基于不同天然裂缝形态的页岩SC-CO2压裂裂缝多场耦合扩展机制

何飞鹏; 许冬进; 冒海军; 印文龙; 牛书祺; 徐志文; 吴坤; 郭泽辰; 陈和平

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506889

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (24) :10363-10373 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506889

石油、天然气工业

基于不同天然裂缝形态的页岩SC-CO₂压裂裂缝多场耦合扩展机制

何飞鹏 ¹^,² ,
许冬进 ¹^,²^,^* ,
冒海军 ³ ,
印文龙 ¹^,² ,
牛书祺 ¹^,² ,
徐志文 ¹^,² ,
吴坤 ¹^,² ,
郭泽辰 ¹^,²^,³ ,
陈和平 ⁴

作者信息 +

Mechanisms of Fracture Propagation in Shale with Various Natural Fracture Morphologies under Multi-physics Coupling during Supercritical CO₂ Fracturing

HE Fei-peng ¹^,² ,
XU Dong-jin ¹^,²^,^* ,
MAO Hai-jun ³ ,
YIN Wen-long ¹^,² ,
NIU Shu-qi ¹^,² ,
XU Zhi-wen ¹^,² ,
WU Kun ¹^,² ,
GUO Ze-chen ¹^,²^,³ ,
CHEN He-ping ⁴

Author information +

文章历史 +

摘要

为准确预测天然裂缝发育页岩储层中超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,SC-CO₂)压裂裂缝扩展行为,建立热-流-固-损伤(thermal-hydraulic-mechanical-damage,THMD)耦合数值模型,系统探究不同天然裂缝形态对裂缝扩展的影响机制。结果表明:与无天然裂缝工况相比,平行裂缝引导主裂缝定向扩展,宽度平均增大17.44%,转向概率低于5%;交叉裂缝转向概率达20%以上,压裂后期裂缝宽度波动显著;阶梯网状裂缝诱发多级滑移与非连续扩展,起裂压力降至18.41 MPa,分叉概率为55%~60%。据此提出差异化压裂优化策略:平行区采用高温大排量注入,交叉区实施阶梯增压与纳米降滤剂,阶梯网状区应用复合支撑剂与增黏技术。现场试验显示,优化后SC-CO₂压裂有效改造体积提升13%,日产油峰值提高41%。可见,基于天然裂缝形态的适配压裂设计可显著提升缝网稳定性与原油采收率。

Abstract

To accurately predict the propagation behavior of supercritical carbon dioxide (SC-CO₂) fracturing fractures in shale reservoirs with natural fractures, was established a thermal-hydraulic-mechanical-damage (THMD) coupled numerical model was to systematically investigate the influence mechanisms of different natural fracture morphologies on fracture propagation. Results show that compared to scenarios without natural fractures, parallel natural fractures promote directional propagation of the mian fracture with an average width increase of 17.44% and <5% deflection probability. Intersecting fractures cause over 20% deflection, with significant width fluctuations during late-stage fracturing. Stepped network fractures induce multi-stage slip and discontinuous propagation, reducing the initiation pressure to 18.41 MPa and showing a branching probability of 55%~60%. Morphology-adapted optimization strategies were proposed: high-temperature, large-displacement injection for parallel fractures, stepped pressure boosting and nano-filtrate reducers to control fracture bifurcation for high-angle intersections, and composite proppants/tackifier for stepped networks. Field implementation demonstrate that optimized SC-CO₂ fracturing increases effective stimulated volume by 13% and boosts peak daily oil production by 41%, confirming that morphology-adapted fracturing designs enhance fracture network stability and oil recovery efficiency.

Graphical abstract

关键词

页岩 / 天然裂缝形态 / 超临界二氧化碳压裂 / 热-流-固-损伤耦合(THMD) / 裂缝扩展

Key words

shale / natural fracture morphology / supercritical CO₂ fracturing / thermal-hydraulic-mechanical-damage (THMD) coupling / fracture propagation

引用本文

引用格式 ▾

何飞鹏, 许冬进, 冒海军, 印文龙, 牛书祺, 徐志文, 吴坤, 郭泽辰, 陈和平. 基于不同天然裂缝形态的页岩SC-CO₂压裂裂缝多场耦合扩展机制[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(24): 10363-10373 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506889

HE Fei-peng, XU Dong-jin, MAO Hai-jun, YIN Wen-long, NIU Shu-qi, XU Zhi-wen, WU Kun, GUO Ze-chen, CHEN He-ping. Mechanisms of Fracture Propagation in Shale with Various Natural Fracture Morphologies under Multi-physics Coupling during Supercritical CO₂ Fracturing[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(24): 10363-10373 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506889

登录浏览全文

4963

注册一个新账户忘记密码

随着全球能源需求的不断增长,油气资源的高效勘探与开发成为能源领域的关键课题。页岩油气是指赋存于页岩层系中的烃类,是非常规油气的重要组成^[1],因其分布广泛且全球储量丰富而备受关注。全球页岩油气勘探开发的重点区域集中在美国和中国^[2],中国陆相页岩表现为无机孔隙占主导,黏土矿物含量高,抗压性弱,夹层致密化趋势明显且伴随天然裂缝发育,增大了储层改造难度^[3]。采用传统水力压裂技术开发页岩油气资源面临诸多困难:一是页岩储层黏土含量高,水基压裂液会对储层造成伤害;二是多数页岩气所处区域水资源匮乏,限制了大排量水力压裂技术的应用;三是压裂液所含化学添加剂易对地下水资源造成严重污染^[4]。

