页岩气井返排规律及控制参数优化

韩慧芬 王良 贺秋云 杨建

1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院；2.页岩气评价与开采四川省重点实验室；3.中国石油川庆钻探有限公司钻采工程技术研究院

页岩气储层脆性矿物含量（石英、长石、碳酸盐岩）达到 70%，脆性指数一般大于40，具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点。我国页岩气资源丰富，采取“千方砂、万方液”进行大规模、大排量、低黏度、低砂比体积压裂施工形成复杂缝网，取得了较好的开发效果［1-3］。

页岩气井压裂后返排还一直处于探索阶段，如何选择合适的返排控制参数一直无据可循，压后排液制度的优化迫切需要解决。在压裂领域，一般水平井水力压裂完成后，紧接着就是通过返排清除井筒内的液体和未起支撑作用的支撑剂［4］。然而，对于页岩气井，压裂后关井多长时间再进行返排一直存在争议。一方面，许多学者认为压裂后关井一段时间（也就是通常所说的闷井）有利于裂缝的继续扩展，形成更为复杂的裂缝，从而提高单井产量。典型做法是在压裂完成后，不立即进行返排，而是直接关井几天甚至数月，致密储层巨大的毛细管压力使得压裂液渗吸入储层中，最终大部分的改造液体被页岩岩石吸收，这种做法和这期间发生的变化仍然是目前需要开展大量研究工作来论证的［5-7］。另一方面，又有许多学者提出页岩气井闷井会因为滑溜水自吸进入储层深部，产生水锁，减小气相渗透率，影响页岩气的产出［8-9］。其实这2方面的观点都有些偏颇，很多学者通过研究，都意识到关井一定时间有利于页岩气井初期产能的提高，但都局限于一些定性的研究和结论［10］。对于返排控制参数，除了关井时间长短外，还有返排速度的控制及排液方式也是影响页岩气井返排率及气井产量的一个重要因素。有学者就页岩气井压后返排制度进行了相关研究，主要体现在数值模拟和室内实验评价方面，刘乃震等人采用数值模拟和实验相结合的方法，研究了各种影响因素对返排的影响，并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因［11］。张涛等人以实际生产数据为基础建立相应的数值模型，研究了不同时机关井持续时间对页岩气井返排率和产能的影响［12］。同时，关于页岩气井大规模体积压裂后是否将压裂液尽量返排出地层有争论，一方面，页岩气储层含有大量黏土矿物，且储层孔隙为纳米级，压裂液滞留于地层会造成裂缝面的含水饱和度增加，导致水锁损害［13］。另一方面，非常规井压裂后通常经过数周甚至数月的关井，这些关井可能会显著提高井的产量，同时减少水的返出［14］。

因此，目前对于页岩气井压后返排主要存在的问题是：压裂后返排关井时间无据可循，常凭经验确定或者受井下分层工具可溶性暂堵球的溶解时间限制；是否需要提高页岩气井返排率不明确；返排速度的快慢对返排率和气井产量的影响不清楚［15］。通过总结分析页岩气井的返排控制参数、返排率与气井产量间的相关性，就是否应该提高返排率和是否采取闷井及提高返排速度进行研究，为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。

1 研究工区储层特征及加砂压裂概况

研究区块五峰组—龙马溪组埋深相对适中，主要在3500 m以浅，水平井段，岩石矿物以石英、长石、碳酸盐岩、黏土及黄铁矿为主，脆性矿物含量（石英、长石、碳酸盐岩）一般大于70%，膨胀性矿物含量少。五峰组—龙一1亚段储层储集空间主要包括孔隙和微裂缝，单井孔隙度为3.6%～7.3%，基质渗透平均值为1.02×10-4mD，含气饱和度一般在55%～65%之间，区内最大水平主应力方向变化比较小，应力差为12 MPa左右，弹性模量平均3.52×104MPa、泊松比平均0.225。综合地质特征、地球物理特征等制定了某区块页岩储层分类评价标准，将页岩储层分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层。

研究工区已完成11个平台的加砂压裂施工，主要以“大排量、大砂量、大液量、低黏度、低砂比、小粒径”为特征的“低黏滑溜水为主+段塞式注入”的体积压裂模式及速钻桥塞（可溶桥塞）+电缆分簇射孔的分段工艺，大部分平台井平均压裂段数21段，按照单段液量1800 m3左右、单段砂量60～80 m3左右的压裂规模进行拉链式加砂压裂施工。

