二氧化碳干法壓裂技術(shù)綜述

二氧化碳干法壓裂技術(shù)綜述

0儲集層改造技術(shù)所謂常規(guī)資源，是指在目前的技術(shù)條件下無法使用傳統(tǒng)方法進行勘探和開發(fā)的油氣資源。中國的非常規(guī)資源十分豐富,大力推動非常規(guī)資源的勘探開發(fā)將對緩解能源供需矛盾、調(diào)整能源結(jié)構(gòu)起到重要作用。然而,由于非常規(guī)儲集層物性普遍較差,一般覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2,孔隙度小于10%,因而需要采用儲集層改造技術(shù)改善滲流條件,以達到有效開采的目的。目前國內(nèi)外最常用的儲集層改造技術(shù)是水力壓裂技術(shù),即采用水基壓裂液對儲集層進行改造。但水基壓裂液體系存在水資源大量浪費、黏土膨脹和壓裂液殘渣傷害儲集層、返排不完全造成地下水污染以及污水處理費用高昂等缺點。CO2干法壓裂技術(shù)是一種正在不斷完善的無水壓裂技術(shù),自20世紀80年代在北美首次應用以來,已廣泛應用于滲透率在(0.1~10000)×10-3μm2的各種地層中,在1000多口井中進行了壓裂作業(yè),最大作業(yè)井深超過3000m,井底溫度在10~100℃。本文對CO2干法壓裂技術(shù)的原理、施工工藝、設備要求及技術(shù)特點等進行系統(tǒng)總結(jié),并分析存在的問題及發(fā)展趨勢,以期為CO2干法壓裂技術(shù)在中國的逐步推廣應用提供指導。1液壓裂施工CO2干法壓裂技術(shù)使用100%液態(tài)CO2作為壓裂介質(zhì),首先將支撐劑加壓降溫到液態(tài)CO2的儲罐壓力和溫度,在專用混砂機內(nèi)與液態(tài)CO2混合,然后用高壓壓裂泵泵入井筒進行壓裂。CO2干法壓裂工藝按如下步驟進行:(1)將若干CO2儲罐并聯(lián),并依次與CO2增壓泵車、密閉混砂車、壓裂泵車、井口裝置連通,將儀表車與上述各車輛連通并監(jiān)控工作狀態(tài);(2)將支撐劑裝入密閉混砂罐中,并注入液態(tài)CO2預冷;(3)對高壓管線、井口試泵,對低壓供液管線試壓,若試壓結(jié)果符合要求則繼續(xù)進行后續(xù)步驟;(4)液態(tài)CO2以-25~-15℃溫度注入地層,壓開地層并使裂縫延伸,然后打開密閉混砂設備注入支撐劑,支撐劑注完后進行頂替,直到支撐劑剛好完全進入地層,停泵;(5)壓裂施工結(jié)束后,關(guān)井1.5~2.5h;(6)壓后放噴返排,既要控制返排速度以防吐砂,又要最大限度地利用CO2能量快速返排,可以先使用小口徑油嘴控制放噴速度,隨后逐漸加大油嘴口徑,并使用CO2檢測儀監(jiān)測出口CO2濃度變化。CO2干法壓裂所用液態(tài)CO2壓裂液始終處在密閉高壓狀態(tài)下,因此其施工所用設備與常規(guī)水力壓裂有所不同。CO2干法壓裂對設備的要求為:(1)CO2儲罐:1只或幾只,用于儲存加壓降溫的液態(tài)CO2,CO2保持在-34.4℃和1.406MPa;(2)CO2增壓泵車:用于將液態(tài)CO2從儲罐內(nèi)壓力增壓至1.8~2.2MPa,要求單臺泵車排量不低于2m3/min,主要包括底盤車、增壓泵系統(tǒng)、氣液分離系統(tǒng)、進液排液系統(tǒng)、液壓系統(tǒng)、電控系統(tǒng)等部件;(3)密閉混砂車:CO2干法壓裂的關(guān)鍵設備,是1個較大的密閉壓力容器,用于將支撐劑混入液態(tài)CO2,要求耐壓2.2MPa以上、容積5m3以上、輸砂速度500kg/min以上,主要包括底盤車、液壓系統(tǒng)、儲砂罐、加砂管、混砂管匯、進液排液系統(tǒng)、電控系統(tǒng)等部件;(4)壓裂泵車:常規(guī)的壓裂泵,用于將壓裂液泵入井中,要求單臺輸出功率不小于1471kW(2000HP),由于CO2穿透性較強,泵車的柱塞泵密封圈推薦使用金屬密封圈;(5)壓裂管匯車:要求配備低溫低壓、低溫高壓管匯。