页岩气储层无水压裂技术现状

2023-01-18周军平旷年杰田时锋董志强

天然气技术与经济 2022年6期

周军平旷年杰田时锋董志强廖琪

（1.煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室，重庆 400044；2.重庆大学资源与安全学院，重庆 400044）

0 引言

页岩气是一种产自极低孔渗、富有机质页岩储集系统中的非常规天然气。水平井分段多簇水力压裂技术是目前页岩气压裂改造的主体技术［1-4］，考虑地质特征的差异性，目前在页岩气压裂现场通常采用“一井一策，一段一策”的工艺优化调整策略，随着对地质与压裂工艺的匹配性以及压裂技术的不断提升，全球页岩气压裂缝网表现为“水平段越来越长、压裂段越来越多、压裂液（支撑剂）用量越来越大”的发展趋势。但水力压裂技术页岩气井单井水资源消耗量大［5-7］，基于不同的地质条件与储层，单井耗水量可达1.5×104～4.0×104m3，其中页岩气勘探有利的地区大部分区域处于我国重点缺水区域，水资源匮乏成为我国页岩气商业化开采面临的难题［8-10］。

为了减少非常规储层改造过程水资源的消耗、降低环境风险，科学界与工业界都在不断在探索新理论及技术来替代水力压裂技术。近年来超临界CO2压裂等无水压裂技术与泡沫压裂技术越来越受到关注［11-17］。通过采用调查、对比分析以及实例论证等方法，对水力压裂、超临界CO2等无水压裂、泡沫压裂技术实施特征以及优势与劣势进行了总结和分析［18-21］，并对未来压裂技术的发展方向进行了探讨与展望，以期为我国研发页岩气无水压裂技术提供建议和对策。

1 无水压裂技术

无水压裂液技术压裂液不含水或含水较少，可避免水力压裂技术对页岩气储层的伤害，同时大幅减少页岩气开发过程水资源的消耗以及返排液造成的地下及地表水环境污染，具有良好的环境效益。目前无水压裂技术越来越受到国内外相关学者的关注，美国、中国和加拿大等国科学界和工业界在无水压裂领域的相关专利申请超过全球总量的80%。国内专利申请主要集中在中国石油天然气集团有限公司、陕西延长石油集团、中国石油大学、西南石油大学和重庆大学等企业和高校。

目前无水压裂液技术主要包括液态CO2压裂技术、超临界CO2压裂技术、液态N2压裂技术、液化石油气（LPG）压裂技术以及泡沫压裂技术。

1.1 液态CO2压裂技术

液态CO2压裂是提高油气井产能有效和快速返排的方法之一，尤其是对于低压、低渗、强水敏性地层具有很好的效果。我国在陕西延长石油（集团）有限责任公司下寺湾页岩气示范基地开展了CO2增能压裂后，页岩气井的压裂液放喷返排率和最终返排率均有显著提高，排液周期明显缩短，效果十分明显［22-23］。

液态CO2压裂技术是以100%液态CO2作为压裂液，可加砂进行压裂，施工后地层无残留液体。该技术特点是在地面采用高压泵以较大排量将液态CO2压裂液注入井筒内压开地层，形成一定长度的裂缝。由于裂缝表面受CO2的冲蚀作用，会产生一定的岩石碎屑，起到支撑裂缝的作用，进而形成一条具有较好导流能力的渗流通道，从而达到增产改造目的。相同条件下液态CO2压裂岩石起裂压力比水力压裂低35%。另外，液态CO2形成的弱酸性环境能有效抑制水敏储层中黏土矿物的水化膨胀，降低储层伤害。而且，CO2可脱出黏土矿物中的结合水，使黏土矿物粒径变小；CO2溶解于地层水所形成的碳酸溶液可溶解页岩层中的无机矿物，进一步改善储层渗透性［24］。

同时液态CO2黏度低、易滤失，因此用量较大。另外，如果井口压力迅速下降，CO2在储层条件下可能会结冰形成水合物，堵塞井筒，从而限制气体流动。基于CO2在井筒形成水合物导致的堵塞问题，可通过添加氮气（N2），采用CO2／N2混合气体压裂的方式，来防止水合物的形成，同时降低井运营成本。液态CO2技术需要专用的密闭混砂装置，整个压裂过程为全封闭体系，对于压裂流体的运输问题和在增压容器中的储存问题也需要予以关注。

1.2 超临界CO2压裂技术

当温度和压力超过CO2的临界温度31.04℃（Tc）和临界压力7.38 MPa（Pc）时，它将处于超临界状态。超临界CO2是介于气体和液体之间的一种流体，在临界点附近，压力和温度的微小变化会使得CO2流体密度、黏度、扩散系数等性质产生显著的变化，其在临界点附近具有的物性突变性和可调性，都十分有利于页岩气储层的压裂改造。我国页岩气储层普遍埋深在2 500 m以下，在储层条件下CO2很容易达到临界状态，因此，对于页岩气储层实施超临界CO2压裂具有十分有利的条件。

