0 引言
CO2前置压裂被广泛认为是增强页岩油/致密油等非常规储层改造效果、提升一次采油EUR（单井预测最终可采储量）的重要工程技术手段[7-8]。其技术特点是以大排量的方式将CO2先于压裂液注入储层，具有提高裂缝复杂程度、降低原油黏度、增加孔隙压力、与原油混相提高置换效率等显著优点[9-10]。鉴于此，CO2前置压裂技术在各大致密油/页岩油田开发中得到了初步应用，取得了一定的效果[11⇓-13]，如：新疆吉木萨尔页岩油J100043-H试验井隔段注入CO2累计千余吨，累计生产1 392 d，累计产油突破4×104 t；长庆页岩油Ⅱ类储层某平台CO2前置压裂试验井初期日产油达20.6 t，效果显著；松辽盆地首口页岩油水平井吉页油1HF井采用超临界CO2复合体积压裂工艺，成功实施了21段、1 431 m水平段压裂，获16.4 m3/d的高产工业页岩油流。
大庆古龙页岩油储层具有岩石软（弹性模量16.2 GPa，显著低于其他页岩油储层）、页理多（场发射扫描电镜下古页3HC井样品中页理密度超过10 000条/m）、孔喉小（以有机黏土复合孔缝为主要储集空间）、原油黏度低（地层条件下普遍小于0.8 mPa·s）、原油含蜡量高（Q2-H4井原油含蜡量16.5%，远高于新疆、长庆页岩油）等特点[15-16]。在上述多因素叠加影响下，CO2前置压裂技术是否适用于古龙页岩油还存在诸多不确定性。具体而言，“千层小薄饼”式页理缝影响下的造缝效果、“软岩石”影响下的岩石力学性质变化与裂缝支撑效果、有机黏土复合孔骨架溶蚀改造影响下的基质-裂缝流动能力变化以及高浓度CO2影响下不同尺度空间中原油相态和性质变化等一系列关键问题均有待明确，制约了CO2前置压裂技术在古龙页岩油的适应性评价及后续井组工艺制度优化。
本文首先从生产实践出发，对比CO2前置压裂和常规压裂下古龙页岩油的生产特征和实际效果。然后，结合前置CO2与页岩油储层基质和流体作用系列实验，从前置CO2对储层可改造性、近井渗流能力以及流体相态和产出的影响等3个方面系统论述CO2前置压裂技术在古龙页岩油开发中的适应性，为未来可实施油藏的筛选以及该项技术适用条件的形成奠定理论基础。
1 CO2前置压裂与常规压裂生产效果对比
1.1 古龙页岩油地层概况
白垩系青山口组是松辽盆地最重要的烃源岩层，地层厚度为260~500 m，含油气显示广泛，其中青一段与青二段下部是当前页岩油勘探开发的重点层位。古龙凹陷位于松辽盆地中央坳陷区齐家—古龙凹陷南部，是大庆油田页岩油开发主力区。凹陷内青一段与青二段下部可划分为Q1—Q9共9套油层，埋深1 950~2 500 m、厚度100~150 m，地温梯度高、地层温度通常在110 ℃以上，压力系数最高可达1.6，原油品质较好，地层条件下原油黏度多低于0.8 mPa·s。岩性组合以泥岩为主，局部有砂岩、灰岩及灰质泥岩夹层，其中下油层（Q1—Q4）为黏土质页理型页岩，黏土矿物含量大于40%，中油层（Q5—Q7）为混合质纹层型页岩，黏土矿物含量25%~45%，上油层（Q8—Q9）为长英质纹层型页岩，黏土矿物含量20%~40%。
1.2 先导试验概况
截至2024年底，古龙页岩油累计完钻水平井206口，开井161口，共5个试验平台。所有平台中，古龙2号试验平台是最早实施CO2前置压裂与常规压裂对比的先导试验平台，采用“逆混合施工+高黏主液+大粒径支撑+前置CO2+段内少簇”主体压裂工艺。该平台共18口井，出油17口，主要涉及Q1—Q3层。其中Q1-H6、Q2-H5、Q3-H4井未进行CO2前置压裂，其他井的前置CO2注入量为2 280~3 855 t，平均2 611 t。所有层位中，已实施CO2前置压裂与常规压裂对比的层位有Q1—Q3层和Q9层。其中，Q9层单井前置CO2注入量6 000~10 000 t，其余层均为3 000 t左右。
1.3 总体产油能力单指标对比
