1、doi:10.11911/syztjs.2023082引用格式：钱钦，鲁明晶，钟安海.东营凹陷陆相页岩油 CO2增能压裂裂缝形态研究 J.石油钻探技术，2023,51（5）：42-48.QIANQin,LUMingjing,ZHONGAnhai.StudyonfracturemorphologyofCO2energizedfracturingofcontinentalshaleoilinDongyingSagJ.PetroleumDrillingTechniques，2023,51(5)：42-48.东营凹陷陆相页岩油 CO2增能压裂裂缝形态研究钱钦1，鲁明晶1,2，钟安海1（1.中国石化胜利
2、油田分公司石油工程技术研究院,山东东营257000；2.中国石化胜利油田分公司博士后科研工作站,山东东营257000）摘要:CO2增能压裂改造效果与生产效果评价受压裂裂缝分布的影响。为明确东营凹陷陆相页岩油 CO2压裂造缝机理，通过试验确定了 CO2浸泡下岩体破裂压力、天然裂缝剪切/张开应力和地应力随时间的变化；在此基础上，考虑 CO2浸泡下的岩石应力参数，采用 Pen-Robinson 方程刻画 CO2物性参数变化，结合试验和数模方法，形成了基于节点连接方法的 CO2增能压裂裂缝扩展模拟方法，并对东营凹陷某油井进行了实例分析。研究结果表明，CO2比例对分支缝密度的影响较大，当 CO2比例由
3、0.1 增加至 0.3 时，分支缝密度增加 117%；应力差主要影响缝长及分支缝密度，水平应力差由 5MPa 增至 30MPa 时，缝长度增加了 52%，分支缝密度下降了 13.85%。裂缝形态模拟结果与实际监测结果具有较好的一致性，研究结果可以为陆相页岩油压裂方案的制定提供理论参考。关键词:陆相页岩油；超临界 CO2；增能压裂；应力变化；裂缝形态；数值模拟；东营凹陷中图分类号:TE319文献标志码:A文章编号:10010890（2023）05004207Study on Fracture Morphology of CO2 Energized Fracturing of Continenta
4、l Shale Oilin Dongying SagQIAN Qin1,LU Mingjing1,2,ZHONG Anhai1(1.Petroleum Engineering Technology Research Institute,Sinopec Shengli Oilfield Company,Dongying,Shandong,257000,China;2.Postdoctoral Scientific Research Working Station,Sinopec Shengli Oilfield Company,Dongying,Shandong,257000,China)Abs
5、tract:In the process of CO2 energized fracturing,the evaluation of fracturing stimulation effect andproductioneffectisaffectedbyfracturedistribution.InordertoclarifythefracturemechanismofCO2fracturingofcontinentalshaleoilinDongyingSag,thechangesinrockmassfracturepressure,naturalfractureshear/opening
6、stress,andin-situstresswithtimeunderCO2immersionweredeterminedbyexperiments.Onthisbasis,byconsideringtherockstressparametersunderCO2immersion,thePen-RobinsonequationwasusedtodescribethechangeofCO2physicalpropertyparameters.Inaddition,combinedwithexperimentalandnumericalmethods,asimulationmethodforfr
7、acturepropagationbyCO2energizedfracturingbasedonnodeconnectionmethodwasdeveloped,andanexampleanalysisofanoilwellinDongyingSagwascarriedout.TheresultsshowthattheCO2ratiohasagreatinfluenceontheinducedfracturedensity.WhentheCO2ratioincreasedfrom0.1to0.3,theinducedfracturedensityincreasedby117%.The stre
8、ss difference mainly affects the fracture length and induced fracture density.When the horizontal stressdifferenceincreasedfrom5MPato30MPa,thefracturenetworklengthincreasedby52%,andtheinducedfracturedensitydecreasedby13.85%.Thesimulationresultsoffracturemorphologyareingoodagreementwiththeactualmonit