中国学者率先提出了集超临界CO2钻完井、压裂、驱替采气和CO2封存为一体的页岩气开采技术方法［25-28］。该技术压裂具有以下优势：①超临界黏度为水基压裂液的1%，扩散性约为水的10倍，表面张力接近于零。另外，相同条件下超临界CO2压裂的起裂压力比液态CO2低15%，约为水力压裂的一半，可降低施工压力。②超临界CO2流体不会导致储层中黏土膨胀，避免了水锁效应。超临界CO2对页岩中无机矿物具有更强的溶蚀作用，孔隙半径增大，且页岩表面润湿特性发生变化，降低了页岩的表面张力，从而减少流体的流动阻力，有利于页岩气的产出。③CO2能够被页岩层吸附，且吸附能力强于页岩气（CH4），同时由于超临界CO2在储层孔隙裂缝中非常容易流动，它能够置换出页岩层中被吸附的CH4分子，且在超临界状态下，CO2吸附性更明显，从而使的页岩气在较长时间内保持较高的产量，提高页岩气采收率［30-32］。

目前超临界CO2压裂技术整体处于基础研究阶段，仅在中国开展了现场试验。以上现场试验虽然没有全过程实现超临界CO2流体压裂，但均获得了较高的增产效果。生产井监测数据表明，产出气中CO2浓度与页岩气原生气中CO2浓度相当，表明注入的CO2有效实现了地质埋存。因此，在双碳背景下，该技术可在提高页岩气采收率的同时实现CO2减排，有望成为实现碳中和目标的重要技术路径。

目前，超临界CO2压裂尚有以下问题需要解决：①超临界CO2的低黏度特性使得其携砂能力差，易造成砂堵。②超临界CO2压裂需要较大的施工压力才能达到排量要求，容易造成地面设备频繁超压，影响正常施工。③地面和井下专用设备工具缺乏。超临界CO2流体性质与水有较大差别，常规压裂设备不能满足作业要求。

1.3 液态N2压裂技术

液态N2压裂技术主要是通过将温度极低的液氮注入井底，产生的巨大温度差诱导热应力产生裂缝［33］。同时，低温液氮在地层温度下受热膨胀、气化，有助于促使岩石内部初始裂隙扩展或者产生新的破裂。同时，可增加地层压力使得裂缝扩张，对于增加裂缝密度，提高储层改造体积十分有利（图1）。首先，另外采用氮气同样可以避免页岩黏土矿物膨胀，从根本上避免了水锁效应、岩石润湿性反转等危害的发生，减少压裂液对页岩气储层的伤害。

图1 低温作用产生的二次裂缝

热应力是液态N2压裂产生裂缝的主要原因。在常压下，N2的沸点为196℃。当N2注入储层时，由于地层温度的影响，会在岩石中产生拉应力形式的热应力。地层在接触液氮快速冷却过程中产生热应力的机制主要有两种：温度梯度和岩石矿物之间的不匹配变形。当液氮与岩石接触时，会剧烈沸腾。液氮的沸腾热传递会在岩石中产生较大的温度梯度，在不同的岩石部位产生不同程度的热膨胀。此外，页岩矿物成分复杂，不同组分矿物的热物理性质和力学性质差异很大，在液氮冷却过程中，相邻矿物颗粒之间会产生非均匀变形，使得岩石产生微裂缝。另外，与超临界CO2相似，N2在储层条件下具有较低的粘度和较高的扩散系数，注入地层后其体积会显著增大。因此，N2压裂适用于低渗透储层，可在低渗透储层中形成复杂的裂缝。然而，液氮的温度远低于超临界CO2的温度，这在地层中产生更强的热冲击。因此，液氮压裂的起裂压力较低，裂缝较为复杂。通过室内实验研究发现经液氮处理后，页岩试件可产生明显的裂缝［34］（图2）。

图2 液氮处理后页岩岩样

目前，液氮压裂技术在页岩气压裂现场的应用还极少。仅在少数煤层气井和致密气井开展了应用。煤层中一般存在较多的天然裂隙和节理。液态N2与煤接触后，会在煤内部形成较大的热应力，导致裂纹的萌生和扩展。同时，热破裂会使岩石破碎成小块或者颗粒，产生自支撑效应，可对裂缝形成支撑，防止裂缝在地应力作用下完全闭合。McDaniel等进行了5次低温N2压裂作业。包括4口煤层气井和1口低渗透砂岩井，结果表明，3口煤层气井取得了较好的增产效果。现场应用结果表明，使用N2作为压裂液进行二次压裂，可以提高压裂液的排液效率，减少污染。

