煤层气井无水压裂技术应用探讨智库

发布时间:2018-06-20 11:02:28  作者:韩志强 孙良田  来源:本站原创  浏览次数:


 要:中国西南地区煤层气储层具有渗透率低、富水性弱的特征,常规压裂改造方式采用活性水压裂液,大量外来水进入煤储层形成水锁效应,影响压裂改造效果。本文综述了国内外常用的无水压裂技术,总结分析了其优势和存在的问题,探讨无水压裂技术在西南地区煤层井应用的可能性及发展方向。

关键词:煤层气 无水压裂 技术应用 

在煤层气资源勘探开发过程中,煤储层压裂改造是一项主要的增产措施。煤层气井常规压裂改造采用活性水压裂技术,压裂液基液为清水,其含量在95%以上。我国西南地区煤储层具有渗透率低、富水性弱的特征,外来水会被吸附于煤体表面,堵塞微孔喉道,形成水锁效应。水基压裂液与储层粘土矿物质接触,会引起水敏性矿物膨胀和粘土矿物颗粒运移,堵塞孔道,降低储层的渗透率,影响压裂改造效果。

为了提高压裂效果、获得更大的经济效益、降低环境影响,国外率先提出了无水压裂的技术理念并实现现场应用,为非常规油气藏实现大规模开采提供了一种新的技术支持。针对西南地区煤储层渗透率低、富水性弱的特征,采用无水压裂技术,可以降低对煤储层的伤害,且极大地缓解了水资源匮乏的压力,还能减少煤层气开发对环境造成的污染。基于以上原因,本文对国内外常用的无水压裂技术进行了总结和分析,并探讨了无水压裂技术在西南地区煤层气资源勘探开发方面应用的可能性及发展方向。

1 无水压裂技术现状

无水压裂技术是随着非常规油气勘探开发的兴起发展而来的。目前常用的无水压裂技术有氮气压裂技术、液氮压裂技术、液态CO2压裂技术、超临界CO2压裂技术、LPG压裂技术等。

1.1 氮气压裂技术

氮气压裂技术是利用氮气作为压裂介质,进行压裂改造,提高储层渗透率,来达到增产的目的。压裂液为不含水的纯氮气,使用液氮泵车将氮气注入储层,压裂施工组织简单。由于氮气压裂技术的压裂液中不含水,避免了常规压裂液由于外来水带来的水敏、水锁伤害。氮气粘度非常低,无法携带支撑剂,氮气压裂技术采用不加砂压裂方式。氮气压裂的井生产一段时间后,已压开的人工裂缝会由于压力作用慢慢闭合,影响压裂后期效果。

1.2 液态CO2压裂技术

液态CO2压裂技术是将液态CO2作为压裂介质注入储层,形成裂缝,从而达到增产的目的,在国内外都有成功的案例。液态CO2无水压裂技术分为液态CO2干法不加砂压裂技术和液态CO2干法加砂压裂技术。

液态CO2干法不加砂压裂技术在国内长庆油田、吉林油田和延长油田进行了现场应用。2011年,苏伟东在“二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田的应用”研究中报道了采用纯液态CO2干法不加砂压裂在长庆苏里格气田成功进行了1井次。2011年,王香增等在“陆相页岩层的CO2压裂技术应用探讨”一文中,介绍了延长石油在陆相页岩气YY-1井上进行了1井次的不加砂液态CO2压裂,并获得成功。

液态CO2干法加砂压裂技术的难点是增稠剂增稠效果差,压裂液粘度低,携砂能力差。中国石油大学(北京)和中国石油勘探开发研究院廊坊分院对液态CO2增稠剂进行了一系列研究。烟台杰瑞石油装备技术有限公司对带压混砂设备进行了研究。2014年,长庆油田在苏里格气田苏东区块进行了液态CO2干法加砂压裂现场试验,开创了我国无水加砂压裂的先河。2015年,吉林油田也进行了液态CO2干法加砂压裂现场试验并获得成功。

