曹學(xué)華 湯彥華 王振 張明 謝晨

四川安東油氣工程技術(shù)服務(wù)有限公司 四川 遂寧 629000

液化石油氣（LPG）主要成分是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯及少量其它碳?xì)浠衔?，其中丙烷沸點(diǎn)最低、易被壓縮成液體，被用于增產(chǎn)流體已有50余年。

1972—2023年間，LPG增產(chǎn)技術(shù)先后歷經(jīng)了提出、研發(fā)、實(shí)踐、改進(jìn)、推廣、沒落、復(fù)出多個階段[1-2]，重心也逐漸從無水壓裂過渡至生產(chǎn)后期提高采收率，發(fā)展趨勢逐漸清晰。

1 增產(chǎn)理念概述

1.1 LPG 無水壓裂

LPG壓裂相比水基壓裂所需液量少，作業(yè)時間可有效縮短1/10至1/3。施工過程中，LPG壓裂液全程保持液態(tài)，施工結(jié)束后蒸發(fā)為氣態(tài)，并可與儲層氣體混合或溶解于原油。

LPG壓裂液組分在不同儲層溫度及施工階段均有所差異，通常為提升攜砂能力需加入稠化劑（油溶性表面活性劑—烷基磷酸酯）、交聯(lián)劑（絡(luò)合Fe3+或Al3+等多價(jià)金屬鹽[3]）進(jìn)行凝膠化，形成黏度高、具有空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的凝膠，黏度可在40～1000mPa·s調(diào)節(jié)，在儲層傷害、流變、攜砂及降濾失性能等方面與油基壓裂液相近。

破膠時間可控制在0.5～4.0h，破膠液黏度為0.1～0.2mPa·s，遠(yuǎn)低于水基壓裂液。液態(tài)丙烷密度約為0.51g/cm3、膨脹比為270∶1（氣液體積比），返排期間井筒靜液柱壓力梯度可降低至5.29kPa/m，自然實(shí)現(xiàn)欠平衡、返排效果更快更好。

1.2 SSI 協(xié)同混相

2020年，Single Shot IOR（“SSI”）技術(shù)理念被提出，其本質(zhì)為LPG與化學(xué)添加劑協(xié)同混相增產(chǎn)技術(shù)，通過將LPG或與特定多種功能性化學(xué)藥劑按一定比例混合后注入，旨在應(yīng)對生產(chǎn)后期剩余油氣挖潛、采收率提高等方面挑戰(zhàn)：

（1）易與地層原油混相、有效降低黏度、恢復(fù)油相滲透率；（2）加速對井筒及地層中水、蠟質(zhì)和污染物等清理；（3）地面高壓循環(huán)注氣成本高且投資期長，SSI可作為替代方案；（4）SSI與暫堵技術(shù)[4]聯(lián)動，有效提升改造體積、挖潛剩余油氣。

2 技術(shù)發(fā)展簡史

1972年，馬拉松石油公司Gogarty和Haws申報(bào)了一項(xiàng)主要成分為LPG、氣井增產(chǎn)用壓裂液專利，描述了一種由體積占比60%～95%碳?xì)浠衔顲3～C10、體積占比不超過20%水及體積占比2.5～25%表面活性劑組成的壓裂液，該專利于1974年獲批。

1996年，雪佛龍和哈里伯頓開始研究LPG壓裂液并達(dá)到了商業(yè)化水準(zhǔn)[5]。GasFrac公司（“GF”）最早提出LPG無水壓裂構(gòu)想并實(shí)踐，后于2006年獲得雪佛龍技術(shù)授權(quán)。2007年9月，Dwight N.Loree與Shaun T.Mesher獲得Liquefied Petroleum Gas Fracturing System專利，描述了一種由丙烷和丁烷混合LPG作為介質(zhì)的壓裂作業(yè)體系，采用氮?dú)獾榷栊詺怏w凈化流程中LPG、降低爆炸風(fēng)險(xiǎn)；在壓裂頁巖或煤層時，氮?dú)庖部苫烊隠PG壓裂液中。自此，LPG壓裂商業(yè)化實(shí)踐正式開啟。

2008年，GF成功完成首口凝膠LPG壓裂試驗(yàn)，截至2009年6月，順利完工210井次[6]，并于同年完成賓夕法尼亞州首口試驗(yàn)井[2]。截至2010年10月，累計(jì)在33個砂巖、2個碳酸鹽巖及12個頁巖儲層完成LPG壓裂。截至2011年1月，GF于307個井場完成704級作業(yè)，消耗了26.4百萬加侖丙烷、41百萬磅支撐劑。最大規(guī)模作業(yè)記錄為3900ft長水平段分10級施工，消耗了1百萬磅支撐劑。

