随着温度和压力的变化，任何一种物质都存在三种状态：气态、液态和固态。三相成平衡态共存的点叫三相点，液，气两相成平衡状态的点叫临界点；任何一种气体均有一个“临界点”，气体在临界点时所对应的温度和压力称为临界温度和临界压力。温度和压力均高于临界点时，这种状态叫超临界。

超临界二氧化碳是一种稠密的气态，即使提高压力也不会液化的非凝聚性气体，具有和液体相近的密度，黏度虽高于气体但明显低于液体。在自然界中，最常见的是超临界二氧化碳流体，其临界温度为31.06℃，临界压力为7.38Mpa，如图1。

超临界二氧化碳的石油工业用途

超临界二氧化碳在石油工业中会有什么用途呢？

一般油藏开发经过注水开发的“二次采油”阶段，要想再提高采收率，只有通过注蒸汽、注聚合物或混相驱等“三次采油”。其中混相驱是导入一种能与石油相混溶的介质，如二氧化碳气体、液体丙烷和丁烷。混相驱的采收率可达90%以上，见图2。

我国低渗、特低渗油藏投入开发后采收率均较低。从国外发展趋势看，气驱特别是CO2混相驱将是提高我国低渗透油藏采收率最有前景的方法之一。二氧化碳在超临界状态下的这些特殊性质也引起石油天然气行业的极大兴趣，首次提出将超临界二氧化碳应用于致密油气藏、页岩气开发的是中国工程院院士、中国石油大学沈忠厚教授。

沈忠厚教授提出，利用超临界CO2喷射钻井能够在页岩层中获得较高的机械钻速．同时不会使页岩层产生黏土膨胀、水锁等效应；利用超临界CO2流体进行储层压裂改造，能使储层产生更多微小裂缝，有助于页岩气生产。最重要的是CO2与页岩的吸附强度，高于甲烷气，能置换吸附在页岩上的甲烷气，在提高产量和生产速率的同时，实现CO2永久埋存。

本文提出利用二氧化碳在超临界状态下可以进行如下现场试验研究与应用：1.超临界二氧化碳有压缩机、无压缩机气体欠平衡钻井现场试验；2.超临界二氧化碳井下空气螺杆钻具、空气锤提高机械钻速现场试验；3.超临界二氧化碳气体常规随钻仪器的信号传输现场试验；4.超临界二氧化碳分段压裂、混相驱现场试验；5.老井侧钻水平井高效低成本开发页岩气现场试验。

以上现场试验可以先在普通油气藏中进行，取得效果后亦可在页岩气或致密油气藏进行，而最终目的就是利用其特性解决页岩气目前开发中存在的技术难点和瓶颈，尽快使我国页岩气资源得以高效、低成本、快速规模化开发利用。

应该认识到，页岩气发育具有广泛的地质意义，存在于几乎所有的盆地中，过去由于理论认识不足和技术不到位，有大量的页岩油气层被我们所忽略。我国有超过40万口已钻油气井，过去这几十万口油气井中有大量的页岩油气层被我们忽略。因此，如何利用这些既有现成地下管柱，又有配套地面管网的老井实施“老井侧钻水平井”措施（见图3），高效低成本开发页岩气也是本文重点探索的技术问题之一。

但需要注意的是，这几十万口油气井分布在全国几十个油气田中，如何出台更为优惠的地方政策、实施体制及政策监管，包括：地方政府在页岩气不同发展阶段所采取的政策支持、页岩气开发体制及监管机制等，以便就近吸引更多的当地民间资本投资页岩气开发，都是目前急盼解决的重大问题和热点问题。

北美页岩气成功开发基本经验

美国开发页岩气的成功经验是什么呢？主要是依靠技术、规模和装备这三大因素（见图4），它们决定着未来的商业发展模式。

装备是页岩气开发成功的基础  装备包括批次水平井钻井装备、高精度随钻测量装备、高造斜率旋转导向装备、套管及裸眼井分段压裂完井工具装备、大型地面压裂装备、支撑剂及压裂特殊化学剂、连续管及连续管作业机。