9、oring.This study can provide a theoretical reference for the formulation of continental shale oil fracturingschemes.Key words:continentalshaleoil;supercriticalCO2;energizedfracturing;stresschange;fracturemorphology;numericalsimulation;DongyingSag收稿日期:2023-05-30；改回日期:2023-08-22。作者简介:钱钦（1969），男，江苏南通人，
10、1990 年毕业于江汉石油学院采油工程专业，2010 年获中科院广州地球化学研究所构造地质学专业博士学位，正高级工程师，主要从事采油工程方面的研究。E-mail：。基金项目：山东省自然科学基金项目“页岩油藏增能压裂裂缝扩展及压裂优化设计研究”（编号：ZR2021QE260）和中国博士后自然科学基金项目“页岩油藏增能压裂裂缝扩展机制及缝网表征研究”（编号：2021M702304）联合资助。第51卷第5期石油钻探技术Vol.51No.52023年9月PETROLEUMDRILLINGTECHNIQUESSep.,2023页岩油气储层致密，能量保持难、流动阻力大，大规模压裂改造是其高效开发的主要技术
11、手段15。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富，亟需采用新技术实现高效开发67。超临界 CO2具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性，被认为是非常规储层改造新方法之一810。然而，超临界 CO2压裂的相态和物理性质复杂，造缝机理尚不清楚，学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究1115。试验表明，CO2可降低破裂压力16，超临界 CO2压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙17，使用超临界 CO2在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势18。目前，相关研究多针对 CO2低黏度特性对压裂的影响，对 CO2对岩石物性影响的关注较少。此外，CO2压裂裂缝形态复杂，传统方法模拟裂缝多为
12、单缝结构，采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置 CO2压裂缝网1921。赵辉等人2224提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型，可以很好地表征裂缝复杂性，但仅适用于水力压裂，未考虑压裂过程中 CO2对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法，笔者考虑 CO2的相态变化特征及 CO2对岩石性质的影响，结合物理试验和数值模拟，提出了基于节点连接方法（NCM）的 CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型，在此基础上进一步讨论了前置 CO2比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响，并在东营凹陷陆相页岩油X 井开展分析应用。1CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型 1.1CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征为准确表征胜利油
13、田东营凹陷陆相页岩经过CO2浸泡后的岩石力学与破裂特征，选取 2 口典型井 12 块岩样，利用岩石力学仪测试其不同 CO2浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数，结合破裂压力剪切压力等计算公式，发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随 CO2浸泡时间增长呈现线性降低的趋势（见图 1）。1.2CO2物性参数变化表征前置 CO2注入过程中，随着温度和压力条件变化，CO2的密度和黏度均会发生显著变化，影响压裂裂缝扩展。采用 Pen-Robinson 方程刻画 CO2密度变化，其状态方程可表示为25：p=8.314TV 26.667396 30
14、6.771+0.707 979(1Tr)2V(V+26.667)+26.667(V 26.667)（1）式中：T 为 CO2的绝对温度，K；V 为 CO2的摩尔体积，L/mol；Tr为对比温度，即 CO2绝对温度 T 与临界温度 Tc（Tc=304.13K）之比。根据式（1）确定 CO2的体积后，即可进一步获（a）水平应力随浸泡时间变化（b）破裂压力随浸泡时间变化0403530252015105066656463626160595865605550454010.210.09.89.69.49.29.012345012345012345两向应力差012345应力/MPa最大水平应力最小水平应力浸
