页岩气藏自然返排缓解水相圈闭损害实验研究

水平井分段压裂是页岩气藏开发的主要技术手段。然而,页岩纳米孔与微裂缝的毛管自吸作用往往导致压裂液返排困难,滞留压裂液对页岩气解吸—扩散—渗流过程潜在损害严重。为深化页岩气藏压裂液返排与及其水相圈闭损害动态变化的认识,利用川东龙马溪组页岩样品,在岩心柱尺度上实验模拟增产改造时压裂液自吸—返排过程,讨论了孔隙结构、裂缝发育情况、返排压差及时间影响自吸—返排效果的机理。结果表明:孔隙半径越小,毛管力越大,页岩自吸速率越大,水相返排效果越差;自吸诱发页岩产生裂缝,增大了气相渗流通道,促进了滞留水相返排;返排压差、返排时间与水相返排效果呈正相关关系,在返排压差0.2MPa和1.0MPa条件下先后各返排12h,水相最大返排率约为46%,最大渗透率恢复率约为67%。分析表明:页岩气藏潜在水相圈闭损害严重,滞留水相的返排有利于增强页岩气渗流能力。     

页岩气井压裂返排液损害实验评价及机理研究

页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网,泵入的压裂液会与页岩相互作用,一方面通过自吸进入储层深部无法返排,另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化,产生胶体残渣,造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,压裂液滞留于地层以及破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害,文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明,页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的,裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的,对于微裂缝发育的储层,在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随岩样/裂缝尺度而呈现差异性,对于渗透率较高的裂缝流动通道,以固相堵塞和液相圈闭为主,且损害后渗透率难以有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害实验研究及应用

致密砂岩气藏已成为当前油气勘探开发的重点，但水相圈闭损害严重影响其勘探开发效益。鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏具有低孔低渗、低压、高毛管力、高有效应力、低初始含水饱和度、天然裂缝一定程度发育和粘土矿物丰富多样等特征。对塔巴庙致密砂岩气藏地质特征和水相圈闭损害机理的研究表明，致密砂岩气藏潜在水相圈闭损害严重，并通过典型致密砂岩岩样的毛管自吸实验和水相圈闭指数APt实验评价证实水相圈闭损害的严重性。毛管自吸实验揭示出，物性越好、初始含水饱和度越低的储层更易发生自吸诱发的水相圈闭损害。综合地质特征和实验结果，分析了塔巴庙地区应用屏蔽暂堵钻井完井液防止水相圈闭损害而促使盒2＋3段高产气藏及时发现的原因。     

致密气藏岩石毛细管自吸特征研究

致密气藏岩石具有孔喉细小、毛细管压力高、水相圈闭损害严重等特征.为此,利用岩心夹持器、摄像头、计量管组装了岩心自吸损害评价装置,利用该装置研究了大邑地区须家河组岩石的自吸特征,并进一步研究了岩石气相渗透率与含水饱和度之间的关系.结果表明,研制的岩心自吸评价装置能有效用于评价储层岩样的自吸特征;致密气藏的自吸速率随渗透率增加而增加,拐点的含水饱和度也随之增加;致密气藏储层毛管自吸效应是产生水相圈闭损害的重要方式,同一渗透率级别的岩样自吸拐点和气相渗透率为零点的含水饱和度区间基本一致.     

致密砂岩储层水相圈闭损害及防治方法探索

致密砂岩气藏孔喉细微、毛管压力高、局部超低含水饱和度,极易发生水相圈闭损害,降低气井产能。利用相圈闭系数法评价了鄂尔多斯盆地M气田上石盒子组水相圈闭损害程度,通过展开毛管自吸、液相滞留评价实验分析了损害发生的原因,利用界面润湿性修饰处理剂FW-134开展了损害预防及解除研究。结果表明,上石盒子组储层潜在强水相圈闭损害;物性相对较好的盒2+3段储层水相自吸能力较盒1段强,液相平均返排率10%数47%,滤液返排率22.4%数32.3%,物性好的储层返排率相对较高;润湿性修饰为气润湿能有效抑制液相自吸,液相返排率由56.3%提高到了83.4%,使气测渗透率恢复程度由66.1%提高至88.2%。利用界面修饰处理剂使岩石润湿性由水湿变为气润湿,是有效预防和缓解致密气藏水相圈闭损害发生的重要途径,对恢复气井产能具有重要意义。     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

