0 引言
页岩气藏等非常规低渗透油气藏通过水力压裂技术实现了油气增产[4],因此科研人员也开始考虑同为低渗透气藏的水合物矿藏是否也可以使用水力压裂技术提升产量。水力压裂技术是通过向储层注入大量压裂液,扩展储层内的天然裂缝,生成水力裂缝,人为地增加气液运移通道,扩大井筒面积,提高渗透率和传热传质效率,进而使油气产量大幅增加的技术[5]。水合物储层主要由黏土、粉砂和粗砂组成,水合物晶体离散地分布于沉积物的孔隙和裂隙中,在较高的水合物饱和度条件下,水合物可以对储层起到良好的胶结粘连作用[6],使高密实的沉积物具有类似于粉砂质页岩气藏的力学特性,进而使沉积物具有被诱导出水力裂缝的可能性。图1是诱导裂缝对水合物开采的影响[7],可见裂缝增大了解离面积,加速了传热传质效率,使水合物快速解离,提高了采收率,因此水合物矿藏的水力压裂研究成了当前油气科学领域的新课题。国内外研究者从多个角度对水力压裂技术应用于水合物储层进行了探索性的研究,本文总结了当前压裂实验、数值模拟和压裂液的研究进展,讨论了天然气水合物储层压裂需要关注的问题和难点,提出了下一步的研究方向,为今后该领域的研究提供参考。
1 实验研究现状
采用水力压裂技术使含水合物沉积物增加人工裂缝,使储层内部形成更具广度和深度的人工孔隙流体流动网络,是完善天然气水合物开采过程重要的探索方向。近年来,国内外多个研究机构对含水合物沉积物的水力压裂过程进行了实验研究,多数实验研究的方法是向人工合成的含水合物沉积物柱体试样施加轴压或围压以模拟地应力,接着向反应釜内的沉积物注液,直至液压超过沉积物拉伸应力而出现新裂缝,再测试沉积物渗透率的变化。但ITO等[7]的实验并未使用含水合物沉积物,只是用砂和高岭土的组合模拟了水合物地层和其上覆地层,并将两种地层相互压实,用以模拟水合物储层的地质构造,体现了水合物储层的低渗透率（15 mD）和力学特性,对试样施加围压和轴压,向试样中埋藏的注射管注入压裂液,当注入压力达到3.8 MPa时试样出现明显裂缝,压裂液扩展了两种地层之间的主缝隙,而次生裂缝又进一步深入这两种地层的内部,这证明了在水合物储层和不同介质地层间产生水力裂缝的可能性。
KONNO等[8]对含甲烷水合物的沉积物进行了水力压裂实验,并测量了渗透率,图2为实验装置,反应釜内径50 mm、高69.9 mm,实验在轴压和围压分别为2.1 MPa和1.1 MPa的应力下合成了含甲烷水合物沉积物,然后使用柱塞泵将压裂液以5 mL/min的速度从柱状沉积物顶部的一个小口注入,注入压力在增大一段时间后突降,在距沉积物顶部0 ~ 25 mm的区域内成功诱发裂缝,如图3所示。X射线CT扫描仪的结果显示,裂缝在注液压力突降时产生,其开裂方向与最小主应力方向垂直,开裂时的注入压力比最小主应力高2.9 ~ 3.9 MPa,压裂前后的沉积物虽未能达到理想中的固结状态,但CT中观察到的断裂行为却产生了类似页岩水力压裂中固结岩石的断裂模式,即拉伸破坏模式,这一结果证明了压裂含水合物沉积物的可行性。受到含甲烷水合物沉积物低渗性的影响,压裂后沉积物渗透率从0.000 8 mD显著升高至0.014 mD,在外应力作用下,裂缝在静置1天后闭合,再次测得的渗透率未出现明显下降,对沉积物在相同注射压力下进行二次压裂,观察到原有裂缝重新张开并出现了裂缝扩大延伸的现象,有效渗透率达到了4.6 mD。KONNO等认为沉积物渗透率的增加是由于水力压裂激活了晶体-晶体和晶体-砂的边界,使胶结物质分离,在裂缝的闭合阶段,含水合物沉积物的凝聚和变化不足以封闭这些边界,也无法完全堵塞气液运移通道,这些边界是产气过程中的第一流通路径,稳定的渗透率说明含甲烷水合物沉积物在水力压裂后,可能并不一定需要常规水力压裂中使用的支撑剂来保持裂缝以维持渗透率;实验结果还证明二次压裂促进了晶体-晶体和晶体-砂的进一步分裂,使沉积物渗透率进一步升高,可见含水合物沉积物水力压裂具有可观的增产潜力。