2 页岩气井返排特征

2.1 压裂后返排关井时间

在页岩气勘探开发初期，压后排液主要借鉴致密气排采制度与国外页岩气排采经验，以某井区H1平台和H2平台为代表，压裂后关井时间低于2 d，采用压裂后即刻返排的方式。这种返排方式在常规致密砂岩中，由于其渗透性能较好，压后关井2 h左右压力能明显下降，裂缝闭合，开始排液。而页岩气压裂完毕后，压降较常规气井缓慢，裂缝闭合时间相对较长，若关井时间不够就进行排液，支撑剂易发生严重的回流现象，在该井区排液期间就出现了较为明显的出砂现象，影响后期生产。

随着该区块开发的不断深入，目前该区页岩气井压裂结束关井的时间均达到4 d以上，最高达到25 d，绝大多数页岩气井（接近90%）加砂压裂施工结束后关井时间集中在4～20 d范围内，见表1。

表1 某井区页岩气施工井闷井时间统计Table 1 Soak time statistics of shale gas fracturing wells in one well block

2.2 排液油嘴尺寸及更换频率

某区块页岩气井压后返排主要遵循“对油嘴控制、逐级放大”的原则，大多数井都采用了一个固定的油嘴更换模式，具体表现在2个方面：油嘴直径从3 mm更换到10～13 mm过程中，除了HA平台、HB平台和HC平台更换油嘴的频率慢一些外，其余平台井几乎都是每12～48 h更换大一级油嘴；大多数井返排中每一级油嘴使用的时间几乎相同，然后逐级增大更换大一级的油嘴，即更换频率为线性的特征，如图1、图2所示。

2.3 返排率

该井区平台井返排率5.75%～80.07%，平均返排率在30%左右，约90%的施工井返排率在50%以内，超过50%的施工井返排率低于30%，返排率总体较低，如图3所示。

图1 某井区部分页岩气井返排油嘴更换情况Fig. 1 Replacement of fiowback choke in some shale gas wells in one well block

图2 HD-6井油嘴使用及更换情况统计Fig. 2 Utilization and replacement statistics of choke in Well HD-6

图3 某井区施工井返排率分布Fig. 3 Flowback ratio distribution of shale gas fracturing wells in one well block

2.4 见气时间

该井区平台气井见气时间为0～10 d，该井区50%的页岩气井1 d内能见气，近70%的页岩气井2 d内能见气，见气早的特征见表2。

表2 某井区页岩气施工井见气时间统计Table 2 Gas breakthrough time statistics of shale gas fracturing wells in one well block

3 返排率对测试产量的影响

由于返排控制参数的选择及优化在很大程度上落脚到返排率，因此，在优化返排控制参数之前，先分析返排率与测试产量的相关性。该区块90%的页岩气井返排率低于30%，其中返排率低于15%的井占 58.1%［16］。

某井区的H2、H3平台页岩气井相比其他平台井，返排率非常高（H2平台平均返排率41.85%，H3平台平均返排率55.86%），气井平均测试产量是最低的（见表 3）。

表3 某井区页岩气井返排率、平均测试产量统计Statistics of fiowback ratio and average test production of shale gas wells in one well block

通过分析，发现H2平台Ⅰ类储层钻遇长度平均为751 m，H3平台Ⅰ类储层钻遇长度平均为746 m，明显低于该井区其他平台井Ⅰ类储层平均钻遇长度1200～1500 m，如图4所示。H2平台巷道位置距离优质页岩底部平均为19.9 m，H3平台巷道位置距离优质页岩底部平均为23.6 m，而该井区其他平台井巷道位置距离优质页岩底部平均为4.1～10.4 m，如图5所示。谢军等人提出，页岩储层品质对气井产量有重要影响，页岩气井高产的关键地质因素为水平井最优靶体位置及优质小层穿行长度和有效页岩储层钻遇率［17］。H2平台和H3平台井区巷道位置距离优质页岩底部均远远高于该区其他平台井，靶体离优质页岩底部越远，压裂沟通的有效Ⅰ类储层越少。同时，由于水平井段较短，分段压裂段数也比其他平台井少。因此，在以下分析中，不将H2平台和H3平台井的返排率、测试产量、返排速度等与其他井进行对比分析。

该区块页岩气井压裂段数与压裂水平段长呈正比关系，如图6所示。这是因为该区块压裂设计时采用分簇射孔、分段压裂间距大致80～100 m的方法。为了消除施工规模对气井产量的影响，开展页岩气井返排率与单段测试产量的相关性分析，如图7所示。分析结果表明，虽然返排率的大小与测试产量并没有完全的对应关系，但是从整体趋势上看，发现该区块返排率与测试产量存在以下关系。

图4 各平台井Ⅰ类储层平均钻遇长度Fig. 4 Average drilling length of tуpe I reservoirs in each platform well

图5 各平台井巷道位置距离优质页岩底部Fig. 5 The distance of opening location in each platform well from the top of qualitу shale

图6 某井区压裂水平段长与压裂段数关系Fig. 6 Relationship between the length of fracturing horizontal section and the stage number of fracturing in one well block