2011年，GF于世界頁巖氣大會獲得首次設(shè)立的年度“世界頁巖氣獎”。2012年12月，GF首口純丙烷壓裂在Eagle Ford順利完成。同年，又獲得了《勘探與生產(chǎn)》雜志增產(chǎn)技術(shù)創(chuàng)新獎。2011年2月～2012年1月，新增91井次/451級，消耗了16.2百萬加侖丙烷、27百萬磅支撐劑。2012年1月～2012年9月，新增221井次/425級，消耗了29.8百萬加侖丙烷、50.4百萬磅支撐劑。2012年9月～2013年2月，新增38井次/283級，消耗了539百萬加侖丙烷、823.9百萬磅支撐劑。

2012年，EcorpStim公司（“ES”）成立，其專注于能源開發(fā)服務(wù)，旨在為歐洲以及水資源有限國家提供替代水基壓裂的純丙烷增產(chǎn)技術(shù)（“PPS”），宣稱不使用一滴水或化學(xué)添加劑，僅基于支撐劑及純家用級丙烷實(shí)現(xiàn)頁巖氣高效開采，返排出的丙烷經(jīng)過處理后還可被重復(fù)用于其它增產(chǎn)作業(yè)或隨被開采出的天然氣一同進(jìn)入生產(chǎn)管道。同年12月，其在德克薩斯州弗里奧縣一口埋深5950ft鷹灘頁巖井成功試驗(yàn)了純丙烷壓裂。與此同時，GF也在Eagle Ford成功實(shí)施了首口純丙烷壓裂試驗(yàn)井。

2013年，ES專門為法國研發(fā)了無水、無化學(xué)試劑、無毒、不易燃的七氟丙烷（“NFP”）壓裂技術(shù)，因法國堅(jiān)持執(zhí)行其2012年頒布關(guān)于禁止在領(lǐng)土鉆探所有非常規(guī)油氣規(guī)定而未被推廣。同年12月，GF宣布在Maverick鎮(zhèn)成功實(shí)施了混合LPG壓裂，為開發(fā)Eagle Ford頁巖低氣油比“黑油”取得顯著進(jìn)步。

截至2013年底，GF又在俄亥俄州完成了2口尤蒂卡頁巖氣井LPG壓裂，已累計(jì)在657個現(xiàn)場實(shí)施約1863次壓裂，對超過75個地層、45個油藏完成壓裂，包括油層、氣層和凝析油氣層等[7]，主要在加拿大西部，美國德克薩斯州（2010年起）、科羅拉多州等地區(qū)。據(jù)公開資料顯示，GF在加拿大阿爾伯塔Ansell地區(qū)直井增產(chǎn)效果比水基壓裂提高40%以上、水平井也有相應(yīng)產(chǎn)量提高，在美國和加拿大交界Bakken頁巖油層分段改造中得到廣泛應(yīng)用。同年，侯向前等人以LPG、正己烷、正辛烷等為基液研制出一種可快速交聯(lián)的低碳烴壓裂液[8]。

2014年，eS公布了其NFP壓裂技術(shù)研究計(jì)劃與進(jìn)展，并聯(lián)合英國斯旺西大學(xué)能源安全研究所和美國萊斯大學(xué)化學(xué)系科學(xué)家們推動多學(xué)科應(yīng)用研究，旨在進(jìn)一步降低七氟丙烷使用成本。NFP可同PPS聯(lián)動，進(jìn)一步降低頁巖氣開發(fā)水資源及化學(xué)添加劑使用量。

2015年，國際原油市場低迷，GF被STEP收購。此后3年間，LPG泵車被改造用于水基壓裂，其它大部分專有設(shè)備閑置，LPG壓裂在北美發(fā)展前景并不樂觀。同年，eS公布了一種適用性更廣的頁巖氣開采技術(shù)——輕質(zhì)烷烴增產(chǎn)技術(shù)（“LAS”），采用油氣井生產(chǎn)過程中常見低分子烷烴或輕質(zhì)烷烴組分（可從目標(biāo)儲層提取），能實(shí)現(xiàn)流體黏度、密度更廣范圍調(diào)節(jié)，并可像PPS、NFP一樣實(shí)現(xiàn)流體回收再利用、有效提高產(chǎn)能。這些組分本身就存在于原生儲層，使得它們作為增產(chǎn)流體被注入到儲層后不會造成傷害。同年，毛金成等人以磷酸三乙酯、五氧化二磷和單醇為基礎(chǔ)研制出了一種耐高溫、抗剪切性能較好的低烴壓裂液[9]。

