涪陵页岩气田返排特征研究

袁小玲，黄 灿.

(中国石化江汉油田分公司，湖北武汉 434000)

涪陵页岩气田返排特征研究

袁小玲，黄 灿.

(中国石化江汉油田分公司，湖北武汉 434000)

涪陵页岩气藏通常需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值，但是页岩气井压裂后返排率普遍较低。针对这一返排特征，采用页岩储层三孔隙裂缝—基质模型表示，裂缝在井的压裂过程中形成相互连通的网络连续区，而有机基质和无机基质会嵌入这种裂缝网络连续区。模型中考虑了基质润湿性、毛细管压力、相对渗透率和渗透压力等潜在的化学特性的影响。从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明：水通过毛细管自吸作用进入微裂缝，注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中，以致无法返排。页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响，页岩气井返排率低，产量一般较高。

页岩气；水力压裂；三孔隙度；返排率；自吸

涪陵页岩气田已完成试气井平均返排率2.9%，最高16.5%。其中钻塞期间平均返排率为0.5%，放喷期间平均返排率为0.9%，试气测试期间平均返排率为0.3%，试采期间平均返排率为1.2%。气井整体返排率较低，返排率的大小一定程度上能反映改造效果[1-5]。焦石坝页岩气井液体返排率受页岩欠饱和，存在自吸收现象[5-10]；压裂缝网复杂程度决定压裂液与基质接触面积，进而影响返排率。

1 页岩自吸特征

用吸水仪测试焦石坝已烘干的柱状岩心的自吸能力，研究常温、常压页岩吸液排气性能。岩心浸泡在地层水、油(十二烷油)中[11-12]，记录不同时间吸入量，探索页岩自吸水/油(十二烷油)的试验方法，分析不同方法下自吸速度、自吸能力及影响因素。从表1试验结果来看，同一层位岩心，吸水后饱和度高于吸油后饱和度[13-15]，吸水能力强于吸油能力；主力层①～⑤小层岩心吸水饱和度要低于⑦～⑨层岩心吸水饱和度，吸油饱和度也更低。

表1 焦石坝页岩岩心静态自吸液体试验Table 1 Static self-absorption liquid test of shale core in JSB

水、油(十二烷油)分子的分子直径分别为0.29 nm、1.27 nm，水更易进入纳米级孔隙中，油的分子直径大，许多纳米孔隙进不去，吸入量小；其次，水、油(十二烷油)气液表面张力分别为72.0 dyne/cm、25.5 dyne/cm，水表面张力是十二烷油表面张力的3倍，这样水的毛管力更大，吸入量更多；另外，微裂缝多的页岩，其接触液体面积更大，自吸液能力更强，非主力层吸液饱和度大。至于黏土矿物含量、TOC的影响与自吸量关系不明显，润湿性影响远可以忽略。

此外，从自吸试验中记录的不同时间液体的自吸量、不同岩心吸油量来看，开始吸油后的1 h内页岩自吸速度最快，5 h后吸油速度变慢，24 h自吸达到饱和状态。对于吸水也有同样的特征。比较而言，常压下岩心自吸水正好定性模拟压裂过程中压裂液的页岩吸入过程，据此可以分析压裂液的影响。

由于含气页岩束缚水饱和度高，达到70%，而原始含水饱和度30%～40%，可以吸入并赋存更多的液体。选择不同水平段长的井，根据地层压力38 MPa、地层温度86℃、岩石密度2.6 g/cm3、含气量4.6 m3/t、原始含水量0.006559 t/t，假设压裂后缝高40m、半缝长100m，预测不同井控制含气量(表2)。保守估计，单井控制含气量至少1.5×108m3，而压裂液滞留体积2×104m3以上，但相对于单井储量控制范围而言，单位岩石吸液量还不到0.001 t/t，相比原始含水量0.006 t/t小很多，含水饱和度增量不足20%，表明地下滞留的压裂液吸入还未使岩石达到饱和状态，不会产生可流动水而影响气体的渗流。分析预测表明，压裂效果越好，页岩吸水量就越大，压裂液返排率就越低，开发效果就越好；同时，压裂液滞留可置换出相当数量的气体进入压裂缝中成为游离气，更容易产出，提高初期产量及稳产期，有利于页岩气开发。

表2 焦石坝页岩气单井含气量及压裂液滞留量参数表Table 2 Parameters of gas content of single well in shale gas reservoir and retention volume of fracturing fluid

对于致密砂岩气藏和页岩气藏，大量压裂液滞留对储层作用机理明显不同。致密砂岩的孔隙既是储集空间，又是渗流通道，压裂液滞留会发生水锁，堵塞气体产出，返排率低时降低产量；对页岩气来说，纳米孔隙是主要储集空间，微裂隙是主要渗流通道，滞留的压裂液赋存于纳米孔隙中，对气体流动没有明显影响。

2 三孔隙系统气—水数学模型

建立一种模型，可以使用渗透吸涨作用，又可以使用毛细管渗吸作用研究质量转移。基质单元被细分为无机基质和有机基质。无机质包括亲水二氧化硅、石英、黏土和方解石。假设仅在有机质中发生气体吸附。

图1 三孔隙模型Fig.1 The models of three porositya.富含有机质页岩地层的标准双孔隙模型； b.富含有机质页岩地层的三孔隙模型

页岩气藏属于特低孔、特低渗气藏且存在吸附、解吸等特性，其储渗结构为纳微米数量级并具有很强的多尺度性孔隙，其气体产出是微观孔喉、微裂缝、宏观裂缝以及水力裂缝等渗流通道的一系列过程的耦合。气体在开发过程中的解吸、扩散，以及纳米级孔隙及微裂隙中流动等复杂的流动机理，给产能预测、数值模拟及开发技术政策制定带来极大的挑战。