对实施较早的2号试验平台17口生产井的产油情况进行单指标对比，其中常规压裂井3口，CO2前置压裂井14口。利用油藏工程方法消除压力变化、水平段长度、压裂规模差异的干扰，建立归一化采油指数和累计归一化采油指数来表征产油能力。首先，基于地质-工程一体化数值模拟开展单一影响因素模拟分析，确定采油指数与裂缝条数、单井压裂液量、单井支撑剂量均呈指数关系，因此采用（1）式表示单井归一化采油指数；然后，进行正交试验模拟，基于不同裂缝条数、单井压裂液量、单井支撑剂量组合条件下的采油指数模拟结果，采用非线性回归（方程两侧取对数条件下的线性回归，以满足指数关系），确定（1）式中校正系数λ1、λ2、λ3值分别为0.223，0.064，0.009，从而构建了本区块参数条件下的归一化采油指数计算公式。基于（1）式、（2）式，计算得到2号试验平台各井不同生产时间下的归一化采油指数和累计归一化采油指数，再分别对CO2前置压裂井和常规压裂井求均值，得到CO2前置压裂井和常规压裂井的归一化采油指数、累计归一化采油指数随时间变化曲线，如图1 所示。
${{J}_{\text{n}}}=\frac{q}{{{p}_{\text{i}}}-{{p}_{\text{wf}}}}\frac{1}{L}{{\left( \frac{\overline{N}}{N} \right)}^{{{\lambda }_{1}}}}{{\left( \frac{\overline{{{Q}_{\text{f}}}}}{{{Q}_{\text{f}}}} \right)}^{{{\lambda }_{2}}}}{{\left( \frac{\overline{{{Q}_{\text{p}}}}}{{{Q}_{\text{p}}}} \right)}^{{{\lambda }_{3}}}}$
${{G}_{\text{n}}}=\sum\limits_{t}{{{J}_{\text{n},t}}}$
从图1 可以看出，CO2前置压裂井初期归一化采油指数较大、增长较快，但生产50 d左右开始趋于平缓；而常规压裂井的归一化采油指数在前120 d左右持续增加，在80 d左右超过CO2前置压裂井。此外，常规压裂井的累计归一化采油指数在130 d左右超过CO2前置压裂井，说明常规压裂井具有更高的累产油能力。因此，从整体生产情况来看，CO2前置压裂井并未表现出更好的开发效果。
1.4 代表层位生产动态多指标对比
开展日产油、气油比、日产液、流压动态多指标对比。根据大庆古龙页岩油现场建立的地质甜点指数（游离烃含量（S1）与核磁大孔孔隙度的乘积）分类标准，以数值2.1×10-4为界将古龙页岩油的地质条件分为1类和2类。筛选同层位、同地质分类、同区域（或同平台）、同压裂工艺、同排采制度的井以排除干扰，对比Q9层、Q2层CO2前置压裂井和常规压裂井的生产情况。其中Q9层满足对比条件的井共4口，同处于凹陷北部相邻位置，地质分类同为1类，压裂工艺同为A1类（滑溜水与胍胶的比例为2∶8，段内少簇），前置CO2注入量大，大于6 000 t；Q2层满足对比条件的井共4口，同位于凹陷中部，地质分类同为2类、压裂工艺同为A1类，前置CO2注入量小，小于3 000 t。具体参数如表1 所示。
表1 Q9和Q2油层井施工参数统计及压裂工艺分类 |
| 层 位 | 井号 | 位置 | 地质 分类 | 段簇 划分 | CO2前 置量/t | 压裂液 量/m3 | 工艺 分类 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q9 | GY20-Q9-H1 | 凹陷 北部 | 1类 | 段内少簇 | 9 980 | 83 861 | A1 类 |
| 古页1501H-Q9 | 1类 | 段内少簇 | 66 093 | ||||
| 古页2202H-Q9 | 1类 | 段内少簇 | 76 824 | ||||
| 古页1802H-Q9 | 1类 | 段内少簇 | 6 900 | 60 108 | |||
| Q2 | GY2-Q2-H1 | 凹陷 中部 | 2类 | 段内少簇 | 2 670 | 83 326 | A1 类 |
| GY2-Q2-H2 | 2类 | 段内少簇 | 2 310 | 73 499 | |||
