LPG壓裂工藝在超低滲儲層中的應用

范志坤，任韶然，張 亮，羅 炯

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580;2.中油華北油田分公司，河北 任丘 062550)

引 言

近年來，隨著壓裂技術在油氣井增產增注過程中的廣泛應用，壓裂液對儲層的傷害問題日益凸顯。根據流體性質的不同，壓裂液傷害可分為液相傷害、固體傷害、壓裂液濾餅及濃縮傷害等［1－2］。液相損害主要是指地層黏土與壓裂液接觸后發生膨脹、分散、運移等水敏現象。固體損害主要指破膠后的壓裂液殘留固相顆粒阻塞喉道與支撐裂縫的現象。壓裂液濾餅及濃縮傷害是指由于濾失作用，裂縫表面形成致密的濾餅，同時濾液進入地層裂縫內形成濃縮壓裂液，引起破膠困難，導致裂縫導流能力大大降低的現象。為了克服水基壓裂液在壓裂施工過程的諸多問題，可以采用氣體作為壓裂介質(如N2和CO2等)。氣體壓裂具有對儲層傷害小、壓裂液返排速率快等優點，可較好地解決超低滲儲層中水力壓裂遇見的問題。LPG(液化石油氣)作為1種特殊壓裂介質，成分組成相對簡單，主要由丙烷組成，還有少量的乙烷、丙烯、丁烷和添加劑成分。添加劑成分主要是由磷酸鹽酸脂與硫酸鋁反應生成的稠化劑，由于該稠化劑的碳鏈長度與儲層流體相近，通過調節稠化劑的濃度可以獲得理想的壓裂液黏度，從而獲得較好的攜砂效果［3］。LPG壓裂介質由美國GASFRAC能源服務公司首先提出和利用，其在攜砂過程中具有液態介質的特征，而在壓裂過程中又體現出氣體的特征，現場應用效果較好，特別在北美地區得到了越來越廣泛的應用［2］。與常規壓裂液相比，LPG具有密度低，表面張力低，與儲層流體完全兼容的特點。有效地克服了常規水基壓裂液儲層污染嚴重、返排率低等缺點［4－6］。本文分析了LPG壓裂介質的壓裂特點、作用機理以及現場應用情況，為LPG壓裂技術在中國的研究和應用提供了理論依據和經驗指導。

1 LPG壓裂技術特點

LPG壓裂液的使用完全避免了壓裂施工過程中水的使用，與水基壓裂液相關的水敏、鹽敏、潤濕性反轉等儲層傷害可以完全消除。同時，LPG壓裂還避免了施工結束后返排水基壓裂液的處理工作，消除了壓裂液對于環境的影響，具有較好的環境效益。與常規水力壓裂技術相比，LPG壓裂技術的壓裂液返排率高、有效裂縫長度長，且壓裂液可以和儲層流體混相，提高原油的最終采收率。

1.1 壓裂液返排率高

壓裂液返排率是評價壓裂效果的1個重要參數。壓裂液返排率越高，即滯留在儲層中的壓裂液越少，對儲層的傷害也就越?。?－8］。Tannich指出，在壓裂施工返排階段，近井地帶的壓裂液飽和區首先返排，隨著壓降漏斗的逐漸擴散，儲層深部的壓裂液將會與近井地帶的儲層流體競爭進入裂縫，如果儲層能量不足以克服毛細管力和流體流動的摩擦阻力，壓裂液將被束縛在儲層孔隙內不能產出，導致“水鎖”現象的發生?！八i”影響油氣向井筒的運移，造成壓裂增產措施的失效，甚至影響儲層的整體開發效果［9］。

現場應用結果表明:水基壓裂液的返排率一般都較低，壓裂施工結束后，將會有30% ～80%的壓裂液滯留在儲層中，對儲層造成巨大的傷害［10］。而LPG壓裂液由于其相對密度低、表面張力低，破膠降黏快，再加上獨特的氣化膨脹特性，返排阻力很小，施工結束后可以完全依靠自身能量在1～2 d內實現徹底返排，且經過適當處理，可重復使用。LPG壓裂液的返排率為80% ～100%，且大多都在90% 以上［4］。

1.2 有效裂縫長度長

有效裂縫長度是指在油氣井生產或者注入過程中，對于生產或者注入做出貢獻的裂縫長度(圖1)。在壓裂施工過程中，壓裂產生的裂縫在壓力降低后并不能完全被支撐劑所支撐。對于支撐裂縫，由于“水鎖”現象等儲層傷害的發生，也僅有部分裂縫對生產井具有增產效果［9，11］。

圖1 壓裂有效裂縫示意圖

LPG壓裂介質經過稠化劑處理，黏度可以控制為100～1 000 mPa·s，具有較好的攜砂能力，并能夠均勻地鋪砂，鋪砂結束后，壓裂液氣化破膠，破膠時間可以控制在0.5～4.0 h之間。因此，LPG壓裂可以獲得較長的支撐裂縫，考慮到LPG壓裂液較高的返排率，LPG獲得的支撐裂縫長度幾乎等于有效裂縫長度。

1.3 與油氣的混相作用

LPG壓裂液與儲層流體具有較好的兼容性，尤其在油藏開發過程中，LPG可以與原油發生一次混相，界面張力為零，LPG可以和原油以任意比例互溶混合，從而獲得較高的洗油效率。另外，LPG壓裂液破膠后，黏度較低，與原油混相后可以降低原油的黏度，提高原油的流度，從而獲得較高的波及系數［12］。原油采收率為洗油效率與波及系數的乘積，因此，經過LPG壓裂，不僅可以獲得較高的采油速度，還能夠獲得較高的原油采收率。