15、泡时间/h浸泡时间/h剪切应力/MPa浸泡时间/h浸泡时间/h张开应力/MPa破裂压力/MPa（c）天然裂缝剪切应力随浸泡时间变化（d）天然裂缝张开应力随浸泡时间变化图 1 页岩破裂压力与应力随 CO2浸泡时间的变化Fig.1 Initiation pressure and stress changes during CO2fracturing in rock第51卷第5期钱钦等.东营凹陷陆相页岩油 CO2增能压裂裂缝形态研究43得 CO2在该温度和压力条件下的密度。CO2黏度与温度的关系21为：=36.344 1.259 3TruFc(1G2+E6cVe6)+*MTc3V2c（2）其中，部分
16、系数定义为：Fc=10.275 6+0.059 0354r+（3）*=E7y2G2exp(E8+E9T+E10T2)（4）G2=E11exp(E4y)y+E210.5y(1y)3exp(E5y)E310.5y(1y)3E1E4+E2+E3（5）Ei=fi(,)（6）式中：Tr为临界温度，K；Fc为形状和极性因子；Ve为气体体积，m3；为偏心因子；y 为摩尔分数；T*为绝对温度，K；M 为摩尔质量，g/mol；Vc为CO2的临界体积，m3；u为碰撞积分；r为约化偶极矩；为高极性物质的关联因子；c 为单位体积物质的量，mol/m3。1.3基于 NCM 的 CO2增能压裂裂缝扩展数学模型基于节点体系
17、扩展模拟方法（NodeConnectionMethod,NCM）2223，考虑前置 CO2注入后对岩石力学、物性参数的影响，构建前置 CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型。1.3.1前置 CO2水力压裂力学机制假设岩石为多孔弹性介质，根据测井资料获取地层物性参数，以三维弹性理论为基础，可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果，储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO2浸泡时间增长而变化，在模型中需要考虑。因此，水平主应力与时间的关系可以表示为：th=t1tvt1tvpp+hpp+Et1(t)2h+tEt1(t)2HtH=t1tvt1tvpp+Hpp+Et1(t)2H+Et1(t)2h（
18、7）式中：th为 t 时刻的最小水平主应力，MPa；tH为t 时刻的最大水平主应力，MPa；v为垂向应力，MPa；v、h为垂向和水平的 Biot 系数；H、h为最大水平主应力和最小水平主应力的应变系数；t为t 时刻泊松比；Et为 t 时刻的弹性模量，GPa；pp为孔隙压力，MPa。压裂过程中，新生缝会改变岩石的力学状态，影响后续裂缝扩展，简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态26：t+1xx(i,j)=txx(i,j)+Nm=1pn,mLmL1,mL2,mcos2m1,m2,m22Nm=1pn,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinmsin32(1,m+2,m)t
19、+1yy(i,j)=tyy(i,j)+Nm=1pn,mLmL1,mL2,mcos2m1,m2,m22+Nm=1pn,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinmsin32(1,m+2,m)t+1xy(i,j)=txy(i,j)+Nm=1pnet,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinmcos32(1,m+2,m)（8）式中：t+1xx和 txx分别为 t+1 和 t 时间步下(i,j)位置处 x 轴向主应力，MPa；t+1yy和 tyy分别为 t+1 和 t 时间步下(i,j)位置处 y 轴向主应力，MPa；t+1xy和txy分别为 t+1 和 t 时间步下(i,j)位置处剪切应力，M
20、Pa；N 为裂缝微元数量；pn,m为裂缝 m 微元的缝内净压力，MPa；a 为裂缝微元半长，m；Lm，L1,m和L2,m为位置(i,j)到裂缝 m 微元的距离，m；m，1,m和 2,m为位置(i,j)到裂缝 m 微元的角度。对裂缝内流体流动简化处理，不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程，且裂缝壁面上的流速为 0，则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理，可得到缝内压力分布为：pti,m=12tmqmxmhf,mw3m+p0（9）式中：pti,m为 t 时间步时裂缝 m 微元的净压力，MPa；tm为 t 时间步时裂缝 m 微元中流体的黏度，mPas；qm为裂缝 m 微元的流量；xm为裂缝 m
21、 微元与井筒的距离，m；hf,m为裂缝 m 微元的高度，m；p0为初始压力，MPa。对于前置 CO2压裂，裂缝内流体黏度随着CO2性质而改变，采用式（2）修正不同时间步下前44石油钻探技术2023年9月置 CO2的黏度。将临界起裂应力作为起裂判据，该值与岩石断裂韧性有关，则裂缝扩展条件为23：fr=12rcos2(K1cos2232K2sin)cr0（10）式中：fr为残余起裂应力，MPa；cr为临界起裂应力，MPa；K1为型应力强度因子，MPam0.5；K2为型应力强度因子，MPam0.5。分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量，其计算公式为：if=nLfwf（11）式中：i
