比）、CO2泡沫压裂3组和CO2伴注压裂6组。表 2为考虑不同注入方式、排量、压裂液体系对裂缝形态的影响。F1—F6号岩心露头为相同排量下研究不同压裂方式对其破岩机理的影响。F7—F8、F9—F10、F11—F12号露头分别为相同伴注比例条件下，不同压裂液体系对裂缝形态的影响。
|
|
表 2 CO2压裂露头岩心样品实验方案对比表 Table 2 Comparison of CO2 fracturing experimental schemes for outcrop core samples |
压裂排量参数转化遵循室内—现场等效转换，依据相似准则分析，现场施工排量换算为室内实验排量时，需考虑尺寸相似、运动相似和雷诺相似准则，本次实验使用相似准则[37-38]，如公式（1）所示，实验参数转换示意图如图 2，参数转化结果如表 3所示。
| $ Q_{\mathrm{m}}=\frac{\rho_{\mathrm{m}} L_{\mathrm{m}} R_{\mathrm{m}}^2}{\rho_{\mathrm{n}} L_{\mathrm{n}} R_{\mathrm{n}}^2} Q_{\mathrm{n}} $ | (1) |
|
图 2 实验参数转换示意图 Fig. 2 Schematic experimental parameters conversion |
|
|
表 3 实验参数转换结果表 Table 3 Experimental parameters conversion results |
式中 Qm——实验系统流体流量，m3/min；
Qn——现场实际流体流量，m3/min；
ρm——实验压裂液密度，g/cm3；
ρn——现场压裂液密度，g/cm3；
Lm——实验裂缝高度，m；
Ln——现场裂缝高度，m；
Rm——实验井筒内径，mm；
Rn——现场井筒内径，mm。
为评价裂缝复杂程度，引入Box-counting分形维数[39-41]来评价：
| $ D_{\mathrm{f}}=\lim\limits_{\varepsilon \rightarrow 0} \frac{\log N(\varepsilon)}{\log \frac{1}{\varepsilon}} $ | (2) |
式中 Df——分形维数，其范围在1~2之间，值越大，裂缝形态越复杂；
ε——网格步长，cm。
3 实验结果与分析由岩石施工压力—时间曲线整体看来（图 3），压裂过程中存在空腔填充、压力增加、压力降低、压力稳定4个阶段。F1号露头岩心为清水压裂的实验结果（对比实验），破裂压力为24.8MPa，其形成的裂缝形态如图 4a所示，裂缝垂直于井筒起裂，沿井筒向两侧扩展，形成非平面的斜交缝，裂缝沿最大水平主应力方向扩展较为明显。结合施工压力—时间曲线，F1号露头岩心整体未压裂开，裂缝形态主要为交叉的斜交缝，形成简单的缝网，压裂过程中起裂压力较高，计算分形维数Df为1.1。
|
图 3 露头岩心泵压—时间曲线图 Fig. 3 Pump pressure—time duration curve of outcrop core |
|
图 4 露头岩心裂缝形态图 Fig. 4 Fracture pattern of outcrop core sample |
通过F1—F12露头岩心的实验结果（表 4）可知，CO2压裂方式的破裂压力均小于水力压裂；CO2前置压裂的破裂压力最低，其次为CO2伴注压裂，CO2泡沫压裂的破裂压力较高。结合破裂前后的露头岩心观察来看，不同破裂方式的裂缝形态以斜交缝为主，形成分支缝，部分露头岩心的层理缝被压裂开，同时利用分形维数来表示裂缝的复杂程度，其中分形维数越大，裂缝越复杂；CO2前置压裂后平均分形维数为1.23，形成非平面的横切缝和斜交缝，裂缝沿最大水平主应力方向扩展较为明显，形成分支缝，裂缝网络复杂；CO2泡沫压裂后分形维数平均为1.18，破岩后在主缝周围有分支缝形成，同时部分层理缝被压裂开，裂缝张开程度较大，缝网较复杂；CO2伴注压裂整体分形维数平均为1.17，破岩后主要形成非平面的斜交缝，部分层理缝被压裂开，裂缝相对复杂。
|
|
表 4 不同压裂方式裂缝形态表 Table 4 Fracture patterns with different fracturing methods |
CO2前置压裂的F2号和F3号露头岩心的破裂压力分别为8.9MPa和10.3MPa，平均为9.6MPa。CO2泡沫压裂过程中，泡沫质量为55%时，露头岩心的破裂压力为22.3MPa；当泡沫质量为65%时，露头岩心破裂压力为18.3MPa；当泡沫质量为75%时，露头岩心破裂压力为13.6MPa。随着泡沫质量的增加，露头岩心的破裂压力逐渐降低，CO2泡沫破裂压力范围在水力压裂和CO2前置压裂破裂压力范围之间。
CO2伴注比为25%时，瓜尔胶和滑溜水压裂液体系的破裂压力分别为17.6MPa和16.7MPa；CO2伴注比为33%时，瓜尔胶和滑溜水压裂液体系的破裂压力分别为15.7MPa和14.2MPa；CO2伴注比为40%时，瓜尔胶和滑溜水压裂液体系的破裂压力分别为12.3MPa和11.8MPa。整体来看，随着CO2伴注比例的增加，露头岩心的破裂压力逐渐降低；瓜尔胶压裂液体系由于黏度较大，导致破裂压力总是高于滑溜水压裂液体系的破裂压力。
