液化石油氣增產技術發展及現狀探討

曹學華 湯彥華 王振 張明 謝晨

四川安東油氣工程技術服務有限公司 四川 遂寧 629000

液化石油氣（LPG）主要成分是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯及少量其它碳氫化合物，其中丙烷沸點最低、易被壓縮成液體，被用于增產流體已有50余年。

1972—2023年間，LPG增產技術先后歷經了提出、研發、實踐、改進、推廣、沒落、復出多個階段[1-2]，重心也逐漸從無水壓裂過渡至生產后期提高采收率，發展趨勢逐漸清晰。

1 增產理念概述

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，施工結束后蒸發為氣態，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）、交聯劑（絡合Fe3+或Al3+等多價金屬鹽[3]）進行凝膠化，形成黏度高、具有空間網狀結構的凝膠，黏度可在40～1000mPa·s調節，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，遠低于水基壓裂液。液態丙烷密度約為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，自然實現欠平衡、返排效果更快更好。

1.2 SSI 協同混相

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

（1）易與地層原油混相、有效降低黏度、恢復油相滲透率；（2）加速對井筒及地層中水、蠟質和污染物等清理；（3）地面高壓循環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[4]聯動，有效提升改造體積、挖潛剩余油氣。

2 技術發展簡史

1972年，馬拉松石油公司Gogarty和Haws申報了一項主要成分為LPG、氣井增產用壓裂液專利，描述了一種由體積占比60%～95%碳氫化合物C3～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壓裂液并達到了商業化水準[5]。GasFrac公司（“GF”）最早提出LPG無水壓裂構想并實踐，后于2006年獲得雪佛龍技術授權。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作為介質的壓裂作業體系，采用氮氣等惰性氣體凈化流程中LPG、降低爆炸風險；在壓裂頁巖或煤層時，氮氣也可混入LPG壓裂液中。自此，LPG壓裂商業化實踐正式開啟。

2008年，GF成功完成首口凝膠LPG壓裂試驗，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井[2]。截至2010年10月，累計在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，消耗了26.4百萬加侖丙烷、41百萬磅支撐劑。最大規模作業記錄為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》雜志增產技術創新獎。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，其專注于能源開發服務，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技術（“PPS”），宣稱不使用一滴水或化學添加劑，僅基于支撐劑及純家用級丙烷實現頁巖氣高效開采，返排出的丙烷經過處理后還可被重復用于其它增產作業或隨被開采出的天然氣一同進入生產管道。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了純丙烷壓裂。與此同時，GF也在Eagle Ford成功實施了首口純丙烷壓裂試驗井。

2013年，ES專門為法國研發了無水、無化學試劑、無毒、不易燃的七氟丙烷（“NFP”）壓裂技術，因法國堅持執行其2012年頒布關于禁止在領土鉆探所有非常規油氣規定而未被推廣。同年12月，GF宣布在Maverick鎮成功實施了混合LPG壓裂，為開發Eagle Ford頁巖低氣油比“黑油”取得顯著進步。

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，已累計在657個現場實施約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。據公開資料顯示，GF在加拿大阿爾伯塔Ansell地區直井增產效果比水基壓裂提高40%以上、水平井也有相應產量提高，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的低碳烴壓裂液[8]。

2014年，eS公布了其NFP壓裂技術研究計劃與進展，并聯合英國斯旺西大學能源安全研究所和美國萊斯大學化學系科學家們推動多學科應用研究，旨在進一步降低七氟丙烷使用成本。NFP可同PPS聯動，進一步降低頁巖氣開發水資源及化學添加劑使用量。

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，其它大部分專有設備閑置，LPG壓裂在北美發展前景并不樂觀。同年，eS公布了一種適用性更廣的頁巖氣開采技術——輕質烷烴增產技術（“LAS”），采用油氣井生產過程中常見低分子烷烴或輕質烷烴組分（可從目標儲層提取），能實現流體黏度、密度更廣范圍調節，并可像PPS、NFP一樣實現流體回收再利用、有效提高產能。這些組分本身就存在于原生儲層，使得它們作為增產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技術在賓夕法尼亞州費耶特縣Marcellus頁巖成功應用，實現了有效破碎地層、攜帶和鋪置支撐劑。