2016年初，eS公布了LAS技術(shù)在賓夕法尼亞州費(fèi)耶特縣Marcellus頁巖成功應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了有效破碎地層、攜帶和鋪置支撐劑。

2017年，趙金洲等人通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選研發(fā)出了一種耐高溫、抗剪切、低傷害LPG壓裂液，該體系包含硫酸鐵、乙二醇、絡(luò)合劑及增強(qiáng)劑，能滿足非常規(guī)儲層壓裂[10]。

2018年，Zhang等人通過室內(nèi)真三軸巖石破裂及裂縫聲波監(jiān)測實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，LPG壓裂能有效破碎頁巖儲層、激活斷層及微裂縫形成較好改造體積[11]。同年，UCS公司成立，旨在為石油天然氣行業(yè)帶來全新的化學(xué)、運(yùn)營和工程理念，提出將LPG用于開采后期提高采收率理念。

2019年，STEP、UCS以及C3三家公司理念和經(jīng)驗(yàn)互補(bǔ)、聯(lián)合研發(fā)。歷時一年，UCS于2020年獲得專利①公開資料顯示，2020年提交專利申請，但于次年撤銷，專利內(nèi)容未公開?！猄SI。

2021年2月，STEP和UCS宣布達(dá)成合作，共同推動SSI技術(shù)，STEP提供LPG技術(shù)授權(quán)、作業(yè)經(jīng)驗(yàn)、專有設(shè)備，UCS提供SSI核心技術(shù)。

2022年4月，首個項(xiàng)目于德克薩斯州南部San Miguel致密砂巖某井順利實(shí)施；同年8月，于俄克拉荷馬州東部完成了3口水敏性干氣井作業(yè)（圖1）。

圖1 作業(yè)現(xiàn)場（左為4月，右為8月）

2022年6月，STEP表示自2008年已累計(jì)在29個砂巖儲層、15個頁巖儲層應(yīng)用LPG技術(shù)②數(shù)據(jù)源自STEP，與GF早年公開數(shù)據(jù)有沖突，僅供參考。，共計(jì)3322口井/9151級。

3 應(yīng)用實(shí)踐案例

3.1 LPG 無水壓裂

2008年，GF主導(dǎo)完成了加拿大MeCully氣田首口純LPG壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)井。該氣田主力層為非常規(guī)致密頁/砂巖氣藏，需經(jīng)壓裂實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開采，但受巖石物性及儲層條件等限制，地層強(qiáng)水敏且返排率低，嚴(yán)重制約水基壓裂效果[12]。

2009年，GF嘗試凝膠丙烷壓裂液，試圖提升裂縫有效性及返排效果，順利完成4口井/9級壓裂，測試有效半縫長達(dá)100m以上、返排數(shù)據(jù)回歸得到壓后15天基本實(shí)現(xiàn)徹底返排，與水基壓裂相比，有效縫長及產(chǎn)量提升明顯。2009年夏季，GF又在賓夕法尼亞州Marcellus儲層完成3口井/4級壓裂[2]。

2010年12月，Corridor公司Elgin頁巖評價(jià)報(bào)告顯示，直井G-41采用GF的LPG壓裂效果優(yōu)勢明顯：

（1）G-41直井：2級LPG壓裂，加砂0.25MMLBS。壓后57h井口壓力2083psi條件下產(chǎn)能4.1MMCFPD，壓后一周測產(chǎn)平均為5.5MMCFPD。

（2）B-41水平井：距G-41約2000ft，5級壓裂，加砂2.5MMLBS，4.7MGAL水基壓裂液，壓后返排僅10%、無氣。

（3）G-59 水平井：5 級壓裂，加砂2.5MMLBS，4.7MGAL水基壓裂液，壓后返排僅10%、幾乎無氣，含水下降中。

美國Doe Creek油田有4口低壓致密油井采用LPG壓裂，其中1口于2011年6月完成改造后實(shí)現(xiàn)自噴穩(wěn)產(chǎn)19個月。2011年，加拿大阿爾伯塔省Wapiti油田Cardium儲層改造數(shù)據(jù)顯示：