4 数值模拟结果讨论基于斯伦贝谢Petrel地质压裂一体化平台中的Kinetix模块，模拟不同CO2注入方式下的裂缝扩展规律。其地质建模思路为依据单井的基础测井数据计算得到模拟所需的关键参数，如孔隙度、渗透率、含水饱和度等，将这些参数导入Petrel平台后，建立单井的地质模型。压裂模型通常采用地质力学与流体流动耦合的数值模拟方法（图 5），主要是从压裂工艺及压裂参数优化两方面入手，裂缝的几何形态（长、宽、高）和走向是影响压裂效果的主要因素之一，因此在模拟过程中尽可能准确地描述水力压裂的裂缝几何形态对水力压裂设计有着重要的意义。
|
图 5 压裂模型参数设置流程图 Fig. 5 Flow chart for parameter setting in fracturing model |
以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩为例，该储层埋深为3000m，气藏厚度为10m，含气饱和度为0.52，储层渗透率为0.73mD，孔隙度为8%，杨氏模量为34GPa，泊松比为0.22，水平主应力差为3MPa，地层压力为24MPa。通过物理模拟研究结果可知，对于CO2前置压裂，在裂缝起裂和扩展过程中的主要影响因素有CO2排量等；对于CO2泡沫压裂，其主要影响因素有泡沫质量等；对于CO2伴注压裂，其主要影响因素有伴注比例、压裂液黏度，因此针对CO2 3种不同的注入方式，详细的模拟方案设计如表 5所示。
|
|
表 5 模拟方案变量设计表 Table 5 Variable design for simulation scheme |
参考长庆区域不同低压区块CO2前置注入工艺模式与参数设计，单段CO2注入量以80~150m3为主。本模拟以CO2注入量为90m3为例，模拟不同排量下CO2前置裂缝扩展的三维图像与二维图像（表 6）。结果表明随着CO2排量增大，裂缝更容易延伸和扩展，有利于携砂阶段支撑剂铺置和运移。这是由于CO2前置排量越大，施工压力随着增大，裂缝延伸的净压力越大，越有利于裂缝的延伸与扩展，同时二维图像分形维数随排量变化而增大。
|
|
表 6 不同CO2排量条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 6 3D and 2D fracture patterns with different CO2 displacements |
以CO2排量6m3/min为例，模拟不同CO2注入量下，裂缝扩展结果的三维图像与二维图像（表 7）。结果表明CO2注入量越大，裂缝更容易延伸和扩展，有利于沟通天然裂缝，形成更大的改造规模。
|
|
表 7 不同CO2注入量条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 7 3D and 2D fracture patterns with different CO2 injection amounts |
为了分析不同CO2排量、注入量对压裂改造效果的影响，笔者模拟了3种不同CO2排量、注入量下，压裂裂缝的改造体积、导流能力、裂缝高度结果。由图 6所示，在不同前置CO2注入量下，裂缝改造体积、导流能力和裂缝高度均随排量的增大而逐渐增大；随CO2注入量的增加，改造体积、导流能力和裂缝高度均逐渐增加，裂缝高度随注入量和排量变化幅度不大。
|
图 6 裂缝改造体积、导流能力、裂缝高度随CO2排量变化图 Fig. 6 Changes of fracturing reconstruction volume, diversion capacity and fracture height with CO2 displacement |
泡沫压裂液是通过不连续的气相分布在含有发泡剂的连续液相中而形成的两相混合压裂液，具有黏性大、携砂能力强、滤失小、对地层伤害低、易返排等特点。以泡沫质量55%为例，模拟不同排量裂缝三维图像与二维图像（表 8）。压裂液排量越大，越有利于裂缝的延伸扩展，裂缝长度越大。
|
|
表 8 不同压裂液排量条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 8 3D and 2D fracture patterns with different fracturing fluid displacements |
以排量为4m3/min为例，模拟不同泡沫质量下，压裂裂缝结果的三维图像与二维图像（表 9）。结果表明泡沫质量越大，压裂液黏度越大，滤失量越小，裂缝网络改造规模随泡沫质量增大而增大。
|
|
表 9 不同泡沫质量条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 9 3D and 2D fracture patterns with different foam masses |
图 7为3种不同排量、不同泡沫质量下，压裂裂缝的改造体积、导流能力及裂缝高度数值模拟结果。在相同排量条件下，裂缝改造体积和裂缝高度均随泡沫质量的增大而增大，裂缝导流能力随泡沫质量的增加呈现非单调变化，在泡沫质量为65%时，有着最高的导流能力。在相同泡沫质量条件下，裂缝改造体积和裂缝高度随排量的增大而增大，但裂缝导流能力与排量没有明确规律性。
|
图 7 裂缝改造体积、导流能力与裂缝高度随泡沫质量变化图 Fig. 7 Changes of fracturing reconstruction volume, diversion capacity and fracture height with foam mass |
一些学者研究表明伴注比例与压裂液的黏度呈正相关，伴助比例越大越有利于裂缝的延伸与扩展，同时更利于压裂液的携砂，但通常伴注比例越大，会增加能源消耗和操作成本。因此，对于CO2伴注压裂，需要优化伴注比例大小，避免增加额外的操作成本，而没有带来实际效益。笔者以压裂液黏度2mPa·s为例，模拟不同排量下裂缝三维图像与二维图像（表 10）。结果表明随着CO2伴注比例增大，二维图像分形维数无明显变化规律。