| GY2-Q2-H4 | 2类 | 段内少簇 | 2 325 | 97 025 | |||
| GY2-Q2-H5 | 2类 | 段内少簇 | 83 704 |
通过总体产油能力单指标对比和分层多指标对比，CO2前置压裂在大庆古龙页岩油未取得预期的效果，甚至效果更差，主要表现出初产较高但递减快、累产低、气油比偏高且不稳定、产液量不具优势等4大特点。
2 CO2前置压裂对古龙页岩油储层可改造性的影响
2.1 CO2前置压裂对裂缝扩展的影响
一般认为，能提高缝网的复杂程度是CO2前置压裂的显著特点之一。为进一步探究其对缝宽等参数的具体影响，利用大尺寸物理模拟实验装置，使用尺寸为20 cm×20 cm×30 cm的露头页岩开展了CO2前置压裂与常规水力压裂实验，对比分析了两种压裂方式下页岩裂缝扩展特征。其中，三向应力条件为σv=40 MPa、σH=σh=35 MPa，温度为90 ℃。相同应力条件下两种压裂方式的破裂压力如图4 所示，裂缝形态如图5 所示。实验结果表明，常规压裂平均破裂压力为53.93 MPa，CO2前置压裂平均破裂压力为43.35 MPa，后者明显更低。在裂缝形态方面，常规压裂在页岩内部形成了相对简单的裂缝网络，整体较宽较平直，裂缝宽度为157~487 μm；而CO2前置压裂裂缝形态大体为纵向缝+分支缝的组合，裂缝较为曲折但宽度相对较小，为103~373 μm，整体较窄较复杂。
值得注意的是，以往关于CO2前置压裂裂缝扩展的研究发现[14,17]，微裂缝、页理缝发育会显著增加前置CO2的滤失量，诱导压裂裂缝偏折，使得前置CO2压裂裂缝集中于近井地带，增加近井有效储层改造体积[18]，形成“较短、较复杂”缝。由此可见，向页理缝高度发育的页岩中高压注入CO2-压裂液体系后，除了易形成复杂缝，还易影响缝宽和缝长，形成“较短、较窄、较复杂”缝。其直接原因应为高压CO2-压裂液体系具有高扩散、高溶蚀、高摩阻特性，导致沿页理缝滤失，同时裂缝尖端局部孔隙压力迅速升高，缝尖周围岩石抗剪强度降低，降低岩石破裂压力，影响了缝宽和缝长。此外，页岩起裂瞬间会在焦耳-汤姆逊作用下产生温度骤降，在页岩内部形成局部热应力作用，从而显著增加岩石的损伤破坏，提高裂缝复杂程度。
2.2 CO2前置压裂对裂缝导流能力的影响
一般认为，CO2前置压裂在形成复杂缝网的同时，也能改善裂缝的导流能力。为此，利用岩心导流能力测试装置，模拟测试了水和CO2-水体系作用下页岩岩心中裂缝导流能力的变化。实验用岩心为古龙青山口组钻取的页岩岩心，直径为2.5 cm，长度为5.0 cm，气测渗透率为（0.029~0.110）×10-3 μm2。实验中将页岩岩心沿中线剖开，将一半岩心与相同形状金属岩心块组合后，在裂缝表面铺置212~380 μm（40~70目）陶粒支撑剂，依次测试围压为5，10，20，30，40 MPa下的液测渗透率，获得初始裂缝导流能力。另一半岩心置于中间容器中，在30 MPa条件下进行模拟水或CO2-水体系（饱和碳酸水）浸泡处理，7 d后取出岩心，同样与金属岩心组合并铺设陶粒，在相同条件下测试处理后裂缝导流能力，以对比处理前后裂缝导流能力变化。
实验结果（见图6 ）表明，水和CO2-水体系作用后古龙页岩裂缝导流能力均随围压增大而下降，其中水作用后下降幅度为22.43%~45.83%，而CO2-水体系作用后下降幅度为46.43%~61.54%，即CO2-水作用后裂缝导流能力出现更大幅度的下降。裂缝导流能力的下降表明岩石的强度难以使支撑剂保持有效支撑，深层机理可能是岩石力学性质改变导致的支撑剂嵌入。笔者团队以往针对该问题开展了相应工作[19-20]，在90 ℃、30 MPa条件下对CO2浸泡前后的古龙页岩岩心分别开展纳米压痕测试来评价CO2对古龙页岩油储层硬度的影响，测试结果表明：在相同载荷下，未用CO2处理的页岩压头加载深度约1 250~3 600 nm，而CO2处理后压痕深度明显增加，约2 750~5 300 nm，最大加载深度提高约47.2%；弹性模量降低了51.3%，硬度降低了63.3%。CO2-水体系作用导致相同载荷（相当于闭合压力）下，压痕测试压头加载深度显著增加，CO2对古龙页岩岩心样品的软化作用明显。
