Mechanism of Hydraulic Fracture Propagation in Deep Fracture-Cavity Carbonate Reservoirs
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摘要:
为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律，基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论，建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型，采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律，并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明：溶洞周围发育天然裂缝时，会影响缝洞体周围局部诱导应力场，使水力裂缝更容易沟通缝洞体；采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液，仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞，而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞，则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明，基于井眼与缝洞体的配置关系，采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式，显著扩大储量动用范围。
Abstract:In order to understand the law of hydraulic fracture propagation in deep fracture-cavity carbonate reservoirs during the fracturing process, a mathematical model of hydraulic fracture propagation suitable for fracture-cavity reservoirs was established based on elastic mechanics, fracture mechanics, and fluid-solid coupling theory. On the basis of the model, a numerical simulation was carried out to analyze the interaction law between hydraulic fractures and fracture-cavity reservoirs during propagation, and the technical applicability of “cave connection by natural fractures” was discussed thoroughly. The numerical simulation results show that the locally induced stress field around the fracture-cavity reservoir will be affected when natural fractures develop around the cave, which makes it easier for hydraulic fractures to connect with the fracture-cavity reservoir. The injection of low-viscosity fracturing fluid at large displacement or high-viscosity fracturing fluid at medium and small displacement can only connect to caves that have a small angle with the initial hydraulic fracture propagation direction, while for caves with large angles, forced steering technology should be considered for connection. The results show that according to the distribution relationship between wellbore and fracture-cavity reservoirs, three fracture-cavity reservoir connection modes including direct connection, directional connection, and seam connection can be achieved by using the technique of “cave connection by natural fractures”, which significantly improves the production range of reserves.