22、f为分支缝密度，条/m2；n 为裂缝节点数量；Lf为裂缝长度，m；wf为裂缝的带宽，m。1.3.2前置 CO2压裂模拟流程基于 NCM 的 CO2增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图 2 所示。具体步骤为：1）依据实际储层大小划分地质单元，作为计算的离散体；2）结合地质资料给地质单元赋值；3）根据实际压裂规模，设置射孔参数；4）计算现存裂缝单元缝内流体压力分布；5）结合应力阴影效应及缝内流体流动特征，校正储层应力分布；6）计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力；7）判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元，不满足时输出裂缝形态；8）引入随机函数及概率分布，确定新的裂缝单元；9）根据 CO2物性的变化，更新缝
23、内流体物性参数；10）重复步骤 4）9），直至输出裂缝形态。划分地质单元储层物性参数储层力学参数设置初始裂缝分布（射孔等）计算流体压力分布校正地质单元应力分布计算周向应力和临界起裂应力判定是否起裂输出裂缝形态选择满足起裂条件的裂缝微元确定新的裂缝微元更新 CO2 物性参数应力阴影裂缝扩展概率随机函数是否图 2 CO2前置增能压裂扩展模拟流程Fig.2 Simulation process of CO2 pre-energized fracturing2前置 CO2增能压裂裂缝扩展模拟选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数，基于构建模型，分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺
24、寸大小为 160m300m，1 段射孔 3 簇，射孔点在模型中间位置处，模拟裂缝排量为 16m3/min，页岩基质的弹性模量为26.36GPa，泊松比为 0.30。2.1前置 CO2比例对缝网形态的影响模拟前置 CO2比例分别为 0.1、0.2 和 0.3 时的裂缝形态（见图 3），分析不同前置 CO2比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图 4）。0150100500501001504080（a）CO2 注入比例为 0.1120160裂缝长度/m裂缝宽度/m0150100500501001504080（b）CO2 注入比例为 0.2120160裂缝长度/m裂缝宽度/m015010050
25、0501001504080（c）CO2 注入比例为 0.3120160裂缝长度/m裂缝宽度/m图 3 不同 CO2比例下的裂缝形态Fig.3 Fracture morphology under different CO2 ratios前置 CO2比例对整体缝网扩展长度影响最大，前置 CO2比列由 0.1 增至 0.3 时，缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响，前置CO2比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO2比例对分支缝密度的影响很大，当前置 CO2比例由 0.1 增加至 0.3 时，分支缝网密度由 0.06条/m2增加至 0.13条/m2，增加了 117%。这主要是因为超临
26、界 CO2易于进入基质孔隙和微裂隙中，促进了基质的破裂和微裂隙的开启，增加了分支裂缝的数量，形成了复杂的网状裂缝形态。2.2水平应力差对裂缝形态的影响模拟水平应力差分别为 0，15 和 30MPa 时的裂第51卷第5期钱钦等.东营凹陷陆相页岩油 CO2增能压裂裂缝形态研究45缝形态（见图 5），分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图 6）。应力差与缝长相关性很大，与缝宽相关性较小，与分支缝密度相关性大，应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由 5MPa 增至 30MPa时，裂缝长度由 175m 增至 266m，缝网带宽由 63m降至 58m，降低了 3.18%，分支缝
27、密度由 0.095条/m2降至 0.074条/m2，下降了 31.85%。相较于滑溜水压裂，前置 CO2增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此，高应力差储层采用前置 CO2进行压裂，可以提高压裂改造效果，实现高效增产。0150100500501001504080（a）应力差为 0 MPa120160裂缝长度/m裂缝宽度/m0150100500501001504080（b）应力差为 15 MPa120160裂缝长度/m裂缝宽度/m0150100500501001504080（c）应力差为 30 MPa120160裂缝长度/m裂缝宽度/m图 5 不同应力差下的裂缝形态Fig.5 Frac
28、ture morphology under different stress differences015应力差/MPa30250300200150100500缝长（宽）/m0.100.090.080.070.060.05y=x+62.667R2=0.157 9y=0.015 8x+0.117 1R2=0.947 1y=45.5x+124.33R2=0.962 8缝宽缝长分支缝密度/（条m2）分支缝密度图 6 储层应力差对裂缝参数的影响Fig.6 Influence of reservoir stress difference on fractureparameters 2.3储层渗透率对裂缝