针对上述问题,可采用二氧化碳(CO₂)替代水作为压裂液。当CO₂温度超过31.1 ℃且压力大于7.38 MPa时,将转变为超临界状态,其密度接近液体,黏度近似气体,在压裂过程中,CO₂会从裂缝向储层滤失,同时实现了CO₂的地质封存,有效缓解CO₂排放造成的温室效应^[5-7]。然而,天然裂缝的活动性会显著影响邻近压裂段的应力和温度分布,制约页岩储层超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,SC-CO₂)压裂改造成效。为准确评估其增产效果,必须深入研究在不同天然裂缝形态中裂缝起裂与扩展的多场耦合过程。

压裂研究普遍采用室内实验与数值模拟技术,由于室内实验存在尺寸效应的局限性,数值模拟技术被广泛应用于压裂设计与优化的研究^[8]。中外学者对压裂裂缝起裂与扩展的数值模拟开展了许多研究。Yang等^[9]在基于势能的PPR内聚区模型(Park-Paulino-Roesler potential-based cohesive zone model,PPR-CZM)中考虑孔隙压力的作用,进行煤岩水力压裂和SC-CO₂压裂的裂缝扩展模拟。李建民等^[10]基于块体离散元方法,构建了含层理弱面的地层数值模型,模拟不同层理的抗剪强度和抗拉强度条件下水力裂缝扩展行为。刘家庆等^[11]在流-固-损伤全耦合模型基础上,引入随机裂隙几何模型,研究溶腔水压对裂隙型岩溶突涌水机理与临界条件。Cheng等^[12]进一步模拟不同压裂流体类型对裂缝形态的影响,分析了层理面对裂缝扩展路径的作用。Yan等^[13]构建了流固耦合模型,研究物性参数及施工参数对SC-CO₂分阶段压裂的影响。Cai等^[14]在建立的诱导应变模型基础上,考虑了注入压力变化对SC-CO₂压裂过程中裂缝起裂与扩展的影响,验证了其在页岩气开采中的潜在优势。Jiang等^[15]在相场模型中考虑CO₂的作用,实现热-水-力学耦合,分析CO₂与水力压裂在裂缝形态和位移特性上的差异。索彧等^[16]基于内聚力单元建立了页岩气储层渗流-应力-断裂耦合模型,研究不同天然裂缝倾角、天然裂缝尺寸、应力差、压裂液排量和黏度下水力裂缝与天然裂缝扩展规律。尽管已有大量关于SC-CO₂压裂起裂与扩展的研究,但既有工作多集中于流固耦合水力压裂模型,忽略了损伤演化、天然裂缝形态和温度梯度的作用,导致热-流-固-损伤(thermal-hydraulic-mechanical-damage,THMD)耦合条件下SC-CO₂压裂在天然裂缝发育型页岩的行为机制尚不明确。

鉴于此,首先基于COMSOL Multiphysics 6.2平台,构建融合SC-CO₂动态热物性、页岩非均质性及THMD全耦合机制的数值模型,突破了传统流固耦合模型忽略损伤与温度场的局限;然后利用该模型系统揭示平行、交叉及阶梯网状三类天然裂缝形态对裂缝扩展路径、宽度与复杂性的差异化控制规律;最后基于上述机理认识,提出“形态适配”的差异化压裂参数优化设计策略。以期为裂缝发育页岩储层SC-CO₂压裂施工及决策提供理论指导。

1 页岩天然裂缝形态特征

页岩储层同时发育高角度裂缝和水平页理缝^[17],其天然裂缝系统按地质成因可分为构造缝与非构造缝两大类。构造缝作为裂缝系统主体,受区域构造应力场控制,其类型分为穿层剪切缝、顺层滑脱缝、复合缝和构造压溶缝四类^[18]。穿层剪切缝由剪切破裂形成,倾角大于70°,垂向穿透性强,贯穿多岩性层段,垂直井筒面上呈平直或微弯线状,成组平行排列或共轭“X”形交叉。顺层滑脱缝沿层理弱面剪切滑动形成,倾角小于30°,延伸受层理规模限制,垂直井筒面呈平直或舒缓波状,密集平行排列,构成层间滑脱面及渗流通道。复合缝为穿层剪切缝与顺层滑脱缝相互切割、连接的组合体,垂直井筒面呈现阶梯网状复杂形态。构造压溶缝通过压溶作用形成,垂直井筒面表现为尖锐锯齿状、波状或柱状,在构造高应变区形成网状或平行缝系。非构造缝主要受成岩演化与局部应力场驱动,通常发育局限、延伸短、规模小^[19],可分为成岩收缩缝、页理缝和超压破裂缝3种。

2 THMD耦合数学模型

2.1 模型假设

所提THMD耦合模型的基本假设如下:①采用三维模型中的二维截面,不考虑重力项且页岩处于压裂流体饱和状态;②多孔介质内的压裂流体具有可压缩性和黏性,忽略温度引起的压裂流体扩散效应^[20];③页岩基质呈线性弹性,关键地质力学参数会随损伤变化,以模拟损伤对地质力学特性的影响^[21];④采用局部热平衡理论描述岩石基质与损伤区域的热传递,认为同一位置处岩石基质与压裂流体不存在温差^[22];⑤由于研究重点在损伤演化,不考虑压裂流体的相变及流体与岩石的化学反应。

2.2 热-流-固-损伤控制方程

页岩是一种高黏土含量、层理发育显著、弹塑行为敏感的致密非均质岩体,其力学响应呈现出强烈的脆-塑转换特征与各向异性,破坏过程受天然裂缝分布及应力场耦合作用影响显著,导致裂缝演化路径的高度不确定性。因此,模型引入损伤演化机制、非均质性表征及热诱导应力扰动等因素,以真实反映页岩的力学响应特征和裂缝扩展规律。