由于氮气作为可广泛获取的气体，价格相对较低，能减少地层开发的成本，因此，液态N2压裂技术在页岩气储层压裂改造也具有较好的应用前景［35-36］。但液氮压裂同样存在支撑剂携带问题，随着液氮在井下流动，液氮会升温，即使成功实施隔热，氮气在进入地层后很容易变成气体降低支撑剂输运能力。另外，由于液氮温度非常低，安全处理液氮需要特殊的设备，这也是制约液氮压裂技术应用的难点之一。

1.4 液化石油气（LPG）压裂技术

LPG无水压裂技术100%采用液化石油气作为压裂液，与油基压裂液相似。液化石油气凝胶具有低表面张力、低粘度、低密度特性，有助于形成有效的裂缝长度，从而提高油气井产量，相比常规水力压裂产生的有效裂缝体积更大。此外，LPG能均匀分布支撑剂，压裂液可以回收利用，具有较好的经济和环境优势。

国外从2008年开始开展了LPG无水压裂技术现场应用，截至目前已在千余口井施工，LPG压裂技术在致密油气储层改造均取得很好的增产效果。国内LPG无水压裂技术尚处于起步阶段。

总体来讲，LPG无水压裂与储层流体的配伍性好，不会造成水相圈闭伤害和粘土膨胀效应，对储层几乎无伤害，对于页岩气储层具有适用性。在储层高温、高压条件下，LPG压裂施工后压裂液将汽化，在形成的缝隙中只留下支撑剂，无压裂液残留，可使裂缝长期保持良好的导流能力，压裂后的有效裂缝面积更大。但目前LPG压裂技术还不够成熟，短期成本比水基压裂液高，且该技术在实施过程涉及大量易燃丙烷的操作，同时具有潜在的安全风险，更适合低人口密度的环境。

1.5 少水压裂（泡沫压裂）

泡沫压裂液体系是一种将气液混合的低伤害压裂液，泡沫压裂液是将液态的氮气或CO2与水基压裂液按照一定的比例混合后形成的以气相为内相、液相为外相的稳定泡沫体系。

与常规水基压裂液相比，泡沫压裂液只有支撑剂和少量压裂液进入地层，同时泡沫压裂液中液体的质量相对较小，大大降低了基液对储层的伤害［37］。根据所选择的阶段，泡沫主要有三种类型［38-39］（表1）。在各种潜在的压裂泡沫中，水基泡沫由于其容易获取、技术要求较低而应用较广。泡沫压裂液中的气液比一般为65%～85%。

表1 泡沫的类型，成分和用途表

到目前为止，泡沫压裂在世界范围内很少有页岩油气田进行过测试。1975年在美国俄亥俄州扬斯敦的泥盆纪页岩进行了第一次报道的泡沫流体压裂现场应用，使用两口井对比分析了氮气/水泡沫压裂与传统水基压裂的材料消耗、成本和排液开始时间等参数，相比水基流体压裂，泡沫压裂成本降低约25%［40］。2008年，美国肯塔基州和西弗吉尼亚州页岩气开发中使用超高质量泡沫（93%～99%泡沫质量）来进行储层压裂改造，总共29口井用于研究，其中11口井使用常规泡沫压裂（泡沫质量在75%左右），12口井使用氮气压裂，6口井使用超高质量泡沫压裂。常规泡沫压裂使用了232 200 m3的氮气和350 m3的水，而超优质泡沫压裂使用了271 840 m3的氮气和50 m3的水。因此，与传统泡沫压裂相比，超高质量泡沫压裂耗水量有明显减低，支撑剂用量也大幅减少（比常规泡沫压裂少90%）［41］。

总体来讲泡沫压裂液具有耗水量相对较少、造缝能力强、低摩阻（比水要低40%～66%）和易反排等特点，可以成为解决我国西部缺水区域页岩气开采面临的水资源紧缺问题的重要技术路径。但泡沫压裂液的流变特性难以描述，流动特性难以预测，且需要更高的地面泵送压力，成本较高，也是需要解决的问题［42-43］。

2 水力压裂、无水压裂与泡沫压裂的对比

表2为水力压裂、无水压裂与少水压裂（泡沫压裂）技术的总体情况对比。相较于水力压裂，无水压裂与泡沫压裂过程只需要少量的水或者不需水，从而有效降低或者避免水力压裂可能造成的水环境污染。相较于水力压裂与CO2、N2等无水压裂，泡沫压裂液具有良好的支撑剂承载能力（比水基流体高约85%）和支撑剂输送能力，从而可使支撑剂更有效地遍布整个裂隙网络。不同压裂技术各有优势和劣势，在我国双碳战略背景下，CO2压裂技术可实现CO2的资源化利用和地质封存，可在进行压裂技术选择的时候对其CO2减排效应进行综合考虑。