LPG压裂工艺在超低渗储层中的应用

范志坤，任韶然，张 亮，罗 炯

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580;2.中油华北油田分公司，河北 任丘 062550)

引 言

近年来，随着压裂技术在油气井增产增注过程中的广泛应用，压裂液对储层的伤害问题日益凸显。根据流体性质的不同，压裂液伤害可分为液相伤害、固体伤害、压裂液滤饼及浓缩伤害等［1－2］。液相损害主要是指地层黏土与压裂液接触后发生膨胀、分散、运移等水敏现象。固体损害主要指破胶后的压裂液残留固相颗粒阻塞喉道与支撑裂缝的现象。压裂液滤饼及浓缩伤害是指由于滤失作用，裂缝表面形成致密的滤饼，同时滤液进入地层裂缝内形成浓缩压裂液，引起破胶困难，导致裂缝导流能力大大降低的现象。为了克服水基压裂液在压裂施工过程的诸多问题，可以采用气体作为压裂介质(如N2和CO2等)。气体压裂具有对储层伤害小、压裂液返排速率快等优点，可较好地解决超低渗储层中水力压裂遇见的问题。LPG(液化石油气)作为1种特殊压裂介质，成分组成相对简单，主要由丙烷组成，还有少量的乙烷、丙烯、丁烷和添加剂成分。添加剂成分主要是由磷酸盐酸脂与硫酸铝反应生成的稠化剂，由于该稠化剂的碳链长度与储层流体相近，通过调节稠化剂的浓度可以获得理想的压裂液黏度，从而获得较好的携砂效果［3］。LPG压裂介质由美国GASFRAC能源服务公司首先提出和利用，其在携砂过程中具有液态介质的特征，而在压裂过程中又体现出气体的特征，现场应用效果较好，特别在北美地区得到了越来越广泛的应用［2］。与常规压裂液相比，LPG具有密度低，表面张力低，与储层流体完全兼容的特点。有效地克服了常规水基压裂液储层污染严重、返排率低等缺点［4－6］。本文分析了LPG压裂介质的压裂特点、作用机理以及现场应用情况，为LPG压裂技术在中国的研究和应用提供了理论依据和经验指导。

1 LPG压裂技术特点

LPG压裂液的使用完全避免了压裂施工过程中水的使用，与水基压裂液相关的水敏、盐敏、润湿性反转等储层伤害可以完全消除。同时，LPG压裂还避免了施工结束后返排水基压裂液的处理工作，消除了压裂液对于环境的影响，具有较好的环境效益。与常规水力压裂技术相比，LPG压裂技术的压裂液返排率高、有效裂缝长度长，且压裂液可以和储层流体混相，提高原油的最终采收率。

1.1 压裂液返排率高

压裂液返排率是评价压裂效果的1个重要参数。压裂液返排率越高，即滞留在储层中的压裂液越少，对储层的伤害也就越小［7－8］。Tannich指出，在压裂施工返排阶段，近井地带的压裂液饱和区首先返排，随着压降漏斗的逐渐扩散，储层深部的压裂液将会与近井地带的储层流体竞争进入裂缝，如果储层能量不足以克服毛细管力和流体流动的摩擦阻力，压裂液将被束缚在储层孔隙内不能产出，导致“水锁”现象的发生。“水锁”影响油气向井筒的运移，造成压裂增产措施的失效，甚至影响储层的整体开发效果［9］。

现场应用结果表明:水基压裂液的返排率一般都较低，压裂施工结束后，将会有30% ～80%的压裂液滞留在储层中，对储层造成巨大的伤害［10］。而LPG压裂液由于其相对密度低、表面张力低，破胶降黏快，再加上独特的气化膨胀特性，返排阻力很小，施工结束后可以完全依靠自身能量在1～2 d内实现彻底返排，且经过适当处理，可重复使用。LPG压裂液的返排率为80% ～100%，且大多都在90% 以上［4］。

1.2 有效裂缝长度长

有效裂缝长度是指在油气井生产或者注入过程中，对于生产或者注入做出贡献的裂缝长度(图1)。在压裂施工过程中，压裂产生的裂缝在压力降低后并不能完全被支撑剂所支撑。对于支撑裂缝，由于“水锁”现象等储层伤害的发生，也仅有部分裂缝对生产井具有增产效果［9，11］。

图1 压裂有效裂缝示意图

LPG压裂介质经过稠化剂处理，黏度可以控制为100～1 000 mPa·s，具有较好的携砂能力，并能够均匀地铺砂，铺砂结束后，压裂液气化破胶，破胶时间可以控制在0.5～4.0 h之间。因此，LPG压裂可以获得较长的支撑裂缝，考虑到LPG压裂液较高的返排率，LPG获得的支撑裂缝长度几乎等于有效裂缝长度。

1.3 与油气的混相作用

LPG压裂液与储层流体具有较好的兼容性，尤其在油藏开发过程中，LPG可以与原油发生一次混相，界面张力为零，LPG可以和原油以任意比例互溶混合，从而获得较高的洗油效率。另外，LPG压裂液破胶后，黏度较低，与原油混相后可以降低原油的黏度，提高原油的流度，从而获得较高的波及系数［12］。原油采收率为洗油效率与波及系数的乘积，因此，经过LPG压裂，不仅可以获得较高的采油速度，还能够获得较高的原油采收率。