29、形态的影响模拟储层渗透率分别为 0.05，0.5 和 5mD 时的裂缝形态（见图 7），分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系（见图 8）。结果发现，储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小，对分支缝密度的影响较大。总体而言，储层渗透率影响压裂流体的滤失性，前置 CO2压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于，储层渗透率影响 CO2向基质的滤失量和波及范围，对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此，对于高渗透储层，应适当增大排量和压裂液量，从而增大压裂改造范围。0150100500501001504080（a）渗透率为 0.05 mD120160裂缝长度/m裂缝宽度/
30、m0150100500501001504080（b）渗透率为 0.5 mD120160裂缝长度/m裂缝宽度/m0150100500501001504080（c）渗透率为 5 mD120160裂缝长度/m裂缝宽度/m图 7 不同渗透率下的裂缝形态Fig.7 Fracture morphology under different permeabilityCO2 注入比例缝宽缝长250300200150100500缝长（宽）/m0.150.130.110.090.070.05y=7.5x+42.667R2=0.998 5y=0.035x+0.023 4R2=0.992 8y=52.5x+308.33
31、R2=0.999 2分支缝密度/（条m2）分支缝密度0.10.20.3图 4 不同 CO2比例对裂缝参数的影响Fig.4 Influence of different CO2 ratios on fracture para-meters46石油钻探技术2023年9月2502001501005000.050.50y=17.5x+232.33R2=0.874 2y=0.013 5x+0.058 7R2=0.932 3y=5x+48R2=1渗透率/mD缝宽分支缝密缝长缝长（宽）/m0.100.090.080.070.060.05分支缝密度长/（条m2）5.00图 8 储层渗透率对裂缝参数的影响Fig
32、.8 Influence of reservoir permeability on fracture para-meters3实例分析东营凹陷陆相页岩油 X 井目的层为沙四上纯上 3 层组，水平段长度 1976m，钻遇岩相以泥质灰页岩（970m）、灰质泥页岩（550m）为主；前置 CO2增能压裂完成 34 段、120 簇压裂施工，平均 3.5簇/段，加砂 4300.6m3（设计 4204.7m3）、注入携砂液73166m3，平均单段加砂 126.5m3、加砂强度2.4m3/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态，X 井 36 段反演裂缝平均缝长为 277.80m，平均缝宽为 59.85m。X 井
33、压裂时的微地震监测结果见图 9，裂缝扩展模拟结果见图 10。注:1.不同颜色代表不同裂缝段 2.数据点代表裂缝监测信号第 36 段第 27 段第 21 段第 11 段第 4-7 段第 1 段图 9 X 井压裂时的微地震监测结果Fig.9 Microseismic monitoring results of fracturing ofWell X02501000100250500 1 000 1 500 2 000井段长度/m裂缝长度/m2 500 3 000 3 500 4 000图 10 X 井裂缝形态整体反演效果Fig.10 Overall inversion effect of frac
34、ture morphologyof Well XX井压裂过程中进行单井尺度模拟时，由于模拟布点精度及显示尺度的原因，裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现，水力裂缝缝长在微地震的 75.09%99.63%，水力裂缝缝宽在微地震的 78.79%98.84%，模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟，根据模拟结果制定压裂方案，提高压裂效率。4结论1）综合考虑 CO2对岩体破裂压力、地应力的影响以及 CO2物性参数的变化，基于节点连接方法的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型可实现 CO2增能压裂复杂裂缝网络形态的模拟。2）前置 CO2比例、应力差和渗透率对分支
35、缝密度的影响较大，在高应力差储层增加缝网密度时，可适当增加前置 CO2比例。3）实际区块模拟结果与微地震监测结果吻合度较高，具有一定的可靠性，基于节点连接方法的 CO2增能压裂裂缝扩展数学模型具有一定的现场应用潜力，可以为压裂方案的制定提供理论指导。参考文献References吴奇，胥云，王晓泉，等.非常规油气藏体积改造技术：内涵、优化设计与实现 J.石油勘探与开发，2012，39（3）：352358.WUQi,XUYun,WANGXiaoquan,etal.Volumefracturingtech-nology of unconventional reservoirs:Connotation
