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2021中国海油非常规压裂技术现状与展望:包括活性水压裂技术、泡沫压裂技术、清洁压裂液压裂技术、同步压裂技术及间接压裂技术等

所属分类:时事聚焦    发布时间: 2021-08-30    作者:恒联固控
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压裂是非常规和海上低渗储层.重要的增产改造技术手段,也是中国海油实现“十四五”目标的重要途径。本文调研分析了中国海油煤层气压裂技术、致密气压裂技术的原理、工艺特点、应用效果、存在问题,并从煤层气适应性压裂增产技术、致密气降本增效压裂技术、地质工程一体化技术、压裂船装备等技术领域展望了中国海油压裂技术发展方向,以期对中国海油非常规和海上低渗储层开发技术的进一步发展和完善提供借鉴。

我国煤层气资源极为丰富,但地质条件复杂,割理裂缝发育,具有低压低渗低饱和度的特性,因此煤层气开发受到极大限制。当前压裂技术作为开发低渗及特低渗煤层气的重要技术手段,压裂成功与否成为决定煤层气开发的核心因素。中国海油拥有32个陆上煤层气区块,主要分布于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等,煤层气资源赋存类型多,已形成了一套适用于不同煤层特征的压裂增产技术体系,包括活性水压裂技术、泡沫压裂技术、清洁压裂液压裂技术、同步压裂技术及间接压裂技术等。但针对不同类型煤层气藏的开发模式差异性不大,煤层气的差异化压裂增产开发技术尚未完全突破。目前的煤层气压裂理论并不足以完全覆盖所有煤层气田的开发,深煤层区块、多层叠置煤层区块和煤矿影响区的煤层气压裂模式和工艺技术尚不清晰。

1、活性水压裂技术

煤层气压裂应用.广泛的压裂技术为活性水压裂。活性水是一种清水添加防膨剂、悬浮剂、减阻剂等组合添加剂的压裂液体系。活性水由于未添加稠化剂,只添加少量添加剂,压裂过程没有交联及破胶流程,因此对煤层伤害小,没有残渣,对易污染煤层气的增产具有较强的适应性。同时活性水压裂液成分少,工艺程序简单,总体成本低,因此目前活性水压裂已占到中国海油国内陆上煤层气压裂井的95%以上,广泛应用于中阶到高阶、浅层到深层等煤层,如潘河、柿庄南、柿庄北及古交等区块,取得了显著的效果。

但是,活性水压裂液携砂性能较差,通常采用8~10m³/min大排量施工,导致摩阻高,在构造碎裂破碎结构煤层中压裂效率低,容易形成T型缝、工字缝等不规则裂缝形态,造成超压砂堵,压裂事故率较高,存在大量低产低效煤层气井。因此,针对构造破碎性的煤层,通过适当降低活性水压裂排量和液量,结合井网开发模式,在柿庄和寿阳等区块形成了中等规模活性水压裂技术。

2、泡沫压裂技术

泡沫压裂是采用泡沫压裂液的一种压裂技术。泡沫压裂液通常由水基压裂液、气体、起泡剂及其他添加剂组成。泡沫压裂中气体一般采用CO2或N2,由于CO2容易吸附甲烷造成气锁伤害,因此目前N2作为气相应用较广泛。

与活性水压裂比较,泡沫压裂具有携砂性能强的特点,可满足高强度加砂要求,提高煤层压裂裂缝导流能力,且泡沫压裂液压裂效率高,滤失量少,有利于压裂裂缝的延伸扩展。与交联压裂液相比,泡沫压裂液减少了外来流体进入煤层,压后残渣较少,对煤层的伤害率.低为20%左右。同时泡沫压裂液由于自身具有一定的能量基础,进入地层后容易返排,而且注入的气体可置换煤层中的甲烷气体,进而能提高煤层气的解析及生产。因此,泡沫压裂液相对于活性水压裂液更适合煤体结构较差及裂缝发育的破碎性煤层。

但是,泡沫压裂液对煤层依然存在一定的气锁伤害,与不同区块煤层的配伍性差异较大,而且泡沫压裂工艺复杂,成本较高,也限制了该技术进一步推广。中国海油只在恩洪、柿庄等区块探井及老井二次改造中开展了部分泡沫压裂实验,见效率66.7%,平均增产648m³/d,增产率为296%,后期需要进一步研究泡沫压裂与不同煤层气区块的配伍性能并降低总体成本。