|
|
表 10 不同伴注比例条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 10 3D and 2D fracture patterns with different associated injection ratios |
表 11为CO2伴注比例为20%，不同压裂液黏度下裂缝扩展的三维图像与二维图像。结果表明压裂液黏度越大，二维图像分形维数随之减小，裂缝网络复杂度降低，不利于裂缝向横向方向延伸。
|
|
表 11 不同压裂液黏度条件下裂缝三维图像与二维图像特征表 Table 11 3D and 2D fracture patterns with different viscosities of fracturing fluids |
图 8为3种不同伴注比例、4种不同压裂液黏度下，压裂裂缝的改造体积、导流能力、裂缝高度结果。在相同伴注比例下，导流能力和裂缝高度均随着伴注黏度的增大而不断增大，改造体积在压裂液黏度为8mPa·s时，达到最大；裂缝导流能力和裂缝高度随伴注比例的变化无明显规律性，裂缝改造体积随伴注比例的增大而增大。
|
图 8 裂缝改造体积、导流能力与裂缝高度随压裂液黏度变化图 Fig. 8 Changes of fracture reconstruction volume, diversion capacity and fracture height with viscosity of fracturing fluids |
笔者将不同压裂方式物理和数值模拟结果二维图像的分形维数进行统计，如表 12、表 13所示。对于物理模拟，CO2前置压裂方式形成的裂缝最为复杂，CO2泡沫压裂形成的裂缝较为复杂，而CO2伴注压裂方式形成的裂缝较为简单。对于数值模拟，CO2前置压裂方式形成的裂缝二维图像平均分形维数最大，CO2泡沫压裂形成的裂缝二维图像平均分形维数较大，而CO2伴注压裂方式形成的裂缝二维图像平均分形维数较小，这与物理模拟结果吻合。
|
|
表 12 不同压裂方式物理模拟结果分形维数统计表 Table 12 Fractal dimension statistics of physical simulation results with different fracturing methods |
|
|
表 13 不同压裂方式数值模拟结果分形维数统计表 Table 13 Fractal dimension statistics of numerical simulation results with different fracturing methods |
针对低压致密储层，结合不同区块低压储层地质特征与埋深差异，建立单井CO2前置增能增压模型，优化注入比例与单段注入量，确保充分发挥CO2前置的高效增能作用。苏里格气田致密砂岩储层参数第4节已述，单段注入CO2比例为10%~20%，单段注入量为90~150m3，注入排量为5~6m3/min，加砂量为60~80m3。该地区试验5口井，压裂后一次喷通率由52%上升100%，累计排液时长由626h下降至564h，排液周期下降3~5天，试气平均无阻明显提高，由32.8×104m3/d上升至43.86×104m3/d，无阻流量较邻井提高30%以上。图 9显示5口试验井生产232天平均日产气量为0.85×104m3，对比井生产232天，平均日产气量为0.70×104m3，试验井投产效果较邻井提升20%。现场实测高频压力监测表明CO2前置具有较强破岩造缝特性，水平井多簇裂缝开启率95.7%，缝网形态系数由常规的0.45上升至0.56，裂缝复杂程度更高。
|
图 9 CO2前置压裂试验井与对比井数据对比图 Fig. 9 Data comparison between CO2 prepad fracturing test well and offset well |
（1）相比于常规清水压裂，CO2压裂岩石所需的破裂压力较低，CO2前置破裂压力最低，其次为CO2伴注压裂，最后为CO2泡沫压裂，CO2泡沫压裂过程中，随着泡沫质量的增加，露头岩心的破裂压力逐渐降低；CO2伴注压裂过程中，随着CO2伴注比例的增加，露头岩心的破裂压力逐渐降低，但均大于CO2前置压裂的破裂压力，瓜尔胶压裂液体系由于黏度较大，其破裂压力总是高于滑溜水压裂液体系的破裂压力。
（2）CO2压裂更易形成复杂裂缝，整体上CO2前置压裂缝网最复杂，其次为CO2泡沫压裂，最后为CO2伴注压裂。相比于常规清水压裂所形成的简单缝网，CO2前置压裂后能形成非平面的横切缝和斜交缝，缝网形态复杂，平均分形维数为1.23。CO2泡沫压裂在主缝周围有分支缝形成，同时部分层理缝被压开，裂缝张开程度较大，其分形维数为1.18。CO2伴注压裂主要形成非平面的斜交缝，露头岩心发生多次起裂，裂缝相对复杂，分形维数为1.17。
（3）通过数值模拟可知：CO2前置压裂时裂缝改造体积、导流能力和裂缝高度均随排量和CO2用量的增大而逐渐增大，但裂缝高度随注入量和排量变化幅度不大，应尽可能提高排量和CO2注入量，增大裂缝改造规模。CO2泡沫压裂时裂缝改造体积和裂缝高度均随泡沫质量的增大而增大，而裂缝导流能力随着泡沫质量变化存在最优值。CO2伴注压裂时裂缝导流能力和裂缝高度均随着伴注黏度的增大而不断增大，改造体积随伴注黏度变化存在最优值，裂缝改造体积随伴注比例的增大而增大。