（1）某3口氣井：2003—2008年間分別采用CO2、油基、LPG壓裂改造投產(chǎn)。前2口井層厚約為LPG井的1.8～2.4倍、加砂規(guī)模約為0.2～1.8倍。分析顯示，前2口井生產(chǎn)等效縫長僅為85～130ft，導(dǎo)流能力僅為90～200 mD·ft，經(jīng)濟(jì)評估不達(dá)標(biāo)（后其中一口氣井采用LPG進(jìn)行重復(fù)壓裂后經(jīng)濟(jì)評估扭轉(zhuǎn)為達(dá)標(biāo)）；LPG壓裂井生產(chǎn)等效縫長275ft，導(dǎo)流能力980 mD·ft，經(jīng)濟(jì)評估結(jié)果顯示為達(dá)標(biāo)。

（2）某4口水平井：2口LPG壓裂井一年累產(chǎn)約為水基壓裂井的2.5～3倍。

（3）某5口水平井：1口分10級LPG壓裂，其余4口分11～16級CO2或油基壓裂，加砂規(guī)模約為LPG壓裂井1.5～2.1倍。LPG井產(chǎn)量約為4口井平均產(chǎn)量的4倍。

2012年12月，eS在德克薩斯州弗里奧縣順利完成了鷹灘頁巖儲層（5950英尺埋深）純丙烷壓裂試驗(yàn)。

截至2013年底，雪佛龍也使用LPG在科羅拉多州幾口利潤豐厚的煤層氣井及油井完成了壓裂，結(jié)果顯示LPG壓裂能大大提高產(chǎn)量，同時減少用水量。

其它案例：

（1）新澤西州某口Basal低壓砂巖氣加密井，7061ft埋深、井底壓力362psi，LPG壓裂后經(jīng)1.25d返排倒流程至銷售管線投產(chǎn)，較前期增產(chǎn)約8.6倍。

（2）德克薩斯州某口Wilcox砂巖氣井，儲層溫度142.8℃，滲透率2mD，埋深3733.8m TVD，自然完井投產(chǎn)1年后疑似受凝析油影響產(chǎn)量明顯下滑、嚴(yán)重偏離產(chǎn)能遞減曲線，采取LPG壓裂后有效復(fù)產(chǎn)并回歸到原始遞減曲線。

（3）Union Gas公司使用LPG壓裂實(shí)現(xiàn)了Wilcox中南部某口原本在6～8個月內(nèi)即將完全枯竭的老井復(fù)產(chǎn)，并獲得額外幾年產(chǎn)能收益。

（4）加拿大西部白堊紀(jì)Viking組砂巖，對比投產(chǎn)后6個月累產(chǎn)，4口LPG壓裂井優(yōu)勢明顯，約為3口非LPG壓裂井平均單井累產(chǎn)3.5倍。

（5）德克薩斯州南部San Miguel組油井，對比3個月累產(chǎn)，7口LPG壓裂水平井（共計(jì)69級）均比其它2口井滑溜水壓裂水平井（共計(jì)18級）累產(chǎn)高、約為2倍。

3.2 SSI 協(xié)同混相

2022年4月，STEP在San Miguel致密砂巖某井完成作業(yè)，實(shí)現(xiàn)了增油15～20桶/天、產(chǎn)水10%平穩(wěn)增加，見圖2。該井自80年代投產(chǎn)，措施前采用有桿泵低效生產(chǎn)，所在區(qū)域本是水淹區(qū)塊，周邊約有300口生產(chǎn)井。

圖2 措施前后產(chǎn)液對比

作業(yè)過程：以2桶/分排量完成393桶溶劑（丁烷+化學(xué)添加劑）注入，90分鐘后開始返排，井口壓力逐漸降至20～30psi，連續(xù)返排5小時（共計(jì)排出9桶）后關(guān)井，關(guān)井次日井口壓力漲至440psi，悶井7天后連接生產(chǎn)管線，措施后產(chǎn)量顯著提高。悶井期間，鄰近1口關(guān)停井井口壓力有所升幅。

返排樣本分析表明：

（1）4月14～16日，71～74%達(dá)到臨界膠束濃度；

（2）C12～C35質(zhì)量占比有所增加、C36+質(zhì)量占比有所減少；

（3）在500psi儲層壓力下，丁烷與原油實(shí)現(xiàn)混相，降低了井筒靜液柱壓力和原油黏度；

（4）溶劑清除了井筒及近井筒部分石蠟沉積。

4 結(jié)束語

當(dāng)前，國內(nèi)深層煤層氣及頁巖油開發(fā)如火如荼，如何環(huán)保、高效提升開發(fā)后期降壓排采效果、降低原油混相壓力及黏度、提升最終采收率，仍然是亟待解決的突出問題。LPG增產(chǎn)工藝在液體、ESG、原材料等多方面均存在一定優(yōu)勢，相信一定程度上可助力我國非常規(guī)油氣增產(chǎn)效果提升。