2 LPG壓裂工藝現場應用分析

2.1 LPG壓裂技術的適用范圍

2008年LPG壓裂技術在加拿大Cardium致密氣藏首次投入使用，截至2012年3月底，已經進行了1 000多次壓裂施工，施工儲層涵蓋了油藏、致密氣藏、凝析氣藏等多種儲層類型，顯示出了LPG壓裂液較好的儲層兼容性。LPG壓裂技術適用于水敏性較為嚴重的低滲透油氣藏，尤其對于超低滲的非常規氣藏，LPG壓裂相對于其他壓裂技術，顯示出了更大的優勢。

2.2 LPG壓裂技術施工特點

LPG壓裂施工設備除常規壓裂施工設備外，需要增加LPG壓裂液儲運、泵注及控制等設備。其具體的施工工藝流程也和常規壓裂有所不同。在試壓階段，首先需要將支撐劑添加到密閉容器中，然后利用氮氣循環整個管匯系統，檢查系統的密封性。在壓裂階段，首先向支撐劑容器注入LPG，并利用氮氣加壓，使LPG保持在液態。然后向井筒注入經過稠化的LPG壓裂液充滿井筒，并利用壓力泵對井筒進行加壓，直至儲層破裂。最后打開支撐劑閥門，將攪拌均勻的攜砂液注入井筒，進行裂縫延伸鋪砂，待注入量達到設計規模，停泵，關井。在壓裂液返排階段，首先利用氮氣清理地面管線。然后放噴返排壓裂液。由于壓力的下降和儲層熱量的吸收，LPG壓裂液氣化后破膠，無需抽汲裝置，即可利用自身的膨脹能返回地面管線。返排的壓裂液可以存儲在地面容器，經過處理后重復循環使用，也可以經管線延伸后點燃處理。

2.3 LPG壓裂技術的技術難點

由于LPG常溫常壓下屬于易燃易爆氣體，因此施工過程中的壓裂液儲罐、管線、閥門、泵等都需要適應LPG的特性而特殊設計。整個壓裂過程是一個閉環系統，在施工過程的各個階段，儲罐與管線中都有很高的壓力，施工的各個流程都需要嚴謹的防火防爆安全設計。

2.4 實例應用

以Cardium儲層的1口致密氣井的LPG壓裂施工為例，對比分析常規水基壓裂液與LPG壓裂液的增產效果。Cardium儲層位于加拿大的阿爾伯塔省，地質年代屬于白堊系，該地區儲層主要由砂巖和泥巖組成。儲層巖性為致密砂巖，井深為1 300 m，完井方式為套管射孔完井，射孔段厚度為4.3 m。儲層孔隙度為10%，滲透率為0.1×10－3μm2，含水飽和度為 20%。

在LPG壓裂施工過程中，該井采用114.3 mm套管注入。共計注入100 m3LPG壓裂液，32 t 30/50目的石英砂，加砂濃度為320 kg/m3。監測結果顯示:壓裂形成了1條長度為88 m的裂縫，其中，有效裂縫長度為83 m，比率為94%。在壓裂液返排階段，23 h后即達到了100%的返排率。

利用裂縫優化軟件模擬了該井的有效裂縫長度對儲層累計產氣量的影響(圖2)。由圖2可知:有效裂縫的長度可以影響儲層的累計產氣量。100%有效裂縫長度比50%有效裂縫長度單井5 a的累計產量高出32%，因此LPG壓裂技術與水力壓裂技術相比，可以獲得較高的最終采收率。

圖2 有效裂縫長度對累計產量的影響模擬

實際生產結果顯示:裂縫導流能力為2.787 μm2·cm，表皮系數為－4.66。圖3、4是該井與同一區塊基本井況相近、壓裂規模相近的1口常規壓裂井的產量對比圖。由圖3可知，分別取開井初期生產30、60及90 d的日產氣量對比發現，LPG壓裂井的日產氣量比常規壓裂井高出55%～75%。由圖4可知，較長時間的累計產氣量也證實了LPG壓裂的優異表現，分別取生產時間為3、6及9個月的累計產氣量對比發現，LPG壓裂井的累計產氣量比常規壓裂井高出50%～70%。

圖3 LPG壓裂與常規壓裂初期日產氣量對比

目前，LPG壓裂技術尚屬較新的壓裂工藝，正處在推廣應用的初步階段，缺乏長時間的生產數據。但短期的生產數據表明，LPG壓裂技術的增產效果明顯優于相同規模的水力壓裂效果。

3 結論及建議

(1)LPG壓裂液具有黏度低、表面張力低，與儲層流體完全兼容的特點。有效地克服了常規水基壓裂液儲層污染嚴重、返排率低等缺點。

圖4 LPG壓裂與常規壓裂累計產氣量對比

(2)與常規水力壓裂技術相比，LPG壓裂技術的壓裂液返排率高、有效裂縫長度長，且壓裂液可以和儲層流體混相，提高原油的最終采收率。

(3)數值模擬結果和現場生產數據都表明，LPG壓裂技術的增產效果明顯優于同等規模水力壓裂施工的增產效果。

(4)LPG壓裂液對于水源相對匱乏地區的儲層、水敏性較強的儲層以及低壓、低滲儲層都顯示出較好的應用潛力。建議在頁巖氣、致密氣、煤層氣等非常規超低滲儲層的開采中，有針對性的開發利用此項技術。

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