（4）针对致密气低压特征突出，压后普遍排液困难，排液周期长，CO2压裂具有增能助排、降低伤害、置换甲烷等优势，CO2前置压裂试验井压后一次喷通率、试气无阻流量较邻井明显提高，试验井投产效果提升20%。
| [1] |
贾承造, 郑民, 张永峰. 中国非常规油气资源与勘探开发前景[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(2): 129-136. Jia Chengzao, Zheng Min, Zhang Yongfeng. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(2): 129-136. |
| [2] |
邹才能, 朱如凯, 吴松涛, 等. 常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望: 以中国致密油和致密气为例[J]. 石油学报, 2012, 33(2): 173-187. Zou Caineng, Zhu Rukai, Wu Songtao, et al. Types, characteristics, mechanisms and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulation: a case study of tight oil and gas in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(2): 173-187. |
| [3] |
邹才能, 赵群, 张国生, 等. 能源革命: 从化石能源到新能源[J]. 天然气工业, 2016, 36(1): 1-10. Zou Caineng, Zhao Qun, Zhang Guosheng, et al. Energy revolution: from a fossil energy era to a new energy era[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(1): 1-10. |
| [4] |
张磊, 康钦军, 姚军, 等. 页岩压裂中压裂液返排率低的孔隙尺度模拟与解释[J]. 科学通报, 2014, 59(32): 3197-3203. Zhang Lei, Kang Qinjun, Yao Jun, et al. The explanation of low recovery of fracturing fluid in shale hydraulic fracturing by pore-scale simulation[J]. Chinese Science Bulletin, 2014, 59(32): 3197-3203. |
| [5] |
刘杰, 周雪, 孙昆, 等. 油井压裂液返排率提高技术研究现状[J]. 延安大学学报(自然科学版), 2014, 33(1): 88-91. Liu Jie, Zhou Xue, Sun Kun, et al. Research status of technology for improving the return rate of oil well fracturing fluid[J]. Journal of Yan'an University (Natural Science Edition), 2014, 33(1): 88-91. |
| [6] |
马泽元, 胥云, 翁定为, 等. 水平井体积改造井距和簇间距优化研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2024, 46(2): 114-124. Ma Zeyuan, Xu Yun, Weng Dingwei, et al. Well spacing and cluster spacing optimization for horizontal well volume stimulation[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2024, 46(2): 114-124. |
| [7] |
徐波, 王振华, 宋婷, 等. 致密砂岩储层可压裂性测井评价方法[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(6): 57-64. Xu Bo, Wang Zhenhua, Song Ting, et al. Logging evaluation method of fracturability of tight sandstone reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(6): 57-64. |
| [8] |
孙强, 张翼飞, 于春磊, 等. 低渗透砂岩储层压驱裂缝起裂及扩展特征实验研究[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(6): 160-167. Sun Qiang, Zhang Yifei, Yu Chunlei, et al. Experimental study on fracture initiation and propagation characteristics caused by pressure drive in low-permeability sandstone reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(6): 160-167. |
