据了解，二氧化碳压裂技术源于北美，是一种采用液态二氧化碳作为压裂液来代替水的技术，主要针对煤层气、水敏性储层、含原油较稠储层、低压储层的油气开发而设计。液态二氧化碳在汽化后，无水相，无残渣，仅有支撑剂留在地层，不会对储层造成伤害，可实现快速排液投产；此外，二氧化碳具备比甲烷更强的吸附力，可置换出吸附于母岩的甲烷，从而提高天然气或煤层气的产量，并实现部分二氧化碳的永久埋存。
与常规水基压裂相比，二氧化碳干法压裂对地层几乎无伤害，具有良好的增产增能作用，大量节约了水资源，达到了节能减排、绿色环保的施工要求，对于非常规油气储层清洁、高效开发意义深远，具有广阔的应用前景。
一、工艺技术原理
1、增产机理
强水敏/水锁伤害储层由于水基压裂液的滤失而导致较大的储层渗透率损害，影响压裂作业的增产效果。低压、低渗透气藏普遍具有较强的水锁伤害。
CO2干法加砂压裂能够较大幅度的提高强水敏/水锁伤害储层的压后产量，主要体现在：①压裂液具有极低的界面张力，受热汽化后能够从储层中完全、迅速返出；②压裂液无残渣，对支撑裂缝导流床具有较好的清洁作用，保持了较高裂缝导流能力和较长的有效裂缝长度；③CO2在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度，改善原油流动性；④超临界CO2具有极低的界面张力，理论上，对非常规天然气储层中吸附气的解析具有促进作用。 2、技术优点
CO2干法加砂压裂具有诸多优点，主要体现在较小的储层渗透率伤害，较高的支撑裂缝导流能力保留系数，较快的压后返排速度和对吸附性天然气的解析等方面。对于提高水敏／水锁伤害严重储层和吸附性天然气储层（页岩气、煤层气等）产能具有明显技术优势，是一项非常有前景的增产改造技术。 CO2干法压裂总结起来有以下优点：
1）无水相，不会对储层造成水敏水锁伤害；
2）无残渣，不会对储层和支撑裂缝渗透率造成残渣伤害；
3）具有很好的增能作用，在压力释放后，二氧碳气体膨胀，可实现迅速返排，有低压气井的压后快速排液投产；
4）CO2流动性强，可以流入储集层中的微裂缝，更好地沟通储集层； 5）CO2溶于原油可以降低原油的黏度，利于原油的开采；
6）CO2能够置换吸附于煤岩与页岩中的甲烷，在提高单井产量的同时，还可以实现温室气体的封存。 3、纯液态CO2干法压裂技术特点
1）在泵注过程中，砂浓度对排量很敏感。井下压力测试显示出施工过程中有“端部脱砂”现象，这说明尽管地面砂浓度较低，但是裂缝中的砂浓度很高；
2）缝宽较小；
3）纯液态的CO2没有造壁能力，因此，其造壁滤失系数Cw基本上是无限大的，但其滤失受到滤液的热膨胀效应以及其他一些可能因素的控制；
4）CO2以液态在低温下泵送到井底。在裂缝中受热以及滤失到地层后汽化。依赖泵注压力和储层温度，这个过程可以接近临界点；
5）由于裂缝体积很小而滤失很快，国外现场统计表明裂缝闭合时间非常短（大约在0.5-1.5min），这也说明了其对泵注排量的敏感性。
二、施工方案
1、工艺设计
CO2干法加砂压裂工艺需要统筹考虑储层特征、压裂液性质、井筒管柱、压裂设备和压后投产等多方面因素，以保证增产效果和施工安全。 1.1压裂模型
可优选具有CO2压裂液描述模块的全三维压裂软件作为CO2干法加砂压裂设计的模拟器，该模拟器能够进行可压缩性压裂液的压裂设计和分析。 1.2压裂参数设计
注入排量大小对于CO2干法加砂压裂的成功实施十分重要，通过提高注入排量能够改善CO2压裂液的携砂能力和造缝能力，提高CO2压裂液效率。
CO2干法压裂液具有较高的支撑裂缝导流能力保留系数，在较低施工砂比时即可达到常规水力压裂高砂比的导流能力。一般将CO2干法加砂压裂的平均砂比控制在10%以内。