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控制温室气体排放、解决气候变化是全球性问题。我国力争2030年前实现“碳达峰”、2060年前实现“碳中和”的目标[1]，对国内乃至世界社会政治经济影响深远，CCS（carbon capture and storage）/CCUS（carbon capture，utilization and storage）相关技术的发展也引起国内外的重视。石油行业对“双碳”目标的实现起着至关重要的作用，一方面肩负天然气等清洁能源开发的使命，另一方面也在尝试通过CO2地下封存提高传统油气资源采收率。目前，国内外主要针对陆地油气碳封存开展了相关研究，并进行了CO2提高采收率尝试，巴西Lula油田是世界上首个海上CO2提高采收率项目，且该项目从开发之初就采用CO2进行驱油，随后越南、马来西亚也进行了CO2提高采收率的先导试验；阿联酋将从钢厂收集的CO2用于驱油，产油量提高25%[2]。我国于1965年在大庆油田进行了CO2提高采收率的先导试验[3]；2006年起，深入研究了温室气体提高石油采收率的资源化利用与地下埋存[4]，随后“十一五”、“十二五”、“十三五”科技规划对CO2 处理、应对气候变化进行了专项规划，对“CO2 捕集、利用与封存技术”进行重点支持[5-6]。吉林油田、胜利油田等低渗、稠油油田应用CO2 提高采收率效果明显[7]。目前，我国海上油气田碳封存项目刚刚起步，相关研究和实践较少，2022年建成的恩平15-1油田群是我国首个海上CO2封存项目，可实现年封存CO2 30×104 t、累计封存CO2 145×104 t的规模。
海上油气田CCUS具有远离人类居住区的优势，但海上环境保护管控严，安全控制要求高。目前针对CCUS的相关研究主要集中在地质封存条件上，对于CO2 注采井井筒完整性的相关研究较少。笔者通过对CCUS井筒完整性技术现状进行了深入广泛调研，归纳分析了海上井筒CCUS主要安全风险及挑战，提出了海上CCUS开发工程技术对策，展望了未来前景，以期为海上油气田CCUS开发提供技术支持。
1. CCUS井筒完整性技术现状
目前，石油工程领域应用CCUS的主要方式包括碳捕集、驱水、驱油和驱气等[8]，CO2提高采收率驱油的原理是将CO2注入地层，CO2有利于原油膨胀，降低原油黏度，改变原油密度，降低界面张力[9]；同时，CO2也可以将原油中的轻质馏分汽化，有利于溶解气驱油，达到改善地下原油流动性能的目的，并且能达到一定规模的碳封存效果。CO2提高采收率的基本原理如图1所示。据统计，北美地区CO2提高采收率的平均增幅达到了12.0%。
相较于常规油气井，基于CO2提高采收率的CCUS井筒完整性具有更高风险，其风险在于CO2注入导致地质变化（如诱发地震）及泄漏（井筒、断层、盖层），亦或是导致储层受损而使得采收率下降等。浅海CCUS井筒完整性失效，轻则会导致井筒、设备的寿命大幅缩减，增加维修改造成本，重则会导致CO2泄漏等复杂情况发生，威胁作业人员安全及海洋环境。因此，对于海上油气田CO2封存利用，井筒完整性以及封闭性与地质体密封性同样重要，是实现海上CCUS技术高效利用的关键。随着CO2提高采收率的开展，一些问题逐步暴露，引起了行业内的重视。张志超等人[10]采用实验模拟了CO2对水泥环的腐蚀行为，证明CO2埋存会导致井筒密封失效。张智等人[11]针对高温含CO2的气井，提出了井筒安全屏障划分、管柱设计及完整性管理的设计理念。中国地质调查局联合神华集团实施了我国首个深部咸水层CO2储存示范工程，构建了碳封存地质体评价方法[12]。李琦等人[13]围绕CO2封存的地质体环境风险分析，总结了风险评价方法。刁玉杰等人[14]结合目标区域的储盖层地质评价，建立了储盖层碳封存适宜性评价指标并确定了分级标准。杨俊哲等人[15]采用异地定向钻井方式，获得了CO2封存关键层位的温度压力。
目前，碳封存安全研究与国家“双碳”要求的迫切性不相匹配，碳封存安全性研究主要针对地质体密封性、CO2泄漏区域环境监测和CO2对井筒的腐蚀等，还未从井筒完整性的角度开展对CCUS安全性的研究分析。尤其是海上CCS/CCUS的环境安全要求高于陆地，需要系统性深入研究，才能够保证海上CCS/CCUS的安全推广。
2. 浅海CCUS井筒完整性技术挑战
目前，基于CO2提高采收率的海上井筒CCUS主要安全风险包括：CO2注入地质封存空间由于压力变化导致地层失稳（封储地层变形、地震），封存地质体泄漏（通过井筒、断层或破裂的盖层），驱替不均影响采收率等。CO2发生泄漏，一方面会导致温室气体大量排放至大气中，另一方面会对人身安全造成严重影响，1986年喀麦隆尼欧斯湖因CO2泄漏，造成至少1 200人丧生的惨剧[16]。从井筒完整性角度考虑，造成CO2泄漏的原因主要是高CO2含量下的水泥环腐蚀、井筒管柱及井下关键设备腐蚀、圈闭的密封性和井筒堵塞等。
2.1 高CO2含量下的水泥环腐蚀
为阻隔CO2外溢，CO2封存井由套管、水泥环和地质体盖层组成密闭压力屏障。在井下环境中，CO2易溶于地层水形成碳酸，随后电离为氢离子和碳酸氢根离子。