| [9] |
邓美洲, 牛娜, 尹霜, 等. 各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测模型[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(3): 99-111. Deng Meizhou, Niu Na, Yin Shuang, et al. Gas-water two-phase productivity prediction model of multistage fractured horizontal wells in anisotropic tight sandstone gas reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(3): 99-111. |
| [10] |
刘合, 王峰, 张劲, 等. 二氧化碳干法压裂技术: 应用现状与发展趋势[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(4): 466-472. Liu He, Wang Feng, Zhang Jin, et al. Fracturing with carbon dioxide: application status and development trend[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(4): 466-472. |
| [11] |
王香增, 吴金桥, 张军涛. 陆相页岩气层的CO2压裂技术应用探讨[J]. 天然气工业, 2014, 34(1): 64-67. Wang Xiangzeng, Wu Jinqiao, Zhang Juntao. Application of CO2 fracturing technology for terrestrial shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(1): 64-67. |
| [12] |
谭明文, 何兴贵, 张绍彬, 等. 泡沫压裂液研究进展[J]. 钻采工艺, 2008, 31(5): 129-132. Tan Mingwen, He Xinggui, Zhang Shaobin, et al. Study and applications status of foam fracturing liquid[J]. Drilling & Production Technology, 2008, 31(5): 129-132. |
| [13] |
刘漪雯, 付美龙, 王长权, 等. CO2驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(2): 79-85. Liu Yiwen, Fu Meilong, Wang Changquan, et al. Influence of different injection methods of CO2 flooding on flow capacity of low permeability reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(2): 79-85. |
| [14] |
郑文宽, 张世明, 李宗阳, 等. CO2驱不同注采模式提高采收率实验研究[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(2): 86-93. Zheng Wenkuan, Zhang Shiming, Li Zongyang, et al. Experimental study on enhanced oil recovery by different injection-production modes of CO2 flooding[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 86-93. |
| [15] |
Zhao Jinzhou, Wu Tong, Pu Wanfen, et al. Application status and research progress of CO2 fracturing fluid in petroleum engineering: a brief review[J]. Petroleum, 2024, 10(1): 1-10. DOI:10.1016/j.petlm.2023.12.001 |
| [16] |
高明, 孙盈盈, 尹恒飞, 等. 二氧化碳捕集、驱油与埋存技术进展及前景展望[J]. 石油科技论坛, 2024, 43(4): 58-65. Gao Ming, Sun Yingying, Yin Hengfei, et al. Progress and prospect of CCUS-EOR technology[J]. Petroleum Science and Technology Forum, 2024, 43(4): 58-65. |
| [17] |
