涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

马 莉，张 驰，刘敦卿，廖如刚

(1.中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 涪陵 408014；2.中国石油大学(北京)，北京 102249)

0 引 言

近年来中国页岩气开发在四川威远、重庆涪陵地区取得重大突破，但页岩气储层压裂后闷井对产能的影响依然没有得到明确的认识。现场生产数据表明，页岩气储层返排率通常不超过50%，许多地区甚至低于10%[1]，且产能与返排率之间并没有较好的关联性。在中国，涪陵地区的返排率普遍极低，部分区域出现了返排率越低产能越好的情况，国外也有相似的开发实例[2-3]。压裂后闷井可显著降低返排率，促进储层对压裂液的渗吸，可见对于一定的储层条件，压裂后闷井可能起到一定的增产作用。韩慧芬、张寅、张涛、康毅力、Dutta、薛永超[4-9]等人对页岩气压裂后闷井进行了初步研究，但对其机理还没有明确认识，对于压裂后闷井所适用的储层条件也仍然没有结论。为探索涪陵地区储层是否具有压裂后闷井的潜力，利用井底岩心，开展了一系列的室内实验，分析了涪陵地区主力产层与压裂液之间的相互作用特征，分析了涪陵地区页岩气储层的闷井潜力，并进行了压裂后闷井的矿场试验。该研究可对其他页岩气储层开展压裂后闷井提供参考。

1 储层特征

储层物性是影响储层与压裂液相互作用的重要因素，直接关系到压裂后闷井效果。涪陵页岩气主力产层微纳米孔隙高度发育，有机质边界微裂隙尤其发育，黏土矿物含量高。储层有机质分布广泛，有机质内部发育丰富的蜂窝状孔隙网络，连通性好，且有机质孔隙亲水性弱，受压裂液影响小，是天然气渗流的另一个重要通道。此外，层理普遍高度发育，部分层段极度发育，可增强储层的连通性[10]，有利于形成更加复杂的缝网，扩大有效改造体积，在增加压裂液存储空间的同时提高了压裂液分布的均匀性，防止局部区域压裂液聚集，降低了局部水锁的概率。

压裂液的渗吸可能引起黏土膨胀，造成渗透率下降。根据X射线衍射结果，涪陵页岩主力产层矿物组分层间差异较大，总体随埋深逐步降低，平均黏土含量为37.85%，较为适中，石英含量随埋深逐步增大，平均含量约为39.00%。下部储层黏土含量仅为25.20%，石英含量达到50.08%。黏土矿物以伊蒙混层为主，占45.00%，绿泥石含量相对较高，约为23.18%。绿泥石以玫瑰花瓣状、针状赋存，具有很高的比表面积[11]，对储层与压裂液之间相互作用更为有利。伊蒙混层中伊利石比例更高，水化膨胀风险较低；根据脆性评估可压裂性理论，适中的石英含量，储层形成复杂缝网的概率更高[12-13]。研究区储层底部石英含量高，具有更高的可压裂性，而上层黏土含量较高，储层具有更多的微裂隙，总体可压性较高，易形成复杂缝网。根据测井资料及相关文献[14]，主力产层初始含水饱和度约为30%～45%，远低于束缚水饱和度(80%)，处于欠饱和状态，可充分发挥毛管力作用，为储层提供充足的渗吸动力。

根据以上分析，涪陵页岩气主力产层储层矿物组分、含量，孔隙、裂隙发育程度对压裂液渗吸及形成复杂缝网较为有利，形成水锁的风险低。

2 室内渗吸实验

2.1 储层自发渗吸实验

储层自发渗吸实验可反映储层对压裂液的渗吸能力和渗吸特征[15-18]。在恒温恒湿环境下采用对应产层岩心开展储层自发渗吸实验(图1)。岩心氦气孔隙度约为2.70%～7.12%，渗透率约为0.002 7～0.410 4 mD。

图1 产层岩心自发渗吸曲线

图1为将渗吸质量对渗吸面积做归一化处理后，根据Handy公式[19]，得到归一化渗吸质量与渗吸时间均方根的变化。根据曲线形态，整体上可分为2组，底部层位岩心(1-8、2-1)归一化渗吸能力更强，在渗吸曲线上体现为渗吸前段上升速度更快，具有更大的归一化渗吸质量。根据曲线的上升段持续时间，上部储层岩心(3-4、4-1、5-1)更早达到渗吸终点，如图中红色虚线所示，上部储层岩心在900 min左右达到渗吸平衡状态；底部层段在1 200 min左右达到渗吸平衡阶段，如图中绿色虚线所示，这与下部储层层理、微裂隙发育程度更高具有一定关系。自发渗吸实验处于常压环境，主要反映储层岩心毛管力作用下的渗吸能力，在压裂过程中，缝内流体具有很高的压力，储层条件下压裂液的渗吸速度更快，渗吸总量更高。