與水基壓裂液相比,液態(tài)CO2具有獨特的物理化學性質(zhì),使得CO2干法壓裂技術(shù)具有以下優(yōu)勢:(1)沒有水相,避免了對儲集層的水敏、水鎖污染;(2)沒有殘渣,不會對儲集層和支撐裂縫滲透率造成傷害;(3)具有良好的增能作用,壓后返排快,返排徹底;(4)CO2流動性強,可以流入儲集層中的微裂縫,更好地溝通儲集層;(5)CO2溶于原油可以降低原油的黏度,利于原油的開采;(6)CO2能夠置換吸附于煤巖與頁巖中的甲烷,在提高單井產(chǎn)量的同時,還可以實現(xiàn)溫室氣體的封存。2國內(nèi)初步應用CO2干法壓裂已在北美地區(qū)取得了巨大的成功,在國內(nèi)也開始了初步應用。其壓裂機理和工藝方法都已日漸成熟,但在以下幾個方面仍存在不足。2.1不同規(guī)格管道摩阻對比液態(tài)CO2是牛頓流體,摩擦阻力較高,其在管柱中流動的摩阻壓降遵循Fanning公式:(1)式中,摩擦因子f由流速和管柱的粗糙程度決定,可通過查詢工程圖獲得。圖1為不同管徑油管摩阻大小與排量的關(guān)系,可以看出:CO2在直徑73mm油管中運移時,當排量為2.2m3/min時,摩阻壓降就達到8.6MPa/1000m,隨著排量的增加,摩阻迅速增大,當排量提升到7.0m3/min時,摩阻已高達48MPa/1000m。適用于液態(tài)CO2的高效減阻劑未見報道。水溶液中常用的超高分子量聚合物減阻劑并不能對液態(tài)CO2有效減阻,CO2泡沫壓裂液常用的減阻劑也并不適用于純液態(tài)CO2。因此有必要對液態(tài)CO2的高效減阻劑進行進一步的研究。2.2跨境成本水壓裂管壓裂單片固定壓裂施工條件下液態(tài)CO2黏度僅為0.02~0.16mPa·s,懸砂能力差,濾失量大,不利于壓裂造縫,是導致施工失敗的主因。有研究者提出通過提高液態(tài)CO2的泵送速度來提高其懸砂能力:流體的高速運移所引發(fā)的湍流足以將支撐劑帶入射孔處,支撐劑進入裂縫后,在湍流的影響下會增加與裂縫壁面的摩擦,從而減緩其沉降速度。然而,提高流速將大大增加施工過程中的摩阻損耗,從而提高對施工設備的耐壓要求,增加安全隱患。另外,液態(tài)CO2進入裂縫后,其流速將大幅度降低,在裂縫中湍流現(xiàn)象消失,攜砂能力急劇下降,導致在近井裂縫中形成砂堵,造成施工失敗。另一種方法是使用增稠劑提高液態(tài)CO2的黏度。然而,液態(tài)CO2是一種非極性溶劑,僅與非極性溶質(zhì)良好互溶,溶質(zhì)分子之間沒有鍵合力,因而提黏十分困難。BJ公司通過向液態(tài)CO2中混入液態(tài)N2,并使用甲氧基非氟代丁烷(C4F9OCH3)作為起泡劑,形成了CO2/N2泡沫壓裂液體系,該體系保留了液態(tài)CO2壓裂液的優(yōu)勢,同時大幅度提高了液體的懸砂能力和降濾失性能。然而,由于液態(tài)N2的密度比液態(tài)CO2的密度偏低,N2的引入大大降低了壓裂液體系的靜壓力,從而對壓裂泵車提出了更高的要求,因而限制了其應用范圍。在北美地區(qū),液態(tài)CO2壓裂工藝已成功應用于3226m井深的壓裂施工,而CO2/N2泡沫壓裂工藝適用范圍僅為194~1670m。