CO2+H2O↔HCO3−+H+ (1) HCO3−↔CO32−+H+ (2) 常规CCUS井采用G级水泥固井，其主要成分：硅酸三钙C3S（3CaO•SiO2），含量约48%～65%；硅酸二钙 C2S（2CaO•SiO2），含量约18%～30%；铝酸三钙 C3A（3CaO•Al2O3），含量约5%～12%；铁铝酸四钙 C4AF（4CaO•Al2O3•Fe2O3），含量约5%～8%[17]。水泥养护时，各组分会发生水化反应，生成氢氧化钙、水化硅酸钙和硅酸盐矿物。
Ca(OH)2+2H+→Ca++2H2O (3) CSH+3.6H+→1.8Ca++7H2O+SiO2 (4) 水泥环在酸性腐蚀流体环境中，氢氧化钙、水化硅酸钙及氢氧化钙、水化硅酸钙电离出的钙离子与碳酸根离子反应，生成碳酸钙矿物沉淀，随后在酸性环境下过量氢离子与溶解碳酸钙生成碳酸氢钙，并被腐蚀性流体冲走，水泥环表层留存二氧化硅，水泥环外部逐渐变得疏松，孔隙度增大，腐蚀性流体沿着孔隙继续腐蚀内部水泥，在酸性流体持续作用及交变应力的影响下水泥环被破坏，形成CO2泄漏通道[18-19]。经过大量室内试验，得到腐蚀深度与时间的关系式[20]：
H=A√t (5) 式中：H为腐蚀深度，mm；A 为拟合系数，与温度、离子浓度、压力、水泥石渗透率和流体性质等相关；t为腐蚀时间，h。
国内外防CO2腐蚀水泥浆体系主要从胶乳、添加剂降渗、防腐等方面进行研发，也有学者针对特殊水泥进行了研究[21]。目前公开可查的抗CO2腐蚀水泥浆体系防腐性能指标见表1。
表 1 国内外抗CO2腐蚀水泥浆体系防腐指标Table 1. Anticorrosive index of CO2 corrosion-resistant cement slurry system at home and abroad由于试验条件和理解差异，不同学者对于水泥石防护的试验研究和结论缺乏相应标准约束，水泥石CO2腐蚀试验缺少相应的对比基础。例如，Stuart采用动态腐蚀方法[25]得到的水泥石腐蚀深度，远高于B. G. Kutchko[26]和J. W. Carey[27]的静态试验结果，因此，亟需制定CCUS井水泥防腐及试验标准。
2.2 高CO2含量下的CCUS井腐蚀完整性
海上CCUS井井筒完整性屏障包括井筒、管柱和井口，其中井筒主要包括套管、套管悬挂器、水泥环和环空保护液等；管柱包括油管、安全阀及其他井下工具；井口包括采气树、油管头、各层套管头及配套管线等。
井下管柱的腐蚀是油气开发生产过程中不可避免的安全隐患。在不存在电解质的理想状态下，干燥CO2气体对金属没有腐蚀作用；在海上CCUS井环境下，CO2注入地层后与地层水混合，会对井下管材产生较强的腐蚀性，CO2水溶液是电离度低的弱酸[28]，并且油井管及设备的金属是良导电体，氢离子可不断向金属表面迁移，满足阴极反应所需的消耗量。因此，在油气田开发环境中CO2水溶液比相同pH值的完全电离的强酸更具有腐蚀性。
目前，关于二氧化碳对于金属的腐蚀机理存在多种说法，由于二氧化碳腐蚀影响因素众多并且腐蚀中间产物的生成与反应随时间在动态变化，有多种解释二氧化碳腐蚀的理论。目前，主流的腐蚀机理认为二氧化碳在井下与水反应生成碳酸，碳酸分解产生的氢原子与金属形成电化学反应，加速了管材腐蚀[29]：
H2CO3→H++HCO3− (6) HCO3−→H++CO32− (7) 2H++Fe→Fe2++H2↑ (8) Fe2++CO32−→FeCO3 (9) 总反应为：
CO2+H2O+Fe→FeCO3 + H2↑ (10) 油气井环境下，CO2腐蚀因素复杂，是温度、压力、流速、介质组成、腐蚀产物膜、pH值、地层水离子含量及CO2分压等多种因素综合作用的结果[30]，不同的腐蚀因素与井筒载荷耦合作用也会造成不同的腐蚀特征和失效形式，如均匀腐蚀、点蚀、断裂、台蚀或坑蚀等（见图2）。苏北盆地油气田至少4口注CO2井由于腐蚀导致套损失效[31]。
CO2对普通碳钢的腐蚀较为严重，CCUS井腐蚀防护一般采用含Cr管材。试验结果表明，超级 13Cr 马氏体不锈钢在温度220 ℃、CO2分压4.8 MPa条件下，均匀腐蚀速率达0.454 9 mm/a，因此，对于高温、高CO2分压环境，应选择2205双相不锈钢、超级奥氏体不锈钢及镍基合金等材质。在井下存在H2S气体的条件下，高含CO2井还需要兼顾H2S应力开裂的影响。总的来说，需要进一步研究CCUS井在高CO2分压条件下的低成本防腐选材方法及低成本新型防腐管材。
2.3 工程地质一体化圈闭密封性分析
在长期交变应力作用下，盖层、断层受井筒应力和地应力的双重作用，使盖层岩石孔隙、骨架结构发生弹塑性变形，或是在应力作用下引起岩石剪切、拉伸或疲劳破坏，从而在微观上影响盖层的毛细管密封性。同时，井筒水泥环与套管也是确保盖层和井筒间密封的关键部件。由于地层、水泥环、套管的弹性模量存在差异，以及所处环境温度的不同，在生产过程中容易发生相对位置错动，行成井筒完整性风险点。初纬等人[32]建立了围岩-套管-水泥环弹塑性力学模型，并试验证明水泥环与套管、水泥环与地层在井筒交变应力下会产生微环缝，从而影响井筒密封完整性。
为降低应力引起的水泥环微环隙风险，CCUS井固井可采用储气库、页岩气开发中应用的自愈合水泥浆体系。实验表明，自愈合水泥浆体系以纤维增韧材料增强水泥石的网架结构和韧性，自愈合材料在产生裂隙后以液塑态形式充填到微裂隙中，起到恢复水泥石强度的作用，使水泥环具有较高的弹性恢复性能和抗疲劳性能。但是既能保证水泥环韧性、弹性，又能够防止水泥环腐蚀的水泥浆体系仍待研发。