液态CO2压裂加砂流程为:将存有加压降温的液态CO2储存罐并联,储存罐内保持一定的温度压力条件;利用液态CO2对支撑剂进行预冷;对压裂井口及高压管线进行试压;利用压裂泵车将液态CO2泵入地层进行压裂施工;裂缝张开后,打开密闭混砂装置,液态CO2将支撑剂携入地层裂缝;加砂完毕后顶替,停泵;压裂结束后关井;有控制地进行放喷返排。

1.3 LPG压裂技术

LPG压裂技术是利用液化石油气作为压裂液。液化石油气压裂液体系一般由络合铁交联剂、二烷基磷酸酯胶凝剂和液化石油气(丙烷、丁烷)基液三部分组成,其基液的组成简单,只含有一种或两种烷烃。

早在20世纪70年代,美国的研究者就已开始了对烃基压裂液的研究探索。经过多年的研究,国外已经成功研制出了一种具有延迟交联与破胶、压裂两周内丙烷可以100%回收的LPG、LNG压裂液体系,并且成功用于压裂技术[8-10]。在国内近几年也有学者对低碳烃压裂液体系进行了研究,通过对不同胶凝剂与烷烃基液进行调整,得到了性能良好的低碳烃压裂液体系。

LPG压裂技术一般由试压阶段、压裂阶段和压裂液返排阶段三部分组成。试压阶段:用氮气循环整个管汇系统来检查系统密封性及净化系统(同时驱替出空气),隔断LPG与空气的接触,防止发生危险;将支撑剂加到密闭容器中。压裂阶段:先向支撑剂罐中通入LPG,利用氮气加压及温度控制,使LPG保持为液态;向井筒中注入稠化的压裂液,随压力不断增压,将储层压开;然后将混合均匀的携砂液注入井筒,进行压裂铺砂。压裂液返排阶段:首先用氮气清理地面管线,然后放喷返排压裂液(LPG在低压高温下开始汽化破胶,通过自身的膨胀就返到地面管线)。

低碳烃压裂技术优点是:压裂液表面张力低,不会造成水相圈闭伤害和粘土膨胀效应;压裂液在压裂施工后由于温度升高,在形成的裂缝中只留下支撑剂,无压裂液残留,使裂缝长期具有良好的导流能力,而且压裂后的有效裂缝面积更大;压裂后可与天然气一同被抽回地面,其返排率、回收率可达100%,且经过简单的分离处理后即可循环再利用;低碳烃压裂液不需要用水,缓解了对水资源造成需要的压力,同时也省去了压裂液废液处理的成本。

低碳烃压裂工艺的缺点有:采用低碳烃压裂液成本高;目前低碳烃压裂液技术还不够成熟,存在一定的安全隐患;对压裂设备的要求较高。

1.4 液氮压裂技术

液氮压裂技术是将液氮作为压裂液注入储层,形成裂缝,对储层进行压裂改造。

液氮作为压裂液能够使注入区域温度迅速降低,并使孔隙及裂隙中的水结冰冻胀,产生的冻胀力使得煤岩储层发生破坏,也就是低温破岩。Winkler在水结冰相变时发现,孔隙冰在-5℃、-10℃、-22℃时产生的膨胀压力分别为61MPa、113MPa、211.5MPa,远远大于煤岩的强度,使原生裂隙进一步扩展并产生大量新的裂隙。液氮压裂属于无水压裂,其机理与常规压裂液不同,压裂液中不含各种添加剂,也不需要稠化剂,只是应用低温产生的温度应力来致裂煤储层,这很大程度上保护了储层。

在常规的水力压裂中,都要考虑水化膨胀和滤失问题。压裂液中的水被储层吸收引起煤层基质的水化膨胀,造成孔喉堵塞,降低渗透率并伤害储层,同时还要保证降低滤失速度,如果滤失过于严重,将导致压裂失败,不仅不会增产,还可能会减产。液氮作为无水压裂液,这使得储层不会发生水化膨胀有效保护储层。裂隙及孔隙中的自由水在液氮极低的温度下结冰,堵塞孔道防止滤失。此外,液氮注入煤层后迅速气化产生大量的氮气,这些稳定的惰性气体会扩散到储层深部提高储层压力并有效阻止压裂液滤失。