CO2干法加砂压裂需要较高的前置液比例，用于降低储层裂缝内温度，改善造缝性，保障加砂作业安全。 1.3压裂管柱设计
CO2压裂液具有较高的管路摩阻损失，一般来说φ73mm油管难以满足大排量施工需要，普遍采用φ88.9mm油管作为压裂管柱。由于CO2的低温特性和较强的穿透性，为保证套管安全，需在油管下端加装封隔器，优选压缩式封隔器。
根据陕西延长石油公司专利，施工过程中，采用管柱如下：1）当井深小于1000m时，采用3.5英寸油管注入；2）当井深大于1000m时，采用4.5或5.5英寸光套管注入；且当井深小于1500m时，使用J55钢级套管；当井深在1500-3000m时，采用N80钢级套管；当井深大于3000m时，采用P110钢级套管；3）采用5.5英寸套管与2.375英寸油管或5.5英寸套管与2.875英寸油管的油套环空方式注入。
1.4压裂设备配套及地面管汇设计
CO2干法加砂压裂施工的地面设备流程如图1所示。
连接CO2储罐与压裂泵上水室的管线为高压软管线，压裂施工过程中管线内的压力在2.0-2.5MPa。
图1CO2干法加砂压裂施工设备连接流程图
压裂泵的供液需通过CO2循环增压泵来实现，CO2循环增压泵连接压裂泵与CO2储罐，向压裂泵提供足量的液态CO2供给。
在地面返排流程中应配套除砂器，用于除掉压后返排过程中带出的支撑剂，
保护地面返排流程安全。在除砂器后安装针阀，用于控制CO2的排放速度。 2、压裂液体系
CO2的pH值为弱酸性，对控制水敏地层粘土膨胀有一定的作用。液态CO2其性质是即易溶于油中，也可溶于水。溶于油后可降低其粘度，易使其流动；溶于水后，生成碳酸，pH值在3.3～3.7之间可抑制粘土膨胀。这些主要特性决定了它作为压裂液液相组分的优势。 2.1CO2物理相态变化预测
在物理上，CO2有三种不同相态，气态、液态和固态，其临界温度和压力分别为31℃和9.39MPa。在-18℃液态条件下，CO2泡沫密度为1.020g/cm3，转化为0℃，l大气压（绝对压力）下的气态标准体积为517m3。
在CO2干法压裂过程中，CO2相态变化十分复杂：初始，CO2在温度−34.4℃、压力1.406MPa条件下以液态形式存储在CO2储罐中（见图2中点1）；经过增压泵车后，液态CO2在温度−25～−15℃、压力1.8～2.2MPa条件下注入高压泵（点2）；在压裂泵车出口处，液态CO2被加压至施工压力（点3）；随后液态CO2被泵入井底，在此过程中CO2压力进一步增加，同时温度也升高（点4）；当CO2进入储集层裂缝中后，CO2温度、压力与储集层条件同化，表现为温度进一步上升，而压力下降，此时CO2处在超临界状态（点5）；当开始返排后，CO2压力迅速下降，将以气态形式返排至地表（点6）。在此过程中，CO2的密度、黏度、溶解性能等都随着其温度、压力的改变而剧烈变化。同时，CO2进入储集层后，压力急剧降低，体积快速膨胀，产生焦耳-汤姆逊冷却效应，使得周围地层温度急剧降低。
图2 CO2在干法压裂过程中的相态变化
施工过程中缝内静压力可由下式预测
PjP0PgPfP
井底温度可由下式计算
PdnTdnTupPupk1k
2.2悬砂性能及降滤失性
在天然气储层中，由于CO2干法压裂液无残渣，且黏度远高于天然气，压裂液的滤失主要受压裂液黏度和地层流体的压缩性控制。CO2黏度较低，液态下黏度约为0.1mpa.s，气态和超临界状态下黏度约为0.2mpa.s。目前尚无CO2干法压裂液滤失性测定的实验装置，使用理论公式计算了对于渗透率为0.4-1.2mD，孔隙度为14%，地层温度为104.6℃的天然气储层，在压差为5-14MPa下的滤失系数的数量级为10-3-10-2m/min0.5。较低的黏度导致压裂液滤失量大，携砂和造缝能力差。
