CO2干法壓裂綜合調(diào)研報告

1、CO 2干法壓裂據(jù)了解， 二氧化碳壓裂技術源于北美，是一種采用液態(tài)二氧化碳作為壓裂液來代替水的技術，主要針對煤層氣、水敏性儲層、含原油較稠儲層、低壓儲層的油氣開發(fā)而設計。液態(tài)二氧化碳在汽化后，無水相，無殘渣，僅有支撐劑留在地層，不會對儲層造成傷害，可實現(xiàn)快速排液投產(chǎn)；此外，二氧化碳具備比甲烷更強的吸附力，可置換出吸附于母巖的甲烷，從而提高天然氣或煤層氣的產(chǎn)量，并實現(xiàn)部分二氧化碳的永久埋存。與常規(guī)水基壓裂相比，二氧化碳干法壓裂對地層幾乎無傷害，具有良好的增產(chǎn)增能作用，大量節(jié)約了水資源，達到了節(jié)能減排、綠色環(huán)保的施工要求，對于非常規(guī)油氣儲層清潔、高效開發(fā)意義深遠，具有廣闊的應用前景。一、工藝技術原

2、理1 、增產(chǎn)機理強水敏/水鎖傷害儲層由于水基壓裂液的濾失而導致較大的儲層滲透率損害，影響壓裂作業(yè)的增產(chǎn)效果。低壓、低滲透氣藏普遍具有較強的水鎖傷害。CO2干法加砂壓裂能夠較大幅度的提高強水敏/水鎖傷害儲層的壓后產(chǎn)量，主要體現(xiàn)在：壓裂液具有極低的界面張力，受熱汽化后能夠從儲層中完全、迅速返出； 壓裂液無殘渣，對支撐裂縫導流床具有較好的清潔作用，保持了較高裂縫導流能力和較長的有效裂縫長度；CO 2在地層原油中具有較高的溶解度，能夠降低地層原油黏度，改善原油流動性；超臨界CO2具有極低的界面張力，理論上，對非常規(guī)天然氣儲層中吸附氣的解析具有促進作用。2、技術優(yōu)點CO2干法加砂壓裂具有諸多優(yōu)點，主要體

3、現(xiàn)在較小的儲層滲透率傷害，較高的支撐裂縫導流能力保留系數(shù)，較快的壓后返排速度和對吸附性天然氣的解析等方面。 對于提高水敏水鎖傷害嚴重儲層和吸附性天然氣儲層（頁巖氣、煤層氣等）產(chǎn)能具有明顯技術優(yōu)勢，是一項非常有前景的增產(chǎn)改造技術。CO2干法壓裂總結起來有以下優(yōu)點：1）無水相，不會對儲層造成水敏水鎖傷害；2）無殘渣，不會對儲層和支撐裂縫滲透率造成殘渣傷害；3）具有很好的增能作用，在壓力釋放后，二氧碳氣體膨脹，可實現(xiàn)迅速返排，有低壓氣井的壓后快速排液投產(chǎn)；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

4、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。7） 純液態(tài)CO2干法壓裂技術特點1）在泵注過程中，砂濃度對排量很敏感。井下壓力測試顯示出施工過程中有 “端部脫砂”現(xiàn)象，這說明盡管地面砂濃度較低，但是裂縫中的砂濃度很高；2）縫寬較小；3）純液態(tài)的CO2沒有造壁能力，因此，其造壁濾失系數(shù)Cw基本上是無限大的，但其濾失受到濾液的熱膨脹效應以及其他一些可能因素的控制；4） CO2以液態(tài)在低溫下泵送到井底。在裂縫中受熱以及濾失到地層后汽化。依賴泵注壓力和儲層溫度，這個過程可以接近臨界點；5）由于裂縫體積很小而濾失很快，國外現(xiàn)場統(tǒng)計表明裂縫閉合時間非常短（大約在0.5-1.5min

5、） ，這也說明了其對泵注排量的敏感性。二、施工方案1 、工藝設計CO2干法加砂壓裂工藝需要統(tǒng)籌考慮儲層特征、壓裂液性質(zhì)、井筒管柱、壓裂設備和壓后投產(chǎn)等多方面因素，以保證增產(chǎn)效果和施工安全。1.1 壓裂模型可優(yōu)選具有CO2 壓裂液描述模塊的全三維壓裂軟件作為CO2 干法加砂壓裂設計的模擬器，該模擬器能夠進行可壓縮性壓裂液的壓裂設計和分析。1.2 壓裂參數(shù)設計注入排量大小對于CO2 干法加砂壓裂的成功實施十分重要，通過提高注入排量能夠改善CO2壓裂液的攜砂能力和造縫能力，提高CO2壓裂液效率。CO2干法壓裂液具有較高的支撐裂縫導流能力保留系數(shù)，在較低施工砂比時即可達到常規(guī)水力壓裂高砂比的導流能力。