1.5 超临界CO2压裂技术

当温度和压力超过CO2的临界温度31.16℃和临界压力7.38 MPa时,它将处于超临界状态。超临界流体是不同于气体和液体的流体,它的密度接近于液体, 而粘度接近于气体;它的表面张力很低,扩散系数较液体高,有很强的渗透能力。超临界CO2粘度较低,在20MPa、80℃条件下其粘度只有0.046mPa.s[16],携砂能力差,影响压裂效果。为提高其粘度,在超临界CO2流体中添加一种含氟的聚合物来增加其粘度,满足携砂的需要,同时又能降低滤失,从而大大提高压裂效果。

超临界CO2作为压裂液用于压裂改造时,有以下优点:①CO2价格低、容易得到,超临界CO2不易燃易爆,无腐蚀性;②超临界二氧化碳的粘度低,接近于气体,表面张力很低,接近于零,容易流动、摩阻系数相应较大;③超临界二氧化碳流体不会导致储层中粘土膨胀,从根本上避免了水锁效应、岩石润湿性反转等危害的发生,有效保护储层不受损害;④用超临界二氧化碳进行压裂,压后返排迅速而彻底,是一种低伤害的压裂液,还能缩短生产周期;⑤相对于常规压裂液和液态CO2压裂液,超临界CO2压裂流体扩散能力强,渗透能力强,很容易渗入储层中的孔隙和微裂缝, 有利于产生大量的微裂缝网络。⑥增加储层能量,置换储层中的页岩气和煤层气。提高单井产量和最终采收率。⑦实现CO2永久埋存,利于环境保护。

超临界CO2压裂也存在一些不利因素,主要表现在以下几个方面:①在压裂施工时,CO2在井筒中随温度和压力的改变存在相态变化, 压裂设计复杂;②由于CO2的穿透性强,对压裂设备的密封性与防穿刺性能要求高;③现场施工时需要专门的加砂装置和封闭的混砂车;④成本较高。

2 无水压裂技术在煤层气井压裂改造中的应用探讨

我国煤层气储层低孔、低渗的特征,这就需要压裂改造才能获得经济性开采。常规的储层增产改造技术,如活性水加砂压裂、冻胶压裂、泡沫压裂等技术有滤失严重、伤害严重、裂缝延伸困难、改造程度有限、排水周期长、环境污染等问题,开发过程中往往出现“高资源、低产能”的现象。

我国西南地区煤层气储层除具有低孔、低渗的特征外,还具有弱含水的特征。按现在的开采原理,只有煤层水的大量抽排,才能使煤层流体压力下降到其临界解吸压力以下,煤层气开始解吸形成产能,因而目前的压裂技术只能对含水的煤层气藏进行有效开采。若煤层中弱含水或不含水,就无法通过排水来降低地层压力至其临界解吸压力以下,因此目前常规水力压裂改造已不适应弱含水或无水煤层的煤层气工业化开采用。

LPG压裂技术采用的低碳烃压裂液成本高,且目前低碳烃压裂液技术还不够成熟,存在一定的安全隐患,且该技术对压裂设备的要求也较高,造成压裂施工成本高。因此,LPG压裂技术目前对煤层气井压裂还不成熟。