通过提高黏度改善体系性能。提高CO2黏度的方法是添加与CO2相溶的化学剂。液态CO2为非极性分子，是一个非常稳定的溶剂，具有极低的介电常数、黏度和表面张力，常规增稠剂无法与CO2混溶提黏，需要开发特殊结构的提黏剂产品。
采用分子模拟技术，从微观、介观和宏观三个层次研究了CO2黏度随温度、压强变化的基本规律，探索化学剂的种类、浓度影响CO2黏度的微观机理，并进行提黏剂分子结构的设计，结合室内实验，研发了一种CO2提黏剂TNJ，建立了CO2干法压裂液体系，配方为：1.5%-2.0%TNJ＋（98.5%-98%）液态CO2。
在温度62-63℃、压力15-20MP a实验条件下，1.5％TNJ＋98.5％CO2压裂液黏度为5-9mpa.s；2％TNJ＋98％CO2压裂液黏度6-10mpa.s。实验结果表明，1.5%-2.0%提黏剂加量下，超临界CO2黏度提高了240-490倍，较大幅度地提高了CO2的黏度（图3、4）。
图3CO2压裂液黏度—提黏剂TNJ加量关系图
图4CO2压裂液（2％TNJ＋98％CO2）黏度—时间关系图
此外，有研究人员先后测试了苯乙烯-氟化丙烯酸共聚物、氟化AOT衍生物、12-羟基硬脂酸等多种聚合物对液态CO2的黏度改性效果，仅苯乙烯-氟化丙烯酸共聚物在加量5%的情况下将CO2提黏超过100倍，但其成本高、黏度改性效果差。中国石油大学（北京）压裂酸化实验室研发了一种高级脂肪酸酯作为液态CO2的增稠剂，该增稠剂在加量0.25%～2.50%条件下，可将液态CO2提黏17～184倍，大大提高了增黏效率。目前，该增稠剂已成功应用于鄂尔多斯盆地长庆气田苏东xx井液态CO2压裂施工现场。值得一提的是，向压裂液中添加可降解纤维也能少量增加液态CO2的悬砂能力，降低摩阻。
此外，研发新型超低密度支撑剂也是提升携砂效果的可行之路。现阶段应用的低密度陶粒支撑剂密度小于1.45g/cm3，要满足CO2干法压裂需求应进一步降低支撑剂的密度至1.0～1.3g/cm3。
2.3管路摩阻损失
根据现场试验的测试结果，近似计算了CO2干法压裂液在φ88.9mm油管（内径76mm）内的管路摩阻损失，不同排量下的摩阻损失系数见表１。
表1 φ88.9mm油管中CO2干法压裂液的管路摩阻损失表
排量（m³/min） 2.4 2.0 1.7 1.4 2.4岩心基质渗透率损害率
单位长度摩阻损失（MPa/km） 10.8 9.6 5.7 4.0 目前尚无CO2干法压裂液对岩心基质渗透率损害率测定装置，仅对CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率进行了评价。实验结果表明，CO2提黏剂TNJ对岩心渗透率平均损害率2.75％，损害较小（表2）。
表2 CO2提黏剂TNJ的岩心基质渗透率损害率数据表
岩心号 1 2 3、装备配置
基质渗透率/mD 0.075 0.093 孔隙度，% 5.578 9.287 渗透率损害率，% 1.58 3.92 CO2干法压裂所用液态CO2压裂液始终处在密闭高压状态下，因此其施工所用设备与常规水力压裂有所不同。CO2干法压裂对设备的要求为：
1）CO2储罐：1只或几只，用于储存加压降温的液态CO2，CO2保持在−34.4℃和1.406MPa；
2）CO2增压泵车：用于将液态CO2从储罐内压力增压至1.8～2.2MPa，要求单台泵车排量不低于2m3/min，主要包括底盘车、增压泵系统、气液分离系统、进液排液系统、液压系统、电控系统等部件；
3）密闭混砂车：CO2干法压裂的关键设备，是1个较大的密闭压力容器，用于将支撑剂混入液态CO2，要求耐压2.2MPa以上、容积5m3以上、输砂速度500kg/min以上，主要包括底盘车、液压系统、储砂罐、加砂管、混砂管汇、进液排液系统、电控系统等部件；