此外,研究人員先后測試了苯乙烯-氟化丙烯酸共聚物、氟化AOT衍生物、12-羥基硬脂酸等多種聚合物對液態(tài)CO2的黏度改性效果,僅苯乙烯-氟化丙烯酸共聚物在加量5%的情況下將CO2提黏超過100倍,但其成本高、黏度改性效果差[21,22,23,24,25,26]。中國石油大學(北京)壓裂酸化實驗室研發(fā)了一種高級脂肪酸酯作為液態(tài)CO2的增稠劑,該增稠劑在加量0.25%~2.50%條件下,可將液態(tài)CO2提黏17~184倍,大大提高了增黏效率。目前,該增稠劑已成功應用于鄂爾多斯盆地長慶氣田蘇東xx井液態(tài)CO2壓裂施工現(xiàn)場。蘇東xx井壓裂施工參數(shù)為:井深3240m,目的層滲透率(0.4~1.2)×10-3μm2,排量2~4m3/min,砂量2.8m3,平均砂比3.5%,總液量254m3。蘇東xx井壓裂施工曲線如圖2所示,可見使用該增稠劑后液態(tài)CO2懸砂性能良好且滿足現(xiàn)場壓裂施工要求。值得一提的是,向壓裂液中添加可降解纖維也能少量增加液態(tài)CO2的懸砂能力,降低摩阻。此外,研發(fā)新型超低密度支撐劑也是提升攜砂效果的可行之路。現(xiàn)階段應用的低密度陶粒支撐劑密度小于1.45g/cm3,要滿足CO2干法壓裂需求應進一步降低支撐劑的密度至1.0~1.3g/cm3。由于液態(tài)CO2較低的黏度,壓裂產(chǎn)生的裂縫要比常規(guī)壓裂液產(chǎn)生的裂縫窄。對于氣井,由于氣的黏度低,裂縫窄對產(chǎn)量的影響不大,窄的高滲透裂縫也可以產(chǎn)生足夠的導流能力。對于油井,將液態(tài)CO2注入地層,壓裂結(jié)束后,在地層溫度下CO2快速汽化,溶混于原油中,能大幅度降低原油黏度,還增加了溶解氣驅(qū)的能量,一定程度上彌補了裂縫較窄的影響?？偟膩碚f,CO2干法壓裂目前僅適用于低滲氣井。若開展相關(guān)研究,該技術(shù)將是適用于低滲、低壓、高水敏油層的最經(jīng)濟有效的改造方法。例如:(1)將CO2干法壓裂與CO2吞吐、CO2驅(qū)替結(jié)合起來,形成壓裂-吞吐-驅(qū)替一體化工藝?？稍趬毫亚白⑷胍簯B(tài)CO2,燜井憋壓一段時間,待充分汽化和混相后,再實施壓裂改造;也可以延長壓裂操作后的燜井時間,充分發(fā)揮CO2補充低壓油層能量、降低原油黏度的作用;(2)開展碳酸鹽巖儲集層的鹽酸-液態(tài)CO2混合液酸化工藝試驗,并在更加廣闊的領(lǐng)域內(nèi)推廣應用。2.3路徑2:2c壓裂溫度、壓力變化規(guī)律在CO2干法壓裂過程中,CO2相態(tài)變化十分復雜:初始,CO2在溫度-34.4℃、壓力1.406MPa條件下以液態(tài)形式存儲在CO2儲罐中(見圖3中點1);經(jīng)過增壓泵車后,液態(tài)CO2在溫度-25~-15℃、壓力1.8~2.2MPa條件下注入高壓泵(見圖3點2);在壓裂泵車出口處,液態(tài)CO2被加壓至施工壓力(見圖3中點3);隨后液態(tài)CO2被泵入井底,在此過程中CO2壓力進一步增加,同時溫度也升高(見圖3中點4);當CO2進入儲集層裂縫中后,CO2溫度、壓力與儲集層條件同化,表現(xiàn)為溫度進一步上升,而壓力下降,此時CO2處在超臨界狀態(tài)(見圖3中點5);當開始返排后,CO2壓力迅速下降,將以氣態(tài)形式返排至地表(見圖3中點6)。在此過程中,CO2的密度、黏度、溶解性能等都隨著其溫度、壓力的改變而劇烈變化。同時,CO2進入儲集層后,壓力急劇降低,體積快速膨脹,產(chǎn)生焦耳-湯姆遜冷卻效應,使得周圍地層溫度急劇降低。施工過程中縫內(nèi)靜壓力可由下式預測:井底溫度可由下式計算:為了防止低溫導致的井底水結(jié)冰,對CO2干法壓裂造成安全隱患,井底溫度應大于0℃。