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图一 二氧化碳的三相图


在大气压下,二氧化碳是一种无色无味的气体。在不同的条件下可以以气、液、固三种相态存在。从相态分布曲线看,在温度为-56.6℃和压力为0.531Mpa时,二氧化碳以气、液、固三种相态同时存在,此点即为二氧化碳的“三相点”。二氧化碳的临界温度和压力分别是31.16℃和7.38MPa,处于临界点的密度是448Kg/m3。1m3液态折合气态的体积为546m3。超临界CO2是指CO2所处的温度和压力均超过CO2的临界温度和压力。超临界流体既不同于气体,也不同于液体,具有许多独特的物理化学性质。超临界流体具有接近液体的密度,这赋予它很强的溶剂化能力,同时,其粘度与气体接近,扩散系数比液体大,具有良好的传质性能。另外,超临界流体的表面张力为零,因此它们能进入到任何大于超临界流体分子的空间。

西南地区煤层气储层一般都埋深比较浅,地层温度比较低,温度一般<30℃,二氧化碳临界温度是31.16℃,因此,超临界CO2压裂技术不适合在该地区应用。煤储层割理、裂隙发育,滤失大,液态CO2压裂液粘度低,采用液态CO2压裂技术加砂施工难度较大。如果采用液态CO2加砂,需要在压裂液里添加增稠剂,且需要密闭混砂车和加砂装置,施工成本高,现场施工组织难度大。西南地区煤层气埋深比较浅,从压裂工艺上和施工成本分析,液态CO2压裂不加砂工艺仍适用于该地区煤层气藏开发。西南地区煤层气储层弱含水,并不是无含水煤层,如果用液态CO2压裂技术进行压裂改造,CO2溶于水则呈弱酸性,会对井下工具设备有一定腐烛,还可能与地层流体、岩石发生乳化、沉淀作用,需加入一定的化学添加剂改善其稳定性。

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图二  氮的三相图


氮气是一种惰性气体,化学分子式N2,分子量28,相对密度(空气=1,21℃,0.101MPa)0.9669,气体密度(21℃,0.101MPa)1.1605kg/m3,标准沸点-195.76℃,汽化热1.99×105J/kg,临界压力3.4MPa,临界温度-147℃,临界点密度311kg/m3,三相点压力0.0125MPa,三相点温度-210℃,三相点密度867kg/m3,粘度系数(25℃)117.96×10-7Pa.s,导热系数(0.1MPa,0℃ )0.0228W/(m.k),液氮密是808.23kg/m3,液氮折合气态氮的体积694.4m3(气)/m3(液)。氮气是一种惰性气体,它的密度、粘度、导热系数都较低,在水中溶解度低,不易与地层流体及岩石矿物发生反应,可避免乳化、沉淀、堵塞地层的情况发生;也不腐蚀地面及井下设备,不助燃,不易爆,安全可靠。氮气压缩系数大,膨胀能力强,弹性能量大,是压裂、举升及驱动地下流体的理想气体。氮气占空气体积约78%。液氮为无色透明、无味、无毒、低粘度的透明液体,不导热导电,不自燃助燃,化学性质稳定,不与任何物质起化合作用。液氮在常温下很容易气化,保存困难,运输携带也较麻烦。压力对液氮沸点影响较大,沸点随压力增加升高明显,这个特点能够保证液氮压裂过程,液氮温度升高一定范围时仍保持液态。

液氮压裂技术很大程度是基于其低温导致煤岩破坏,形成人工裂缝系统,从而达到增产的目的,因此,液氮压裂不需要氮气压裂、液态CO2压裂和超临界CO2压裂那么大的施工排量,施工排量相应比较低。液氮压裂施工时对煤层基质的机械扰动较小,冲击较轻,减少了煤粉尘的产生。当液氮注入煤储层后气化提高了储层的压力使得粉尘的流动性增强。传统的压裂液在压裂后会向裂缝中注入支撑剂以保障裂隙张开,但是这会使煤粉尘与支撑剂混合造成裂隙堵塞。液氮作为压裂液中并无任何添加剂和支撑剂,这就避免了煤粉尘与添加剂的混合。由于液氮温度很低,现场为了液氮能够安全泵入井筒,压裂泵头、地面管汇和井口装置用不锈钢特制的。为了保证注入储层的液氮温度很低,在井筒不发生热交换,及保证在施工过程中井下管柱安全,井内悬挂的压裂管柱也不是常规压裂管柱,而是耐高压的纤维管,纤维管既保温,又防止液氮低温对管柱的伤害。目前现场国内还不具备液氮压裂的条件,暂时不能进行现场试验与应用,但该井具有广阔应用前景。