4）压裂泵车：常规的压裂泵，用于将压裂液泵入井中，要求单台输出功率不小于1471kW（2000HP），由于CO2穿透性较强，泵车的柱塞泵密封圈推荐使用金属密封圈；⑤压裂管汇车：要求配备低温低压、低温高压管汇。
5）仪表车、压裂管汇车。
压裂作业中普遍使用的压裂泵能够泵输液态CO2，若CO2气化将导致压裂泵走空、失效。因此，在施工过程中，需确保地面泵注系统内的CO2以液态形式存在。CO2相态受温度、压力影响敏感，常规水力压裂作业所使用的混砂装置无法满足CO2干法加砂压裂作业需要。为此，要确保CO2干法加砂压裂顺利进行，必须要有耐低温、承压性能好的密闭混砂装置。而CO2密闭混砂车是CO2干法压裂的关键设备，目前国内具备该装置的公司有烟台杰瑞公司和钻采院长庆分院。杰瑞公司自主研制了一套配备立式混砂罐的CO2密闭混砂车在吉林油田黑+79-31-45井成功作业，该装置最大排量达到8m3/min，最大喂料能力达到3000kg/min，有效容积达到25m3。可有效解决传统卧式混砂车搅拌轴转速低、搅拌轴短、搅拌存在死角，而CO2携砂性能差，因此存在易沉砂、混砂罐最大砂比小的问题，然而配套的CO2增压泵车长时间工作排量仅为4.5～5.0m3/min，只能用于较小排量施工。
图5 杰瑞生产的CO2增压泵车（左）和密闭混砂车（右）
钻采院长庆分院自主研制了一套CO2密闭混砂装置，并在苏东44－22井、神60井成功应用，该装置具有保温、承压、输砂控制、流量计量和砂浓度监测等功能。装置主要技术参数：工作压力2.5MPa；工作温度-20℃；有效容积8m3；最大输砂速率0.5m3/min。该密闭混砂装置主要由混砂罐总成、动力系统、监测
与控制系统和管汇系统组成。混砂罐总成用于存放压裂施工使用的支撑剂，具有保温功能，利用罐内的输砂螺旋将支撑剂输送到压裂管线中。动力系统为安装在输砂螺旋上的液压马达提供动力，具备低转速、大扭矩的特性，在一定范围内实现转速的无级调节。采用手动、自动一体式远距离集中控制设计，能够监测混砂装置的罐内压力，供液流量和支撑剂浓度等数据。能够对装置的阀门，输砂螺旋的转速进行远程精确调节。 4、施工步骤
CO2干法压裂技术使用100%液态CO2作为压裂介质，首先将支撑剂加压降温到液态CO2的储罐压力和温度，在专用混砂机内与液态CO2混合，然后用高压压裂泵泵入井筒进行压裂。
CO2干法压裂工艺按如下步骤进行：
1）将若干CO2储罐并联，并依次与CO2增压泵车、密闭混砂车、压裂泵车、井口装置连通，将仪表车与上述各车辆连通并监控工作状态；
2）将支撑剂装入密闭混砂罐中，并注入液态CO2预冷；
3）对高压管线、井口试泵，对低压供液管线试压，若试压结果符合要求则继续进行后续步骤；
4）前置酸预处理，浸泡射孔段。
5）液态CO2以−25～−15℃温度注入地层，压开地层并使裂缝延伸，然后打开密闭混砂设备注入支撑剂，支撑剂注完后进行顶替，直到支撑剂刚好完全进入地层，停泵；
6）压裂施工结束后，关井2-24小时；
7）压后放喷返排，既要控制返排速度以防吐砂，又要最大限度地利用CO2能量快速返排，可以先使用小口径油嘴控制放喷速度，随后逐渐加大油嘴口径，并使用CO2检测仪监测出口CO2浓度变化。当CO2浓度低于3%时，可视为返排完成。
注：在步骤3-4之间可以加入低替坐封步骤，低替坐封是指采用机械封隔油管注入，即采用低排量坐封。 5、施工参数
根据陕西延长石油公司专利，压裂施工参数如下：
1）施工排量：1.0-10.0m³/min。典型排量4.0-8.01.0-10.0m³/min； 2）前置液比例：10-50%，典型比例20-30%；
3）支撑剂类型：石英砂或陶粒，粒径80/100目、40/70目、20/40目，主要使用40/70目支撑剂；