规模是页岩气经济开发成功的关键  页岩气开发产业链的各个环节会有不同的专业公司(如地震公司、钻井公司等)介入作业，某专业公司在完成本环节相应服务后即可退出，后续工作由下一环节的服务公司接替。钻井、测井、随钻测量完井、 压裂等作业批次施工，由于高度分工，页岩气开采的单个环节投入小、效率高、作业周期短、资金回收快。

技术是页岩气开发成功的核心  技术包括：常规二氧化碳压裂技术；连续油管压裂技术；高造斜率的旋转导向技术（高造斜率依托旋转导向技术的目的是，在钻进中确保一个平滑的井眼，为今后多次重复压裂作业提供平滑井眼轨迹）；批次水平井钻进技术，见图5（主要技术参数：水平段长1000～2000m；分10～24段，间距约为90m；排量10 m3/min以上。平均砂比：3%～5%，每段液量1000～2000m3，每段支撑剂量100～200t；压裂液体系：滑溜水+线性胶组合方式，以40/70 目支撑剂为主）；大液量、大排量、大砂量、小粒径、低砂比的多级分段压裂技术，见图6；高造斜率的旋转导向技术，见图7【单弯螺杆或涡轮、旋转导向钻具使轨迹光滑的水平井眼更适合完井后的多次压裂作业，高精度的随钻测量仪器确保水平井储层的最大钻遇率。在表层段定向造斜5°后钻斜直井，钻至目的层前采用（8°～12°）／30ｍ的大曲率造斜着陆，造斜段长度在240～360ｍ左右，既减少钻井进尺，又降低了资源浪费。】

合理借鉴美国页岩气开发模式

美国开发页岩气存在的主要问题包括以下几点：

污染问题  结合我国实际，目前存在的主要问题是大型压裂工艺的用水与水污染问题。页岩气水力压裂主要使用含砂的水，其中砂作为支撑剂，此外还有2%或更少的化学增强剂。每口井的压裂需要4000m3，甚至超过 22000m3的水，目前美国页岩气钻探中，70%的水来自水力压裂回收的水。大型压裂装备多，成本高也将制约我国的页岩气开发战略。

大型低砂比的分段压裂用水问题   压裂液中99%是水和砂，1%是润滑剂、防腐剂等添加剂，每口井的压裂约需7000吨水和1200吨砂。根据美国能源部统计，每一个页岩气钻井平均用水量甚至高达1.5万立方米。

页岩气特性导致开发难度加大  页岩气充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内，其储层渗透率极低、气流阻力比传统天然气大得多，导致其生产的速度和效率均较低。页岩气20%～85%以吸附状态存在，降压开采解析程度有限，单井产量低，亟待寻找一种新的开发方法。

压裂可使游离气减压释放，仍然无法驱替出吸附在页岩上的甲烷气  可以通过水平井贯穿储层裂缝，增加储层最大钻遇率；通过压裂再造储层，驱出游离甲烷气，但即使通过水力加砂压裂仍然无法分离出吸附在页岩上的甲烷气。有实验指出，即使通过粉碎机也无法分离出吸附在页岩上的甲烷气，见图8。

二氧化碳压裂技术解决“三低”油气田开发难题，但在页岩中驱替效果有限  如何高效开发我国“三低”油气田，吉林、长庆等油田探索利用二氧化碳压裂技术解决“三低”油气田开发难题。二氧化碳压裂技术是一项适合“三低”油气藏开高效发的新型技术，它能在改造地层的同时减少对油气层的伤害，加快返排速度，增加油气产量。CO2压裂工艺在天然气井高压注入CO2气时，由于气体携砂困难，撑开地层裂缝有限，再造“储层”效果有限。

常规CO2混相驱仍然无法驱替出吸附在页岩上的甲烷气，增产效果有限  CO2混相驱在北美等国家已成为一项重要且成熟的提高原油采收率方法。美国试验经验：二氧化碳用量为40%循环利用，60%埋存于地下。在国内中国科学院渗流流体力学所李孟涛等人研究结果表明，在混相压力下,处于超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力,从而可以提高采收率，所以说，常规CO2混相驱仍然无法驱替出吸附在页岩上的甲烷气，增产效果有限，见图9。