王海柱, 李根生, 郑永, 等. CO2前置压裂技术现状与展望[J]. 石油学报, 2020, 41(1): 116-126. Wang Haizhu, Li Gensheng, Zheng Yong, et al. Research status and prospects of supercritical CO2 fracturing technology[J]. Acta Petrolei Sinica, 2020, 41(1): 116-126. |
| [18] |
宋振云, 苏伟东, 杨延增, 等. CO2干法加砂压裂技术研究与实践[J]. 天然气工业, 2014, 34(6): 55-59. Song Zhenyun, Su Weidong, Yang Yanzeng, et al. Experimental studies of CO2/sand dry-frac process[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(6): 55-59. |
| [19] |
任立新, 吴晓东, 王世军, 等. 蒸汽吞吐伴注CO2特超稠油藏开发方法研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2011, 33(5): 136-140. Ren Lixin, Wu Xiaodong, Wang Shijun, et al. Research on the development method of ultra-heavy reservoir with steam huff and puff with CO2 injection[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2011, 33(5): 136-140. |
| [20] |
张传宝, 李宗阳, 张东, 等. CO2驱油藏工程研究进展及展望[J]. 油气地质与采收率, 2024, 31(5): 142-152. Zhang Chuanbao, Li Zongyang, Zhang Dong, et al. Research progress and prospects of reservoir engineering by CO2 flooding[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2024, 31(5): 142-152. |
| [21] |
曹小朋, 熊英, 冯其红, 等. 低渗透—致密油藏CO2驱油与封存协同评价方法[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(2): 44-52. Cao Xiaopeng, Xiong Ying, Feng Qihong, et al. Collaborative evaluation method of CO2 flooding and storage in low-permeability and tight reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 44-52. |
| [22] |
陈欢庆. CO2驱油与埋存技术新进展[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(2): 18-26. Chen Huanqing. New progress of CO2 flooding and storage technology[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 18-26. |
| [23] |
王香增, 杨红, 王伟, 等. 低渗透致密油藏CO2驱油与封存技术及实践[J]. 油气地质与采收率, 2023, 30(2): 27-35. Wang Xiangzeng, Yang Hong, Wang Wei, et al. Technology and practice of CO2 flooding and storage in low-permeability tight reservoirs[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2023, 30(2): 27-35. |
| [24] |
王振铎, 王晓泉, 卢拥军. CO2泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用[J]. 石油学报, 2004, 25(3): 66-70. Wang Zhenduo, Wang Xiaoquan, Lu Yongjun. Application of carbon dioxide foam fracturing technology in low-permeability and low-pressure gas reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2004, 25(3): 66-70. |
| [25] |
万志杰. 芦岭煤矿煤层气井伴注液态CO2辅助水力压裂技术研究[J]. 中国煤炭地质, 2019, 31(7): 32-34, 47. Wan Zhijie. Study on CBM well hydraulic fracturing with assistant liquid CO2 concomitant injection in Luling coalmine[J]. Coal Geology of China, 2019, 31(7): 32-34, 47. |