2 LPG压裂工艺现场应用分析

2.1 LPG压裂技术的适用范围

2008年LPG压裂技术在加拿大Cardium致密气藏首次投入使用，截至2012年3月底，已经进行了1 000多次压裂施工，施工储层涵盖了油藏、致密气藏、凝析气藏等多种储层类型，显示出了LPG压裂液较好的储层兼容性。LPG压裂技术适用于水敏性较为严重的低渗透油气藏，尤其对于超低渗的非常规气藏，LPG压裂相对于其他压裂技术，显示出了更大的优势。

2.2 LPG压裂技术施工特点

LPG压裂施工设备除常规压裂施工设备外，需要增加LPG压裂液储运、泵注及控制等设备。其具体的施工工艺流程也和常规压裂有所不同。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，检查系统的密封性。在压裂阶段，首先向支撑剂容器注入LPG，并利用氮气加压，使LPG保持在液态。然后向井筒注入经过稠化的LPG压裂液充满井筒，并利用压力泵对井筒进行加压，直至储层破裂。最后打开支撑剂阀门，将搅拌均匀的携砂液注入井筒，进行裂缝延伸铺砂，待注入量达到设计规模，停泵，关井。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压裂液气化后破胶，无需抽汲装置，即可利用自身的膨胀能返回地面管线。返排的压裂液可以存储在地面容器，经过处理后重复循环使用，也可以经管线延伸后点燃处理。

2.3 LPG压裂技术的技术难点

由于LPG常温常压下属于易燃易爆气体，因此施工过程中的压裂液储罐、管线、阀门、泵等都需要适应LPG的特性而特殊设计。整个压裂过程是一个闭环系统，在施工过程的各个阶段，储罐与管线中都有很高的压力，施工的各个流程都需要严谨的防火防爆安全设计。

2.4 实例应用

以Cardium储层的1口致密气井的LPG压裂施工为例，对比分析常规水基压裂液与LPG压裂液的增产效果。Cardium储层位于加拿大的阿尔伯塔省，地质年代属于白垩系，该地区储层主要由砂岩和泥岩组成。储层岩性为致密砂岩，井深为1 300 m，完井方式为套管射孔完井，射孔段厚度为4.3 m。储层孔隙度为10%，渗透率为0.1×10－3μm2，含水饱和度为 20%。

在LPG压裂施工过程中，该井采用114.3 mm套管注入。共计注入100 m3LPG压裂液，32 t 30/50目的石英砂，加砂浓度为320 kg/m3。监测结果显示:压裂形成了1条长度为88 m的裂缝，其中，有效裂缝长度为83 m，比率为94%。在压裂液返排阶段，23 h后即达到了100%的返排率。

利用裂缝优化软件模拟了该井的有效裂缝长度对储层累计产气量的影响(图2)。由图2可知:有效裂缝的长度可以影响储层的累计产气量。100%有效裂缝长度比50%有效裂缝长度单井5 a的累计产量高出32%，因此LPG压裂技术与水力压裂技术相比，可以获得较高的最终采收率。

图2 有效裂缝长度对累计产量的影响模拟

实际生产结果显示:裂缝导流能力为2.787 μm2·cm，表皮系数为－4.66。图3、4是该井与同一区块基本井况相近、压裂规模相近的1口常规压裂井的产量对比图。由图3可知，分别取开井初期生产30、60及90 d的日产气量对比发现，LPG压裂井的日产气量比常规压裂井高出55%～75%。由图4可知，较长时间的累计产气量也证实了LPG压裂的优异表现，分别取生产时间为3、6及9个月的累计产气量对比发现，LPG压裂井的累计产气量比常规压裂井高出50%～70%。

图3 LPG压裂与常规压裂初期日产气量对比

目前，LPG压裂技术尚属较新的压裂工艺，正处在推广应用的初步阶段，缺乏长时间的生产数据。但短期的生产数据表明，LPG压裂技术的增产效果明显优于相同规模的水力压裂效果。

3 结论及建议

(1)LPG压裂液具有黏度低、表面张力低，与储层流体完全兼容的特点。有效地克服了常规水基压裂液储层污染严重、返排率低等缺点。

图4 LPG压裂与常规压裂累计产气量对比

(2)与常规水力压裂技术相比，LPG压裂技术的压裂液返排率高、有效裂缝长度长，且压裂液可以和储层流体混相，提高原油的最终采收率。

(3)数值模拟结果和现场生产数据都表明，LPG压裂技术的增产效果明显优于同等规模水力压裂施工的增产效果。

(4)LPG压裂液对于水源相对匮乏地区的储层、水敏性较强的储层以及低压、低渗储层都显示出较好的应用潜力。建议在页岩气、致密气、煤层气等非常规超低渗储层的开采中，有针对性的开发利用此项技术。

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