6、一般將CO2 干法加砂壓裂的平均砂比控制在10%以內(nèi)。CO2干法加砂壓裂需要較高的前置液比例，用于降低儲層裂縫內(nèi)溫度，改善造縫性，保障加砂作業(yè)安全。1.3 壓裂管柱設計CO2壓裂液具有較高的管路摩阻損失，一般來說 73mm 油管難以滿足大排量施工需要，普遍采用 88.9mm油管作為壓裂管柱。由于CO2的低溫特性和較強的穿透性，為保證套管安全，需在油管下端加裝封隔器，優(yōu)選壓縮式封隔器。根據(jù)陜西延長石油公司專利，施工過程中，采用管柱如下：1）當井深小于1000m 時，采用3.5 英寸油管注入；2）當井深大于1000m 時，采用4.5 或 5.5英寸光套管注入；且當井深小于1500m 時，使用J55

7、 鋼級套管；當井深在1500-3000m時，采用N80 鋼級套管；當井深大于3000m 時，采用P110鋼級套管； 3）采用5.5英寸套管與2.375英寸油管或5.5英寸套管與2.875英寸油管的油套環(huán)空方式注入。1.4 壓裂設備配套及地面管匯設計CO2干法加砂壓裂施工的地面設備流程如圖1 所示。連接CO2儲罐與壓裂泵上水室的管線為高壓軟管線，壓裂施工過程中管線內(nèi)2.0-2.5MPa。圖 1CO2干法加砂壓裂施工設備連接流程圖壓裂泵的供液需通過CO2循環(huán)增壓泵來實現(xiàn)，CO2循環(huán)增壓泵連接壓裂泵與CO2儲罐，向壓裂泵提供足量的液態(tài)CO2供給。在地面返排流程中應配套除砂器，用于除掉壓后返排過程中帶

8、出的支撐劑，保護地面返排流程安全。在除砂器后安裝針閥，用于控制CO2的排放速度。2、壓裂液體系CO2的 pH 值為弱酸性，對控制水敏地層粘土膨脹有一定的作用。液態(tài)CO2其性質(zhì)是即易溶于油中，也可溶于水。溶于油后可降低其粘度，易使其流動；溶 于水后，生成碳酸，pH 值在3.3 3.7之間可抑制粘土膨脹。這些主要特性決定了它作為壓裂液液相組分的優(yōu)勢。 2.1CO2物理相態(tài)變化預測在物理上，CO2 有三種不同相態(tài)，氣態(tài)、液態(tài)和固態(tài)，其臨界溫度和壓力分別為31和9.39MPa。在-18液態(tài)條件下，CO2泡沫密度為1.020g/cm3，轉化為 0，l 大氣壓（絕對壓力）下的氣態(tài)標準體積為517m3。在

9、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 2 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（點2） ；在壓裂泵車出口處，液態(tài)CO2被加壓至施工壓力（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（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)（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（點6）

10、 。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。2 CO2在干法壓裂過程中的相態(tài)變化施工過程中縫內(nèi)靜壓力可由下式預測Pj P0 Pg Pf P井底溫度可由下式計算k1PkTdn Tup PdnPup2.2 懸砂性能及降濾失性在天然氣儲層中，由于CO2干法壓裂液無殘渣，且黏度遠高于天然氣，壓裂液的濾失主要受壓裂液黏度和地層流體的壓縮性控制。CO2黏度較低，液態(tài)下黏度約為0.1mpa.s， 氣態(tài)和超臨界狀態(tài)下黏度約為0.2mpa.s。 目前尚無CO2干法壓