可通过建立三维动态地质力学模型分析盖层及断层的剪切破坏[33]，采用摩尔–库仑准则评价地层剪切破坏风险，模拟CCUS井注入、生产期间地下圈闭在三维应力场作用下的变化。通常采用室内岩心交变应力实验，通过累计塑性变形量来定量评价盖层疲劳破坏风险[34]。CCUS井注气和生产过程中，有可能造成静态封闭断层的破坏，当断层面有效正压力与摩擦系数的乘积与所受剪应力的差值大于断层充填物抗剪强度时，则断层密封失效。一般认为，断层滑移指数（断层面有效剪应力与断层面有效正应力之比）小于0.60时，地下圈闭断层在注采扰动下的稳定性良好。为保证注入安全，注气压力上限要满足断层稳定性的需求，这也是CCUS井注入极限压力的确定依据之一：
pmax (11) 式中：
{p}_{\max} 为极限注入压力，MPa；σn为断层面正应力，MPa；σs为断层面剪应力，MPa。2.4 CO2水岩反应导致井筒堵塞
储层中的方解石、白云石、铁白云石、菱镁矿等碳酸盐矿物会与CO2反应，形成新的矿物[35]：
{\mathrm{C}\mathrm{a}\mathrm{M}\mathrm{g}\left({\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}\right)}_{2}+2{\mathrm{H}}^+{=\mathrm{C}\mathrm{a}}^{2+}+{\mathrm{M}\mathrm{g}}^{2+}+{2\mathrm{H}{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}}^- (12) {\mathrm{C}\mathrm{a}\mathrm{M}\mathrm{g}\left({\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}\right)}_{2}+2{\mathrm{H}}_{2}{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}=\mathrm{C}\mathrm{a}}^{2+}+{\mathrm{M}\mathrm{g}}^{2+}+{4\mathrm{H}{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}}^- (13) {\mathrm{C}\mathrm{a}\mathrm{M}\mathrm{g}\left({\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}\right)}_{2}+2{\mathrm{H}}_{2}{\mathrm{O}=\mathrm{C}\mathrm{a}}^{2+}+{\mathrm{M}\mathrm{g}}^{2+}+{2\mathrm{H}{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}}^-+{2\mathrm{O}\mathrm{H}}^- (14) {\mathrm{C}\mathrm{O}}_{2}+{\mathrm{H}}_{2}\mathrm{O}+\mathrm{F}\mathrm{e}{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}=\mathrm{F}\mathrm{e}{\left(\mathrm{H}{\mathrm{C}\mathrm{O}}_{3}\right)}_{2} (15) 上述反应使储层矿物原位溶解，并在其他地方重新富集形成沉淀堵塞；而硅酸盐矿物如长石、云母及其他黏土类矿物在碳酸（CO2与水形成）作用下也会溶解并在矿物裂隙中富集沉淀形成高岭石，一方面使储层润湿性反转，另一方面使储层渗透率改变，因此要重视低渗、超低渗地层CO2封存时的CO2水岩反应。
上述反应生成的沉淀物会随地层流体运移进入井筒。目前，井筒解堵措施主要包括改变生产制度、酸化等，但这些常规措施通常效果有限，并且容易出现反复。井筒管柱中需要增加除垢、解堵的相关井下工具和地面配套设备，以发挥CO2水岩反应对储层改造的积极作用，同时缓解和消除其造成的负面影响；但CO2水岩反应机理复杂，仍需深入研究其对储层及井筒的影响。
3. 海上CCUS开发井筒完整性技术对策
基于CO2提高采收率的CCUS技术在陆地油田已有应用，并积累了一定经验，受制于海上油田操作空间有限、开发成本高、风险高和难度大等特点，海上CO2封存项目在工程技术方面仍面临诸多挑战亟待解决。
3.1 CO2泄漏监测方法
海上CCUS项目面临环境保护和海洋污染的难题，如何防范CO2泄漏所导致的溢油，并提前进行预警至关重要。目前的监测方式主要研究方向为大气环境监测、四维地震等，大气环境监测是通过在海上平台或海底布设CO2探头，及时监测分析CO2的浓度变化情况。四维地震主要通过对比分析CO2注入前后，储层海域纵、横波速度变化，分析碳封存区域断层变化及区域压力变化，并分析盖层应力状态，实现对CCUS的预警。
3.2 低成本CO2封存技术