2.3 基于储层可改造性的CO2前置压裂适应性评价
结合CO2对储层裂缝扩展和裂缝导流能力的影响综合分析，由于古龙页岩油储层页理极发育、黏土含量高，CO2前置压裂技术易造成以下两方面影响：①受古龙页岩油储层页理发育影响，在压裂过程中，页理发育会诱导压裂裂缝偏折及CO2在高压下沿页理缝滤失，加之CO2摩阻比水基压裂液更大，排量受影响更大，使得CO2前置压裂裂缝集中于近井地带，主裂缝控近扩远及平稳加砂难度增加，易形成“较短、较窄、较复杂”裂缝，影响了改造体积；②受古龙页岩油储层黏土矿物含量高、岩石软影响，在压后长期焖井过程中，CO2-水体系溶蚀长石、碳酸盐等弹性模量较高的矿物，导致伊利石等低硬度黏土矿物露出，增加了页岩的塑性，支撑剂更易嵌入，更显著地影响了裂缝导流能力。这两方面影响使得CO2前置压裂抑制古龙页岩油储层主裂缝穿层扩展、降低改造体积，弱化长期导流能力。因此，在储层可改造性方面，CO2前置压裂在古龙页岩油的适应性较差。
3 CO2前置压裂对古龙页岩油储层基质渗流能力的影响
3.1 压裂液-CO2体系溶蚀作用对基质渗流能力的影响
3.2 基于基质渗流能力变化的CO2前置压裂适应性评价
CO2与水基压裂液结合后发挥更强的溶蚀作用，一方面形成新的溶蚀孔，改善储层孔渗条件；另一方面诱导弱胶结黏土运移，损害储层孔渗，综合影响取决于两者的相对强弱。溶蚀作用在一些低渗、致密油储层甚至夹层页岩中会改善孔隙度和渗透率[27]。例如，苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油CO2吞吐现场试验将溶蚀作用作为3个主要增产机理之一[28]，归因于溱潼凹陷页岩油储层矿物组成中碳酸盐矿物和长石矿物占比可达39%。然而，古龙页岩油储层下油层（Q1—Q4）为黏土质页理型页岩，黏土矿物含量大于40%，碳酸盐含量不足10%，页岩油以孔喉细小的有机黏土复合孔缝为主要赋存空间[15,29]。黏土矿物是孔缝骨架的重要组成部分，导致水化和溶解后部分矿物运移从而堵塞孔隙和喉道，造成孔隙度和渗透率严重下降。李斌会等[30]在实验中也观察到经过CO2处理后的古龙页岩样品孔隙体积整体下降，小孔隙减少10.68%，中大孔隙减少6.73%，页理缝体积减少达66.64%。可以看出，溶蚀作用在古龙页岩油储层中产生新孔隙和扩宽原生孔径作用微弱，相反，矿物膨胀和运移造成的储层伤害较为突出。除了渗流空间的影响，古龙页岩油极低的原油黏度也在一定程度上限制了CO2降黏增渗的效果。整体上，在改善基质渗流能力方面，CO2前置压裂在古龙页岩油的适应性不佳。
4 CO2前置压裂对古龙页岩油相态及产出特征的影响
4.1 CO2对不同尺度空间页岩油相态的影响特征
古龙页岩油的动用一方面取决于缝网和基质孔隙的流动能力，另一方面也取决于流体本身的性质。不同于常规储层，页岩基质纳米孔为页岩油的主要储集空间，限域空间中流体的相态和性质将会发生显著变化。针对此问题，利用纳流控装置开展了限域空间中CO2-烃类的相态特征实验，通过考虑纳米孔毛管压力、限域效应下的临界参数偏移以及吸附相-游离相的物质交换3个关键影响因素，结合实验数据建立了三相热力学模型（气相-液相-吸附相三相平衡计算）[31]。通过理论计算，分析了不同CO2物质的量分数、不同空间尺寸条件下CO2-烃类体系的饱和压力变化规律，如图9 所示。实验和理论计算结果表明，孔隙尺寸越小，饱和压力越小。
此外，进一步模拟页岩油纳米孔内CO2和烃类的相行为。模拟4种不同CO2含量的多组分流体在6种不同孔隙尺度空间中的相态，结果如图10 所示[32]。可以看出，随着CO2物质的量分数从0上升至40%，相包络线面积变大；孔隙尺寸越大，相包络线变化越明显，饱和压力变化越大。具体地，通过对比相同温度下（370 K）不同尺度空间中CO2含量对烃类饱和压力的影响，可以发现随着CO2物质的量分数从0增加到40%，体相和10 nm孔隙中饱和压力差值从0.76 MPa逐步增加至0.91 MPa（见表2 ）。考虑到开发过程CO2更容易进入裂缝-大孔中，导致体相中CO2含量更高，则该饱和压力差将更大。