4）加砂浓度：50-500kg/m³，典型浓度100-200 kg/m³。 6、压后返排控制
CO2加砂压裂作业结束后，可关井至井筒温度恢复后再开井返排。返排过程中严格控制返排速度，防止裂缝出砂。
三、CO2干法压裂在四川龙马溪组页岩气的适应性分析
1、CO2干法压裂技术现场应用情况
CO2干法压裂技术作为一个压裂新技术，目前仅有少数国外公司掌握，近年来国内吉林油田、川庆钻探长庆井下公司、钻采工程技术研究院长庆分院、延长石油集团公司研究院分别就这项技术进行了室内研究和现场应用。 1.1吉林油田
2014年9月15日，国内最大加砂规模二氧化碳无水蓄能压裂在吉林油田黑+79-31-45井成功完成。作业由吉林油田与烟台杰瑞集团联合研发进行，在40-65MPa施工压力下，共加液290m3、支撑剂10.5m3，瞬时流量达到3.9m3/min，砂比4.8%。
黑+79-31-45井位于松辽盆地南部中央坳陷区黑163区块，属于枯竭式开采高凝油井。这一区块油层原油黏度高、凝固点高，常温下不易流动。黑+79-31-45井厚度3m，物性较好，渗透率76.5md。由于二氧化碳对原油具有较好的溶胀性和降黏作用，故采用液态二氧化碳压裂液体系进行压裂，以达到枯竭式开采能量补充、提高单井产量的目的。
图6 黑+79-31-45井CO2干法压裂施工现场摆布图
1.2长庆井下
近年来，川庆钻探长庆井下公司联合钻采工程技术研究院长庆分院，以中石油油气藏改造重点实验室“二氧化碳压裂增产研究室”为依托，开发了密闭混砂装置、大排量二氧化碳增压泵撬，配套了施工工艺和HSE技规术范，开展了二氧化碳压裂携砂性能、摩阻性能及装置的测试。
（1）苏东44－22井
2013年8月12日，由川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院长庆分院研究设计、长庆井下技术作业公司施工的我国第一口天然气井二氧化碳干法加砂压裂现场试验在在长庆苏里格气田苏东44－22井成功实施，开创了国内无水压裂的先河，填补了国内技术空白。
苏东44－22井是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的一口开发井，目的层为山西组山1层。地层压力系数为0.86，储层基质渗透率为0.4～1.2mD，孔隙度为9.0%～13.9%，储层埋深3240 m，属于低压、低孔、低渗储层。
该井共计入井液态二氧化碳254m3，陶粒2.8m3，平均砂比3.48%，最高砂比9.00%，施工压力28～46MPa，施工排量2～4m3/min，
图7 苏东44-22 井山1 层压裂施工曲线
（2）神60井
2015年7月2日，川庆钻探长庆井下公司在鄂尔多斯盆地神木气田神60井成功实施二氧化碳干法加砂压裂，储备液态二氧化碳590m3，加入陶粒9.6m3，平均砂比达到7.9%，是目前国内最大规模二氧化碳干法加砂压裂作业。作业现场投人由6台SS-2000型主压车同时压裂，2台二氧化碳增压泵车进行供液，采用液氮泵车给二氧化碳槽车二次增压。这是我国首次采取2台密闭混砂装置联合作业，不仅加大了加砂量、扩大了单层施工规模，而且为今后开展多层、大规模的二氧化碳干法加砂压裂进行了技术储备。
图8 神60井施工现场
1.3延长石油研究院
云页4井：2015年10月19日，由延长石油集团公司研究院研究设计的我国第一口陆相页岩气井二氧化碳干法压裂在延长油田云页4井实施，并获得成功，
开创了国内陆相页岩气无水压裂的先河，压裂共计泵入液态二氧化碳385m3、超低密度支撑剂10m3。
云页4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部一口页岩气直井,目的层位山西组、本溪组、完钻层位马家沟组。完钻井深2678m，孔隙度3.26%-5.84%，渗透率0.1-0.21md。