氮气是一种惰性气体,不易与煤层流体及煤层发生反应,在水中的溶解能力大约仅为二氧化碳的1/10,因此可避免发生乳化、沉淀堵塞煤层的情况,不会造成对煤层的伤害,也不腐蚀井下管柱。氮气的体积系数比二氧化碳大,1m3液氮折算标准状态下694.4sm3,1m3液态二氧化碳折算标准状态下545sm3,氮气压裂产生的地震事件更强。国外对减阻水压裂和氮气压裂地面微地震监测进行了对比,氮气压裂产生了大量的微地震事件,解释认为它们是复杂裂缝系统以及比较简单的大型面状裂缝的表现,减阻水压裂产生的裂缝大都是比较简单的大型面状裂缝,对比振幅,氮气压裂所产生的微地震事件的能量是减阻水压裂的13倍以上[19],说明氮气压裂在储层内的微地震事件数量更多,单个微地震事件的能量更强,而且所产生的裂缝更复杂。压裂后随地层温度升高和压力降低,气体膨胀大,可以进一步扩大裂缝体积和张开微裂缝。氮气返排流速快,可以完成井底的快速掏空,形成大的返排负压,激励地层回流,提高后期抽排效果。西南地区煤层气藏埋深较浅,地层压力较低,压裂后人工裂缝会保持相当长一段时间。氮气压裂施工现场设备少,利于现场组织施工,施工简单,安全可靠,作业周期短。氮气压裂技术在煤层气藏中具有较大的适用性,目前就可以在现场开展试验。

3 无水压裂技术发展趋势

无水压裂技术所用的压裂液不含水相,避免了常规水基压裂液对富水性弱煤层的伤害。无水压裂技术以惰性气体或者液化低碳烃气为压裂流体,可以增加地层能量,增强返排效率。无水压裂技术减少煤层气藏开发用水量,缓解水资源匮乏压力,有利于环境保护。无水压裂技术有望成为日后有望成为煤层气资源开发的关键技术。无水压裂技术在煤层气资源开发的大规模应用,还应开展以下几个方面研究。

(1)煤层气储层评价及压裂方法选择。我国煤层气储层与国外存在很大差异,国内各煤层气区块之间也存在很大差异,在对煤层气储层精细评价的基础上,选择最合适的无水压裂技术。

(2)无水压裂的机理研究。虽然无水压裂技术在现场已取得了较好的效果,但是目前仍然对其形成的裂缝机理仍没有成熟的认识,因此应从数值模拟及物理实验来认识无水压裂的工作机理,对无水压裂的裂缝形态、裂缝扩展过程进行更深层次了解,并对压裂施工规模、压裂施工参数进行优化,从而获得最优的压裂效果。

(3)压裂液性能的研究。无水压裂技术所采用的压裂液在压裂过程中相态变化复杂,在不同压裂阶段对液体性能的要求不同。无水压裂技术所采用的液体摩阻较大且粘度较低,从而限制了应用。因此应该主要从减阻和增稠两个方面来提高压裂液的性能。煤储层吸附能力强,应对压裂液添加剂进行优化,减小对储层的伤害率。

(4)压裂设备及配套设备的研发。常规压裂设备已不适用于无水压裂技术,需要更加精密的压裂设备。LPG是利用液化石油气和易挥发的烃类液体混合而成的压裂液,如果发生泄漏,易发生火灾等事故。氮气压裂、液态二氧化碳压裂及液氮压裂施工时温度特别低,若发生泄漏,易发生冻伤事故。无水压裂设备均采用密闭式,设备及检测装置均需专门设计研发。

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(作者单位:北京九尊能源技术股份有限公司)