针对页岩气开发过程中流动试验方法和研究手段的缺乏、流动机理认识不清等问题，从页岩储层三孔隙度方面建立适合页岩气渗流的数学模型，初步探讨页岩气流动机理，研究其返排特征。

描述页岩气储层三孔隙度数学方程如下：

裂缝：

·Kf,eff[λwfpgf-(λwfγw+λgfγg)D]+

(1)

无机基质：

(2)

有机基质：

(3)

式中Kf,eff——裂缝渗透率,mD;

λwf——水流度，1/cp;

λgf——气体流度，1/cp;

pgf——裂缝中的压力，psi;

pgm1——无机质中的压力，psi;

pgm2——有机质中的压力，psi;

γg——气体的压力梯度，psi/ft;

γw——水的压力梯度，psi/ft;

D——深度，ft;

τft/m1——裂缝和无机质岩石之间的转移函数，1/d;

τft/m2——裂缝和有机质岩石之间的转移函数，1/d;

Φ——导流系数，无量纲；

ct——压缩系数，1/MPa;

t——时间,s;

ρs——岩石密度，1b/ft3;

VF2——有机基质的体积分数；

Bg——气体组成体积系数，cf/scf;

α∞——吸附气体最大值，scf/t;

b——兰格缪尔系数,1/psi。

3 应用效果

基于以上研究，探索页岩自吸能力，以实际井焦页1井为例，流体受毛管力作用，页岩纳米孔隙表现出极强吸液能力。从图2中可看出，岩心开始自吸后的10 h内页岩自吸速度最快，20 h后自吸速度变慢，25 h自吸达到饱和状态，页岩接触面大，吸液速度快。分析认为，10 h内页岩自吸为裂缝自吸，20 h后自吸为有机质自吸，25 h自吸为无机质自吸，符合上文三孔隙模型。

图2 焦石坝页岩气单井吸入量与时间关系图Fig.2 Relation between intake and time of shale gas single well

在涪陵页岩气实际生产过程中，页岩气井的返排率非常低，平均返排率只有2.9%。这说明页岩储层的自吸能力非常强，水力压裂效果越好，页岩储

层的表面积越大，页岩吸水量就越大，压裂液返排率就越低，开发效果就越好。采用三孔隙模型可以描述自吸的全部过程。由于含气页岩束缚水饱和度高，达到70%，而原始含水饱和度为30%～40%，可以吸入并赋存更多的液体，渗透效应和毛细管效应对于产气量起积极作用，同时也会降低井中积水的采收率。重力和毛细管力诱导更多的滤液进入页岩基质。渗透效应似乎比毛细管效应具有更大的影响。

从图3基于以上三孔隙度数学方程建立的数值模型可看出，随着时间的延长，自吸量最终会趋于一个平稳值，这与表3记录的试验结果是一致的，最终的自吸后饱和度可以达到70%左右。返排率低增加产量，但对后期开采是否影响采收率等还要进一步研究。

图3 三孔隙模型的含水饱和度剖面：亲油岩石Fig.3 The three pore model of water saturation profile: oil wet rock

序号样号井深/m层位长度/cm直径/cm孔隙度/%裂缝百分数/%自吸介质饱和度/%154-43074.583.7242.4404.6011.59油71.69269-23089.474.0502.4673.116.64油53.89383-63103.564.0842.4513.588.62油56.304893109.553.0692.4554.3210.48油75.595103-13123.543.4402.5023.719.45油37.916111-123132.033.9842.5053.896.48油31.49742-63062.594.0362.4302.8311.225%KCl79.06860-33080.784.1502.5004.339.675%KCl82.17

续表

4 结论与认识

(1)页岩自吸测试表明，压裂效果越好，页岩吸水量就越大，压裂液返排率就越低，开发效果就越好。

(2)压裂液滞留可置换出相当数量的气体进入压裂缝中成为游离气，更容易产出，提高初期产量及稳产期，有利于页岩气开发。

(3)关井期间，毛细管压力和渗透压力会造成压裂液渗透到页岩基质。

(4)返排率低增加产量，但对后期开采是否影响采收率等还需进一步研究。

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ResearchonBackRowCharacteristicsofFulingShaleGasField

Yuan Xiaoling, Huang Can

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofSinopecJianghanOilfieldCompany,Wuhan,Hubei430223,China)

Fuling shale gas reservoir usually requires large-scale hydraulic fracturing to be of industrial value, but shale gas well flowback rate is generally low. According to the characteristics of flowback, the three porosity fractures of shale reservoir were used to represent the matrix model, continuous network zone connected to each other in the formation of fracturing wells in the crack, and the organic and inorganic matrix should been embedded in the fracture network continuum. The effects of substrate wettability, capillary pressure, relative permeability, and osmotic pressure on the chemical properties of the substrate were considered in the model. The reasons for the difficulty of backflow of shale gas well were analyzed from the mechanism. The results showed that the water was injected into the micro cracks by capillary imbibition, which was found to be in a large and complex crack network and could not be returned. Shale gas wells flowback rate is affected by many factors, the low yield of shale gas wells flowback rate is generally higher.

shale gas; hydraulic fracturing; three porosity; flowback rate; imbibition

TE31

A

中国石油化工股份有限公司2015年度“十条龙”科技攻关项目“涪陵区块页岩油气勘探开发关键技术”(ZKD0213002)、中国石油化工股份有限公司科研项目“涪陵区块页岩油气有效开发技术研究”(P13053)联合资助。

袁小玲(1965—)，女，工程师，毕业于江汉油田职工大学，本科，长期从事页岩气开发工作。邮箱：hcyeah@163.com.