图9云页4井现场施工图
2、CO2干法压裂技术在四川龙马溪组页岩气的适应性分析 2.1 四川龙马溪组页岩气储层特点
四川龙马溪组页岩气储层为低孔低渗储层，地层压力系数1.5-2.0，粘土含量平均35%，通过大量敏感性实验表明，该地区储层整体表现为弱水敏；在纵向上岩性多为黑色泥页岩、粉砂质泥岩互层，相变快，非均质性强；矿物组成复杂，脆性矿物以石英、长石为主，碳酸盐含量少，黏土矿物含量较高；孔隙度相对较低，基质渗透率极低，天然裂缝发育。 2.2 CO2干法压裂液适应性分析
四川盆地龙马溪组页岩储层岩性致密，属于低孔低渗储层，脆性矿物含量低、黏土矿物含量高，在压裂施工过程中外来液相的侵入对于储层的伤害是非常严重的，且压后返排不彻底大大降低了裂缝导流能力，进而严重影响气井产量。四川盆地页岩气压裂目前大多采用大排量、大液量的滑溜水压裂工艺，用水量大，对水资源缺乏地区来说，施工备水困难，同时压后大量的返排液处理难度大，处理不当则会造成环境污染。其次，大规模的压裂作业后返排液的处理费用也大大增加了施工成本。而CO2干法压裂技术采用纯液态CO2作为压裂液，具有非常明显
的优点：
（1）用液态CO2代替常规水基压裂液，减少水用量，降低成本； （2）施工过程中没有任何的水相进入地层，从根本上储层伤害； （3）压裂施工后返排迅速，节约时间，可以很快投入生产；
（4）由于不会返排出任何液体，所以不需要压后处理，也不会对环境造成任何污染。
2.3 CO2干法压裂工艺及设备适应性分析
工艺参数方面，由于纯液态CO2粘度很低，在20℃，10MPa条件下其粘度只有0.1mPa.s左右，悬砂能力差，滤失量大，不利于压裂造缝，为保证施工安全，砂浓度要低，支撑剂尺寸要小一些，故我公司应研究一种增稠剂提高液态CO2的粘度，提高携砂性能；同时研发小粒径超低密度支撑剂是提升携砂效果的可行之路。目前应用的低密度陶粒在1.45g/cm3以上，要满足CO2干法压裂，应将支撑剂的密度降低到1.0～1.3g/cm3；其次液态CO2是牛顿流体，摩阻较高，导致施工排量受限，故应研发一种适合液态CO2压裂的高效减阻剂。
压裂设备方面，公司目前暂不具备用于储存低温高压的液态CO2的储罐、对CO2进行增压的增压泵车、以及特殊的密封加压混砂车，同时也缺乏具有耐低温性能的压裂泵车，因此公司目前尚不具备CO2干法加砂压裂条件。故要实施CO2干法压裂需完成CO2增压泵车、密闭混砂车、CO2罐车的购置与配套，井口与井下工具的配套；压裂泵车及其配套设备的完善与改造，并针对四川页岩气储层特点，开展室内CO2压裂液的降阻、提粘研究，加强液态CO2压裂增产机理的分析，开发一套具有CO2压裂液描述模块的全三维压裂软件作为CO2干法加砂压裂设计的模拟软件，该软件能够进行可压缩性压裂液的压裂设计和分析。
据调研，由于目前CO2增压泵车最大工作排量是杰瑞公司生产，增压泵额定排量为8.0m3/min，长时间工作排量仅为4.5～5.0m3/min，目前只能用于较小排量施工。因此由于目前密闭混砂设备尺寸和供液能力的限制使得施工排量受限，若要应用到四川大排量、大液量、大规模的页岩气体积压裂中还需要对关键设备进行性能升级。
四、安全风险
CO2干法压裂虽然有许多常规水力压裂不可比拟的优势，在CO2干法压裂施
工过程中，除常规压裂的HSE要求与规定外，由于工艺、设备的特殊性也存在不同于常规压裂的安全风险，应引起重视，主要表现在：
（1）四川页岩气井区大多为盘山公路，道路较窄，弯多坡陡，阴雨天气时道路湿滑，对于CO2带压运输和储备（液态二氧化碳的储运条件为-17 ℃，2.1 Mpa）存在一定的安全风险；
