液态CO2干法加砂压裂增稠剂技术现状及展望

CO_2干法加砂压裂是低压、低渗透、强水敏等非常规储层高效开发的有效措施之一。系统分析了目前国内外液态CO_2干法加砂压裂技术中增稠剂现状,对现有增稠剂分子结构进行分析归类,指出了增稠剂存在的主要技术问题和开发的难点。通过对目前国内液态CO_2干法压裂技术现状和现场试验情况梳理发现:国内液态CO_2增稠剂技术滞后于现场应用,压裂液携砂效率低,影响了压裂施工效果;分析国内外液态CO_2增稠剂研究存在的问题,借鉴现有研究成果,依据CO_2分子结构特征和理化特性,构建能使液态CO_2高效增黏的新型增稠剂分子结构,合成高质量的液态CO_2增稠剂,是实现液态CO_2干法加砂压裂的技术关键。在现有技术条件下,建议将液态CO_2干法压裂技术与常规无水压裂技术结合,既发挥了液态CO_2干法压裂技术优势,又实现了高砂比对压裂施工技术要求,满足非常规储层压裂开发需要。     

二氧化碳干法压裂技术——应用现状与发展趋势

总结了CO2干法压裂技术的原理、施工工艺、设备要求及技术特点等,并分析了该技术存在的问题和发展趋势。与常规水力压裂技术相比,CO2干法压裂技术具有高返排、对储集层伤害小、增产幅度大等优点。该技术存在的问题包括:液态CO2摩阻高;液态CO2黏度低,悬砂能力和降滤失性能差,不利于压裂造缝;压裂过程中CO2相态变化复杂,难以实现精确的相变预测和控制;压裂设备有待完善,关键设备密闭混砂车存在明显缺陷;缺乏适用于CO2干法压裂的施工参数计算方法。超临界CO2压裂技术具备传统CO2干法压裂技术的全部优点,且增产效果更佳、施工压力小、对混砂车要求更低,是CO2干法压裂技术的发展趋势。     

CO_2干法加砂压裂技术研究与实践

CO2干法加砂压裂是以CO2代替常规水力压裂液的一种无水压裂技术,国外(美国和加拿大)的实践成果表明:该方法对低压、低渗透、强水锁/水敏储层的压裂改造效果十分明显。为此,就其增产机理、压裂液体系、密封混砂装置及压裂工艺开展了一系列的试验研究,获得了一系列成果:①CO2提黏技术使超临界CO2黏度提高了240~490倍,改善了CO2压裂液的携砂性和造缝性,是实现CO2干法加砂压裂的一项关键技术;②CO2密闭混砂装置的研制实现了对CO2干法加砂压裂关键装置的配套,能够满足CO2干法加砂压裂作业的施工需要;③CO2干法加砂压裂实现了完全自主返排;④CO2干法加砂压裂利用CO2代替水基压裂液,能够大量节约压裂作业的耗水量,实现循环经济;⑤CO2干法加砂压裂工艺是可行的,对低压、低渗透、强水锁伤害储层具有较好针对性,表现出了良好的增产效果。     

页岩气CO_2泡沫压裂技术

页岩气开发过程中不仅要注重产量的突破,还应加强对节水/无水压裂等技术的攻关,以确保水资源紧缺地区页岩气开发的有序进行。为此,比较了CO_2泡沫压裂与滑溜水压裂、其他节水/无水压裂技术的特点与优势,认为CO_2泡沫压裂技术能大幅减少用水量,通过增加施工排量和规模可弥补其在改造体积方面与滑溜水压裂所存在的差距,设备改造要求、混注工艺、施工难度较其他节水/无水压裂低,安全风险小;分析了CO_2泡沫压裂液物理特性,由于CO_2相态变化复杂,储层条件下处于超临界状态的CO_2,与水基压裂液形成CO_2泡沫;研究了CO_2泡沫压裂施工设备及工艺技术,认为在施工设备、分段工艺、施工步骤、安全保障方面,增加了液态CO_2泵注流程,需考虑CO_2的特殊性,制定相应的施工保障、安全预防措施。此外,还调研了CO_2泡沫压裂在美国Ohio和Lewis、加拿大Monteny、延长油田页岩气开发中的应用情况,发现其增产改造效果明显。所取得的研究成果为四川盆地页岩气的压裂改造提供了新的思路和方法,也为水资源紧缺地区页岩气开发提供了重要的技术储备与补充。     

CO_2干法压裂井筒压力与相态控制研究

液态CO_2干法压裂过程中井筒压力与相态显著影响裂缝起裂和延伸。鉴于此,根据Span-Wagner状态方程,建立了CO_2干法压裂井筒流动传热模型,揭示了CO_2干法压裂过程中井筒压力与相态的变化规律。研究结果表明:CO_2摩阻非常高,在常规施工条件下其摩阻每1 000 m超过10 MPa;排量和油管内径对井筒压降影响非常大,在满足携砂情况下可通过适当降低排量或选用较大管径油管降低摩阻;干法压裂过程中相态转变取决于井底CO_2温度,而井底温度受注入温度影响最大,其次为注入排量和地温梯度,并且几乎不受油管内径影响; CO_2流体密度和黏度与温度成反相关关系,井筒内CO_2黏度仅为0. 08～0. 25 m Pa·s,携砂能力差,加之滤失大,不利于压裂造缝是压裂施工失败的主要原因。研究结果可为CO_2干法压裂和CO_2增能压裂提供理论指导和现场借鉴。     