${{p}_{\text{b}}}={{\sigma }_{\text{t}}}\frac{\pi }{\text{2}{{n}_{\text{1}}}\sqrt{\alpha }}\sqrt{\frac{{{l}_{\text{ch}}}}{W}}$ (1)
式中：σt为沉积物抗拉强度;lch为特征长度;n1为预制裂缝直径（2W）与反应器内径（2R）比的相关因子;α为预制裂缝直径与反应器内径之比,$\alpha =\frac{R}{W}$。实验在合成含水合物沉积物时没有施加任何外应力,TOO等[9]认为,在外应力的作用下,软胶结砂的水力压裂可能表现出假的破裂特征。不同α及不同水合物饱和度条件下的水力压裂如图5a所示。多数实验都能观察到平行于预埋裂缝方向的水平裂缝,由于制样时沉积物可能出现的异质性（聚集的水或甲烷）,部分实验的裂缝位置偏离了预埋裂缝的中心;在α较低（0.3）的实验中,出现垂直方向的次生裂缝（平行于注射管）,如图5b,说明对含水合物沉积物的压裂不仅可以扩展原有裂缝,还可以创造新的裂缝。通过控制水合物饱和度变量,TOO等[9]发现,想要合成可压裂的含水合物沉积物,水合物饱和度必须大于40%,此时被压裂的含水合物沉积物才能表现出正常的表观断裂韧性,根据40% ~ 75%的水合物饱和度范围,确定含水合物沉积物相应的表观断裂韧性范围为0.27 ~ 1.43 MPa∙m1/2,拉伸强度和特征长度分别为6 ~ 12.5 MPa、2 ~ 13.3 mm。
YANG等[12]进行了3种沉积物体系的压裂实验,分别为黏土骨架试样、黏土-水合物试样和黏土-水合物-冰试样,使用四氢呋喃在常压下生成含水合物沉积物试样,水合物饱和度大于85%,试样直径39 mm、高81 mm,未添加外应力,从试样顶部注入压裂液。实验结果表明,黏土骨架试样的起裂压力仅为0.007 2 MPa,而黏土-水合物试样在注入压力达到40 MPa时保持了一段时间,在175 s时压力骤降才完成压裂,这是由于黏土存在使得试样渗透率极低,达到起裂压力后需要一段时间使压裂液充分渗透试样,黏土-水合物-冰试样的起裂压力为25.2 MPa,诱导时间为18 s。研究表明,水合物和冰的存在可以提高沉积物的起裂压力,黏土-水合物-冰试样的起裂压力主要由冰决定,黏土-水合物试样和黏土-水合物-冰试样主要形成了水平裂缝,复杂程度较高。LIU等还进行了在压裂同时加热试样的实验,发现裂缝在流体压力和热应力的共同作用下膨胀,而且加热引起了水合物的分解,一定程度上降低了试样的起裂压力。
DE SILVA等[13]选择了与含水合物沉积物力学性能类似的均质硅酸盐胶结砂岩来模拟含水合物沉积物,其直径为54 mm、高为108 mm,并探索使用新型疏水非爆炸类爆破剂对沉积物进行压裂的效果,使用了以CaO为基础的裂缝破坏膨胀剂（soundless cracking demolition agent, SCDA）用以起裂沉积物,称为第三代采矿压裂技术（3G-DTM）。反应放出了大量的热,使砂岩内部发生膨胀破坏,反应方程为：
CaO + H2O = Ca(OH)2+ 15.2 kcal/mol (2)
在压裂过程中,随着围压增大,井眼周围的裂缝分布更加均匀,裂缝网络的弯曲度减小,增加了裂缝的连通性,使沉积物具有更好的气液流动性。DE SILVA等还发现盐水浓度高的压裂液有利于SCDA的填装,并使砂样裂缝密度平均提高了38%。图6是使用水和盐水为介质的压裂液在不同围压下压裂裂缝的诱导时间,在20 MPa围压下,使用质量分数为20%NaCl溶液辅助SCDA压裂,可以使起裂时间缩短33.58%,说明3G-DTM可能在海洋环境中使用的性能更佳。此外,在3G-DTM压裂过程中,岩石经历了一个渐进的压裂过程（10 ~ 15 h）,这使得裂缝的扩展更加安全可控,使得3G-DTM有望成为在海洋环境中破碎地层的一种替代技术。