（2）CO2干法压裂需要先对混砂车中的支撑剂进行预冷，而支撑剂中含有水分，在低温下会结冰从而导致支撑剂结块，进而增加了平稳输砂的难度，甚至有造成砂堵的风险。
（3）由于CO2干法压裂要始终保持CO2为液态，而CO2相态受温度、压力影响敏感，当泵冷却或者管线内不充满（管线内有亏空）时就会发生从液态变成气态，若CO2气化将导致压裂泵走空、失效，此过程一方面会产生非常大的噪音，另一方面损坏压裂泵车，为此，要确保CO2干法加砂压裂顺利进行，必须要采用有耐低温、承压性能好的密闭混砂装置。
（4）当相态从液态变成固态时，产生的冰塞会堵塞气体的运移，甚至会导致爆炸。
（5）气态CO2的密度比空气大，它会聚集在较低的位置，当发生气体泄漏时，现场施工人员应及时向高处逃离。
（6）液态CO2泵送温度在-25～-15℃，温度低易产生蒸汽水锁和机械失效，因此高压泵车应耐用持久。
（7）由于CO2的低温特性和较强的穿透性，为保证套管安全，需采用具有防冻、耐低温的套管材质；同时泵车的柱塞泵密封圈要求采用金属密封圈，以免常规橡胶密封圈失效引起安全风险。
（8）由于液态CO2的特殊性，施工时候地面流程中的CO2保持液态，温度为−34.4℃，容易造成冻伤。
（9）由于CO2干法加砂压裂现场施工时CO2罐车较多，还有特殊的增加泵和密闭混砂装置，这些特殊设备具有低温和高压的风险，因此需配备完善的检测仪表、阀门及自动控制系统，开发了远程操作系统对设备的压力、温度实时监控和控制，严格合理设置逃生通道，保证施工和人员安全。
（10）在地面返排流程中应配套除砂器，用于除掉压后返排过程中带出的支
撑剂，保护地面返排流程安全。在除砂器后安装针阀，用于控制CO2的排放速度。注意放喷时防止闸门与放喷管线刺漏。
五、经济性及适应性
1、经济性分析
干法压裂采用了无水无伤害性液体CO2作为挟砂剂，避免了对地层渗透率的负面影响，无需担心对地层的潜在伤害。其中CO2在泵入过程中为液态，可以携带砂子，而在返排的过程中完全气化，不会在地层中造成水或其它化学有害物质的遗留，所以干法压裂特别适合于低渗水敏储层的开发，但是由于干法压裂过程中的费用较大，而且所用二氧化碳量大，其压裂投资大于氮气压裂和氮气泡沫压裂工艺。有学者对美国15口压裂井进行干法压裂、氮气压裂和氮气泡沫压裂三者之间在开发低渗水敏气层时的净现值进行了比较，研究结果表明，虽然干法压裂初期投资较大，但由于干法压裂可提高通流能力，产量高，且井维护费用较低，使干法压裂比另外两者的经济性更高。从压裂完成后5年内的产量可以看出，实施干法压裂的井累积产量依然是最高的，分别为N2气压裂、N2泡沫压裂累积产量的2倍和4倍。
图10 单井累积产量和时间的关系
可以看出，在压裂改造后，实施干法压裂的井累积产量最高，N2气压裂效果其次，N2泡沫压裂效果最差。直至压裂后的9个月，干法压裂的井累积产量分别为实施N2压裂工艺和N2泡沫压裂工艺井产量的1.9倍和4.8倍。随着时间的增加，各个井之间的产量差别慢慢变小，即便这样，在压裂实施40个月后，实施干法压裂的井累积产量依然是最高的，分别为N2气压裂、N2泡沫压裂累积
产量的2倍和4倍。而在干法压裂技术实施时，CO2用量较高且需要将CO2和砂子在高压下混合，使得CO2和砂子混合物在裂缝的功耗远大于另外两种压裂方法，这都导致了其压裂费用大大提高。干法压裂技术的成本最高，几乎为N2压裂技术费用的2倍。