纯液态CO_2干法压裂技术综述

目前国内外最常用的储层改造工艺技术是水力压裂。水基压裂液体系存在水资源浪费、黏土膨胀和压裂液破胶不彻底伤害储层、返排不完全,造成地下水污染以及污水处理费用高昂等缺点,尤其在页岩油气勘探开发中,水基压裂液巨大的耗水量、对地下水及地表环境都存在潜在的污染。由于水基压裂液存在诸多缺点,纯液态二氧化碳压裂技术随之而兴起,它有着许多水基压裂液不可比拟的优点。通过调研,介绍了纯液态CO_2压裂的技术特点、液态CO_2压裂设备的性能要求及施工步骤、压裂装备现状、施工安全风险及应对措施,为实施CO_2干法加砂压裂做参考。     

CO_2密闭混砂装置在长庆苏里格气田的应用

CO_2干法加砂压裂技术针对强水敏、强水锁地层的压裂开采具有明显优势,可使储量巨大的致密气、页岩气等非常规油气藏得到有效开发,其核心装备是CO_2密闭混砂装置。根据工艺技术要求,经过多年研究,研发出具有自主知识产权的CO_2密闭混砂装置,打破了国外的技术垄断,技术性能达到国际先进水平。多次现场应用表明,该装置可在密闭带压条件下将支撑剂与液态CO_2按施工要求的比例混合后输送给压裂车,具有高可靠性、安全性,达到了设计要求。应用后显示增产效果好,加砂量小于10m~3的井,平均增产20%~30%;最大加砂量20m~3的井无阻流量达24.756×104m~3,较常规压裂对比井产能提高50%以上,为CO_2干法加砂压裂技术的进一步推广应用奠定了坚实的基础。     

一种高效 CO2干法压裂液体系的开发与应用

CO_2干法压裂液工作效率是改善CO_2压裂流体的携砂性和造缝性的关键,本文以提高纯CO_2流体黏度和降低纯CO_2流体储层滤失系数为目标,采用乳化增黏降滤的技术路线,自主开发出了一种有机硅型CO_2压裂增稠剂(15%表面活性剂SFA+85%氯代环烷烃与正辛醇的混合溶剂(体积比1∶1)),建立了CO_2干法压裂液体系(2%数3%增稠剂+97%数98%液态CO_2),并研究了该体系的溶解分散性、黏度、滤失量及对岩心的伤害情况。研究结果表明,该体系的黏度比纯CO_2的提高500数1000倍,储层条件下对岩心综合滤失系数比纯CO_2的降低了87.8%,对储层岩心无伤害。新型CO_2干法压裂液体系在鄂尔多斯盆地成功开展5口井的现场试验,施工参数和液体效率明显提升,并在国内首次实现了最高砂比25%,最大单层加砂量30 m3的施工规模。图4表5参12     

“注入—压裂—返排”全过程的CO_2相态特征——以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例

为了准确预测压裂过程中流体的相态变化,有效指导矿场CO_2压裂施工设计,以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例,基于商业软件CMG,建立井筒—地层耦合数值模拟模型,通过对该井的压裂施工动态进行拟合,获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上,对CO_2注入—压裂—返排的全过程进行模拟,研究CO_2压裂全过程的流体相态变化特征,以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明:①CO_2从注入到返排的压裂全过程,经历了"液态—超临界态—液态—气态"的相变过程,在注入、造缝和裂缝扩张的过程中,CO_2由液态转变为超临界态,且密度变化显著,介于800～1 100 kg/m~3;②CO_2注入期末,随CO_2总量的增加,井底温度逐渐降低,而井底压力、井底CO_2密度和黏度逐渐增加;③CO_2排量对井底压力、温度及CO_2密度、黏度的影响规律与CO_2总量对其的影响规律总体相似,只是CO_2排量对井底压力的影响程度更大;④当CO_2总量大于400 m3、排量大于4 m3/min后,二者对井底压力、温度和CO_2密度、黏度的影响不再显著。结论认为:所建模型实现了对CO_2压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠,该研究成果为CO_2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。     

液态 CO2增稠压裂液流变性能分析

针对目前CO_2干法压裂工艺技术存在压裂液黏度低、携砂困难等技术难题,将氟醚羧酸盐类表面活性剂增稠剂(FAL-16)和络合金属离子(铝)有机盐增稠助剂(FAL-31)分别按1%加量加入液态CO_2中制备了液态CO_2增稠压裂液,采用高压管路流变实验模拟了液态CO_2增稠压裂液在管路内的增稠过程,研究了液态CO_2增稠压裂液的流变性能。研究结果表明:在液态CO_2中加入1%的增稠剂FAL-16和1%增稠助剂FAL-31能显著提高液态CO_2压裂液的黏度,液态CO_2增稠压裂液的黏度最高可以达到20 m Pa·s(压力20 MPa、温度0℃、剪切速率393 s-1),增黏倍数在90数498之间,液态CO_2增稠压裂液呈现剪切稀化特性,黏度随着温度的增加呈指数递减;随温度的升高,液态CO_2增稠压裂液体系的流动指数n增大,稠度系数k减小。