4.2 基于储层流体相态及产出特征的CO2前置压裂适应性评价
古龙页岩油储层页理缝极度发育，基质纳米孔又是页岩油的主要赋存空间，因此，古龙页岩油的裂缝-页理-大孔-小孔多尺度空间特征较为突出。理想状态下，CO2需尽可能多地向基质小孔中扩散才有助于提高原油的膨胀系数，提升对基质小孔中原油的动用效果，实现不同尺度空间原油接续供给。在大规模裂缝形成前，高压大排量注入的CO2优先集中于近井地带微裂缝-大孔系统，即体相相态区域，高浓度CO2导致体相包络线面积明显变大，饱和压力上升。在压裂后焖井阶段，从本文实验和模拟结果所反映的规律来看，裂缝-大孔系统和基质小孔系统的饱和压力差距将进一步增大，造成裂缝-大孔系统原油更接近挥发态，除非CO2实现了强波及使基质小孔中CO2浓度比裂缝中更高。如果大规模裂缝形成之前CO2与基质接触面积不足，在CO2“软化”和“溶蚀”作用下，古龙页岩油裂缝导流和基质渗流能力下降将进一步限制CO2在基质小孔中的波及效率，扩大饱和压力差。开井生产阶段，裂缝-大孔系统优先压降，生产动态显示气油比高且波动大，极大可能归因于裂缝-大孔系统中未扩散的游离CO2和高饱和压力下早期挥发轻烃组分的产出，大压差和气携油作用使得返排初期产量较高。随着生产压差降低，压差不足以完全克服多相流动阻力，同时基质孔隙中原油脱气膨胀比常规压裂更加滞后，造成溶解气驱效果受限，产液下降。上述过程解释了古龙页岩油实施CO2前置压裂后出现的“初产高、稳产能力低、气油比高位波动、产液下降”现象。
5 结论
大庆古龙页岩油2号试验平台总体生产效果对比及代表层位生产效果对比表明，相较于常规压裂，CO2前置压裂在古龙页岩油未取得预期效果，甚至效果更差。主要表现出初产较高但递减快、累产低、气油比偏高且不稳定、产液量不具优势等4个显著特点。
CO2前置压裂不利于古龙页岩油储层的改造。一方面，古龙页岩油储层发育的页理缝使得CO2前置压裂裂缝扩展受阻，平稳加砂难度增大，形成“较短、较窄、较复杂”裂缝，影响CO2的波及范围；另一方面，古龙页岩油储层黏土矿物含量较高，CO2对储层的软化作用明显，使得支撑剂更易嵌入，弱化裂缝的导流能力。
CO2-压裂液体系降低古龙页岩油储层基质渗流能力。古龙页岩油储层以孔喉细小的有机黏土复合孔缝为主要赋存空间，黏土矿物是孔缝骨架的重要组成部分，CO2-压裂液体系溶蚀作用对储层孔渗产生的积极影响远弱于黏土矿物膨胀和运移造成的负面影响。因此，CO2前置压裂并不具备有效改善古龙页岩油孔渗的效应。
CO2对古龙页岩油不同尺度空间中流体相态的影响不利于原油产出。受限域作用的影响，CO2增大了裂缝-大孔系统和基质小孔系统原油饱和压力差异，造成压裂、焖井、生产全过程中裂缝-大孔系统气油比远高于基质小孔系统，制约了溶解气驱效果，增加了基质小孔系统原油动用难度。
整体而言，古龙页岩油储层具有页理缝发育、岩石强度低、有机黏土复合孔缝赋存以及原油轻质组分多、黏度低等特征，在这些因素的叠加影响下，CO2在储层改造（裂缝扩展及裂缝导流能力）、基质渗流、流体相态与产出方面均会产生一定的负面影响，应谨慎选用。
符号注释：
Gn——累计归一化采油指数，t/（MPa·m）；Jn——归一化采油指数，t/（MPa·m·d）；L——水平段长度，m；N——某井裂缝条数；$\overline{N}$——2号试验平台所有井平均裂缝条数；pi——原始地层压力，MPa；pwf——井底流压，MPa；q——产油量，t/d；Qf——某井压裂液量，m3；$\overline{{{Q}_{\text{f}}}}$——2号试验平台所有井平均压裂液量，m3；Qp——某井支撑剂量，m3；$\overline{{{Q}_{\text{p}}}}$——2号试验平台所有井平均支撑剂量，m3；t——生产时间，d；σh，σH——水平最小、最大主应力，MPa；σv——垂向应力，MPa。