Fig. 6 Fracture induction time of samples under different conditions图6 样品不同情况下的裂缝诱导时间 |
综合上述实验可知,天然气水合物沉积物可以被压裂,水力压裂改造可以增加气液流通通道,提高含水合物沉积物的渗透率,是一种有前途的天然气水合物开采增产方法。由于实验室内对相对离散的沉积物实现成功压裂的难度较大,现今含天然气水合物沉积物水力压裂实验的成功案例仍较为有限,而且为了降低实验操作的难度,多数工作采用了一些特殊的实验方法来获得定性判断和基础数据,这也使实验在还原海底储层沉积物状态的真实性和实验的效果上有所降低。
2 数值模拟研究现状
数值模拟的研究大多关注了宏观的开采进程,研究了压裂（在储层模型中建立裂缝模型）对开采过程中水合物转化效率和天然气产量的影响。CHEN等[14]使用TOUGH+HYDRATE数值模拟软件研究了压裂对天然气水合物储层降压开采效果的影响,计算了不同压裂条件下水合物储层压力分布和CH4产气量的变化。结果表明,随着压裂次数的增加,水合物储层的降压速率增大,水合物转化效率提高,采用降压法开采裂缝性天然气水合物矿藏,CH4产量最高可提高25.62%（5次压裂）。在储层的多层压裂模拟中,对CH4增产最有利的水力裂缝间距为3 m。YANG等[15]通过数值模拟主要研究了不同渗透率和不同水合物饱和度下压裂对天然气水合物转化效率的影响,与单井降压开采相比,压裂使天然气水合物转化效率平均提高了近4倍,并随着固有渗透率的增加或水合物饱和度的降低而提高。水合物转化效率对于压裂的敏感度随着初始水合物饱和度和固有渗透率的增加而降低,储层固有渗透率对转化效率的影响大于水合物饱和度的影响。在渗透率和饱和度较高的情况下,相比于有密集天然裂缝的储层,有较稀疏天然裂缝的储层对压裂的敏感度更高,在渗透率和饱和度较低的情况下,稀疏或密集的裂缝对压裂的敏感度区别不大。
FENG等[16]模拟研究了压裂对长时间尺度内降压开采的影响,对比发现压裂后的储层在降压开采初期的产气量有巨大提升,但从较长的时间尺度来看,压裂对增产的影响较小。图7为未压裂和压裂后的水合物矿藏连续生产8年后的水合物饱和度分布,压裂后气藏的总产气量（水合物分解量）与前者相比提升较小;还发现提高初始储层温度可以显著提高压裂增产效果。SUN等[17]模拟发现在辅助降压开采时,水平井压裂比竖直井压裂的产量更高,根据模拟结果,使用水平井压裂在一年内可以比垂直井压裂减少约42.3% ~ 61.5%的作业井数量,还发现水合物储层下方地层的高温流体可以借助水平井裂缝进入水合物储层,有助于水合物受热解离,使开采效率进一步提高,接近商业开采的最低要求。
数值模拟从开采水合物的宏观角度入手,研究了储层特性、压裂作业和开采方法等特殊条件对压裂增产的影响,显示了水力压裂对水合物增产的促进性和一些局限性,虽然对模拟结果增产前景有了合理的宏观判断,但以上模拟结果需要大尺度的实验和现场试验来做进一步的验证。
3 压裂液对天然气水合物的影响
图8是某种页岩水基压裂液的组成图[21],可以看出水是其中含量最大的化学剂载体,高达90.8%,考虑到经济因素,在开采海域天然气水合物矿藏时所使用的化学剂载体可以是就地取材的海水[22],因此海水中的盐对水合物相平衡的影响就显得非常重要;其次,水合物储层虽然不需要页岩抑制剂,但由于储层的黏土含量非常高,需要黏土稳定剂来保持储层结构的相对稳定[22],减少渗透率伤害,因此可以预计黏土稳定剂在压裂液中的含量也会非常高[23,24];其次,由于决定压裂液压裂性能的重要指标是压裂液的黏稠度,因此增稠剂的用量也很大,图8中压裂液体系中使用的增稠剂是一种表面活性剂,除此之外还有多种瓜尔胶、羟乙基纤维素和聚丙烯酰胺等用量大且使用广泛的增稠剂[25]。这些试剂浓度较高,可能对水合物相平衡产生影响,进而影响压裂响应时间和相变产气过程,水合物储层不需要酸化,而其余的化学剂含量过小,影响可忽略不计。
3.1 海水对水合物相平衡的影响