36、,optimizationdesignandimplementationJ.PetroleumExplorationandDevelop-ment,2012,39(3):352358.1胥云，雷群，陈铭，等.体积改造技术理论研究进展与发展方向J.石油勘探与开发，2018，45（5）：874887.XUYun,LEIQun,CHENMing,etal.Progressanddevelopmentofvolumestimulation techniquesJ.Petroleum Exploration and De-velopment,2018,45(5):874887.2吴峙颖，胡亚斐，蒋廷学，
37、等.孔洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝转向扩展特征研究 J.石油钻探技术，2022，50（4）：9096.WUShiying,HUYafei,JIANGTingxue,etal.Studyonpropaga-tion and diversion characteristics of hydraulic fractures in vuggycarbonatereservoirsJ.PetroleumDrillingTechniques,2022,50(4):9096.3张衍君，葛洪魁，徐田录，等.体积压裂裂缝前端粉砂分布规律试验研究 J.石油钻探技术，2021，49（3）：105110.ZHANG Ya
38、njun,GE Hongkui,XU Tianlu,et al.ExperimentalstudyonsiltdistributionlawatthefrontendoffracturesinvolumefracturingJ.PetroleumDrillingTechniques,2021,49(3):105110.4李虹，于海洋，杨海烽，等.裂缝性非均质致密储层自适应应力敏感性研究 J.石油钻探技术，2022，50（3）：99105.LIHong,YUHaiyang,YANGHaifeng,etal.Adaptivestresssensit-ivitystudyoffracturedhet
39、erogeneoustightreservoirJ.Petroleum5第51卷第5期钱钦等.东营凹陷陆相页岩油 CO2增能压裂裂缝形态研究47DrillingTechniques,2022,50(3):99105.蒋廷学，王海涛.中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状与发展建议 J.石油钻探技术，2021，49（4）：1421.JIANGTingxue,WANGHaitao.Thecurrentstatusanddevelop-mentsuggestionsforSinopecsstagedfracturingtechnologiesofho-rizontal shale oil wellsJ
40、.Petroleum Drilling Techniques,2021,49(4):1421.6孟勇，贾庆升，张潦源，等.东营凹陷页岩油储层层间干扰及裂缝扩展规律研究 J.石油钻探技术，2021，49（4）：130138.MENGYong,JIAQingsheng,ZHANGLiaoyuan,etal.Researchoninterlayerinterferenceandthefracturepropagationlawofshaleoilreservoirs in the Dongying SagJ.Petroleum Drilling Tech-niques,2021,49(4):1301
41、38.7李小刚，冉龙海，杨兆中，等.超临界 CO2压裂裂缝特征研究现状与展望 J.特种油气藏，2022，29（2）：18.LI Xiaogang,RAN Longhai,YANG Zhaozhong,et al.CurrentstatusandprospectofstudyonsupercriticalCO2fracturingcharac-teristicsJ.SpecialOil&GasReservoirs,2022,29(2):18.8王海柱，李根生，郑永，等.超临界 CO2压裂技术现状与展望 J.石油学报，2020，41（1）：116126.WANGHaizhu,LIGensheng,
42、ZHENGYong,etal.Researchstatusand prospects of supercritical CO2 fracturing technologyJ.ActaPetroleiSinica,2020,41(1):116126.9李根生，王海柱，沈忠厚，等.超临界 CO2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）：7680.LIGensheng,WANGHaizhu,SHENZhonghou,etal.Applicationinvestigationsandprospectsofsupercriticalcarbondiox