超临界CO2气体钻井试验由来

既然美国采用的行之有效的水力分段压裂存在诸多问题，是否还有不经过压裂增加、低压低渗油气藏的工艺措施呢？我国在天然气气体欠平衡钻井实践中得到如下启示。 

一、四川油田白浅111H井天然气气体钻井启示。

白浅106、白浅108、白浅109H和白浅111H是位于同一构造的丛式井组，通过天然气欠平衡水平井的实施，在未经任何压裂后续作业的情况下，白浅111H水平井产量明显高于邻近直井白浅106、定向井白浅108压裂和常规水平白浅109H压裂后产量，见图10。 

白浅106、白浅108、白浅109H和白浅111H是位于同一构造的丛式井组，天然气欠平衡水平井的产量，在未经任何压裂后续作业的情况下，明显高于邻近常规水平压裂后产量。 

二、长庆油田欠平衡天然气气体钻井启示。

长庆油田自2000～2003年进行了4 口欠平衡钻井试验，见图11。

陕242井气体欠平衡钻进井段3030～3190m, 进尺157m，纯钻时13 h22min，平均机械钻速为11.77m/h。

苏35-18井气体欠平衡钻进井段3230～3335m，进尺105m,纯钻时5 h50 min, 平均机械钻速为18m/h。

苏39-14-1井欠平衡钻进段: 1309～2092.7m，进尺783.7m，纯钻时37.5h,，平均机械钻速达到20.99 m/h，全井段平均机械钻速5.84m/h。钻井周期37d，完井周期48d。

苏39-14-4 井设计井深3410m, 于2003年5月30日～6月3日进行了天然气欠平衡钻井现场试验，进尺783.7m，平均机械钻速20.87m/h，最高钻速达30.3m/h。是邻井（81/2″井眼）的2倍左右，是同井下部6″井眼泥浆钻井的7.77倍。 

长庆油田欠平衡天然气气体钻井启示：启示一，如改用超临界二氧化碳作为循环介质，所需工艺、装备等同；启示二，如气源井压力超过8Mpa，则可实现超临界二氧化碳钻进。 

超临界二氧化碳气体钻井、压裂、混相驱现场试验的可行性

临界点易于控制：（超临界流体由于液体与气体界面消失，即使提高压力也不会液化的非凝聚性气体）,只要注入井下二氧化碳气体满足高于临界点温度、压力即可（临界温度：31.06℃；临界压力：7.38Mpa ）。

利用其“密度与液体相近”（超临界二氧化碳是一种稠密的气态，其“密度与液体接近”）的特性，可进行超临界二氧化碳气体钻井下常规随钻仪器在空气（超临界二氧化碳流体）信号传输现场试验和超临界二氧化碳气体钻井井下螺杆钻具、空气锤提高扭矩快速钻井的现场试验以及气体（超临界二氧化碳气态）携砂现场试验。

利用“密度近于液体，粘度近于气体，扩散系数为液体的100倍，因而具有惊人的溶解能力”的特性，可进行超临界二氧化碳分段压裂、二氧化碳吞吐、混相驱现场试验以及利用老井侧钻水平井，高效低成本开发页岩气现场试验。以上现场试验的重点是利用超临界二氧化碳的这种特性，以求解决页岩气藏中20%～85%的吸附气驱替问题。

这些现场试验的所需装备、工具、工艺、参数基本与常规天然气气体欠平衡钻井、常规二氧化碳压裂、二氧化碳混相驱相当，仅需注意二氧化碳腐蚀问题即可。 

现场试验中二氧化碳腐蚀问题：试验中只要不遇水其腐蚀问题可以忽略不计，此外，长期现场实践，使吉林、长庆油田具有成熟实用的防腐经验和配套技术。 

二氧化碳资源丰富。江苏泰兴CO2气田的储量为全国之最，黄桥地区勘探面积40平方公里，气层厚300ｍ，最高纯度达99.88％，储量613亿ｍ3，目前最高日产5万ｍ3；可以开采40多年。该气田气源状态为8～8.2Ｍpa的常温液体。此外，黄骅、济阳、吉林、南海都发现了丰富的CO2气田。 