不同区域海水的盐度不同,绝大多数区域海水盐度在3.5%左右（0.6 mol/L）[26],海水中的盐成分主要为NaCl,其余盐类在低浓度下对甲烷水合物的抑制效果与NaCl相近,因此海水对水合物的相平衡影响主要取决于NaCl。如图9,SYLVA等[27]、MAEKAWA[28]和CHA[29]进行了不同浓度NaCl对甲烷水合物相平衡影响的研究,发现在恒压状况下,0.279 ~ 0.984 mol/L的NaCl溶液使相平衡温度降低了1 ~ 2.5 K,盐浓度越大,对水合物的热力学抑制效果越强。SUN等[30]探究了盐溶液在含硅砂和黏土的多孔介质沉积物中水合物的相平衡,发现盐度在2.84% ~ 5.53%的NaCl溶液在恒压条件下使体系的相平衡温度降低了1 ~ 3 K,可见盐对沉积物孔隙中的水合物也有热力学抑制效果。
Fig. 9 Effects of different NaCl concentrations on phase equilibrium of methane hydrate图9 不同浓度NaCl对甲烷水合物相平衡的影响 |
3.2 黏土稳定剂对水合物的影响
压裂液中加入黏土稳定剂可以有效抑制黏土的水化膨胀,减少压裂液对储层渗透率的不利影响,水力压裂中使用的黏土稳定剂种类丰富,主要分为无机盐类、无机聚合物类、表面活性剂类和季铵盐聚合物类等[31]。对于水合物储层压裂,黏土稳定剂首先需要具备低温有效性（<20℃）以适应于低温水合物储层,其次要有良好的水溶性。无机盐类黏土稳定剂主要是氯盐,其中KCl、MgCl2、CaCl2和NH4Cl的使用较为广泛,常规压裂液中氯盐黏土稳定剂的用量较大,最高可达到3%。CHA[29]、MOHAMMADI等[32]、ATIK等[33]、KANG等[34]、KHARRAT等[35]研究了这一类氯盐溶液在不同浓度下甲烷水合物的相平衡条件。图10为不同种类和浓度的氯盐对相平衡的影响,发现氯盐均表现出一定的甲烷水合物热力学抑制效应,抑制效应随浓度增大而增大,抑制作用由大到小的顺序大致为CaCl2 > MgCl2 > KCl > NH4Cl。SUN等[30]和CHONG等[36]研究了这一类无机盐溶液在硅砂多孔介质中甲烷水合物的相平衡,0.9 mol/L的CaCl2和MgCl2在硅砂中分别使相平衡温度降低了4.38 K和5.78 K。如图11,CHONG等[36]还比较了几种体系甲烷水合物的生成动力学,发现在有盐的条件下,水合物生成的速率慢,转化率低,MgCl2的抑制效果优于KCl。
Fig. 10 Effects of various chlorine salts on methane hydrate phase equilibrium图10 多种氯盐对甲烷水合物相平衡的影响 |
3.3 增稠剂对水合物的影响
当前有许多增稠剂主要成分对水合物相平衡影响的研究。GUPTA等[37]研究了不同分子量的水溶性聚合物增稠剂如瓜尔胶（GG-1、GG-2）、黄胞胶（XG-1、XG-2）和聚丙烯酰胺（PAM-1、PAM-2）对甲烷水合物相平衡的影响,如图12所示,水溶性聚合物表现出对水合物的热力学抑制作用,平均降温范围为0.25 ~ 1.05 K,聚合物分子量和浓度对水合物的热力学抑制能力均有一定的影响,分子量越小、浓度越大,其水合物相平衡越向温度低方向移动。樊泽霞等[38]发现羟乙基纤维素（hydroxyethyl cellulose, HEC）对甲烷水合物有一定的热力学抑制作用,0.1% ~ 0.4%的HEC可使相平衡温度降低0.45 ~ 0.96 K。ROOSTA等[39]发现,虽然天然HEC和接枝共聚改性的HECs1和HECs2都可以抑制水合物的形成,但HEC与丙烯酰胺进行官能化改造后的改性HECs3和HECs4使水合物的生成速度与纯水相比分别提高了1.8倍和3倍,表现出良好的水合物动力学促进性能;在压裂作业时,这可能会在一定程度上减少解离界面水合物的快速分解,封闭一些压裂液流经界面的无效孔隙,在不堵塞主裂缝的条件下,减少压裂液的渗漏和耗损,这一特性虽然不利于天然气井筒内的流动安全,但可能会在一定程度上提高压裂效率,这需要实验的进一步验证。