考虑热应力应变及流体流动的温度控制方程^[23]为

(1)$\begin{array}{l} (\rho C)_{\mathrm{M}} \frac{\partial T}{\partial t}+\left(T_{0}+T\right) K^{\prime} \alpha_{\mathrm{T}} \frac{\partial \varepsilon_{\mathrm{T}}}{\partial t}-\rho_{1} C_{1}\left(T_{0}+T\right) \frac{k}{\mu} \nabla p \cdot \nabla T= \\ \quad \lambda_{\mathrm{M}} \nabla^{2} T \end{array}$

式(1)中:(ρC)_M为含流体多孔介质的体积热容,J/(m³·K);T为当前应力状态下的温度,K;t为时间,s;ε_T为热应变,无量纲;ρ_l为流体密度,kg/m³;C_l为流体的比热容,J/(kg·K);p为流体压力,Pa;·为向量的点乘;$ \nabla $为梯度算子;$ \nabla ^{2}$为拉普拉斯算子;T₀为零应力状态下的参考温度,K;α_T为基体热膨胀系数,K^-1;λ_M为综合导热系数,W/(m·K);k为页岩的渗透率,m²;μ为流体的动态黏度,Pa·s;K'为体积模量,Pa。

式(1)表征压裂过程中热输运与转化的平衡。其中,对流项$\rho_{1} C_{1}\left(T_{0}+T\right) k \nabla p / \mu $描述了SC-CO₂强流动性引发的剧烈热对流;热弹性项(T₀+T)K'α_T∂ε_T/∂t则量化了由体积应变诱发的热应力,这是SC-CO₂热扰动改变局部地应力场,进而影响裂缝扩展路径的关键物理过程。

考虑机械应力和温度作用的渗流控制方程^[24-25]为

(2)$-c_{1} \frac{\partial \varepsilon_{\mathrm{V}}}{\partial t}-c_{2} \frac{\partial T}{\partial t}+c_{3} \frac{\partial p}{\partial t}=\nabla\left(\frac{k}{\mu} \nabla p\right) $

式(2)中:c₁、c₂、c₃为页岩力学相关系数;ε_V为体积应变,无量纲。

该方程控制着SC-CO₂在孔隙-裂缝介质中的压力传播与质量守恒。引入流固耦合项c₁∂ε_V/∂t与热效应项c₂∂T/∂t,动态表征岩石变形与温度变化对孔隙压力的反馈机制。SC-CO₂极低的黏度与强压-温物性依赖关系通过变量k和μ嵌入本方程,共同决定了其优异的滤失与渗流特性。

应力-应变关系符合广义胡克定律,考虑孔隙压力与温度变化时线弹性体的静态平衡方程^[26-27]为

(3)Gu_i_,_jj+$\frac{G}{1-2v}$u_j_,_ji-αp_p-K'α_TT_,_i+f_i=0

式(3)中:G为剪切模量,Pa;f_i为沿i(i=x,y,z)方向的体积力,Pa;u_i为沿i(i=x,y,z)方向的位移,m;α为比奥系数,无量纲;p_p为孔隙压力,Pa;v为泊松比,无量纲;T_,i为温度T对第i个空间坐标的偏导数,K/m。

该方程描述了页岩介质在热-流-固多场耦合驱动下的力学响应。其孔隙压力梯度αp_p与温度梯度K'α_TT_,_i构成了裂缝起裂与扩展的核心驱动力。SC-CO₂压裂不仅通过流体压力张裂岩石,更通过冷却收缩显著改造原位应力场。

考虑页岩强烈非均质性及脆性易损特征,把页岩视为众多代表性单元体积(REV)的组合体,根据苏显蘅的研究发现页岩力学参数的最优分布形式是Weibull分布^[28],其概率密度函数定义^[29-30]为

(4)W(χ)=$\frac{b}{{\chi }_{0}}{\left(\frac{\chi }{{\chi }_{0}}\right)}^{b-1}$exp${\left(-\frac{\chi }{{\chi }_{0}}\right)}^{b}$

式(4)中:χ为力学参数,无量纲;χ₀为与所有代表性体积单元力学参数平均值相关的尺度参数,无量纲;b为异质性系数,无量纲。

该模型结合CT扫描数据进行页岩岩相分区,为不同区域分配差异化的χ₀和b,黏土富集区b值范围为5~10,硅质区b值范围为15~20。

当外界环境载荷大于页岩的极限屈服强度时,页岩将进入塑性变形阶段,发生拉伸与剪切破坏,导致页岩的损伤累积。在现有的最大拉应力准则和Mohr-Coulomb准则分别判断拉伸损伤与剪切损伤^[12,31]基础上加入裂缝尖端能量释放率条件,新准则如下。

(5)F₁=max(σ₁-f_t,G_I-G_IC)=0

(6)F₂=max$\left({\sigma }_{1}\frac{1+\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta }{1-\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}\theta }-{\sigma }_{3}-{f}_{\mathrm{c}},{G}_{\mathrm{I}\mathrm{I}}-{G}_{\mathrm{I}\mathrm{I}\mathrm{C}}\right)$=0

式中:F₁和F₂分别为拉伸损伤和剪切损伤的阈值函数;σ₁和σ₃分别为最大和最小主应力,Pa;f_t和f_c分别为单轴抗拉强度和单轴抗压强度,Pa;G_I和G_II分别为裂缝尖端拉伸和剪切能量释放率,Pa^-1,通过G_i=