工艺、装备相似，有丰富的现场试验实践经验。

研究试验的方法、技术路线以及工艺流程性

一、超临界CO2气体欠平衡钻井技术。工艺与天然气气体欠平衡钻井技术工艺基本一样，具体工艺流程见图12。

现场试验的技术难点包括：

地层出水钻进问题  地层出水超过一定量时，可及时改为泡沫钻进，水小时，可以加入一定吸湿剂解决。

进入储层后页岩气与超临界二氧化碳（气态）的分离问题  预案有两个：一是利用膜分离技术； 二是利用超临界二氧化碳的特性，维持超临界二氧化碳的临界压力和温度即可将页岩气分离出来。对循环出井的气液固混合物进行有效分离，液体和岩屑排放掉，而净化后的气体再次进入压缩机、增压机循环利用。如果是采用二氧化碳气钻井，也可以将分离后的气体直接注回气源管线进行回收。

为验证氮气循环钻井新工艺可行性，北京科技信息大学曾经与中石化合作，在四川大邑101井成功进行了开环现场试验。分离前排砂口有明显水流，分离后排砂口无水无尘，分离效果明显。图13是排砂口分离前后的对比图。超临界CO2气体钻井试验循环回收工艺流程见图14。 

 二、超临界CO2吞吐现场试验。

“二氧化碳吞吐”的含义是，将一定量的二氧化碳注入油井，然后关井一段时间，使注入的二氧化碳进入地层，达到增强原油流动性，提高原油驱动力，以及降低原油粘度的作用。二氧化碳驱油技术在吉林油田、华东石油局等的应用，已经取得了良好的效果，特别是对于敏感储层，二氧化碳驱比水驱具有更明显的技术优势，可以大幅提高原油采收率。已被国外广泛应用于油田开发增产，我国大气、吉林、苏北、长庆、冀东、胜利、中原等右图都早已推广试验。

实施工艺时，注入排量、压力、焖井时间、注入速度、注入周期等参素以及所用装备、工具等与重量级二氧化碳吞吐相当，只是需要特别注意确保高于临界点压力、温度。

三、超临界CO2混相驱现场试验。

CO2混相驱是把二氧化碳注入油层中以提高采油率。混相驱中主要以二氧化碳驱油为主。由于二氧化碳是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以使原油体积膨胀、黏度下降，还可以降低油水间的界面张力。与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油具有适用范围大、驱油成本低、采油率提高显著等优点。这项技术不仅能满足油田开发需求，还能解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。 

二氧化碳驱油是一项成熟的采油技术。据不完全统计，目前全世界正在实施的二氧化碳驱油项目有近80个。美国是二氧化碳驱油项目开展最多的国家，每年注入油藏的二氧化碳量约为2000万～3000万吨，其中300万吨来自煤气化工厂和化肥厂的废气。

在CO2与原油进行混相驱实验中，如进行不同压力下的CO2驱油实验，驱替压力越高，采收率越高。如果在现场试验时，把注入压力提高到超临界二氧化碳的压力值，则可使界面张力接近零，达到驱替页岩气中20%～85%吸附气的目的。

超临界CO2吞吐现场试验、超临界CO2混相驱现场试验是工艺、装备最为成熟，效果可能最为显著的现场试验方案，应首先在吉林、江苏、长庆等地实施。

四、超临界二氧化碳压裂现场试验。

CO2压裂工艺在国内已较为成熟，但在天然气井高压注入CO2气时，由于气体携砂困难，撑开地层裂缝有限，再造“储层”效果有限。如果采用超临界二氧化碳压裂工艺进行现场试验，在压裂前注入液态二氧化碳, 焖井蹩压一段时间，待充分气化和混相后, 再实施压裂改造，起到补充地层能量和提高压裂后助排效果的目的。

具体实施时，最好选一口已经压裂过的二轮压裂井进行对比试验，现场试验的目的是，此井第一轮压裂后已建立纵横交错的立体裂缝，实现了沟通储层与井眼的目的，但此时仅能使地层中的绝大部分游离气释压排出，但对于绝大部分吸附气仍然无法排出，所以当进行第二轮超临界二氧化碳作业时，先加压使二氧化碳超过其临界点，然后焖井一段时间，此时超临界二氧化碳“密度与液体相近，粘度比液体小，近于气体，扩散系数为液体的100倍”，使界面张力接近零，达到驱替页岩气中20%～85%吸附气的目的。

