CO2压裂是用于低渗气藏合理有效的措施之一,并逐渐成为研究焦点。CO2“大排量、大液量”的体积压裂技术已应用于国内外致密油气、页岩油气的开发,因其显著的效果,有望在低渗气藏在内的非常规油气藏开发中大力推广。在CO2压裂过程中,CO2经历了不同的状态—液态、超临界态以及气态。液态CO2作为压裂无水相进入地层,由于低渗气藏一般是高温高压环境,CO2由液态变为超临界态CO2(SCCO2,Supercritical CO2)。压裂结束后,从地层排出,当环境温度和压力低于其临界温度(31.1℃)和临界压力(7.38MPa)时,CO2转变为气态。在低渗气藏中,分析CO2相态及物理化学性质随温度压力变化规律,研究CO2压裂效果的影响因素,优化合理有效的CO2压裂参数,对机理分析和现场施工有着重要意义。本文基于CO2相态特征及性质研究,结合井筒与储层的温度压力耦合模型,针对低渗气藏CO2压裂的井筒(注入)和储层(压裂)阶段通过数值模拟方法开展了温度压力变化规律、压裂参数(即储层参数和注入参数)敏感规律研究,得到了以下结论和认识:(1)考虑井筒和地层热损失,利用Stars模块,模拟了 CO2注入过程中的温度压力变化,并输出沿井筒的温度、压力、密度、粘度、组分等参数变化。结果表明:CO2物性参数对温度压力敏感。低温、临界压力附近偏差系数小,说明该条件下CO2易压缩,更容易进入天然微裂缝。此外,温度升高后膨胀能力大,故液态CO2增压造缝能力较强。注入C02初期,密度大,粘度小、有利于压裂液的注入;压裂至关井过程中,CO2密度降低,粘度增大,有利于压裂造缝及后期返排。同时,超临界CO2与液体密度相近,粘度与气体接近,扩散系数很大,故形成的裂缝导流能力较好。综上所述,液态CO2压裂增压改造能力、返排能力较其他压裂液更强,但由于CO2粘度低、滤失严重且不易携砂,故CO2压裂对注入排量和注入量依赖严重。(2)建立单井耦合模型,模拟了井筒与储层的温度压力场,分析了 CO2压裂过程的相态变化:地面和井口为液态,前期井筒中也为液态,后来随温度压力升高转化为超临界态;地层和裂缝中为超临界态;返排过程中井筒为超临界态,地面为气态。(3)模拟了 CO2压裂储层参数敏感规律,结果表明:储层有效厚度、基质渗透率对压力、密度影响较大,并与之呈负相关,但对温度、粘度影响较小。(4)模拟了 CO2压裂注入量敏感规律,结果表明:随着注入量增加,井筒温度和井筒压力增大,同时CO2沿裂缝方向及两侧波及面积增加,说明造长缝必须要达到一定的注入量。此外储层中压力沿裂缝方向及两侧波扩散,特别是裂缝方向,而且高压处于裂缝中,注入量越大,压力越高,范围越大。但当注入量达到一定值后,CO2在近井储层的过量累积对裂缝的进一步延伸效果不明显,这就造成大量浪费,因此需要优选合适的注入量。(5)模拟了 CO2压裂注入排量敏感规律,结果表明:注入排量对压力影响较大,并且随着注入排量的增加,井筒压力变高,温度变低,密度变大,粘度变低,短缝压力更高,增压效果更明显。但是,随注入排量增加,井筒中摩阻直线上升,故需要优选合适的排量。(6)CO2注入后有利于后期返排,总体上CO2注入量越高,越有利于返排。对于目标气藏,返排过程中,直接注水压裂单井日产水量为11m3/d,而先注CO2再注水压裂单井日产水为48m3/d,返排较前者提高了 4倍。针对本文中低渗致密砂岩气藏,给出了最优的CO2注入量大于300m3,排量在5m3/min左右。