LPG无水压裂技术

韩烈祥 朱丽华 孙海芳 谯抗逆

1.中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院 2.中国石油川庆钻探工程公司科技处

开发页岩油气的核心技术是工程技术的飞速进步，多段水力压裂技术是其中的关键技术，但是从应用看，基本上每口井消耗要达到“千方砂、万方液”的规模，开发区域的井数又是成百上千的井工厂，水资源浪费巨大、环境成本巨大。

加拿大GasFrac公司最先提出LPG无水压裂理念，采用液化石油气（LPG）作为压裂液，其主要成分就是丙烷（C3H8），还有少量乙烷、丙烯、丁烷和化学添加剂，对地层无任何伤害［1］。

LPG压裂在地下的表现与水力压裂有所不同，在压裂过程中，携砂特性具有液态介质的特征，在返排期间，LPG因压力和温度变化而气化，又体现出气体特征；再与天然气一起被重新返排至地面，分离后可重复利用，甚至无须分离直接进入生产管线［1］。这种压裂手段相比传统水力压裂技术来说基本不需要水，也无须投入资金处理废水，极大地缓解了环境和水资源压力，杜绝了产层损害，是压裂技术发展的新方向。

1 LPG优势与特点

GasFrac公司是北美地区LPG无水压裂的主要提供商，截至2013年3月，已在657个作业现场实施了约1 863次增产作业，主要集中在加拿大西部、美国的得克萨斯州和科罗拉多州等地区［2］。2011年11月第一届世界页岩气大会将创新奖颁给了加拿大GasF－rac公司，奖励他们在无水压裂技术上的突破性贡献——LPG（液化石油气）压裂。

1.1 作业功耗低、效果好

LPG压裂采用的LPG“压裂液”表面张力低、黏度低、密度低且能自然溶于储层流体（表1），压裂后产生的有效裂缝面积更大（图1），施工后几天内即可100%回收压裂液，排尽压裂液的时间短、废物处理少、改造作业后运输量少。因此，比常规压裂方法投产速度更快，极大地提高了油气井增产改造的初期产能与长期产能［1－5］。

表1 水与LPG的压裂性能对比表

图1 两种压裂方式的有效裂缝长度对比图

LPG工艺的另一大优势是：在泵注过程中，可以使支撑剂均匀分布于稠化砂浆中，从而降低支撑剂沉淀于地层的概率。主要是因为LPG压裂液加入化学处理剂后配成了类似“凝胶”的“液体”，可以提高裂缝高度，进一步提高油气井生产周期［1］。

1.2 安全有保障

由于LPG成分主要是易燃易爆介质，施工安全是必须放在首要位置考虑的。因此，GasFrac的LPG压裂采用的是一种安全高效的全闭式注入系统［3］，自动遥控操作，监控手段完备。这种专利技术不单为了安全作业考虑，而且可使LPG在一定压力、温度下（泵车配备了压力传感器）维持为超临界凝胶状的液体流变性。

监测LPG泄漏的手段是可视摄像头和热成像相机，从开始作业到作业完成的整个增产作业过程中可实时监控整个带压线路与带压设备，再结合流程中的压力传感器（图2）监控系统压力的意外变化，提供强有力的安全保障。

整个压裂系统完全由计算机控制，作业有保障，风险较小，在实际的增产改造作业过程中，作业人员可以在划定的安全区内进行遥控泵注操作。监控系统（图2）可以监控气体聚集情况，必要时，利用备用的应急关断装置完全切断LPG的泄漏，还配备了远程水幕发生器防止LPG蒸汽云着火，帮助人员从危险区域撤离。

图2 热感应监测区及LEL（爆炸极限）传感器分布图

扩大压裂规模及区域、层位扩展都需要进行详细的风险评估，该评估大约需要花费7个月时间或大于5 000人·h来完成。每一次LPG压裂作业前，必须对作业完整性、作业人员安全、环境影响等方面进行风险评估，对所有作业人员和安全监督进行培训并形成LPG压裂作业及安全手册；不断与地方监察人员研讨，改进LPG压裂安全操作推荐做法；在压裂作业过程中，尽量减少现场作业人员数量，现场配备两名作业监督和两名安全监督；配备自动地面回收及泄压系统，配备LEL（爆炸极限）报警装置，自动关闭所有可能打火的设备；15m以外都设置安全警戒线，设备均实现集中遥控操作。

1.3 成本低、成效高

由于丙烷与地层流体100%配伍，当采用稠化丙烷作为压裂液时，在各级压裂间不需要返排，清井就可以进行多级压裂，可根据需要长期关井而不会伤害到地层，例如地面建造管线，采用丙烷压裂后的层位在返排前仍需要封井几个星期，也不会影响压裂效果。