11、裂液濾失性測定的實驗裝置，使用理論公式計算了對于滲透率為0.4-1.2mD，孔隙度為14%，地層溫度為104.6的天然氣儲層，在壓差為5-14MPa下的濾失系數(shù)的數(shù)量級為10-3-10-2m/min 0.5。較低的黏度導致壓裂液濾失量大，攜砂和造縫能力差。通過提高黏度改善體系性能。提高CO2黏度的方法是添加與CO2相溶的化學劑。 液態(tài)CO2為非極性分子，是一個非常穩(wěn)定的溶劑，具有極低的介電常數(shù)、黏度和表面張力，常規(guī)增稠劑無法與CO2混溶提黏，需要開發(fā)特殊結構的提黏劑產(chǎn)品。采用分子模擬技術，從微觀、 介觀和宏觀三個層次研究了CO2黏度隨溫度、壓強變化的基本規(guī)律，探索化學劑的種類、濃度影響CO2黏

12、度的微觀機理，并進行提黏劑分子結構的設計，結合室內(nèi)實驗，研發(fā)了一種CO2提黏劑TNJ，建立了CO2干法壓裂液體系，配方為：1.5%-2.0%TNJ(98.5%-98%)液態(tài)CO2。在溫度62-63、壓力15-20MP a實驗條件下，1.5 TNJ 98.5 CO2壓裂液黏度為5-9mpa.s； 2 TNJ 98 CO2壓裂液黏度6-10mpa.s。實驗結果表明，1.5%-2.0%提黏劑加量下，超臨界CO2黏度提高了240-490倍，較大幅度地提高了 CO2的黏度(圖3、 4) 。3CO2壓裂液黏度提黏劑TNJ加量關系圖4CO2壓裂液(2 TNJ 98 CO2)黏度時間關系圖此外， 有研究人員先

13、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。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17184 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。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

14、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。2.3 管路摩阻損失根據(jù)現(xiàn)場試驗的測試結果，近似計算了CO2干法壓裂液在 88.9mm油管 （內(nèi)徑 76mm）內(nèi)的管路摩阻損失，不同排量下的摩阻損失系數(shù)見表。表 1 88.9mm油管中CO2干法壓裂液的管路摩阻損失表排量（m3/min）單位長度摩阻損失（MPa/km）2.410.82.09.61.75.71.44.02.4巖心基質(zhì)滲透率損害率目前尚無CO2干法壓裂液對巖心基質(zhì)滲透率損害率測定裝置，僅對CO2提黏劑 TNJ 的巖心基質(zhì)滲透率損害率進行了評價

15、。實驗結果表明，CO2提黏劑TNJ對巖心滲透率平均損害率2.75，損害較?。ū?） 。表 2 CO2提黏劑TNJ的巖心基質(zhì)滲透率損害率數(shù)據(jù)表巖心號基質(zhì)滲透率/mD孔隙度，%滲透率損害率，%10.0755.5781.5820.0939.2873.923、裝備配置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

16、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；壓裂管匯車：要求配備低溫低壓、低溫高壓管匯。5）儀表車、壓裂管匯車。壓裂作

17、業(yè)中普遍使用的壓裂泵能夠泵輸液態(tài)CO2，若CO2 氣化將導致壓裂泵走空、失效。因此，在施工過程中，需確保地面泵注系統(tǒng)內(nèi)的CO2 以液態(tài)形式存在。CO2相態(tài)受溫度、壓力影響敏感，常規(guī)水力壓裂作業(yè)所使用的混砂裝置無法滿足CO2 干法加砂壓裂作業(yè)需要。為此，要確保CO2 干法加砂壓裂順利進行，必須要有耐低溫、承壓性能好的密閉混砂裝置。而CO2 密閉混砂車是CO2干法壓裂的關鍵設備，目前國內(nèi)具備該裝置的公司有煙臺杰瑞公司和鉆采院長慶分院。杰瑞公司自主研制了一套配備立式混砂罐的CO2 密閉混砂車在吉林油田黑 +79-31-45 井成功作業(yè)，該裝置最大排量達到8m3/min ，最大喂料能力達到3000kg

18、/min，有效容積達到25m3。可有效解決傳統(tǒng)臥式混砂車攪拌軸轉速低、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，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。圖 5 杰瑞生產(chǎn)的CO2增壓泵車（左）和密閉混砂車（右）鉆采院長慶分院自主研制了一套CO2密閉混砂裝置，并在蘇東44 22 井、神 60 井成功應用，該裝置具有保溫、承壓、輸砂控制、流量計量和砂濃度監(jiān)測等功能。 裝置主要技術參數(shù)：工作壓力2.5MPa； 工作溫度-20；有效容積8m3；最大輸砂速率0.5m3/min。該密閉混砂裝置主要由混砂罐總成、