${K}_{i}^{2}$

/E'计算,其中K_i为应力强度因子,E'为平面应变下的等效杨氏模量,GPa,G_IC和G_IIC分别为拉伸和剪切断裂韧性临界值;θ为内摩擦角,(°),针对页岩岩性取值35°。

为描述损伤演化过程,采用损伤状态变量D来表征损伤程度,其表达式为

(7)D=$\left\{\begin{array}{ll}0,& {F}_{1}<0,{F}_{2}<0\\ 1-{\left|{\epsilon }_{\mathrm{t}}/{\epsilon }_{1}\right|}^{2},& {F}_{1}=0,\mathrm{d}{F}_{1}>0\\ 1-{\left|{\epsilon }_{\mathrm{c}}/{\epsilon }_{3}\right|}^{2},& {F}_{2}=0,\mathrm{d}{F}_{2}>0\end{array}\right.$

式(7)中:ε_t和ε_c分别为拉伸和压缩应变;ε₁和ε₃分别为最大和最小主应变,Pa。

由于损伤具有不可逆性,该损伤变量仅在加载状态下增大,而在卸载状态下保持不变。

SC-CO₂的低黏度特性使其能更快进入裂缝尖端降低有效强度,该准则定义了页岩的破裂判据与损伤累积规律,引入能量释放率条件G_i>G_i_C确保了裂缝扩展的能量守恒,能更准确地预测裂缝穿越天然裂缝的行为。

2.3 页岩物性参数-损伤响应方程

页岩裂缝开度的演化由力学压缩与损伤扩张共同控制,可表示为

(8)w=w_r+(w₀-w_r)exp(-β${\sigma }_{\mathrm{n}}^{\mathrm{e}\mathrm{f}\mathrm{f}}$)+γD

式(8)中:w为裂缝的最终开度,mm;w₀和w_r分别为裂隙的初始开度与残余开度,mm;β为应力敏感系数,无量纲;

${\sigma }_{\mathrm{n}}^{\mathrm{e}\mathrm{f}\mathrm{f}}$

为裂缝面上的有效法向应力,Pa;γ为损伤诱导开度增益系数,无量纲。

采用损伤变量动态反映页岩在SC-CO₂压裂过程中的弹性模量(E)退化、孔隙度(ϕ)、渗透率(k)、岩石导热系数(λ_r)的非线性响应特性,其表达式分别如式(9)、式(10)^[32]、式(12)^[33]和式(13)所示。

(9)E=(1-D)E₀

式(9)中:E和E₀分别为损伤前后的弹性模量,Pa。

(10)ϕ=ϕ_r+(ϕ₀-ϕ_r)exp(-ξ

$\stackrel{-}{\sigma }$

式(10)中:ϕ_r为高有效应力下的残余孔隙度,无量纲;ϕ₀为零应力状态下的初始孔隙度,无量纲;

$\stackrel{-}{\sigma }$

'为平均有效应力,Pa;ξ为应力-孔隙度相关系数,无量纲,对于未受损和受损的REV,ξ需采用不同方法计算,其表达式为

(11)ξ=$\left\{\begin{array}{ll}{C}_{\mathrm{r}}/({\varphi }_{0}-{\varphi }_{\mathrm{r}}),& D=0\\ 1/{K}_{\mathrm{n}}({b}_{0}-{b}_{\mathrm{r}}),& D>0\end{array}\right.$

式(11)中:C_r为岩石基体的压缩系数,Pa^-1;K_n为裂隙的法向刚度,Pa/m。

(12)k=k₀${\left(\frac{\varphi }{{\varphi }_{0}}\right)}^{3}$exp(a_kD)

式(12)中:k和k₀分别为应力作用下及初始绝对渗透率,m²;a_k为损伤-渗透率相关系数,无量纲,取值为5^[34]。

(13)λ_r=λ_r0exp$\left(\frac{D}{{\alpha }_{\mathrm{T}}}\right)$

式(13)中:λ_r0为岩石的初始导热系数,W/(m·K);α_T为损伤-导热系数相关系数,无量纲,取值4。

3 模型实现与验证

3.1 几何构建

精确的三维模拟需要巨大求解规模和计算资源,目前研究通常采用三维模型中的二维截面^[15,34-35]。本文模型在截面构建平行、交叉、阶梯网状3种天然裂缝形态,其几何尺寸、初始/边界条件及关键参数如表1和图1所示(其中天然裂缝Biot系数参考文献[36],取1)。针对济阳坳陷博兴洼陷樊125井的页岩岩相以富灰型和混积型为主,埋深在3 000~3 200 m,地层温度100~130 ℃,压力系数1.2~2.0,水平应力差比范围为0.093~0.418^[37-39]。因此基准工况设定水平应力差比为0.3,对称边界施加辊支撑。基于强度弱化准则,页岩裂缝域渗透率和导热系数远高于基体,抗拉、抗剪强度降至基体的62%。为获得稳定平滑的裂缝形态,岩石基体域采用自由三角形网格划分,裂缝域采用映射网格划分,在钻孔边界网格极度细化。

3.2 模型计算

SC-CO₂的物理性质随温度压力显著变化,采用NIST REFPROP建立SC-CO₂流体模型,设定温度压力范围计算出动力黏度和导热系数等关键物性数据,应用三阶牛顿插值算法,并通过残差分析动态校验插值精度。求解器采用全耦合方法,同时求解所有涉及的物理场方程,THMD耦合过程如图2所示。