因为丙烷可与地层中的天然气完全混合，且能100%地溶于地层原油中，降低原油黏度［4］。所以，与采用稠化水进行压裂作业的井眼相比，因采用稠化丙烷无须专门返排、清井、水处理等，节约了大量成本。

采用丙烷压裂作业后，井筒一旦清井完毕，即刻从地面就见到了油气，而采用常规水力压裂作业，直到5%～20%压裂液回收后方才观察到储层气，而且还明显提高了初始油井性能。

2 LPG物理特性研究

图3 丙烷相变p—T图版

图4 不同比例丙烷与甲烷混合物相态变化曲线图

图5 LPG压裂施工相态控制图

LPG成功用于压裂的主要原因是因为其具备超临界流体的特征（图3～5），这是能有效运送支撑剂和压开地层的关键。与清水相比，LPG液化后具有表面张力低、黏度低、密度低且能自然溶于储层流体的特点。低表面张力可有效降低沿程水力摩阻、降低施工水马力与能耗（图6、7）；加上更低的黏度，还有用较低的毛细管阻力，有利于返排顺畅（图8）。另外，LPG密度差不多是水的一半、膨胀比为270∶1（气液体积比），LPG的静水柱压力梯度降到0.234psi／ft（1ft＝0.304 8m，下同）时，自然实现欠平衡状态，返排效果更快更好［5－7］。

图6 LPG与其他流体的表面张力对比图

图7 不同流体黏度对比曲线图

图8 流体毛细管压力图版

3 LPG压裂装备与工艺技术

3.1 压裂装备及地面流程

LPG压裂作业设备除常规压裂设备外，需要添加LPG压裂液储运、泵注及控制等设备，典型的压裂流程如图9所示。

图9 LPG压裂作业现场图

图10 LPG压裂返排装置图

初始流动期间，需要采用全套试井橇，包括除砂器、两个管线加热炉、分离设备及放喷设备（图10）［8］。管线加热炉可以使液态丙烷完全干燥，促使所有杂质脱离，包括已经返排出来的压裂砂。这也是为了保证无液态丙烷进入放喷塔放喷或直接进入现场液体储罐，便于在以后的压裂作业中继续重复利用，在以后的应用中，采用丙烷回收系统将丙烷重新转换为液态，无须重复利用时也可引出井场点火烧掉。

3.2 压裂工艺步骤

LPG压裂施工工艺流程也与常规压裂有所不同。在试压阶段，首先需要将支撑剂添加到密闭容器中，然后利用氮气循环整个管汇系统，检查系统密封性，隔断LPG与空气的接触，防止燃爆。

根据图4和具体井温来优化混合气体的组分，以便充分利用现场天然气降低成本，井温过高的还可与柴油混合，这样更容易转变成超临界流体。在压裂阶段，首先向支撑剂容器注入LPG，并利用氮气加压，通过压力、温度控制，使LPG保持为液态。然后向井筒注入经过稠化的LPG混合压裂液；利用压力泵对井筒加压，直至储层启裂；打开支撑剂阀门，将搅拌均匀的携砂液注入井筒，进行裂缝延伸铺砂，支撑剂含量一般为50%。待注入量达到设计规模，停泵，关井。注入过程中，随着LPG温度升高，黏度会降低，因此要做好设备、材料的充分准备，控制好施工时间，确保压裂成功率［9］。

在压裂液返排阶段，首先利用氮气清理地面管线，然后放喷返排压裂液。由于压力的下降和储层热量的吸收，LPG压裂液汽化后即破胶，无须抽汲装置，利用自身的膨胀就能返回到地面管线。

采用丙烷压裂，仅有的返排花费是在流动初期的24h内，当从井中产出的是100%丙烷时，必须采用有限的返排设备助其放喷，之后，气体相对密度大概从1.5下降至1.0左右，此时就可以将井内流体导引至采气厂进行处理或销售。大多数情况下，返排开始的前5d时间内丙烷含量就会小于10%的浓度。

3.3 压裂返排效能评价

为评价和对比常规水力压裂与LPG压裂的压裂返排效能，开发出了无因次标准曲线，此标准曲线是根据生产指数（JD）、时间（tD）和裂缝传导性（FCD）的无因次参数而来的［10］。

采用一种包括有压裂井模型模板的商业模拟器，为不同储层特性、裂缝传导性（KfW）和裂缝半长（xf）生成大量预测，再利用模拟结果，生成JD与tD、FCD的函数标准曲线。由于非常规储层的瞬变周期的长度，不管井眼是处于径向流状态、还是水力压裂、还是直井或水平井，JD都是相对独立的，所以采用了无因次生产指数。