19、動力系統(tǒng)、監(jiān)測與控制系統(tǒng)和管匯系統(tǒng)組成?；焐肮蘅偝捎糜诖娣艍毫咽┕な褂玫闹蝿哂斜毓δ?，利用罐內(nèi)的輸砂螺旋將支撐劑輸送到壓裂管線中。動力系統(tǒng)為安裝在輸砂螺旋上的液壓馬達提供動力，具備低轉速、大扭矩的特性，在一定范圍內(nèi)實現(xiàn)轉速的無級調(diào)節(jié)。采用手動、自動一體式遠距離集中控制設計，能夠監(jiān)測混砂裝置的罐內(nèi)壓力，供液流量和支撐劑濃度等數(shù)據(jù)。能夠?qū)ρb置的閥門，輸砂螺旋的轉速進行遠程精確調(diào)節(jié)。4、施工步驟CO2干法壓裂技術使用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

20、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，若試壓結果符合要求則繼續(xù)進行后續(xù)步驟；4）前置酸預處理，浸泡射孔段。5）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；6）壓裂施工結束后，關井2-24 小時；7）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

21、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。當 CO2濃度低于3%時，可視為返排完成。注：在步驟3-4 之間可以加入低替坐封步驟，低替坐封是指采用機械封隔油管注入，即采用低排量坐封。5、施工參數(shù)根據(jù)陜西延長石油公司專利，壓裂施工參數(shù)如下：1）施工排量：1.0-10.0m3/min。典型排量4.0-8.01.0-10.0m3/min；2）前置液比例：10-50%，典型比例20-30%；3）支撐劑類型：石英砂或陶粒，粒徑80/100 目、 40/70 目、 20/40目，主要使用 40/70 目支撐劑；4）加砂濃度：50-500kg/m3，典型濃度100-200

22、 kg/m3。6、壓后返排控制CO2加砂壓裂作業(yè)結束后，可關井至井筒溫度恢復后再開井返排。返排過程中嚴格控制返排速度，防止裂縫出砂。三、 CO2干法壓裂在四川龍馬溪組頁巖氣的適應性分析1 、 CO2 干法壓裂技術現(xiàn)場應用情況CO2 干法壓裂技術作為一個壓裂新技術，目前僅有少數(shù)國外公司掌握，近年來國內(nèi)吉林油田、川慶鉆探長慶井下公司、鉆采工程技術研究院長慶分院、延長石油集團公司研究院分別就這項技術進行了室內(nèi)研究和現(xiàn)場應用。1.1 吉林油田2014年 9月 15日， 國內(nèi)最大加砂規(guī)模二氧化碳無水蓄能壓裂在吉林油田黑+79-31-45 井成功完成。作業(yè)由吉林油田與煙臺杰瑞集團聯(lián)合研發(fā)進行，在40-65

23、MPa施工壓力下，共加液290m3、 支撐劑10.5m3， 瞬時流量達到3.9m3/min，砂比4.8%。黑 +79-31-45 井位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)黑163 區(qū)塊，屬于枯竭式開采高凝油井。這一區(qū)塊油層原油黏度高、凝固點高，常溫下不易流動。黑 +79-31-45井厚度3m，物性較好，滲透率76.5md。由于二氧化碳對原油具有較好的溶脹性和降黏作用，故采用液態(tài)二氧化碳壓裂液體系進行壓裂，以達到枯竭式開采能量補充、提高單井產(chǎn)量的目的。圖 6 黑 +79-31-45 井 CO2干法壓裂施工現(xiàn)場擺布圖1.2 長慶井下近年來， 川慶鉆探長慶井下公司聯(lián)合鉆采工程技術研究院長慶分院，以中石油油氣藏改

24、造重點實驗室“二氧化碳壓裂增產(chǎn)研究室”為依托， 開發(fā)了密閉混砂裝置、大排量二氧化碳增壓泵撬，配套了施工工藝和HSE 技規(guī)術范，開展了二氧化碳壓裂攜砂性能、摩阻性能及裝置的測試。（ 1）蘇東44 22 井2013 年 8 月 12 日，由川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院長慶分院研究設計、長慶井下技術作業(yè)公司施工的我國第一口天然氣井二氧化碳干法加砂壓裂現(xiàn)場試驗在在長慶蘇里格氣田蘇東44 22 井成功實施，開創(chuàng)了國內(nèi)無水壓裂的先河，填補了國內(nèi)技術空白。蘇東44 22 井是鄂爾多斯盆地伊陜斜坡上的一口開發(fā)井，目的層為山西組山 1 層。 地層壓力系數(shù)為0.86， 儲層基質(zhì)滲透率為0.4 1.2mD