| [26] |
刘磊. 煤层气井水力压裂液氮伴注与CO2驱替技术研究[J]. 煤炭工程, 2020, 52(4): 124-129. Liu Lei. Liquid nitrogen injection and CO2 displacement in hydraulic fracturing of CBM well-s[J]. Coal Engineering, 2020, 52(4): 124-129. |
| [27] |
陈海涌, 苏伟东, 武月荣, 等. 深层煤岩气二氧化碳泡沫压裂压后评价方法[J]. 钻采工艺, 2024, 47(3): 97-101. Chen Haiyong, Su Weidong, Wu Yuerong, et al. Post-fracturing evaluation method of the deep coal bed methane reservoir stimulated with CO2/foam fracturing technology[J]. Drilling & Production Technology, 2024, 47(3): 97-101. |
| [28] |
李根生, 王海柱, 沈忠厚, 等. CO2前置射流在石油工程中应用研究与前景展望[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2013, 37(5): 76-80, 87. Li Gensheng, Wang Haizhu, Shen Zhonghou, et al. Application investigations and prospects of supercritical carbon dioxide jet in petroleum engineering[J]. Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition), 2013, 37(5): 76-80, 87. |
| [29] |
王涛. CO2蓄能压裂技术研究进展综述[J]. 化工管理, 2019(33): 111. Wang Tao. Research progress of CO2 storage fracturing technology is reviewed[J]. Chemical Enterprise Management, 2019(33): 111. |
| [30] |
侯向前, 卢拥军, 张福祥, 等. CO2在非常规油气增产领域应用研究进展[J]. 油田化学, 2023, 40(2): 356-362. Hou Xiangqian, Lu Yongjun, Zhang Fuxiang, et al. Research progress on application of CO2, in unconventional oil and gas stimulation[J]. Oilfield Chemistry, 2023, 40(2): 356-362. |
| [31] |
王香增, 孙晓, 罗攀, 等. 非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践[J]. 岩性油气藏, 2019, 31(2): 1-7. Wang Xiangzeng, Sun Xiao, Luo Pan, et al. Progress and application of CO2 fracturing technology for unconventional oil and gas[J]. Lithologic Reservoirs, 2019, 31(2): 1-7. |
| [32] |
齐银, 薛小佳, 戴彩丽, 等. 页岩油储层前置CO2压裂返排提高原油动用机理: 以长庆油田为例[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2025, 40(1): 32-38. Qi Yin, Xue Xiaojia, Dai Caili, et al. Study on mechanism of improving recovery of shale oil by preposed CO2 fracturing: taking Changqing oilfield as an example[J]. Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition), 2025, 40(1): 32-38. |
| [33] |
杨坤, 杨胜来, 刘新月, 等. 页岩油储层渗吸及CO2吞吐提高采收率: 以吉木萨尔芦草沟组为例[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2024, 39(5): 1-9. Yang Kun, Yang Shenglai, Liu Xinyue, et al. Enhancing oil recovery of shale oil reservoirs through spontaneous imbibition and CO2 huff-puff: a case study of Lucaogou Formation in Jimsar[J]. Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition), 2024, 39(5): 1-9. |