图7 岩气井返排率与测试产量关系Fig. 7 Relationship between the fiowback ratio and the test production of shale gas well

（1）提高返排率在一定程度上能提高页岩气井产量。从整体趋势来看，返排率越高，测试产量呈递增趋势，其返排率范围对应产量见表4。返排率为10%～20%区间的平均测试产量为20.21×104m3/d，返排率为20%～30%区间的平均测试产量为23.86×104m3/d，返排率为30%～40%区间的平均测试产量为31.21×104m3/d。因此，对于页岩气井，提高返排率有利于提高页岩气井产量，要采取措施让尽可能多的压裂液返排出地层。

表4 某井区页岩气井不同返排率区间的平均测试产量Table 4 Average test production corresponding to different fiowback ratio intervals of shale gas wells in one well block

（2）返排率不是决定气井产能高低的关键因素。从前面H2、H3平台井返排率与测试产量分析，尽管返排率高，但产量却较低，返排率不是决定气井产能高低的关键因素。大于40%的这2口井均为HA平台，与其他平台相比，该平台降低了油嘴更换频率，返排率整体较高，平均返排率达到38.6%。

4 返排控制参数对返排率和气井产量的影响

4.1 返排关井时间与返排率的相关性分析

提高页岩气井返排率对于产量和生产是有利的，要制定页岩气井返排制度，返排控制参数以及返排模式如何选择就显得非常重要，其中较为重要的一个返排控制参数是返排关井时间。与常规致密储层不同，有很多学者通过研究及现场试验提出页岩气井采用“闷井”方式有利于提高气井初期产量，其理由主要为：由于致密储层巨大的毛管力可能会使得压裂液自发渗吸入储层，逆向渗吸“置换”出更多的气体到近井裂缝中，从而增加初期产能［18］；吸水过程中可能会诱导出新的裂缝或者开启原始处于关闭的天然裂缝，增大渗透率，且侵入的滑溜水压裂液可以清洗裂缝，增大导流能力［19］。但同时，大多数人都会担心水长期浸泡在页岩中，会导致其黏土膨胀对裂缝造成伤害。因此，页岩气井是否需要“闷井”或者“闷井”多长时间需要有一个定论。

（1）闷井时间与返排率没有明显的相关性。统计分析该井区页岩气井闷井时间与返排率关系，闷井时间与返排率没有明显的相关性，如图8所示。

图8 闷井时间与返排率关系Fig. 8 Relationship between soaking time and fiowback ratio

（2）压裂液接触页岩总时间越长，返排率越低。其实开井返排之前，闷井时间只是压裂液与页岩作用的一个阶段，由于页岩气井普遍为1500 m以上长水平，施工段数多达25段，施工时间长达85 d，从压裂液进入地层开始，压裂液就与页岩储层开始发生相互作用。因此，以压裂时间+返排关井时间为开井返排前压裂液接触页岩作用的总时间研究某区块页岩气井压裂时间+关井时间与返排率的关系，如图9所示。图中绿色区域为随着压裂时间+关井时间的增加，返排率进入下降通道，该段时间越长，自吸进入页岩储层的压裂液量越多，压裂时间+关井时间达到70 d以后，在该区块所有页岩气井中返排率是最低的。为了弄清图中出现的现象是否由于工程因素和地质因素引起的，笔者以平台井为单位，分析了压裂时间+关井时间对返排率的影响。发现返排率和压裂规模、压裂段数等均没有明显对应关系，但各平台井大都出现了压裂时间+关井时间超过50 d以后，该时间段越长返排率越低的特征。这可能是因为页岩黏土矿物纳米级孔隙能起到毛细管的作用，压裂液与页岩作用时间长，压裂液会自吸进入地层深部。因此，压裂液接触页岩的时间不能太长，减小压裂液滞留于地层对储层造成伤害。

图9 压裂时间+关井时间与返排率关系Fig. 9 Relationship between fracturing time + shut in time and fiowback ratio

（3）一定的闷井时间有利于提高气井产能。统计分析该井区平台井的闷井时间与测试产量关系，发现测试产量与闷井时间有一定相关性，一定的闷井时间有利于提高单井产量。从表5中可以看出，闷井时间在5～20 d范围内平均测试产量均较高。

表5 某井区页岩气施工井不同闷井时间段的平均测试产量Table 5 Average test production corresponding to different soaking time intervals of shale gas fracturing wells in one well block

4.2 压裂、关井时间与气井产量的相关性分析

国外学者通过页岩自吸进入地层的影响因素及对微裂缝产生的影响研究，提出页岩自吸进入地层有助于微裂缝产生，并解释将高返排率和低产气速率联系在一起是由于水力裂缝与基质间的接触面积较小，返排率低是由于水滤失圈闭在地层中，高产气速率是由于水力裂缝与基质间的接触面积较大，但他们未得出有效的作用时间范围［19］。