3.3 模型验证

通过构建与邹雨时等^[40]真三轴高温SC-CO₂压裂实验参数一致的模型,对比软件模拟的裂缝扩展结果与实验数据,验证模型准确性。

3.3.1 真三轴高温SC-CO₂压裂实验

实验使用龙马溪组80 mm×80 mm×100 mm露头页岩岩样。实验前,进行CT扫描明确天然裂缝分布,并测试孔隙度、渗透率和岩石力学参数(表2)。

步骤包括:钻取垂直层理孔眼,固结钢管模拟井筒,预留10 mm裸眼段;最大和最小水平主应力分别加载到18 MPa和10 MPa;缓慢热加载至80 ℃保持4 h模拟地温;按设计排量注入SC-CO₂,声发射监测破裂信号。实验后结合CT扫描、岩样剖分及荧光剂分布分析裂缝扩展形态。

3.3.2 结果对比

SC-CO₂压裂实验表明,裂缝均沿垂直于最小地应力方向扩展,且温度升高加剧热应力,对裂缝形态影响更显著。数值模拟显示,由于SC-CO₂热导率高,高温高压下形成自然对流,80 ℃时热应力促使裂缝首先沿垂直水平主应力方向起裂。随注入压力增加,裂缝扩展并形成分支,最终连通为裂缝网络。模拟中,上翼及左翼裂缝贯穿天然裂缝使其闭合,而下翼裂缝遇天然裂缝发生转向并使其开启扩展,此现象与实验结果吻合。

如图3所示,实验与模拟中,泵压均迅速增至破裂压力19.64 MPa后因裂缝扩展而下降,此过程反映了流体体积压缩、井筒聚集增压及向岩石内部渗透^[41]的特征,二者压力变化趋势基本一致,验证了模型准确性,可用于后续研究。

4 模拟结果与矿场应用

为系统分析不同天然裂缝形态对SC-CO₂压裂裂缝扩展的影响,以无天然裂缝页岩基质模型的模拟结果为基准,对比研究平行、交叉及阶梯网状三类天然裂缝形态下的裂缝扩展行为(图4),分析裂缝扩展路径及压力、温度等演化规律。为量化评价压裂效果,引入以下两个关键指标。

(1)裂缝复杂性指数(FCI)。用于表征裂缝网络的复杂程度,值越大,表明裂缝分支越多,形成的缝网越复杂,通常意味着更大的改造体积,其计算公式为

(14)FCI=$\frac{{S}_{\mathrm{f}\mathrm{r}}}{L}$

式(14)中:S_fr为分支裂缝数量,条;L为仅考虑沿最大水平主应力方向的理想单一主裂缝长度,m。

(2)裂缝尖端应力集中系数(K_t)。用于量化裂缝尖端局部的应力放大效应,是驱动裂缝起裂和转向的关键力学参数,计算公式为

(15)K_t=$\frac{{\sigma }_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}}{{\sigma }_{\mathrm{n}\mathrm{o}\mathrm{m}}}$

式(15)中:σ_max为裂缝尖端或边缘处的实际最大应力,Pa;σ_nom为远场最大水平主应力,Pa。

4.1 平行天然裂缝扩展影响

在天然裂缝与最大水平主应力方向近乎平行(θ<20°)的页岩中,SC-CO₂压裂裂缝扩展路径呈“准直性”,主裂缝高度受控于局部应力扰动与热应力梯度场。预存的平行裂缝系统对人工裂缝扩展具有强烈的引导效应:SC-CO₂优先沿天然裂缝壁面渗流并扩展,致使主裂缝宽度(3.72~8.94 mm)较基准工况(3.80~6.98 mm)平均增大了17.44%,同时,裂缝转向与分叉的概率被有效抑制至5%以下。这种定向延伸趋势反映裂缝导向机制的主控性,并与页岩层理顺应构造导致的脆性主导破裂行为相关。高温下(T>85 ℃),SC-CO₂黏度降低加剧渗流扩散,在扩散中期裂缝尖端应力集中系数约为基准工况的1.15倍,如图5所示,应力阴影效应使破裂压力下降了21.91%,反映天然裂缝改变局部应力的耦合作用。

4.2 交叉天然裂缝扩展影响

在交叉天然裂缝发育页岩中,SC-CO₂压裂裂缝受扰动显著,THMD耦合下裂缝多点起裂,路径呈“偏转+分支”特征。交角为45°时,人工裂缝转向概率60%~70%,形成多级分支,但与基准工况相比裂缝宽度在压裂后期波动大,原因是该阶段主裂缝在天然裂缝交叉点处应力集中与热力耦合,产生了局部流体回流现象。模拟还发现t=55~65 s为裂缝竞争性扩展高发期,此时裂缝尖端温差达12 ℃,热扰动增强了局部损伤演化,体现页岩脆性主控的非稳定破裂行为。

如图6所示,人工裂缝在遇到45°交角天然裂缝前后,其渗透率与孔隙度变化量分别达6.5×10^-18m²和7×10^-4,较15°交角(3.3×10^-18 m²、2×10^-4)显著增强,表明交角越大岩石非均质变化越明显,裂缝扩展的不确定性越强。总体来看,交叉状结构有助于裂缝复杂化与体积压裂增效,但也带来路径不稳定和孔渗波动等问题。

4.3 阶梯网状天然裂缝扩展影响

阶梯网状裂缝为非对称复合系统,体现页岩储层多期构造应力叠加。数值模拟显示压裂缝与阶梯网状裂缝呈现多级滑移与转向耦合机制。如图7所示,当注入压力为25 MPa时,主裂缝平均宽度(7.59 mm)较基准工况(6.36 mm)增加了19.33%,分叉概率达55%~60%,形成多级分支网络。热应力扰动加剧了损伤演化,其速率提高了约25%,在模拟中后期阶段,裂缝复杂性指数均超过0.07,与基准工况相比裂缝复杂程度明显增加,平均起裂压力降至18.41 MPa(图5)。该机制导致孔隙度在阶梯节点处剧烈变化,主裂缝非连续分段扩展,路径呈锯齿-分支形混合模式(图4)。