25、， 孔隙度為9.0%13.9%，儲層埋深3240 m，屬于低壓、低孔、低滲儲層。該井共計入井液態(tài)二氧化碳254m3，陶粒2.8m3，平均砂比3.48%，最高砂比 9.00%，施工壓力28 46MPa，施工排量2 4m3/min，7 蘇東 44-22 井山 1 層壓裂施工曲線（ 2）神 60 井2015年 7月 2日， 川慶鉆探長慶井下公司在鄂爾多斯盆地神木氣田神60井590m3，加入陶粒9.6m3，7.9%，是目前國內(nèi)最大規(guī)模二氧化碳干法加砂壓裂作業(yè)。作業(yè)現(xiàn)6 臺 SS-2000型主壓車同時壓裂，2臺二氧化碳增壓泵車進行供液，采這是我國首次采取2 臺密閉混砂裝置聯(lián)合8 神 60 井施工現(xiàn)場1.

26、3 延長石油研究院云頁 4 井： 2015 年 10 月 19 日，由延長石油集團公司研究院研究設計的我4 井實施， 并獲得成功，開創(chuàng)了國內(nèi)陸相頁巖氣無水壓裂的先河，壓裂共計泵入液態(tài)二氧化碳385m3、 超低密度支撐劑10m3。云頁 4 井位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部一口頁巖氣直井,目的層位山西組、本溪組、完鉆層位馬家溝組。完鉆井深2678m，孔隙度3.26%-5.84%，滲透率 0.1-0.21md。9 云頁 4 井現(xiàn)場施工圖2、 CO 2干法壓裂技術在四川龍馬溪組頁巖氣的適應性分析2.1 四川龍馬溪組頁巖氣儲層特點四川龍馬溪組頁巖氣儲層為低孔低滲儲層，地層壓力系數(shù)1.5-2.0，粘土含量

27、平均35%，通過大量敏感性實驗表明，該地區(qū)儲層整體表現(xiàn)為弱水敏；在縱向上巖性多為黑色泥頁巖、粉砂質(zhì)泥巖互層，相變快，非均質(zhì)性強；礦物組成復雜，脆性礦物以石英、長石為主，碳酸鹽含量少，黏土礦物含量較高；孔隙度相對較低，基質(zhì)滲透率極低，天然裂縫發(fā)育。2.2 CO2干法壓裂液適應性分析四川盆地龍馬溪組頁巖儲層巖性致密，屬于低孔低滲儲層，脆性礦物含量低、黏土礦物含量高，在壓裂施工過程中外來液相的侵入對于儲層的傷害是非常嚴重的， 且壓后返排不徹底大大降低了裂縫導流能力，進而嚴重影響氣井產(chǎn)量。四川盆地頁巖氣壓裂目前大多采用大排量、大液量的滑溜水壓裂工藝，用水量大，對水資源缺乏地區(qū)來說，施工備水困難，同時壓

28、后大量的返排液處理難度大，處理不當則會造成環(huán)境污染。其次， 大規(guī)模的壓裂作業(yè)后返排液的處理費用也大大增加了施工成本。而CO2干法壓裂技術采用純液態(tài)CO2作為壓裂液，具有非常明顯（ 1）用液態(tài)CO2 代替常規(guī)水基壓裂液，減少水用量，降低成本；（ 2）施工過程中沒有任何的水相進入地層，從根本上儲層傷害；（ 3）壓裂施工后返排迅速，節(jié)約時間，可以很快投入生產(chǎn)；（ 4）由于不會返排出任何液體，所以不需要壓后處理，也不會對環(huán)境造成任何污染。2.3 CO2干法壓裂工藝及設備適應性分析工藝參數(shù)方面，由于純液態(tài)CO2粘度很低，在20，10MPa條件下其粘度只有 0.1mPa.s左右，懸砂能力差，濾失量大，不利