3、清洁压裂液技术

清洁压裂液.初由斯伦贝谢公司于20世纪90年代开发,其核心为表面活性剂,可在一定水溶液中交联形成空间网状结构,从而使液体具备携砂性能。表面活性剂注入地层后与地层中的油气水接触,使网状结构分解,胶液自动破胶而返出,残留物极低,从而.大程度减少了对地层的伤害。因此,与活性水压裂液比较,清洁压裂液具有较强的携砂性能,可提高加砂浓度,降低压裂排量,且胶液摩阻较小,减小了压裂风险,同时无需加入破胶剂,自动破胶,具有良好的防膨性能,减少了压裂液残留和煤层的伤害。

由于煤储层气水含量较低,清洁压裂液形成的胶液难以自动破胶,通常需要另外加入破胶剂,且存在破胶不彻底和地层伤害的问题,难以满足易污染敏感性强的煤岩储层。清洁压裂液总体成本高,无法适应煤层气低成本开发要求。中国海油在古交区块进行了清洁压裂液与活性水的对比试验,活性水压裂液试验井超过500m³/d占比为80.7%,而清洁压裂液实验井超过500m³/d占比仅53.3%,试验结果表明清洁压裂液相比活性水压裂液效果较差。

4、同步压裂技术

同步压裂.初应用于美国的页岩气水平井开发,通过水平井同步压裂,应力干扰作用促进裂缝的延伸及转向,达到扩大裂缝波及范围并提高产能效果的目的。

煤层气同步压裂技术借鉴于页岩气同步压裂,即对2口及多口煤层气井同时进行压裂,使裂缝在同时延伸过程中产生井间应力干扰形成诱导应力,从而改变地应力条件,使裂缝发生转向,同时沟通煤层原有割理微裂缝,形成裂缝网络系统,提高裂缝改造体积和各井的单井产能。

同步压裂技术在深煤层取得了一定的效果,试验了4+1模式共5口井,单井8m³/min排量,600~800m³液量同步施工压裂,实验井平均日产气量提高500%,远超区域内其他井的产气量,并使邻井生产情况得到改善,表明同步压裂技术适合于深煤层直井的压裂,目前正在进一步推广应用。

5、间接压裂技术

由于煤层岩石力学性质较弱,割理裂缝等发育,非均质性较强,导致压裂裂缝扩展效果较差,限制了煤储层的整体改造。特别是构造煤储层,煤体结构差,具有复杂的割理微裂缝网络,容易形成T型缝、工字缝及多裂缝等不规则裂缝形态。水力裂缝在破碎性煤岩中裂缝延伸极为困难,在井筒附近易形成分支复杂多裂缝,造成后续加砂井口压力剧烈波动,甚至砂堵超压等压裂事故,因此裂缝难以进一步扩展进入深部煤层,无法形成理想的裂缝形态。

煤层顶底板多发育砂岩、泥质砂岩及灰岩等,与煤岩相比水力压裂裂缝在上述岩层中更易延伸扩展。因此,间接压裂技术即是通过在煤岩及顶底板射孔压裂,使水力裂缝在顶底板起裂并有效延伸,顶底板裂缝缝高扩展至煤层并在煤层中进一步延伸,达到增大煤层改造范围的目的。

但是间接压裂由于煤层与顶底板岩性及岩石力学性质差异,顶底板裂缝延伸范围难以控制,裂缝不一定进入煤层延伸,或者在煤层与顶底板界面形成水平缝,对煤层的纵向改造较为困难,因此煤层较厚时,压裂改造效果较差。

中国海油压裂技术经过不断创新发展,已经形成了一整套满足非常规及海上重点压裂需求的增产改造技术。随着海上非常规低渗储层的逐步动用,海上压裂需要解决的问题逐渐增多,应用的油藏类型也将多种多样。需要深入组织对非常规及海上低渗油气田开发潜力进行研究,完善规模化压裂增产技术和海上配套工具设备,进一步扩大不同新技术的应用范畴,提高非常规及海上低渗油气田的开发效果,发展综合全面的压裂管理体系。

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