| [34] |
张涛, 杨若凡, 常文杰, 等. CO2伴生气混合过程的数值模拟研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2023, 45(3): 143-153. Zhang Tao, Yang Ruofan, Chang Wenjie, et al. Numerical simulation of CO2 associated gas mixing process[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2023, 45(3): 143-153. |
| [35] |
段志强, 夏辉, 王龙, 等. 鄂尔多斯盆地庆阳气田山1段储集层特征及控制因素[J]. 新疆石油地质, 2022, 43(3): 285-293. Duan Zhiqiang, Xia Hui, Wang Long, et al. Reservoir characteristics and controlling factors of Shan 1 Member in Qingyang gas field, Ordos Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2022, 43(3): 285-293. |
| [36] |
夏辉, 王龙, 张道锋, 等. 鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山西组1段层序结构与沉积演化及其控制因素[J]. 石油与天然气地质, 2022, 43(6): 1397-1412. Xia Hui, Wang Long, Zhang Daofeng, et al. Sequence architecture, sedimentary evolution and controlling factors of the Permian Shan-1 Member, Qingyang gas field, southwestern Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2022, 43(6): 1397-1412. |
| [37] |
孔祥伟, 严仁田, 许洪星, 等. 基于真三轴物理模拟多簇裂缝均衡起裂及延伸规律实验[J]. 天然气地球科学, 2023, 34(7): 1123-1136. Kong Xiangwei, Yan Rentian, Xu Hongxing, et al. Experimental study on equilibrium initiation and extension of multiple clusters of fractures based on true triaxial physical simulation[J]. Natural Gas Geoscience, 2023, 34(7): 1123-1136. |
| [38] |
伊向艺, 吴红军, 林笑, 等. 相似准则在管流摩阻系数测试中的应用[J]. 科学技术与工程, 2012, 12(27): 6901-6903. Yi Xiangyi, Wu Hongjun, Lin Xiao, et al. Application of similar standards in pipe flow coefficient of friction resistance test[J]. Science Technology and Engineering, 2012, 12(27): 6901-6903. |
| [39] |
张增宝, 孟宪波, 黄滚, 等. 水平应力差异系数对水力压裂裂缝形态的影响研究[J]. 煤矿安全, 2025, 56(4): 37-42. Zhang Zengbao, Meng Xianbo, Huang Gun, et al. Study on the influence of horizontal stress difference coefficient on hydraulic fracturing fracture[J]. Safety in Coal Mines, 2025, 56(4): 37-42. |
| [40] |
石俊, 张翔, 杨俊. 基于裂缝分形的气/水压裂裂缝起裂扩展对比分析[J]. 非常规油气, 2024, 11(6): 118-124. Shi Jun, Zhang Xiang, Yang Jun. Comparative analysis of gas/water fracturing crack extension based on fracture fractality[J]. Unconventional Oil & Gas, 2024, 11(6): 118-124. |
| [41] |
刘圣鑫, 付汇琪, 冯兴强, 等. 致密砂岩裂缝网络复杂性及其影响因素研究[J]. 地质力学学报, 2024, 30(4): 563-578. Liu Shengxin, Fu Huiqi, Feng Xingqiang, et al. Fracture network complexity of tight sandstone and its influencing factors[J]. Journal of Geomechanics, 2024, 30(4): 563-578. |