海下天然氣水合物儲層壓裂工藝技術

羅天雨，馮 一，胡仁德, 石詠衡

(1廣東石油化工學院 2中石油川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司 3中國石油北京油氣調控中心)

天然氣水合物儲層的開采工藝方法包括降壓、熱激法、化學劑法、二氧化碳置換法、微波加熱技術等。研究人員也提出了水力壓裂改造的工藝技術的應用[1]。Zhang Weidong[2]等通過實驗驗證了含高飽和度天然氣水合物儲層良好的可壓裂性能。數值模擬結果表明[3]，水力壓裂與壓降結合在一起的生產產量比單一的壓降工藝產量高。2017年5月18日，中國神狐海域采用了水力割縫的方法進行天然氣水合物儲層改造。

壓裂改造對天然氣水合物開發增加了天然氣水合物的分解面積[4]及分解速率;增加了儲層的當量滲透率;儲層改造后，生產過程能夠以較低的生產壓差生產，降低了儲層出砂量。

一、天然氣水合物儲層壓裂基礎參數

1.巖石彈性模量、泊松比

Waite[5]測得等溫楊氏模量為7 800 MPa，泊松比為0.317；John[6]等人得到天然氣水合物儲層等溫楊氏模量為8 400 MPa；Dvorkin[7]等人得到天然氣水合物儲層的等溫楊氏模量為7 900 MPa。

2.抗拉強度

天然氣水合物冰體的強度類似水的結冰體,水結冰體的劈裂抗拉強度的最大值為3.31 MPa[8]。Too[9]采用高天然氣水合物飽和度(50%～75%)的樣品進行實驗，得到抗張強度為6～12.5 MPa。

3.剪切強度與摩擦角度

馬慶濤[10]通過研究，得到剪切強度隨飽和度的變化規律。當天然氣水合物飽和度40%時，剪切強度為0.35 MPa。天然氣水合物飽和度40%時，內摩擦角度為25°。Masui[11]測得飽和度為50%時巖心內摩擦角平均值為31°。

二、天然氣水合物儲層可壓裂性及壓裂改造原則

整個儲層具有一定的彈性模量，具有較小的抗張強度、剪切強度，在一定力學條件下，可產生張性裂縫或剪切裂縫。Konno[12]對天然氣水合物進行了壓裂實驗，用X射線掃描方法發現了人工裂縫。Too[9]實驗觀察到明顯的沿著管線軸的垂直裂縫。因此，儲層具備一定的可裂性。壓裂改造原則為：①壓裂時要防止壓竄蓋層與底層;②進行無支撐劑壓裂，減少支撐劑反吐可能性;③采用冷水壓裂技術。壓裂過程中要避免天然氣水合物發生相變;④分層壓裂。巨厚儲層要分層壓裂，以提高天然氣產量。

三、造縫工藝的優選

水力割縫技術是利用高壓水射流，高速沖擊軟巖體，產生切削作用，將巖體的接觸部分打碎，形成裂縫空洞的技術，常用于煤層卸壓增透。現場試驗結果顯示[13]，割縫后煤體透氣性增大至原來的113倍。水力割縫技術的優勢是能夠與鉆井過程結合在一起，所需要的設備不復雜。但是，水力割縫作用范圍有限。

水力噴射徑向水平井技術[14]是指利用磨銑工具磨穿目的層的套管，然后通過轉向器在井筒內完成90°轉向，最后通過高壓水射流，在垂直井眼內沿水平方向，鉆出水平井眼，井眼長度可達到100 m。

針對天然氣水合物儲層而言，儲層在徑向鉆井過程中可能存在相變，且儲層疏松，容易產生坍塌。而水力壓裂技術，改造范圍大，裂縫面積大，也不存在水力噴射徑向水平井技術的井眼坍塌風險。因此，推薦應用水力壓裂技術對儲層進行改造。

四、天然氣水合物儲層壓裂裂縫形態

在水力壓裂中，認識裂縫的形態和方位，對有效發揮壓裂在增產增注中的作用是很重要的。裂縫形態由應力場決定，根據油氣開發經驗，淺層儲層最小主應力一般在垂向方向上，產生水平裂縫。裂縫水平延伸，在防止壓竄水層及蓋層方面，具有裂縫形態方面的優勢；在進行直井多級壓裂時，能夠增加裂縫總面積；對于水平井井型，水平裂縫形態不容易發揮壓裂改造的作用。

五、天然氣水合物儲層無支撐劑壓裂技術

如果壓裂過程中加入支撐劑，由于閉合應力低，且儲層相變后軟化，對支撐劑的夾持能力低，加上生產過程中水氣同產，裂縫中的支撐劑容易移動，從而造成支撐劑返吐。因此對于海下天然氣水合物儲層，建議不添加支撐劑。

鄒雨時[15]對四川盆地某區塊頁巖氣層進行了測試分析，整合裂縫在10 MPa閉合應力作用下，導流能力最高為0.26 μm2·cm。當裂縫發生剪切錯位后，導流能力有了顯著提高。可見，整合裂縫(拉張形成的裂縫)或剪切裂縫具有較大的導流能力。

六、低溫低阻海水壓裂液技術

1.低溫壓裂液技術

抑制水合物分解主要依靠物理方法，如向井內注入冷卻的海水或鉆井液[16]。在壓裂過程中，為防止天然氣水合物儲層發生相變，也要采用低溫壓裂液技術。保證注入流體在即將進入儲層之前，其溫度低于儲層溫度。

2.地面壓裂液合理注入溫度設計

2.1 海水溫度計算

(1)