常用CO2相態(tài)預測方法只能預測穩(wěn)定狀態(tài)下CO2的相態(tài),而不能預測壓裂過程中非穩(wěn)定狀態(tài)下的情況。陸友蓮等提出采用基于迭代思想的數(shù)值模擬方法預測非穩(wěn)態(tài)下CO2相態(tài),其中溫度、壓力分別由以下兩式確定:陸友蓮等采用該方法預測了不同排量、不同管柱下CO2壓裂液溫度、壓力隨時間的變化,對確定CO2干法壓裂施工過程中CO2相態(tài)變化有一定的指導意義。然而該方法的預測結(jié)果缺乏與現(xiàn)場壓裂實驗數(shù)據(jù)的對比,其精確性尚不明確。在CO2干法壓裂過程中,必須合理設計施工參數(shù),密切監(jiān)控壓力變化,明確每個階段的相態(tài)變化,確保CO2以及井底環(huán)境的溫度、壓力在合理的范圍內(nèi)。然而,現(xiàn)階段對液態(tài)CO2注入近井地帶后引起的溫度場變化及由此產(chǎn)生的液態(tài)CO2的汽化、與近井地帶的熱能交換速度與時間等研究還不足,難以指導現(xiàn)場工作,仍需進行進一步研究。2.4冷、灰砂、混砂罐目前國內(nèi)CO2干法壓裂設備與國際先進水平相比有較明顯的差距,尤其關(guān)鍵設備——密閉混砂車存在明顯缺陷。CO2黏度低,懸砂性能差,施工砂比低,這對混砂機的輸砂能力提出了較高的要求。此外,CO2干法壓裂需要先對混砂車中的支撐劑進行預冷,而支撐劑中含有水分,在低溫下會結(jié)冰從而導致支撐劑結(jié)塊,進而增加了平穩(wěn)輸砂的難度,甚至有造成砂堵的風險。傳統(tǒng)混砂車多使用臥式混砂罐,攪拌軸轉(zhuǎn)速低、攪拌軸短、攪拌存在死角,而CO2攜砂性能差,因此存在易沉砂、混砂罐最大砂比小的問題。國內(nèi)某油田使用的密閉混砂裝置最大輸砂速度只有0.5m3/min,有效容積僅為8m3,與國際先進指標差距較大。吉林油田設計了1臺配備立式混砂罐的密閉混砂機,有效地解決了這一問題,其最大排量達到8m3/min,最大喂料能力達到3000kg/min,有效容積達到25m3。然而,配套的CO2增壓泵車長時間工作排量僅為4.5~5.0m3/min,只能用于較小排量施工。由此可見,壓裂設備的落后及設備間不配套是制約CO2干法壓裂廣泛應用的重要原因。2.5壓裂模擬實驗CO2干法壓裂與常規(guī)水力壓裂機理不同,現(xiàn)有的施工參數(shù)計算軟件不能滿足CO2干法壓裂的要求。Kizaki等使用液態(tài)CO2對體積為15cm3的花崗巖進行了室內(nèi)壓裂模擬實驗,并與水力壓裂模擬實驗進行了對比。圖4為不同排量下滑溜水與CO2的造縫情況,可以看出,與水力壓裂相比,CO2干法壓裂造出了更多的裂縫并形成了裂縫網(wǎng)絡。然而,由于模擬尺寸限制等原因,本次實驗中CO2干法壓裂所造裂縫數(shù)量與排量沒有明顯相關(guān)性,不能為現(xiàn)場壓裂施工提供有效指導。因此,應繼續(xù)深入開展現(xiàn)有實驗資料的系統(tǒng)化分析工作,得出最合理、最經(jīng)濟、最有效的CO2用量、支撐劑量、前置液比例、泵注排量等施工參數(shù)的確定方法。3超臨界態(tài)co壓裂工藝當溫度超過31.26℃、壓力超過7.38MPa時,CO2就會處于1個特殊的狀態(tài)——超臨界態(tài)。超臨界態(tài)是不同于氣態(tài)與液態(tài)的流體形態(tài),該狀態(tài)下CO2分子間作用力很小,表面張力為零,流動性極強,類似氣體,而密度較高,類似液體,因而對非極性溶質(zhì)有較強的溶解能力。超臨界態(tài)CO2壓裂工藝作為一種極具前景的新型CO2干法壓裂技術(shù)應運而生。