目前，海上CO2封存技术刚刚起步，技术尚不成熟，工程技术所需的抗腐蚀工具、工程地质评价方法、安全监测技术等价格高昂，难以匹配目前CO2封存的经济效益。基于目前已有的技术体系，可以从防腐管材低成本边界进行研究，利用管材涂层、镀层等表面处理方法延长防腐有效期；从油套环空缓蚀液、相关工具、工艺规模化应用等方面降低成本，推动海上CCUS的工业化进程。
3.3 CCUS标准规范制定
现有海上钻完井标准体系难以完全满足海上CCUS封存的需要，钻完井专业不但要考虑钻井期间的安全性，还需要考虑不同生产阶段对于井筒完整性的要求，保证全生命周期各个井筒屏障单元的完整性。同时，需要完善漏失井的处理规范，明确CCUS井带压运行的前提条件，并制定关停修井及强制报废井的相关标准。此外，需要充分论证海上在役井转为CO2封存井的可行性，并要以标准或规范的形式提出CCUS井废弃封堵要求，以实现CCUS项目的安全、高效开展。
4. 我国CCUS技术发展前景
联合国政府间气候变化专门委员会 (IPCC) 《IPCC全球升温1.5 ℃特别报告》明确提出，到2030年CCUS的减排量将达到（1～4）×108 t，2050年将达到每年（30～68）×108 t。国际能源署（IEA）在《世界能源展望》报告中预测，若想达到可持续发展目标，2050年CCUS在各类减排措施中占比必须大于9%，超过其他减碳措施占比。纵观国际市场，未来将以政府公共基金、碳排放税收、强制性减排政策和碳交易等手段约束国际、国内贸易，以达到减少碳排放的目的。
我国已在第七十五届联合国大会上向世界宣示“2030年碳达峰、2060年碳中和”的目标，但据推测，到2050年，我国化石能源仍将在能源消费中占10%～15%的份额。目前，CCUS是实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择，海上CCUS项目已经势在必行。
我国已经在CO2驱、高含CO2腐蚀和储气库等方面积累了较为丰富的经验，并在“十二五”、“十三五”期间形成了装备和技术的双重保障，因此，有必要开展海上油气田CO2采集封存关键技术集成研究，并形成示范应用，为我国能源转型和碳中和目标实现做好技术储备。
5. 结论与建议
1）考虑海上CCUS项目的高投入及安全性，应重点进行高韧性防CO2腐蚀水泥浆体系、低成本防腐选材、井筒高效除垢解堵工艺、CO2泄漏监测技术和地下圈闭三维应力场对井筒的影响等方面的技术攻关，研发的关键技术需要有较为明确的应用效果。
2）海上CCUS项目要求海洋工程、钻井完井和油藏工程等专业密切配合，以整体效益最大化为前提开展项目研究。
3）应在国家层面对开展CCUS项目的企业予以税收减免等政策，推进项目开展。
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图 2 数值模拟结果与物理模拟试验结果的对比
Figure 2. Comparison between numerical simulation results and physical simulation results
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图 3 溶洞直径和溶洞与水力裂缝初始扩展方向夹角对水力裂缝扩展的影响
Figure 3. Influence of cave’s diameter and its angle with initial hydraulic fracture propagation direction on hydraulic fracture propagation
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图 4 溶洞与水力裂缝初始扩展方向夹角和天然裂缝面密度对水力裂缝扩展的影响
Figure 4. Influence of cave’s angle with initial hydraulic fracture propagation direction and natural fracture surface density on hydraulic fracture propagation
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图 6 水力裂缝在复杂缝洞体中的扩展模式
Figure 6. Propagation mode of hydraulic fractures in complex fracture-cavity reservoirs
表 1 “沿缝找体”储层改造策略
Table 1 Reservoir stimulation strategy of "cave connection by natural fractures"
夹角/（°） 沟通半径/m 沟通工艺 缝内净压力/MPa 0～30 30～60 常规/前置液酸压 <5 60～120 多级交替注入酸压/复合酸压 30～60 30～60 暂堵转向+缝网酸压 5～8 60～120 暂堵转向+交替注入酸压 60～90 30～60 定向喷射+转向酸压 9～11 60～120 定向喷射+多级交替注入酸压 注：夹角为水力裂缝初始延伸方向与缝洞体的夹角。 
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