CO2-H2O treatment,shale,tensile failure,bedding,digital image correlation ," /> CO2-H2O treatment,shale,tensile failure,bedding,digital image correlation ,"/> CO<sub>2</sub>-水作用对层状页岩拉伸破坏影响的微观损伤研究

岩土力学 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (1): 59-67.doi: 10.16285/j.rsm.2023.0106

• 基础理论与实验研究 • 上一篇    下一篇

CO2-水作用对层状页岩拉伸破坏影响的微观损伤研究

杜布戈1，张广清1,2，周大伟1，屈 乐3，邱仁怡1，范宗洋1   

  1. 1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；2．中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 3. 西安石油大学 西安市致密油（页岩油）开发重点实验室，陕西 西安 710065
  • 收稿日期:2023-02-02 接受日期:2023-03-16 出版日期:2024-01-10 发布日期:2024-01-10
  • 通讯作者: 张广清，男，1975年生，博士，教授，博士生导师，主要从事石油工程岩石力学方面的研究。E-mail: zhangguangqing@cup.edu.cn E-mail:2022310175@student.cup.edu.cn
  • 作者简介:杜布戈，男，2000年生，博士研究生，主要研究方向为油气地质力学。
  • 基金资助:
    国家自然科学基金（No. 51925405, No. 52104050, No. 52004223）。

Effect of microscopic damage on tensile failure of laminated shale after CO2-H2O treatment

DU Bu-ge1, ZHANG Guang-qing1, 2, ZHOU Da-wei1, QU Le3, QIU Ren-yi1, FAN Zong-yang1   

  1. 1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China 3. Xi’an Key Laboratory of Tight Oil (Shale Oil) Development, Xi'an Shiyou University, Xi’an, Shaanxi 710065, China
  • Received:2023-02-02 Accepted:2023-03-16 Online:2024-01-10 Published:2024-01-10
  • Supported by:
    This work was supported by the National Natural Science Foundation of China (51925405, 52104050, 52004223).

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摘要：

CO2压裂页岩储层时CO2−水作用损伤页岩微观结构，改变拉伸破坏特征与裂缝扩展模式。为研究CO2−水影响层状页岩拉伸破坏的微观损伤原因，设计了矿物含量测定、扫描电镜观察与巴西劈裂试验，对CO2−水作用前后龙马溪与长7段页岩试件的微观损伤、破坏特征与裂缝扩展进行研究。结果表明：CO2−水对层理的微观损伤作用较基质显著，层理黏土矿物脱水而体积减小，有机质被萃取收缩，纹层内产生沿层理分布的大尺寸（长度为10～30μm，开度为1～5μm）微裂缝，基质碳酸盐、长石等矿物被溶蚀，产生随机分布的小尺寸（长度小于1μm ，开度小于0.5μm）微裂纹；CO2−水作用后页岩抗拉强度降低且各向异性增强，破坏模式变为拉剪混合破坏，垂直层理加载试件的剪切作用更强；CO2−水作用后层理对裂缝扩展的影响更大，垂直层理加载裂缝延伸被层理限制，裂缝沿层理方向水平扩展，平行加载裂缝扩展轨迹受层理约束，裂缝仅在层理扩展。

关键词: CO2-H2O treatment')">

CO2-H2O treatment, shale, tensile failure, bedding, digital image correlation

Abstract:

CO2-H2O can damage the rock microstructure and change the tensile failure characteristics and fracture propagation mode during CO2 fracturing in shale reservoirs. X-ray diffraction (XRD) tests, scanning electron microscope (SEM) observation, and Brazilian tests are conducted to investigate the microscopic damage and failure characteristics, and fracture propagation mode of Longmaxi and Chang-7 shale specimens after CO2-H2O treatment. The results show that the microscopic damage of bedding after CO2-H2O treatment is more significant than that of the matrix. The volume of bedding clay minerals is reduced due to dehydration, the organic matter is extracted and contracted, and the large-size microfractures (10−30 μm in length and 1−5 μm in width) are generated in the laminae distributed along the bedding. Carbonate and feldspar minerals in the matrix are dissolved and induce randomly distributed small-size microcracks (< 1 μm in length and < 0.5 μm in width). After CO2-H2O treatment, the tensile strength of shale decreases, and the anisotropy increases. The failure mode of shale changes from tensile failure to mixed tension-shear failure, and the shear action of specimens loaded vertically to the bedding is stronger. Fracture propagation is restricted by the bedding for specimens loaded vertically to the bedding, leading to fracture propagation along the bedding; for specimens loaded horizontally to the bedding, the bedding exerts stronger constraints on fracture propagation, resulting in fracture propagation merely within the bedding.


Key words: CO2-H2O treatment, shale, tensile failure, bedding, digital image correlation

中图分类号: TU 452
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