類似于傳統(tǒng)CO2干法壓裂技術(shù),超臨界態(tài)CO2壓裂工藝使用100%CO2作為壓裂介質(zhì),因而保留了傳統(tǒng)CO2干法壓裂的幾乎所有優(yōu)點。二者的區(qū)別主要在于,超臨界態(tài)CO2壓裂工藝使用的CO2工作液初始溫度較高,因此可以在井筒中達到臨界溫度,轉(zhuǎn)化為超臨界態(tài)(對于較淺的井,CO2不能在井筒中及時轉(zhuǎn)化為超臨界態(tài)CO2,可在井口增加加熱設備)。因此,超臨界態(tài)CO2壓裂工藝還有其獨特優(yōu)勢。3.1集層中超臨界co超臨界CO2表面張力為零,流動性好,可以進入任何大于超臨界CO2分子的空間。因此在儲集層中超臨界CO2可以流入包括液態(tài)CO2在內(nèi)的其他壓裂液所不能流入的微裂縫,最大限度地溝通儲集層中裂縫網(wǎng)絡,從而提高產(chǎn)量。目前,在開發(fā)非常規(guī)資源(如頁巖氣)時往往采用整體壓裂技術(shù),超臨界CO2壓裂液顯然是溝通儲集層微裂縫、造成裂縫網(wǎng)絡的最佳工作液體系之一。3.2破巖能力同樣由于其極強的流動性,超臨界CO2的破巖能力極強。Kolle的研究結(jié)果表明,在大理石巖樣中超臨界CO2的破巖門限壓力是水的2/3,在頁巖巖樣中則是水的1/2或更小,90MPa下超臨界CO2比193MPa下水的破巖能力更強(見圖5)。此外,超臨界CO2的摩阻比液態(tài)CO2的摩阻小。因此,與傳統(tǒng)CO2干法壓裂技術(shù)相比,使用超臨界態(tài)CO2作為壓裂介質(zhì)可以大大降低施工壓力,減少施工成本。3.3超臨界co壓裂原理由于超臨界態(tài)CO2壓裂工藝使用的CO2工作液初始溫度較高,混砂機中砂子結(jié)冰結(jié)塊的風險大大降低,砂子可以被平穩(wěn)輸入CO2中進行均勻混合,降低了對混砂車的要求。超臨界CO2壓裂使用的主要設備有:CO2罐車、密閉混砂車、壓裂泵車、壓裂管匯車。對于CO2在井筒中不能達到臨界溫度(31.26℃)的淺井,還應增加地面加熱裝置。超臨界CO2壓裂中CO2的相態(tài)變化與傳統(tǒng)CO2干法壓裂有一定的差異。圖6為超臨界CO2壓裂中CO2的相態(tài)變化,可以看出:初期CO2以液態(tài)形式儲存在CO2罐車中(見圖6中點1),此時CO2的溫度與壓力都要高于傳統(tǒng)CO2干法壓裂中CO2的初始狀態(tài);然后CO2以相同狀態(tài)被導入密閉混砂車并與支撐劑混合(見圖6中點1);混砂液隨后被導入高壓泵進行加壓,所需壓力較之傳統(tǒng)CO2干法壓裂更低(見圖6中點2);對于淺井,CO2在井筒中不能轉(zhuǎn)變?yōu)槌R界態(tài),需經(jīng)過地面加熱設備進行加熱(見圖6中點3);然后液態(tài)CO2被泵入井底,在此過程中CO2壓力進一步增加,同時溫度也將升高,在此階段中液態(tài)CO2將轉(zhuǎn)化為超臨界態(tài)CO2(見圖6中點4);當CO2進入儲集層裂縫中后,CO2溫度、壓力將與儲集層條件同化,表現(xiàn)為溫度進一步上升,而壓力下降,此時CO2保持在超臨界態(tài)(見圖6中點5);當開始返排后,CO2壓力迅速下降,將以氣態(tài)形式返排至地表(見圖6中點6)。超臨界CO2壓裂技術(shù)目前并不成熟,最主要的技術(shù)障礙是其比液態(tài)CO2更低的黏度。因為超臨界CO2的增稠機理與液態(tài)CO2類似,中國石油大學(北京)壓裂酸化實驗室研發(fā)的高級脂肪酸酯也可以對其進行有效增黏。在2.5%加量下,該增稠劑可將超臨界態(tài)CO2黏度提升至13.76mPa·s(28