29、于壓裂造縫，為保證施工安全，砂濃度要低，支撐劑尺寸要小一些，故我公司應研究一種增稠劑提高液態(tài)CO2的粘度，提高攜砂性能；同時研發(fā)小粒徑超低密度支撐劑是提升攜砂效果的可行之路。目前應用的低密度陶粒在1.45g/cm3以上，要滿足CO2干法壓裂，應將支撐劑的密度降低到1.0 1.3g/cm3；其次液態(tài)CO2是牛頓流體，摩阻較高，導致施工排量受限，故應研發(fā)一種適合液態(tài)CO2壓裂的高效減阻劑。壓裂設備方面，公司目前暫不具備用于儲存低溫高壓的液態(tài)CO2的儲罐、對CO2進行增壓的增壓泵車、以及特殊的密封加壓混砂車，同時也缺乏具有耐低溫性能的壓裂泵車，因此公司目前尚不具備CO2干法加砂壓裂條件。故要實施CO

30、2干法壓裂需完成CO2增壓泵車、密閉混砂車、CO2罐車的購置與配套，井口與井下工具的配套；壓裂泵車及其配套設備的完善與改造，并針對四川頁巖氣儲層特點， 開展室內(nèi)CO2壓裂液的降阻、提粘研究，加強液態(tài)CO2壓裂增產(chǎn)機理的分析，開發(fā)一套具有CO2壓裂液描述模塊的全三維壓裂軟件作為CO2干法加砂壓裂設計的模擬軟件，該軟件能夠進行可壓縮性壓裂液的壓裂設計和分析。據(jù)調(diào)研，由于目前CO2增壓泵車最大工作排量是杰瑞公司生產(chǎn)，增壓泵額定排量為8.0m3/min，長時間工作排量僅為4.5 5.0m3/min，目前只能用于較小排量施工。 因此由于目前密閉混砂設備尺寸和供液能力的限制使得施工排量受限，若要應用到四川

31、大排量、大液量、 大規(guī)模的頁巖氣體積壓裂中還需要對關鍵設備進行性能升級。四、安全風險CO2干法壓裂雖然有許多常規(guī)水力壓裂不可比擬的優(yōu)勢，在CO2干法壓裂施工過程中，除常規(guī)壓裂的HSE要求與規(guī)定外，由于工藝、設備的特殊性也存在不同于常規(guī)壓裂的安全風險，應引起重視，主要表現(xiàn)在：（ 1）四川頁巖氣井區(qū)大多為盤山公路，道路較窄，彎多坡陡，陰雨天氣時道路濕滑，對于CO2帶壓運輸和儲備（液態(tài)二氧化碳的儲運條件為-17 ， 2.1 Mpa）存在一定的安全風險；（ 2） 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， 在低溫下會結冰從而導致支撐劑結塊，進而增加了平穩(wěn)輸砂的難度，甚至有造成

32、砂堵的風險。（ 3）由于CO2干法壓裂要始終保持CO2為液態(tài)，而CO2相態(tài)受溫度、壓力影響敏感， 當泵冷卻或者管線內(nèi)不充滿（管線內(nèi)有虧空）時就會發(fā)生從液態(tài)變成氣態(tài)，若CO2氣化將導致壓裂泵走空、失效，此過程一方面會產(chǎn)生非常大的噪音，另一方面損壞壓裂泵車，為此，要確保CO2干法加砂壓裂順利進行，必須要采用有耐低溫、承壓性能好的密閉混砂裝置。（ 4）當相態(tài)從液態(tài)變成固態(tài)時，產(chǎn)生的冰塞會堵塞氣體的運移，甚至會導致爆炸。（ 5）氣態(tài)CO2的密度比空氣大，它會聚集在較低的位置，當發(fā)生氣體泄漏時，現(xiàn)場施工人員應及時向高處逃離。（ 6）液態(tài)CO2泵送溫度在-25 -15，溫度低易產(chǎn)生蒸汽水鎖和機械失效，因此

33、高壓泵車應耐用持久。（ 7）由于CO2的低溫特性和較強的穿透性，為保證套管安全，需采用具有防凍、 耐低溫的套管材質(zhì)；同時泵車的柱塞泵密封圈要求采用金屬密封圈，以免常規(guī)橡膠密封圈失效引起安全風險。（ 8）由于液態(tài)CO2的特殊性，施工時候地面流程中的CO2保持液態(tài)，溫度為- 34.4，容易造成凍傷。（ 9） 由于CO2干法加砂壓裂現(xiàn)場施工時CO2罐車較多，還有特殊的增加泵和密閉混砂裝置，這些特殊設備具有低溫和高壓的風險，因此需配備完善的檢測儀表、 閥門及自動控制系統(tǒng)，開發(fā)了遠程操作系統(tǒng)對設備的壓力、溫度實時監(jiān)控和控制，嚴格合理設置逃生通道，保證施工和人員安全。（ 10） 在地面返排流程中應配套除砂