4.4 压裂参数优化设计

矿场压裂参数优化设计需依据天然裂缝形态进行差异化调控。对于平行状裂缝区,应实施高温大排量注入策略,利用SC-CO₂高温黏度降低的特性使裂缝尖端应力集中,刺激次生裂缝生成,大排量注入可扩大热扰动范围,构建以主导缝为主、次级缝辅助连通的稳定缝网结构。对于交叉状裂缝储层,高交角区采用阶梯式增压注入压裂液以补偿裂缝宽度损失;低交角区减小段长以增加改造体积;同时添加纳米降滤剂,抑制孔渗波动引起的裂缝分叉失控风险。对于阶梯网状裂缝区,可通过复合支撑技术(如不同粒径支撑剂组合)补偿导流能力损失;同时添加增黏剂提高SC-CO₂黏度,抑制多级滑移引发的缝网失稳。

4.5 现场试验

为验证基于天然裂缝形态的差异化压裂优化策略,在济阳坳陷古近系沙河街组三段富碳酸盐页岩^[42]层位开展了现场试验。目的层埋深约3 500 m,天然裂缝发育。根据成像测井和岩心分析,目标井Y-1水平段(1 739 m)天然裂缝以共轭交叉状为主(交角45°~60°的裂缝占比超过50%),同时存在部分平行状和阶梯网状裂缝,这种裂缝组合易导致压裂过程中裂缝转向和分叉,影响缝网稳定性。对照井Y-2(水平段长1 732 m)地质条件相似,采用常规水力压裂。

基于4.4节的优化策略,针对Y-1井交叉裂缝发育的特征,实施了SC-CO₂分段阶梯式增压压裂:在交叉裂缝高角度区(交角>45°)实施阶梯增压注入,初始注入压力为48.1 MPa,逐步提升至54.7 MPa,以补偿裂缝宽度损失;同时添加质量分数为3%的纳米SiO₂降滤剂,抑制流体滤失和孔渗波动。对于低交角区(交角<20°),将压裂段长由常规方案的62~70 m调整为57~88 m,以增加改造体积。Y-1井与Y-2井具体施工参数对比如表3所示。

如图8所示,压后监测结果显示优化设计取得了显著效果:Y-1井的裂缝平均延伸压力为100.5 MPa,较Y-2井(118.3 MPa)降低约15%,表明SC-CO₂压裂及优化设计有效降低了裂缝扩展阻力。微地震监测表明,Y-1井平均每段微地震事件数达161个,裂缝分叉点减少约26%,有效改造体积增至64.78×10⁴m³,较Y-2井(57.3×10⁴m³)提升13%,证实了复杂缝网的有效构建。从生产数据看,Y-1井日产油峰值达242 t,较Y-2井(171 t)提高41%,33个月累计产油超24 000 t,整体增产效果较好。

现场试验表明,基于天然裂缝形态的SC-CO₂压裂优化设计,能够有效降低施工压力、提升缝网复杂性与有效改造体积,并最终提高页岩油井的产能,不仅实现了技术增效与经济增产,同时用CO₂替代水资源,兼具显著的环境效益,验证了本文数值模拟结论及优化策略的现场适用性。

5 结论

基于THMD耦合及COMSOL Multiphysics求解偏微分方程探究不同天然裂缝形态下SC-CO₂压裂裂缝起裂与扩展行为,得到如下结论。

(1)建立一个刻画损伤演化与热扰动效应的THMD耦合模型。该模型整合了SC-CO₂动态物性及页岩非均质性,实现了对裂缝起裂与扩展过程中热-流-固-损伤多场交互作用的定量模拟,提升了预测准确性。

(2)系统揭示了不同天然裂缝形态对SC-CO₂压裂裂缝扩展的差异化控制机理。明确平行裂缝的导向扩宽效应、交叉裂缝的诱发转向与波动特性以及阶梯网状裂缝的促滑移、降起裂压力作用,深化了对复杂缝网形成机制的理解。

(3)提出了基于天然裂缝形态精细诊断的差异化压裂优化设计策略。针对3种典型裂缝形态,形成了高温大排量注入、阶梯增压与降滤剂协同及复合支撑与增黏技术的工艺对策,为现场实现“一段一策”的精准压裂提供了直接方案。

(4)现场试验验证了差异化优化策略的有效性与工程价值。应用该策略后,裂缝延伸阻力降低,缝网复杂性与有效改造体积显著提升,原油产量大幅提高,同步实现了技术增效、经济增产与环境友好,展现了推动页岩油气效益开发与绿色转型的综合工程意义。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

[1]	汪海阁, 乔磊, 杨雄, 等. 中石油页岩油气工程技术现状及发展建议[J]. 石油学报, 2024, 45(10): 1552-1564.

[2]	Wang Haige, Qiao Lei, Yang Xiong, et al. Current status and development recommendations for CNPC’s shale oil and gas engineering technology[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(10): 1552-1564.

[3]	Zou C, Yang Z, Sun S, et al. “Exploring petroleum inside source kitchen”: Shale oil and gas in Sichuan Basin[J]. Science China Earth Sciences, 2020, 63(7): 934-953.

[4]	Guo X, Wang R, Shen B, et al. Geological characteristics, resource potential, and development direction of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2025, 52(1): 17-32.

[5]	Hou Z, Yuan Y, Chen Y, et al. A review of supercritical CO₂ fracturing technology in shale gas reservoirs[J]. Processes, 2024, 12(6): 1238.