用于McCully气井压裂返排分析的方程如下：

式中 PI为生产指数；q为气体流量，MMcfd，1 MMcfd＝2.831 7×104m3；ΨR为储层拟压力，psi2／（mPa·s）；Ψwf为流动拟压力；K 为储层渗透率，mD；h为净厚度，ft；T 为温度，°R，℃＝（°R－501.67）；φ为孔隙度；μgi为初始储层压力下的气体黏度，mPa·s；cti为初始储层压力下的总压缩性，psi－1；rw为井筒半径，ft。

将试井数据代入式（2）、（3），绘制出标准曲线，发现裂缝传导性（FCD）随时间推移而不断提高。对于常规水力压裂的井眼，初始测试显示，不管是砂岩层段还是页岩层段，压裂都没有效果，继续试验，FCD可能会达到一个峰值。一般在测试3～4个周期后出现此峰值，但与回收的压裂水量没有关系，也就是说，在McCully气田用常规水力压裂，根据最大化FCD值，压裂清井需要3～4个压力周期的流动／关井试验。流动／关井试验周期的长短并不如实际真正的压力周期那么重要。这种结果在多级常规水力压裂的井眼中也能观察到。

LPG压裂井标准曲线与常规水力压裂井有显著差异（图11）。观察到最明显的一点是，所有的流动测试都是在标准曲线最大FCD值之后，丙烷压裂没有出现任何清井问题。与标准曲线最大FCD值出现的唯一偏差是在Green Road G－41井页岩返排的最初阶段，在此阶段，数据下落至位于最大FCD值下方，但很快又上升恢复到与最大FCD一致。在所有事例中，初始测试的最初阶段测得气体相对密度大于1.0，这表明在气体流中的丙烷含量较高。随着相对密度的下降，无因次数据逐渐移至最大FCD标准曲线。

图11 3口常规水力压裂井标准曲线分析图

4 LPG压裂技术应用现状

GasFrac公司是北美地区LPG压裂的骨干服务公司，已在657个作业现场实施约1 863次增产作业，对超过75个不同地层进行过增产处理，包括油层、气层和凝析油气层，主要在加拿大西部、美国的得克萨斯州和科罗拉多州等地区。已耗用206 793m3丙烷、42 738t支撑剂。最大型作业规模为800t支撑剂压裂，最高作业压力90MPa，丙烷处理率达8m3／min，支撑剂浓度达1 000kg／m3，最大作业深度 4 000 mTVD，最多一口井压裂22段，地层温度12～150℃，已为Husky、Artek等50多个公司提供服务［2］。

4.1 加拿大致密气藏油井增产

加拿大New Brunswick省的McCully致密气田由Corridor资源公司开发，McCully气田中储气量141.59×108m3的 Hiram Brook（HB）地层含有大量砂包，上覆于Frederick Brook（FB）页岩上，而Frederick Brook（FB）页岩含有1.90×1012m3自由气。2003年开始仅2口气井产气，2007年建设McCully采气厂，管道发达。由于储藏为非常规气藏，所有井眼都要进行压裂增产，才能达到具有经济价值的产气量。2009年前首选水力压裂，2009年开始尝试采用稠化丙烷做压裂液，试图提高裂缝效能及返排效果［10］。

致密（低渗透）HB砂岩处于极为严峻的高应力环境下，孔隙度4%～8%，含水饱和度10%～30%，埋藏深度1 800m，估计层厚900m，净产层厚度95m；计算出的渗透率最低0.001mD、最高1.8mD，储层压力2 900～5 100psi；储层温度异常低，只有40℃。

根据地质分析与钻完井经验，认为HB砂岩为欠饱和状态，低于残余水饱和度，且都低于10%，所以，压裂流体可能会出现相圈闭。对McCully岩心进行了实验室渗透率恢复试验，因其较强的吸水性，测得渗透率降低了50%。

在大约400m长的直井段上会进行1～7级压裂增产改造。由于HB砂岩层的总厚度大，因此油田中大都采用“S”形直井开发。采用高压复合桥塞封隔井筒中的每一级压裂。

在McCully气田压裂水返排率都很低，严重影响压裂效果，因此，2009年在4口井中采用稠化丙烷（LPG）作为压裂液进行了9次水力压裂作业，最终提高了压裂返排效率和气井产能。

压力瞬变分析、产量—时间分析表明，在McCully气田的井压裂对比结果是，尽管作业规模一样（泵注的支撑剂用量一样），但丙烷压裂井的xf（裂缝半长）是常规水力压裂井平均xf（裂缝半长）的两倍。

利用McCully砂岩及裂缝平均参数，通过分析模型，生成气田丙烷压裂与水力压裂的分区增产率曲线，表明10a后产量持平，丙烷压裂增产量超过常规水力压裂增产量，还包括丙烷回收量，投资回报更快。