43、idejetinpetroleumengineeringJ.JournalofChinaUniversityofPetroleum(EditionofNaturalScience),2013,37(5):7680.10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）：17.WANGXiangzeng,SUNXiao,LUOPan,etal.Progressandapplic-ation of CO2 fracturing technology for unconventional oil andgasJ.LithologicReservoi
44、rs,2019,31(2):17.11HEJianming,ZHANGZhaobin,LIGuanfang,etal.ModelingstudyonsupercriticalCO2fracturingapplicabilityandcapacitytostimu-latereservoirswithdifferentpermeabilitiesJ.JournalofPetroleumScienceandEngineering,2022,213:110427.12蔡鑫.非常规储层超临界 CO2压裂复杂裂缝扩展模型 J.断块油气田，2022，29（1）：107110.CAIXin.Complexf
45、racturepropagationmodelofsupercriticalCO2fracturinginunconventionalreservoirsJ.Fault-BlockOil&GasField,2022,29(1):107110.13邹万礼.二氧化碳前置蓄能体积压裂优化设计研究 D.大庆：东北石油大学，2018.ZOUWanli.Studyontheoptimaldesignofcarbondioxidepre-chargedvolume fracturingD.Daqing:Northeast Petroleum Uni-versity,2018.14陈立强，田守嶒，李根生，等.
46、超临界 CO2压裂起裂压力模型与参数敏感性研究 J.岩土力学，2015，36（增刊2）：125131.CHENLiqiang,TIANShouceng,LIGensheng,etal.Initiationpres-sure models for supercritical CO2 fracturing and sensitivityanalysisJ.Rock&SoilMechanics,2015,36(supplement2):125131.15ZHANGXinwei,LUYiyu,TANGJiren,etal.Experimentalstudy16on fracture initiatio
47、n and propagation in shale using supercriticalcarbondioxidefracturingJ.Fuel,2017,190:370378.LI Sihai,ZHANG Shicheng,MA Xinfang,et al.Coupledphysical chemical effects of CO2 onrock properties and break-downduringintermittentCO2-hybridfracturingJ.RockMechan-icsandRockEngineering,2020,53(4):16651683.17
48、金军，王冉.超临界 CO2注入与页岩气储层相互作用的研究进展J.断块油气田，2018，25（3）：363366.JINJun,WANGRan.ResearchprogressofsupercriticalCO2injec-tionanditsinteractionwithshalegasreservoirsJ.Fault-BlockOil&GasField,2018,25(3):363366.18苏映宏，吴忠维，崔传智，等.水力压裂支撑裂缝导流能力计算与分析 J.大庆石油地质与开发，2021，40（6）：6271.SUYinghong,WUZhongwei,CUIChuanzhi,etal.C
49、alculationandanalysisoftheproppedfractureconductivitycreatedbyhydraulicfracturingJ.Petroleum Geology&Oilfield Development inDaqing,2021,40(6):6271.19何强，李凤霞，史爱萍，等.基于三维 CT 重构的油页岩复杂水力裂缝网络分形表征 J.油气地质与采收率，2021，28（5）：116123.HEQiang,LIFengxia,SHIAiping,etal.Fractalcharacterizationofcomplexhydraulicfracture
50、networksofoilshalevia3DCTrecon-structionJ.Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2021,28(5):116123.20邢德钢，崔连可，王树森，等.泌阳凹陷陆相页岩复杂裂缝起裂及扩展研究 J.石油地质与工程，2021，35（2）：9397.XINGDegang,CUILianke,WANGShusen,etal.Initiationandex-tending of complex fractures from continental shale in BiyangSagJ.PetroleumGeologya