[6]	Li X, He Y, Huo M, et al. Simulation of coupled thermal-hydro-mechanical processes infracture propagation of carbon dioxide fracturing in oil shale reservoirs[J]. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 2023, 45(3): 7732-7751.

[7]	Wu L, Luo Z. Coupled temperature-pressure model of fracture for phase state prediction in supercritical carbon dioxide fracturing[J]. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 2022, 44(2): 3866-3882.

[8]	鲁明晶, 钱钦, 钟安海, 等. 页岩油储层CO₂前置蓄能对压裂液返排效率影响规律[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(30): 12962-12970.

[9]	Lu Mingjing, Qian Qin, Zhong Anhai, et al. Influence of energy storage of CO₂ pre-pad on flowback efficiency of fracturing fluid in shale oil reservoirs[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(30): 12962-12970.

[10]	He Y, Guo Y, Yang Z, et al. Integrated study of hydraulic/CO₂ fracturing and production coupled with a THM-D process in ultra-shallow shale reservoirs[J]. Natural Gas Industry B, 2024, 11(5): 581-602.

[11]	Yang J, Ren Y, Zhang D, et al. Numerical simulation of fracturing in coals using water and supercritical carbon dioxide with potential-based cohesive zone models[J]. Geofluids, 2021, 2021: 7645382.

[12]	李建民, 佟亮, 贾海正, 等. 基于离散元方法的层理发育地层水力裂缝扩展规律[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(13): 5515-5521.

[13]	Li Jianmin, Tong Liang, Jia Haizheng, et al. Hydraulic fractures propagation in bedding developed stratum based on distinct element method[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(13): 5515-5521.

[14]	刘家庆, 林志, 邸小勇, 等. 基于流-固-损伤全耦合模型的裂隙型岩溶突涌水数值模拟[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(6): 2276-2283.

[15]	Liu Jiaqing, Lin Zhi, Di Xiaoyong, et al. Mechanism and critical conditions offissure karst water inrush based on the “fluid-solid-damage” full coupling model[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(6): 2276-2283.

[16]	Cheng L, Luo Z, Xie Y, et al. Numerical simulation and analysis of damage evolution and fracture activation in enhanced tight oil recovery using a THMD coupled model[J]. Computers and Geotechnics, 2023, 155: 105244.

[17]	Yan H, Zhang J, Zhou N, et al. Quantitative characterization of crack propagation behavior under the action of stage-by-stage fracturing induced by SC-CO₂ fluid[J]. Engineering Fracture Mechanics, 2021, 256: 107984.

[18]	Cai C, Li B, Zhang Y, et al. Fracture propagation and induced strain response during supercritical CO₂ jet fracturing[J]. Petroleum Science, 2022, 19(4): 1682-1699.

[19]	Jiang C, Jing C, Wang H, et al. Phase-field simulation of CO₂ fracturing crack propagation in thermo-poroelastic media[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2025, 187: 106052.

[20]	索彧, 苏显蘅, 何文渊, 等. 水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态的智能预测[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(2): 545-556.

[21]	Suo Yu, Su Xianheng, He Wenyuan, et al. Intelligent prediction of shale hydraulic fracturing network evaluation based on artificial intelligence model[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(2): 545-556.

[22]	王团, 赵海波, 杨志会, 等. 页岩储层天然裂缝对水力压裂改造效果的影响——以松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩为例[J]. 石油地球物理勘探, 2025, 60(1): 213-224.

[23]	Wang Tuan, Zhao Haibo, Yang Zhihui, et al. Influence of natural fractures on hydraulic fracturing effect of shale reservoir: a case study of Qingshankou Formation shale in Gulong Sag of Songliao Basin[J]. Oil Geophysical Prospecting, 2025, 60(1): 213-224.

[24]	赵圣贤, 李博, 刘胜军, 等. 四川盆地南部Y101井区龙马溪组天然裂缝特征及成因模式[J]. 天然气地球科学, 2025, 36(8): 1523-1536.

[25]	Zhao Shengxian, Li Bo, Liu Shengjun. et al. Characteristics and genetic model of natural fractures in the Longmaxi Formation of the well Y101 area in southern Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2025, 36(8): 1523-1536.

[26]	雍锐, 吴建发, 刘勇, 等. 多期次构造运动背景下深层页岩天然裂缝发育特征及其油气地质意义——以四川盆地资阳地区下寒武统筇竹寺组页岩为例[J]. 天然气工业, 2025, 45(5): 1-16.

[27]

Yong Rui, Wu Jianfa, Liu Yong, et al. Development characteristics of natural fractures in deep shale in the context of multiphase tectonic movement and their petroleum geological implictions: a case study on the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation shale in the Ziyang area of the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2025, 45(5): 1-16.

[28]	Guo T, Tang S, Liu S, et al. Numerical simulation of hydraulic fracturing of hot dry rock under thermal stress[J]. Engineering Fracture Mechanics, 2020, 240: 107350.

[29]	Shi Y, Song X, Li J, et al. Numerical investigation on heat extraction performance of a multilateral-well enhanced geothermal system with a discrete fracture network[J]. Fuel, 2019, 244: 207-226.

[30]	Song G, Song X, Xu F, et al. Numerical parametric investigation of thermal extraction from the enhanced geothermal system based on the thermal-hydraulic-chemical coupling model[J]. Journal of Cleaner Production, 2022, 352: 131609.

[31]	Wei C H, Zhu W C, Yu Q L, et al. Numerical simulation of excavation damaged zone under coupled thermal-mechanical conditions with varying mechanical parameters[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2015, 75: 169-181.