氧化溶蚀作用对页岩水相自吸的影响

页岩气藏水力压裂需将大量含溶解氧的水基压裂液泵入地层,但返排率却普遍低于30%,分析水相自吸机理对解释压裂液滤失分布行为具有重要作用。富有机质页岩沉积于缺氧还原环境,在富氧条件下易发生氧化反应,进而影响水相自吸行为。为此,选取四川盆地龙马溪组页岩露头样品,开展大尺度岩样先后自吸蒸馏水、氧化液实验,以及基块、裂缝柱塞岩样氧化前后水相自吸对比实验。氧化液加速微裂缝扩展和新裂缝产生,促进更多可溶盐沿着裂缝析出,水相分布范围较蒸馏水更大。氧化前平行、垂直层理基块柱塞岩样自吸量分别为0.425 0和0.446 1g,而氧化后增加到0.490 0和0.497 8 g,对应的裂缝柱塞岩样自吸量分别为0.991 2和0.950 0 g,氧化后增加到1.088 6和1.066 9 g。氧化溶蚀作用使基块柱塞岩样自吸量增长11.6%～15.3%,自吸势提高2.32%～8.26%;裂缝柱塞岩样自吸量增长9.8%～12.3%,自吸势提高22.5%～33.3%,且自吸平衡时间缩短13.68%～20.23%。氧化溶蚀作用对页岩组分的物质净移除效应,扩大了水相赋存空间的同时改善了基质孔隙半径分布、增强裂缝面水润湿性、诱发裂缝萌生与扩展对应降低自吸前缘饱和度,协同作用加速了水相扩散分布并增加了自吸距离。     

致密砂岩气藏负压差水相圈闭损害过程模拟

致密砂岩气藏具有低孔低渗透、高毛管压力、天然裂缝发育和超低含水饱和度等工程地质特征,存在明显的毛管自吸现象,即使在负压差条件下,毛管压力也会使水相逆流自吸进入储层,引起水相圈闭损害。选用鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏相对低渗透(渗透率小于0.2×10~(-3)μm~2)、相对中渗透(渗透率为0.2×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2)和相对高渗透(大于0.5×10~(-3)μm~2)的3类致密砂岩岩样,开展水相毛管逆流自吸实验和气驱水返排实验,模拟负压差条件下水相圈闭损害发生过程,探讨水相逆流自吸对气相渗透率的影响,评价负压差条件下水相圈闭损害程度。实验结果表明:负压差下水相逆流自吸对气相渗透率的损害呈现由岩样物性控制的阶跃式变化特征。同一负压差下,3类岩样气相渗透率损害率为26.5%~34.9%,平均损害率为29.8%;负压差越小,对毛管压力的克服作用越弱,毛管自吸越明显,水相进入岩心位置越深,引起的水相圈闭损害越严重。因此,在欠平衡钻井、完井和开发过程中,确定生产压差时应综合考虑安全作业、储层水相返排等因素。     

页岩气井压裂返排液对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明：①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

页岩储层吸水特征及其对裂缝导流能力的影响

页岩储层体积压裂后普遍存在压裂液返排率低的问题,大量压裂液滞留在储层内不仅会对页岩气的流动及解吸产生影响,还会影响到压裂后的裂缝导流能力。文中以四川盆地某区块龙马溪组页岩储层为研究对象,在分析了页岩储层特征的基础上,开展了页岩储层吸水能力实验,并评价了页岩吸水对裂缝导流能力的影响。结果表明:目标区块页岩储层具有超低孔、低渗、低初始含水饱和度的特点,且黏土矿物质量分数较高,具备较强的吸水性。页岩岩心在蒸馏水中的吸水能力最强,在地层水中次之,在滑溜水压裂液中最弱。由于页岩的吸水作用明显降低了裂缝表面的强度,导致支撑剂滑动或者嵌入,从而明显降低了支撑裂缝的导流能力。页岩导流板通入蒸馏水时裂缝导流能力下降幅度最大(83.02%),而通入滑溜水压裂液时裂缝导流能力下降幅度最小(39.13%)。因此,可以通过调整压裂液体系组成来抑制页岩储层的吸水作用,从而提高压裂液的返排率,降低页岩储层吸水对裂缝导流能力的影响程度。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

深层页岩裂缝形态影响因素

我国深层页岩气资源量丰富,但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想,如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此,基于室内实验及微地震监测数据,应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素,并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路,确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工,综合砂液比为3.51%,单段最高砂量为80.6 m₃,压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。     

渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律

目前对于渗吸效应改变页岩气赋存状态的定量化认识尚未形成,对页岩储层中压裂液大量滞留所引起的气水动态置换规律也不明确。为此,开展了气水置换实验以模拟水力压裂后近井区域页岩含水状态的变化情况,借助于含氢流体低场核磁共振谱分析技术(1H-NMR)动态监测页岩储层中甲烷的赋存状态,并计算不同赋存状态下的甲烷气量,进而研究了渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律。研究结果表明:①页岩饱和甲烷的过程分为吸附主导阶段和孔隙填充阶段,吸附作用和压力梯度作用在页岩饱和甲烷的过程中同时发挥作用;②页岩饱和甲烷过程前期阶段优先饱和吸附气,游离态甲烷作为外部甲烷转换为吸附态甲烷的中间状态在页岩孔隙中赋存,吸附气达到饱和状态后,甲烷在压力梯度作用下填充页岩孔隙直至孔隙内外压力平衡;③渗吸效应使页岩发生气水置换作用,吸附态甲烷部分解吸为游离态甲烷,吸附气占比降低,渗吸时间达到80 h时吸附气占比由63.58%降低至45.87%,而游离气量增加使页岩孔隙压力升高,同时水分占据部分孔隙体积,压缩游离气赋存空间,部分游离气被排出页岩孔隙,储层含气性降低,页岩样品含气量由渗吸开始前的7.91 mL/g下降至7.34 mL/g;④水力压裂过程中,压裂液的大量滞留使页岩储层近井区域处于富含水状态,渗吸效应引发的气水置换作用和排替作用使得页岩孔隙及井筒等外部空间中甲烷游离气量升高,孔隙压力升高使得地层压力上升,在一定程度上有利于页岩气的开采。     