市场上的价格分别为0.07、0.106美元/m3时，净现值和时间的关系见图11、12。通过比较可以发现，在天然气价格为0.07美元/m3时，氮气压裂技术的投资回收期最短，为11个月左右;氮气泡沫压裂技术的投资回收期最长，大约为2a;干法压裂技术投资回收期为1a，居于两者之间。而在压裂实施14个月后，干法压裂技术的净现值就超过了另外两者。可见干法压裂技术在天然气价格分别为0.07美元/m3时，在压裂实施14个月后，其经济性就为三者中最好的(图11)，而随着天然气的价格不断的变化，其经济性也在不断的变化着。如果市场上的价格从0.07美元/m3上升到0.106美元/m3的话，那么实施干法压裂的净现值则相应地上升一倍。可见随着石油价格的不断提高，在未来的时间里，实施干法压裂技术具有越来越高的经济性。
图11 净现值和时间的关系(0.07美元/m3)
图12 净现值和时间的关系(0.106美元/m3)
2、市场调查-液态二氧化碳及其配套装备价格较贵
经调查，目前国内市场工业液态二氧化碳价格约为650元/吨，20m³二氧化碳储槽约为30万元。假设一口页岩气单井所需液量为1000m3，将常规压裂液如线性胶，滑溜水和冻胶与液态二氧化碳所需的成本做一比较（见下表）。可看出，液态二氧化碳的成本为线性胶，滑溜水，冻胶的2倍。
表3 不同压裂液成本对比（不包括储槽成本） 液体名称 线性胶 滑溜水 冻胶 LPG 3、存在问题
目前报价（元/m3） 400~500 100~120 700~800 1000-1200 液体成本 400,000~500,000 100,000~120,000 700,000~800,000 1,000,000~1,200,000 CO2干法压裂已在北美地区取得了巨大的成功，在国内也开始了初步应用。其压裂机理和工艺方法都已日渐成熟，但在以下几个方面仍存在不足。
（1）液态CO2摩阻高，且适用于液态CO2的高效减阻剂未见报道； （2）液态CO2黏度低，悬砂能力差，滤失量大，难以实现高砂比、大砂量作业，受施工规模和井深限制，目前仅适用于低渗气井；
（3）地面施工压力高，提高了对压裂管柱、井口装置和地面设备的性能要求；
（4）常规压裂所使用的混砂设备无法满足作业需要，需研制专用的密闭混砂设备，并配套相应的地面流程和井筒管柱，因此目前难以适应于中、大规模的压裂改造。
（5）压裂过程中CO2相态变化复杂，且暂无准确可靠的预测方法； （6）国内对于CO2干法加砂压裂技术的研究尚处于起步阶段，国内CO2干法压裂设备与国际先进水平相比有较明显的差距；
（7）现有的施工参数计算方法不能有效指导CO2干法压裂的现场施工。 4、发展趋势
当温度超过31.26℃、压力超过7.38MPa时，CO2就会处于1个特殊的状态——超临界态。超临界态是不同于气态与液态的流体形态，该状态下CO2分子间作用力很小，表面张力为零，流动性极强，类似气体，而密度较高，类似液体，因而对非极性溶质有较强的
溶解能力。超临界态CO2压裂工艺作为一种极具前景的新型CO2干法压裂技术应运而生。
类似于传统CO2干法压裂技术，超临界态CO2压裂工艺使用100%CO2作为压裂介质，因而保留了传统CO2干法压裂的几乎所有优点。二者的区别主要在于，超临界态CO2压裂工艺使用的CO2工作液初始温度较高，因此可以在井筒中达到临界温度，转化为超临界态（对于较浅的井，CO2不能在井筒中及时转化为超临界态CO2，可在井口增加加热设备）。因此，超临界态CO2压裂工艺还有其独特优势。目前，在开发非常规资源（如页岩气）时往往采用整体压裂技术，超临界CO2压裂液显然是沟通储集层微裂缝、造成裂缝网络的最佳工作液体系之一。
5、有关CO2干法工艺的建议
需要进一步深入调研CO2干法压裂工艺工艺，目前了解CO2干法压裂的手段仅为文献调研，深度广度受限，有些环节带有推测成分，若要完全了解掌握这项工艺的施工流程、设备参数，液体配方、返排流程、安全控制等核心技术，建议与长庆井下、吉林油田或贝克休斯的交流合作，实地考察该项工艺。
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