34、器，用于除掉壓后返排過程中帶出的支撐劑， 保護地面返排流程安全。在除砂器后安裝針閥，用于控制CO2的排放速度。注意放噴時防止閘門與放噴管線刺漏。五、經(jīng)濟性及適應性1 、經(jīng)濟性分析干法壓裂采用了無水無傷害性液體CO2 作為挾砂劑，避免了對地層滲透率的負面影響，無需擔心對地層的潛在傷害。其中CO2 在泵入過程中為液態(tài)，可以攜帶砂子，而在返排的過程中完全氣化，不會在地層中造成水或其它化學有害物質(zhì)的遺留，所以干法壓裂特別適合于低滲水敏儲層的開發(fā)，但是由于干法壓裂過程中的費用較大，而且所用二氧化碳量大，其壓裂投資大于氮氣壓裂和氮氣泡沫壓裂工藝。有學者對美國15 口壓裂井進行干法壓裂、氮氣壓裂和氮氣泡沫壓

35、裂三者之間在開發(fā)低滲水敏氣層時的凈現(xiàn)值進行了比較，研究結果表明，雖然干法壓裂初期投資較大，但由于干法壓裂可提高通流能力，產(chǎn)量高， 且井維護費用較低， 使干法壓裂比另外兩者的經(jīng)濟性更高。從壓裂完成后5 年內(nèi)的產(chǎn)量可以看出，實施干法壓裂的井累積產(chǎn)量依然是最高的，分別為N2氣壓裂、N2泡沫壓裂累積產(chǎn)量的2 倍和 4 倍。圖 10 單井累積產(chǎn)量和時間的關系可以看出，在壓裂改造后，實施干法壓裂的井累積產(chǎn)量最高，N2 氣壓裂效果其次，N2 泡沫壓裂效果最差。直至壓裂后的9 個月，干法壓裂的井累積產(chǎn)量分別為實施N2壓裂工藝和N2泡沫壓裂工藝井產(chǎn)量的1.9 倍和 4.8 倍。隨著時間的增加，各個井之間的產(chǎn)量差

36、別慢慢變小，即便這樣，在壓裂實施40 個月后，實施干法壓裂的井累積產(chǎn)量依然是最高的，分別為N2氣壓裂、N2泡沫壓裂累積產(chǎn)量的 2 倍和 4 倍。 而在干法壓裂技術實施時，CO2用量較高且需要將CO2和砂子在高壓下混合，使得CO2 和砂子混合物在裂縫的功耗遠大于另外兩種壓裂方法，這都導致了其壓裂費用大大提高。干法壓裂技術的成本最高，幾乎為N2壓裂技術費用的2 倍。市場上的價格分別為0.07、 0.106美元/m3時，凈現(xiàn)值和時間的關系見圖11、12。 通過比較可以發(fā)現(xiàn)，在天然氣價格為0.07美元 /m3時， 氮氣壓裂技術的投資回收期最短，為11 個月左右;氮氣泡沫壓裂技術的投資回收期最長，大約為

37、2a;干法壓裂技術投資回收期為1a，居于兩者之間。而在壓裂實施14 個月后，干法壓裂技術的凈現(xiàn)值就超過了另外兩者?？梢姼煞▔毫鸭夹g在天然氣價格分別為0.07美元/m3時，在壓裂實施14個月后，其經(jīng)濟性就為三者中最好的（圖 11），而隨著天然氣的價格不斷的變化，其經(jīng)濟性也在不斷的變化著。如果市場上的價格從 0.07 美元 /m3上升到 0.106 美元/m3的話，那么實施干法壓裂的凈現(xiàn)值則相應地上升一倍?？梢婋S著石油價格的不斷提高，在未來的時間里，實施干法壓裂技術具有越來越高的經(jīng)濟性。11 凈現(xiàn)值和時間的關系（0.07 美元 /m3）圖 12 凈現(xiàn)值和時間的關系（0.106 美元 /m3）2、市場調(diào)查-液態(tài)二氧化碳及其配套裝備價格較貴經(jīng)調(diào)查，目前國內(nèi)市場工業(yè)液態(tài)二氧化碳價格約為