随后的压裂工艺、装备与常规二氧化碳压裂无异，分段压裂技术属于典型的体积压裂，应用于储层能够建立纵横交错的立体裂缝，达到沟通储层与井眼的目的，而超临界二氧化碳压裂在建立纵横交错的立体裂缝，达到沟通储层与井眼的同时，利用其“密度与液体相近，粘度比液体小，近于气体，扩散系数为液体的100倍”的特性，使界面张力接近零，达到驱替页岩气中20%～85%吸附气的目的。

对于释放产能降低渗流阻力，在二氧化碳气体介质中，作业中携砂困难，如果是在超临界二氧化碳介质中，则利用其“密度近于液体”的特性，虽是气态，但却可以像液态一样携砂压裂。

五、超临界二氧化碳进行井下空气螺杆钻具、空气锤提高机械钻速现场试验。

在空气介质中，螺杆钻具扭矩力将明显不如液体介质下的扭矩力，但二氧化碳在超临界状态下，其“密度近于液体，粘度近于气体”就可利用这一特性提高其扭矩力，从而大幅提高机械钻速。

空气锤提高机械钻速的现场试验同理。值得一提的是，空气锤是目前各种钻井工艺中钻速最快的下部钻具组合。

六、超临界二氧化碳进行气体常规随钻测量信号传输现场试验。

目前在钻井工程上常采用的数据传输方式主要有：有线电缆，电磁波，声波和泥浆脉冲传输。其他方式都还未商业化应用，尚处于理论研究和功能性实验阶段。 

在气体钻井条件下，随钻测量数据传输技术十分昂贵且不太成熟，已商业化应用在常规钻井条件下的传输方式，因自身的限制不能满足气体钻井的需要。因此，如何高速可靠地进行数据传输成为气体钻井的重要课题。

超临界二氧化碳进行气体常规随钻测量信号传输现场试验，也是利用超临界二氧化碳“密度近于液体”的特性，虽是气态，但却有接近液态的密度，达到在超临界二氧化碳流体（气态）的情况下，传输常规随钻仪器信号的目的。

七、超临界二氧化碳老井侧钻水平井，高效低成本开发页岩气现场试验。

全国有几十所钻井院、采油院、钻采院，分布在全国各油田，具有地质工程一体化、钻井完井一体化设计、施工能力。对本油田老井情况较为熟悉。熟悉地面管网，输配设备，熟悉老井的生产层位构造。此外辽河、大港、华北、大庆、长庆油田每年完成千余口侧侧钻钻定向井、水平井，工艺成熟装备配套，只要政策和管理办法到位，短期内就会大有作为。

迎接历史机遇，加快我国页岩气开发

本文的研究试验方法、技术路线以及工艺流程如图15。 

气体（空气、氮气、尾气、二氧化碳气、超临界二氧化碳气）钻井的成套装备有：长庆、大庆、川庆钻探公司自行研制除空压机、注氮设备以外全套气体钻井装备和工具，包括旋转防喷器、增压机、空气螺杆、空气震击器、空气减震器、空气锤、雾化泵等、分离器、节流管汇、可燃气体监测仪、硫化氢监测仪、空压机、循环回收装备等，同时具备10口12-1/4英寸井眼实施空气钻井的能力。天然气、超临界二氧化碳气体欠平衡钻井配套装备详见表1。 

超临界二氧化碳气体欠平衡钻井、压裂、混相驱等现场试验具备的条件、难点及目的见图16。尽管页岩气技术还有诸多需要解决的问题，页岩气是否会最终改变我国能源供需格局还有许多不定因素，但这也许是历史交给我们石油人的一次难得机遇，尽快行动起来恐怕是我们最好的回答。而加快我国页岩气开发，对改变整个能源结构、缓解油气资源短缺、保障国家能源安全、促进经济社会发展，都有着极为重要的意义。