海水水深1 235 m，海面溫度23.8℃，海底溫度4.7℃。

2.2 地層內溫度場

泥線處溫度為4.7℃，產層中心208 m處溫度為15.4℃。

2.3 壓裂過程中海水段及地層中井筒溫度場模擬

文獻[17]只考慮了陸上油氣藏壓裂時，井筒中流體溫度場的計算。唐海雄[18]采用解析方法建立井筒穩態傳熱模型。在上述模型的基礎上，分別考慮海水及地層段，建立了井筒中流體溫度場的計算模型。由于海水段與地層段參數發生變化，應分別利用該模型進行獨立的計算并采用原始泥線處流體溫度作為地層段的初始環境溫度。

隨時間、位置變化的井筒內液體溫度場計算模型如下：

(2)

其中:

(3)

(4)

(5)

(6)

式(1)～式(6)中：Tw—海水溫度，℃；H—海水水深，1 235 m；Tf—沿井筒變化流體溫度，℃；Tei=Te0-gGzsinθ，℃；Te0—井段入口處的地層或海水原始溫度，℃；Tf0—井段入口的流體溫度，℃；z—沿井筒深度，m；LR—松弛距離，m-1；gG—溫度梯度，海水段與地層段不同，海水溫度梯度為-0.015466℃·m-1，地溫梯度為0.051℃·m-1；θ—井筒與水平面的夾角，90°；cp—壓裂液定壓比熱容，4 186.8 J·(kg·℃)-1；w—質量流量，51.25 kg·s-1；rt0—油管外半徑，本井套管注入，外半徑為0.088 9 m；Uto—從油管外表到地層或海水界面的總傳熱系數，W·(m2·℃)，海水段Uto=hc；hc—環空流體對流傳熱系數，海水段海水導熱系數0.68 W·(m2·℃)-1，產層段水泥環導熱系數1.1 W·(m2·℃)-1；Ke—壓裂液導熱系數，0.46 W·(m·℃)-1；rwb—裸眼井半徑，0.112 95 m；rco—套管外半徑，0.088 9 m；Kcem—水泥環導熱系數，1.1 W·(m·℃)-1；TD—無因次溫度分布；tD—無因次傳導時間；t—時間，s；ρe—海水密度,1 025 kg·m-3；Ce—海水比熱,3 890 J·(kg·℃)-1；F—常數，℃/m。

根據到達產層液體溫度與注入流體溫度的關系計算，當井口注入溫度15.4 ℃時，到達產層的溫度為12.61 ℃(見圖1)，低于產層溫度2.79 ℃。

圖1 到達產層流體溫度與注入流體溫度的關系

3.降阻壓裂液技術

壓裂液摩阻一般是清水摩擦阻力的39%～50%。常用的胍膠類、聚合物類增稠劑都具有降低摩擦阻力的作用，利用海水作為壓裂液水源具有得天獨厚的條件，應在此基礎上設計液體體系。以聚合物類增稠劑作為降阻劑為佳，必要時添加抗鹽降阻劑。

七、直井分層壓裂技術

直井分層壓裂的工藝具有不同的優缺點。封隔器滑套系統與不動管柱壓裂技術結合，通過逐層投球打開滑套實現分層壓裂。壓裂完畢后需要提出井內的管柱。化學暫堵分層壓裂技術施工時井筒內部不需要管柱，其局限性在于：①需要較好的固井質量；②由于天然氣水合物的存在，局部摩擦阻力發生變化，加上裂縫內沒有添加支撐劑，所以化學封堵效果相對較差；③暫堵劑不能及時溶解影響生產;④分層位置不確定。

連續油管拖動水力噴砂射孔壓裂技術[19]，采用水力噴砂射孔技術完成射孔，隨后采用油套同注完成壓裂。該工藝對于固井質量要求不高；實現定點壓裂，分層準確；與連續油管結合，方便井口壓力的控制。但該工藝要求每一層先行射孔，較多的廢液對于平臺上罐體容積有較高要求；施工費用較高；施工過程較為繁瑣。

射孔橋塞分段工藝[20]不使用油管管柱；施工過程中，井口采用電纜井口防噴裝置，井控安全。但該工藝對于固井質量有較高要求。

綜合上面的論述，當固井質量不高時，推薦連續油管拖動水力噴砂射孔壓裂技術；固井質量較高時，推薦采用射孔橋塞分段工藝。

八、設計案例

以神狐海域天然氣水合物為例。儲層原始溫度15.4℃，原始壓力15.8 MPa，產層厚度30 m，供給半徑600 m，地層滲透率1 mD，裂縫設計半長140 m。

采用海水作為基液，添加0.1%的聚合物壓裂液，添加4%KCl及0.05%的有機防膨劑，并添加助排劑。地面壓裂液注入溫度控制為15.4℃。采用射孔橋塞分層壓裂工藝，配套可溶橋塞與可溶球。設計水平定向射孔，90°相位角，射孔段長度0.5 m，16孔/m。套管注入，排量4 m3/min，單裂縫壓裂液量800 m3，不添加支撐劑。預測施工壓力8 MPa。

九、結論

(1)天然氣水合物儲層抗拉強度與剪切強度小，彈性模量較低，具可壓裂性,一般產生水平裂縫。

(2)對比不同的改造工藝，推薦采用水力壓裂改造技術。

(3)建議不添加支撐劑進行壓裂。

(4)提出低溫、低阻海水壓裂液技術。以神狐海域儲層為研究對象，推薦井口注入壓裂液溫度為15.4℃。

(5)推薦射孔橋塞或連續油管水力噴砂射孔壓裂分層壓裂技術。