如图10和图11所示，为该区块页岩气井压裂时间+关井时间与页岩气井测试产量的典型关系曲线，分析结果表明，当开井返排前压裂液与页岩的时间达到大约50 d以前，随着压裂时间+关井时间增加，单井测试产量增加或者由于地质或工程因素上下有点波动。而超过这个时间以后，随着压裂时间+关井时间增加，单井测试产量呈下降趋势。利用现场返排数据分析得到的结果与国外学者的研究结果具有较好的一致性［19］。页岩气井压裂后关井有利于裂缝继续扩展从而提高单井产量，具体关井时间以50 d为参考，根据施工时间的长短决定关井时间，建议最好不要超过70 d。

图10 压裂时间+关井时间与测试产量关系（H3）Fig. 10 Relationship between fracturing time + shut in time and test production (H3)

图11 压裂时间+关井时间与测试产量关系（HA）Fig. 11 Relationship between fracturing time + shut in time and test production (HA)

因此，对于该区块页岩气井，建议返排闷井的做法为：以压裂+关井总时间50～70 d为上限，关井时间5 d为下限，根据每口井施工情况确定具体的闷井时间。

4.3 返排速度与返排率的相关性分析

在压裂后返排中如果油嘴尺寸太激进，返排阶段压降太快，自然举升液体的压力消耗太多，井底流压太低，容易导致井筒崩塌，即使是再棒的完井措施，再好的井都能给毁掉。对于0.001 mD渗透率的页岩储层，5 min的注入量裂缝基本上需要24 h才能闭合；100 nD渗透率的储层，5 min的注入量裂缝基本上需要10 d才能闭合［20-22］。现在水平井每一段动辄上千方的液体注入量，闭合时间就可想而知了，无法等到。因此页岩气井一般都会采取传统保守的方法，按计划不断增大油嘴尺寸减少液体对储层的污染。该井区采用了油嘴快频率更换和恒定时间的作法对提高返排率是否有利，下面作详细分析。

（1）页岩气井返排速度。从各页岩气井返排油嘴更换统计来看，几乎都在30 d内完成了最大油嘴的更换，前30 d平均每天的返排速度见表6。HA返排速度最低，全部低于60 mm2/d，其次是HC和HE平台部分页岩气井，平均每天的返排速度低于70 mm2/d。

（2）返排初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能。采用前30 d平均每天的返排速度研究其对返排率和气井产量的影响，如图12和图13所示。图12展示了低返排速度相对较高的返排特征，图13展示了低返排速度相对较高的产量特征，这些特征均体现在HA平台。其原因为：该区块各页岩气井在返排中返排速度为固定模式，大多数井都遵循了固定的时间间隔更换油嘴，更换油嘴的频率很快，几乎都是每24 h甚至12 h更换大一级油嘴。2017年，放缓了HA平台和HC平台油嘴的更换频率，平均2～3 d更换一次油嘴，HA平台的返排速度最小。这些分析结果给了一个启示，页岩气井本身由于渗透性差，闭合速度慢，过快的返排造成能量衰竭太快，可能由于返排速度太快造成支撑剂回流到井筒，带来不利影响，同时不利于压裂液的返出和提高单井产量。因此，该区块页岩气井应该适当降低初期的返排速度，降低油嘴更换频率。据报道，Devon和Haуnesville提出的“slowback（慢返排）”在Eagle Ford等多个油田使用就取得了成功，最终采收率提高了5%左右。

表6 页岩气井前30 d平均返排速度统计2Table 6 Average fiowback speed statistics of shale gas wells in thefirst 30 daуs mm/d

图12 前30 d平均每天返排速度与返排率系Fig. 12 Relationship between average dailу fiowback speed and fiowback ratio in thefirst 30 daуs

图13 前30 d平均每天返排速度与平均单段测试产量关系Fig. 13 Relationship between average dailу fiowback speed and average single-interval test production in thefirst 30 daуs

5 结论

（1）提高返排率有利于提高页岩气井产能，减少压裂液滞留于地层对储层造成伤害，但返排率不是决定气井产能高低的关键因素。

（2）页岩气井压裂结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展，从而提高单井产量，该区块页岩气井开井返排前压裂液与储层作用的最佳时间为45～50 d。

（3）页岩气井压裂施工结束后关井时间不是越长越好，压裂液与页岩接触时间过长会引起大量压裂液滞留于地层造成伤害，反而降低气井产能，该区块压裂+关井总时间最好不要超过70 d。

（4）目前该区块页岩气井返排速度过快，相比而言，返排初期采用慢返排的HA井获得了更高的返排率和更高的平均单段测试产量，提出该区块页岩气井返排初期采用适当慢返排模式进行排采。

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