作业结果表明，加拿大新布伦兹维克（New Brunswick）省陆上 McCully气田，利用GasFrac的LPG压裂技术，成功地提高了压裂裂缝半长，与水基压裂相比，产量大大提高。

4.2 其他应用实例

LPG压裂技术在美国、加拿大交界的Bakken页岩油层分段改造中也得到了广泛应用。2013年12月，GasFrac宣布在Maverick镇的Eagle Ford地层为Terrace能源公司成功实施混合LPG压裂改造作业，为开发Eagle Ford页岩的低气油比的“黑油”取得显著进步［11］。目前，GasFrac能源服务公司，已经在俄亥俄州的2口尤蒂卡页岩气井上试验使用LPG进行压裂。雪佛龙公司也使用LPG在Piceance盆地的几口天然气井上实施了压裂作业，还在科罗拉多的几口利润丰厚的煤层气和油井进行了压裂作业，都显示LPG压裂能大大提高油气产量，同时减少用水量。GasFrac公司利用LPG压裂技术，使Union Gas（联合天然气公司）在Wilcox中南部1口原本在6～8个月内即将完全枯竭的老井恢复了生产，并创造出额外几年的经济效益。在Husky的加拿大阿尔伯塔Ansell地区的直井增产中，LPG压裂比水力压裂提高产能40%以上，水平井也有类似的产量提高。

5 结论与建议

1）LPG压裂是油气行业中稀有的技术突破之一，具有经济环保双重效益。常规水力压裂和LPG压裂之间最大的区别在于用于返排压裂液所花的时间不同，在所有应用中，100%丙烷压裂液从返排开始后的20d内就全部返出，而常规水力压裂液的返排甚至在投产1 000d后仍在继续。

2）加拿大的经验表明，清水压裂的施工成本比LPG压裂便宜，但是加上后期处理的费用后，LPG压裂更具优势。

3）该项技术的推广还存在难度，首先是LPG比水的成本要高，且美国工业界已经建立了较为完善的水力压裂作业体系，生产商缺乏技术替换的动力。

4）技术的安全性还有待检验。如果泄漏出的LPG未被检测到，易引发火灾与闪爆。2011年1月，加拿大阿尔伯达省采用LPG压裂技术的开采现场发生火灾，3名工人被烧伤，未被检测到的LPG泄漏是此次事故的罪魁祸首。现在，GasFrac公司正不断改进技术并完善安全标准，使该技术更能胜任对环境和水资源要求较高的页岩气区作业。

5）中国的页岩气资源量十分丰富，在四川、重庆的页岩气开发正紧锣密鼓地进行，这一区域位于我国风景秀美的山区，又位于长江源头，水资源关系到长江三角洲经济带的生命安全与经济发展，环境保护十分重要。应尽快引进、消化无水压裂技术，并在页岩气“井工厂”推广应用。

［1］ Numerous patents／Numerous pending—Proven innovative technology［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［2］ Advancing energy ecology［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［3］ Safe and efficient—A completely closed system with automated remote operations［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［4］ TUDOR E H，NEVISON G W，ALLEN S，et al.100%gelled LPG fracturing process：An alternative to conventional water－based fracturing techniques［C］∥ paper 124495－MS presented at the SPE Eastern Regional Meeting，23－25September 2009，Charleston，West Virginia，USA.New York：SPE，2009.

［5］ TUDOR E H.Waterless liquefied petroleum gas （LPG）gel－hydraulic fracturing technology［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［6］ Increased well performance—A better way to stimulate wells［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［7］ More results.Less impact—The advantages of LPG gel vs.water［EB／OL］.http：∥www.gasfrac.com／index.html.

［8］ TUDOR E H，NEVISON G W，ALLEN Sean，et al.Case study of a novel hydraulic fracturing method that maximizes effective hydraulic fracture length［C］∥paper 124480－MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，4－7October 2009，New Orleans，Louisiana，USA.New York：SPE，2009.

［9］ 范志坤，任韶然，张亮，等.LPG压裂工艺在超低渗透储层中的应用［J］.特种油气藏，2013，20（2）：142－145.FAN Zhikun，REN Shaoran，ZHANG Liang，et al.Application of LPG fracturing technology in ultralow permeability reservoirs［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，2013，20（2）：142－145.

［10］ LEBLANC DON，HUSKINS LARRY ，LESTZ ROBERT.Propane－based fracturing improves well performance in Canadian tight reservoirs［J］.Wold Oil，2011（7）：39－46.

［11］ GasFrac announces success in Eagle Ford［EB／OL］.http：∥ www.gasfrac.com／assets／files／News%20Release%20Eagleford%20Results%20（2）.pdf.