氧化爆裂提高页岩气采收率的前景

水平井分段压裂技术利用水力作用打碎页岩,形成缝网,以提高页岩气井的产量,但压裂液滞留造成的水相圈闭会影响改造效果。为此,考虑页岩中有机质、黄铁矿等组分易氧化的特征,基于"矛盾转化,变害为利"的思路,探讨了将压裂液滞留这一不利因素转化为改变气体赋存状态、激发页岩破裂的有利条件的方法,并分析了该方法在解决页岩气层水力压裂液滞留量大、损害潜力大、气井产量递减快、页岩气采收率低等问题中的应用前景。页岩有机质、黄铁矿氧化后会产生大量溶蚀孔缝,提升基块孔喉向裂缝系统的供气能力,同时氧化过程释放热量、增加孔隙压力可使岩石爆裂,诱发页岩微裂缝扩展、延伸,增加泄流面积、缩短基块内气体传输路径,从而达到解除损害、提高采收率的目的。该方法在现有水力压裂液中加入氧化流体,不仅可以利用现有水力压裂技术的水力作用"打碎"页岩,而且还可以利用氧化化学作用"爆裂页岩"。结论认为,该方法可以对页岩气藏传统的水力压裂方法形成有益的补充,在实现降本增效、页岩气井高产稳产与提高页岩气采收率方面具有广阔的应用前景。     

页岩储层渗吸过程中水的微观分布及其气测渗透率动态响应特征

在页岩油气储层水力压裂过程中,压裂液的滤失行为会增加储层的含水饱和度、降低储层渗透率。研究压裂液侵入对储层渗透率的影响,对于页岩油气的高效开发具有重要意义。为此,针对渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组三段下亚段灰质页岩和混合质页岩岩相样品,通过自发渗吸实验获得了样品不同含水饱和度行为,利用核磁共振表征水在孔隙中的动态运移,结合覆压渗透率定量表征气测渗透率动态变化。实验结果表明：①在含水饱和度为5%~40%的渗吸过程中,以微孔（核磁共振T₂<1 ms）吸水为主,T₂谱累积信号呈上升趋势,占比逐渐增加,而中孔和大孔的T₂累积信号呈缓慢上升和波动状态且占比逐渐降低。当含水饱和度达到40%时,微孔累积信号占比高达87%以上。②水化改善作用与水锁和水敏损害相互制约,影响渗透率的动态变化,主要分为3种制约状态（水化远大于、大于、小于水锁和水敏）。结合矿物组分和孔隙结构分析发现,在黏土矿物含量为25%~43%的页岩中,渗透率损害率与黏土矿物和石英含量呈正相关,与脆性指数和碳酸盐矿物含量呈负相关性,灰质页岩水化改善作用优于混合质页岩,且大于1 μm孔喉的发育既能促进水化改善作用,又能降低水锁和水敏对孔喉的损害。     

海相页岩压裂液低返排率成因

为了研究压裂液与页岩作用以及滞留机理,以中国南方海相页岩昭通、长宁和威远区块的岩心为样品,从吸附、膨胀、溶出孔、溶出液矿化度及离子组成等实验研究入手,揭示水在页岩中的赋存状态及高矿化度来源,模拟计算了水的滞留及矿化度增加机理。扫描电镜显示页岩中含有黏土矿物质形成的大量微裂缝,超声浸泡页岩矿物溶出率介于0.5%~0.7%,离子组成与地层水一致,取样岩心黏土矿物含量介于18%~20%,主要为绿泥石、伊利石和少量伊/蒙混层,没有蒙脱石(SS)层,XRD及红外光谱验证压裂液不会进入黏土矿物层间,不会引起页岩膨胀,压裂液滞留主要为压裂新形成的页岩微裂缝表面吸附作用的结果,吸附饱和速度与孔径成正比,为逐步渗透。结论认为,压裂液对页岩的逐级萃取及纳米缝隙对离子排斥是返排后期矿化度急剧增加的主要原因,气藏形成时甲烷携液作用也是可能的原因。结合实验及现场数据,分析了9口井压裂液返排率与产气量数据,结果表明相同区块总体趋势为返排率越低,微裂缝越发达、体积改造效果越好、产气量越大。