MOHAMMAD-TAHERI等[40]也发现与纯水相比,在生成甲烷水合物时HECs的存在大大缩短了水合物生成的诱导时间,降低了水合物自保护效应[41],其中0.5%的HEC9的促进性能最好,气体消耗量最大。WANG等[42]发现,0.1% ~ 0.5%的改性淀粉（modified starch, MS）对甲烷水合物形成的抑制作用很小,而添加0.1% ~ 0.5%的羟乙基纤维素钠（carboxymethyl- cellulose sodium, CMC）和0.3%的黄胞胶（xanthan gum, XG）则几乎可以完全抑制水合物的形成,当XG浓度增加到0.4% ~ 0.5%时,由于泡沫稳定性强,水合物的抑制作用减弱。三种增稠剂均随添加量的增加而降低水合物的生成速率,XG的抑制效果最优。
在以上的研究中,不同物质对水合物的相平衡和生成速率均有不同的影响,但还需要进一步评估这种影响最终会对含水合物沉积物压裂效果和产气效率起到的作用。其次,随着技术进步,压裂液更新换代较快,出现了许多高效、低剂量的压裂液添加剂,下一步需要研究这些新成分对水合物的影响作用,压裂液的种类众多,其成分更加纷繁复杂,因此当前还缺乏完整压裂液体系对水合物综合影响的实验研究。
4 问题与挑战
（1）当前含水合物沉积物水力压裂实验的案例
较少,试样规模较小,限制条件较多,无法保证更真实地还原沉积物状态。因压裂实验的特殊性,需制作饱和度更均匀、试样规模更大,更接近真实的含水合物沉积物试样才能反映出更准确的压裂力学数据,以推导开采和压裂过程力学参数的演化规律。
（2）当前含水合物沉积物水力压裂实验试样的地层介质多数只有天然砂,而水合物储层黏土含量较高,且黏土会使沉积物整体土质较软,泥质低渗,介质离散度较大,极大影响水力压裂时的脆性响应,会更难压裂出裂缝[43],因此需在试样中添加大量的黏土、生成饱和度适宜的甲烷水合物以模拟真实的沉积物状况,以获得更准确的压裂数据和开裂条件。
（3）支撑剂是在水力压裂中与压裂液一同注入地层的高强度、耐腐蚀的砂或陶瓷颗粒,用以保持压裂裂缝的存在,保障裂缝的高导流能力[44],含水合物沉积物水力压裂实验没有添加支撑剂,因此需要在研究中进一步验证压裂是否需要使用支撑剂,开展有支撑剂存在的压裂实验,观察支撑剂侵入情况,验证在压裂之后的解离面水合物大量分解后,支撑剂是否仍能有效地保持裂缝。
（4）水力压裂作业通常会对地层产生一定程度的破坏,而水合物分解对地层力学的影响则更为复杂,两者皆会对海底地层安全造成一定影响,因此需要实验和数值模拟来进一步研究水力压裂作业开采对水合物储层力学性质,以及对地质安全的影响。
（5）压裂液抑制水合物分解可能会减少压裂液渗漏而提高压裂效率,压裂液促进水合物分解可能有利于井筒内天然气流动安全,并在压裂之后起到类似于化学试剂开采的辅助效果,因此选择压裂液时,需权衡压裂液体系更具备水合物分解的促进性还是抑制性。需针对水合物矿藏研发新的、对储层伤害小的压裂液,进一步评估压裂液与水合物的作用机制和这种机制最终会对压裂效果和产气效率起到的影响。
5 结论
总结了近年来国内外进行的一些天然气水合物储层应用水力压裂技术增产的研究。压裂实验研究表明水力压裂技术可以使含水合物沉积物样品产生人工裂缝,提高水合物储层的渗透率。数值模拟从宏观角度研究了压裂结果对水合物矿藏增产的影响,发现压裂可以提高天然气产率,提升开采量,还研究了压裂与开采技术相结合对宏观产气的影响,证明了水力压裂是一种极有潜力的天然气水合物增产方法。还总结了压裂液中的几种主要物质对水合物生成与分解的作用。但是水力压裂技术应用于水合物储层的研究尚处于起步阶段,存在许多诸如实验规模、储层质软、地质安全和新型压裂液研发等基础性和技术性的问题亟待解决。