2017年，趙金洲等人通過室內實驗篩選研發出了一種耐高溫、抗剪切、低傷害LPG壓裂液，該體系包含硫酸鐵、乙二醇、絡合劑及增強劑，能滿足非常規儲層壓裂[10]。

2018年，Zhang等人通過室內真三軸巖石破裂及裂縫聲波監測實驗發現，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帶來全新的化學、運營和工程理念，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驗互補、聯合研發。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，專利內容未公開。——SSI。

2021年2月，STEP和UCS宣布達成合作，共同推動SSI技術，STEP提供LPG技術授權、作業經驗、專有設備，UCS提供SSI核心技術。

2022年4月，首個項目于德克薩斯州南部San Miguel致密砂巖某井順利實施；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（圖1）。

圖1 作業現場（左為4月，右為8月）

2022年6月，STEP表示自2008年已累計在29個砂巖儲層、15個頁巖儲層應用LPG技術②數據源自STEP，與GF早年公開數據有沖突，僅供參考。，共計3322口井/9151級。

3 應用實踐案例

3.1 LPG 無水壓裂

2008年，GF主導完成了加拿大MeCully氣田首口純LPG壓裂先導試驗井。該氣田主力層為非常規致密頁/砂巖氣藏，需經壓裂實現經濟開采，但受巖石物性及儲層條件等限制，地層強水敏且返排率低，嚴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100m以上、返排數據回歸得到壓后15天基本實現徹底返排，與水基壓裂相比，有效縫長及產量提升明顯。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頁巖評價報告顯示，直井G-41采用GF的LPG壓裂效果優勢明顯：

（1）G-41直井：2級LPG壓裂，加砂0.25MMLBS。壓后57h井口壓力2083psi條件下產能4.1MMCFPD，壓后一周測產平均為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月完成改造后實現自噴穩產19個月。2011年，加拿大阿爾伯塔省Wapiti油田Cardium儲層改造數據顯示：

（1）某3口氣井：2003—2008年間分別采用CO2、油基、LPG壓裂改造投產。前2口井層厚約為LPG井的1.8～2.4倍、加砂規模約為0.2～1.8倍。分析顯示，前2口井生產等效縫長僅為85～130ft，導流能力僅為90～200 mD·ft，經濟評估不達標（后其中一口氣井采用LPG進行重復壓裂后經濟評估扭轉為達標）；LPG壓裂井生產等效縫長275ft，導流能力980 mD·ft，經濟評估結果顯示為達標。

（2）某4口水平井：2口LPG壓裂井一年累產約為水基壓裂井的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，加砂規模約為LPG壓裂井1.5～2.1倍。LPG井產量約為4口井平均產量的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。

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，結果顯示LPG壓裂能大大提高產量，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1.25d返排倒流程至銷售管線投產，較前期增產約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1年后疑似受凝析油影響產量明顯下滑、嚴重偏離產能遞減曲線，采取LPG壓裂后有效復產并回歸到原始遞減曲線。

（3）Union Gas公司使用LPG壓裂實現了Wilcox中南部某口原本在6～8個月內即將完全枯竭的老井復產，并獲得額外幾年產能收益。

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

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

3.2 SSI 協同混相

2022年4月，STEP在San Miguel致密砂巖某井完成作業，實現了增油15～20桶/天、產水10%平穩增加，見圖2。該井自80年代投產，措施前采用有桿泵低效生產，所在區域本是水淹區塊，周邊約有300口生產井。

圖2 措施前后產液對比

作業過程：以2桶/分排量完成393桶溶劑（丁烷+化學添加劑）注入，90分鐘后開始返排，井口壓力逐漸降至20～30psi，連續返排5小時（共計排出9桶）后關井，關井次日井口壓力漲至440psi，悶井7天后連接生產管線，措施后產量顯著提高。悶井期間，鄰近1口關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%達到臨界膠束濃度；

（2）C12～C35質量占比有所增加、C36+質量占比有所減少；

（3）在500psi儲層壓力下，丁烷與原油實現混相，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 結束語

當前，國內深層煤層氣及頁巖油開發如火如荼，如何環保、高效提升開發后期降壓排采效果、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增產工藝在液體、ESG、原材料等多方面均存在一定優勢，相信一定程度上可助力我國非常規油氣增產效果提升。