[32]	杨睿. 页岩储层气水两相多尺度运移机制和模型研究[D]. 徐州: 中国矿业大学, 2022.

[33]	Yang Rui. Research on multiscale transport mechanism and model of gas-water two phase flow in shale reservoir[D]. Xuzhou: China University of Mining and Technology, 2022.

[34]	Li Z, Li L, Huang B, et al. Numerical investigation on the propagation behavior of hydraulic fractures in shale reservoir based on the DIP technique[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, 154: 302-314.

[35]	赵敬波, 曹胜飞, 李杰彪, 等. 工程尺度缓冲材料热-水-力多场耦合数值模拟研究[J]. 岩土工程学报, 2024, 46(8): 1712-1722.

[36]	Zhao Jingbo, Cao Shengfei, Li Jiebiao, et al. Numerical simulation of coupled thermo-hydro-mechanical(THM) behavior of buffer material in the China-Mock-up tests at engineering scale[J]. Chinese Journal of Geotechnical Engineering, 2024, 46(8): 1712-1722.

[37]	Zhang W, Wang C, Guo T, et al. Study on the cracking mechanism of hydraulic and supercritical CO₂ fracturing in hot dry rock under thermal stress[J]. Energy, 2021, 221: 119886.

[38]	苏显蘅. 低渗储层页岩超临界二氧化碳致裂特性研究[D]. 大庆: 东北石油大学, 2024.

[39]	Su Xianheng. Study on fracturing characteristics of low-permeability shale reservoirs under supercritical carbon dioxide injection[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2024.

[40]	Zhu W C, Tang C A. Micromechanical model for simulating the fracture process of rock[J]. Rock Mechanics and Rock Engineering, 2004, 37(1): 25-56.

[41]	Morishita R, Obata M. A new statistical description of the spatial distribution of minerals in rocks[J]. The Journal of Geology, 1995, 103(2): 232-240.

[42]	朴强, 冯司濠, 廖万龙, 等. 电磁辐射花岗岩损伤演化多场耦合数值模拟[J]. 科学技术与工程, 2025, 25(17): 7149-7156.

[43]	Piao Qiang, Feng Sihao, Liao Wanlong, et al. Numerical simulation of damage evolution of granite under electromagnetic radiation[J]. Science Technology and Engineering, 2025, 25(17): 7149-7156.

[44]	Rutqvist J, Wu Y S, Tsang C F, et al. A modeling approach for analysis of coupled multiphase fluid flow, heat transfer, and deformation in fractured porous rock[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2002, 39(4): 429-442.

[45]	刘春, 王宝军, 施斌, 等. 基于数字图像识别的岩土体裂隙形态参数分析方法[J]. 岩土工程学报, 2008(9): 1383-1388.

[46]	Liu Chun, Wang Baojun, Shi Bin, et al. Analytic method of morphological parameters of cracks for rock and soil based on image processing and recognition[J]. Chinese Journal of Geotechnical Engineering, 2008(9): 1383-1388.

[47]	Wu L, Hou Z, Xie Y, et al. Fracture initiation and propagation of supercritical carbon dioxide fracturing in calcite-rich shale: a coupled thermal-hydraulic-mechanical-chemical simulation[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2023, 167: 105389.

[48]	Zhou S, Zhuang X, Rabczuk T. Phase field method for quasi-static hydro-fracture in porous media under stress boundary condition considering the effect of initial stress field[J]. Theoretical and Applied Fracture Mechanics, 2020, 107: 102523.

[49]	Zhou S, Zhuang X. Phase field modeling of hydraulic fracture propagation in transversely isotropic poroelastic media[J]. Acta Geotechnica, 2020, 15(9): 2599-2618.

[50]	包友书. 陆相泥页岩在水平地应力作用下裂缝的多样性——以济阳坳陷古近系泥页岩为例[J]. 石油学报, 2019, 40(7): 777-785.

[51]	Bao Youshu. Fracture diversity of continental shale under horizontal geostress: a case study of the Paleogene shale in Jiyang Depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(7): 777-785.

[52]	杨勇. 济阳页岩油开发“三元”储渗理论技术与实践[J]. 石油勘探与开发, 2024, 51(2): 337-347.

[53]	Yang Yong. Shale oil development techniques and application based on ternary-element storage and flow concept in Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, east China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2024, 51(2): 337-347.

[54]	包友书. 济阳坳陷超压和应力场对页岩油富集的影响[J]. 断块油气田, 2018, 25(5): 585-588.

[55]	Bao Youshu. Influence of overpressure and stress on shale oil enrichment in Jiyang Depression[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2018, 25(5): 585-588.

[56]	邹雨时, 李彦超, 李四海. CO₂前置注入对页岩压裂裂缝形态和岩石物性的影响[J]. 天然气工业, 2021, 41(10): 83-94.

[57]	Zou Yushi, Li Yanchao, Li Sihai. Influence of CO₂ pre-injection on fracture mophology and the petrophysical properties in shale fracturing[J]. Natural Gas Industry, 2021, 41(10): 83-94.

[58]	王海柱, 李根生, 田守嶒, 等. 超临界CO₂压裂基础[M]. 北京: 科学出版社, 2024: 190-203.

[59]	Wang Haizhu, Li Gensheng, Tian Shouceng, et al. Fundamentals of supercritical CO₂ fracturing[M]. Beijing: Science Press, 2024: 190-203.

[60]	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.

[61]	Zhou Dehua, Yang Yong, Wang Yunhai, 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.

基金资助

国家自然科学基金(52004033)

PDF (9553KB)

访问

被引

详细

导航

Received	Published	Revised
2025-09-25	2026-08-28	2025-12-16
Online Date
2026-09-04

摘要