通过室内自发渗吸实验，验证了涪陵地区储层对压裂液具有很强的渗吸能力，尤其是在微裂隙、层理高度发育的层位，具备更强的渗吸能力，但需要更长的渗吸平衡时间。

2.2 自发渗吸过程的核磁共振监测

自发渗吸实验难以体现孔隙内部的渗吸特征，利用核磁共振技术监测了井底岩心在渗吸过程中T2谱的变化，根据T2时间与孔径正相关，振幅与孔隙内部的流体量正相关的原理，分析了渗吸过程中不同孔隙内部的流体量变化。为模拟储层压力条件，在自发渗吸达到平衡后，对渗吸流体施加10 MPa压力继续渗吸5 d，得到T2弛豫谱(图2)。

图2 渗吸过程中的T2弛豫谱变化

根据振幅变化及弛豫时间的分布特征将弛豫谱分为4个区域。A区域对应最小孔径的微孔隙内部的流体变化，A区域渗吸初期弛豫谱振幅相差很小，且与加压渗吸后的弛豫谱基本重合，说明这部分孔隙含水饱和度变化最快，且自发渗吸阶段这部分孔隙内流体已经接近饱和。B区域弛豫谱之间振幅差值最明显，如蓝色虚线所示，振幅随渗吸的进行不断增加，且这一部分信号在全谱范围最大，体现了储层内部数量最多、孔径中等的孔隙，结合扫描电镜分析，这部分信号反映的是微裂隙部分，这部分孔隙含水饱和度上升速度稍慢，与加压渗吸后的弛豫谱对比，最大振幅没有差异，说明在自发渗吸阶段已经达到高度饱和的状态下，即使加压，含水饱和度也不会继续增加。C区域对应的弛豫时间部分没有信号，说明岩心内部缺乏这部分孔径的孔隙。D区域对应的孔隙为层理裂隙，孔径相对更大，根据弛豫谱振幅变化，在自发渗吸阶段这部分区域几乎没有信号，说明自发渗吸过程中这部分孔隙含水饱和度较低，加压10 MPa条件下才能进入流体，说明这部分层理可成为天然气渗流的主要通道。根据Liu[20]的研究，微裂隙和微孔隙内部具有更高的毛管力，孔径更大的裂隙内部滞留的压裂液会进一步向微孔隙、微裂隙内迁移，使较大孔径的裂隙、孔隙内部的含水饱和度进一步降低，为天然气产出创造高速通道。根据Meng[21]的研究，龙马溪组的页岩在自发渗吸后，层理微裂隙得到了进一步拓展，岩心渗透率发生扭转，超越了初始渗透率，水锁得到解除，Bostrom[22]的研究也得到了相似的结果，说明渗吸诱导的微裂隙能进一步改善储层的渗流能力，可见层理是天然气产出的重要通道，对压裂后闷井效果起到了重要的作用。

综合以上实验与储层物性分析，涪陵地区储层具有很高的压裂液渗吸能力，层理高度发育，易形成复杂缝网，同时，水敏性低，且压力系数高，具有充足的能量，有助于将主缝、分支缝等孔径较大的缝隙内部的压裂液返排，保证主通道，水锁风险低，储层具有较高的闷井增产潜力。

3 现场闷井试验

根据实验结果，选取涪陵地区江东区块A平台4口井开展现场闷井试验，4口井基础地质情况见表1。表1中，A-2井为压裂后直接试气放喷。各井基础地质条件相当，采用的改造工艺基本一致，因此，可根据试气及返排阶段的生产数据对比来验证压裂后闷井的效果。

表1 实验井基础地质参数

3.1 试气阶段返排特征对比

由于各井试产时间有所不同，采用平均返排速率分析返排效果更加准确。压裂后返排情况见表2。采用闷井工艺的3口井返排率均低于10.00%，平均排液速率低于140.00 m3/d，而未采用闷井工艺的A-2井，返排率为29.85%，平均排液速率高达652.49 m3/d。在各井相同油嘴(12 mm)条件下，对比产气量稳定时的产水量：采用闷井工艺的气井产水量明显低于未采用闷井工艺的气井，闷井时间最长的A-3、A-4井产水量最低。从现场试验结果看，压裂后闷井促进了渗吸，使压裂液充分进入微裂隙，有效降低了产水量。

表2 实验井试气阶段返排情况

图3为4口试验井的返排速率及返排率随闷井时间变化曲线。由图3可知：闷井时间最短的A-1井产水最高，闷井时间最长的A-3井次之，闷井时间居中的A-4井产水最低，可见压裂后闷井存在最佳的闷井时长。通过对比微地震数据可知，A-3井改造效果不如A-4井。A-3井的闷井时间虽然较长，但由于其沟通天然裂缝较少，不利于储层充分吸水，缺乏压裂液储存的空间，因此，产水量也相对较高，可见改造效果对返排率也起到重要作用。

图3 实验井试气平均返排速率及返排率

3.2 试气效果对比

表3为4口井压裂后闷井测试产能情况统计。由表3可知：4口井使用相同油嘴(12 mm)测试产能，在基础地质条件相当、压裂改造效果相近的前提下，采用闷井工艺的3口井相较于未闷井的A-2井无阻流量明显提高，且闷井时间相对较长的A-3、A-4井效果更为明显。

涪陵地区下部产层对压裂液具有很强的渗吸能力，压裂后采用闷井工艺降低了压裂液的返排，促使压裂液进入储层内的微孔隙、微裂隙中，可获得更高的试气初期产能。由实验结果可知：对于涪陵地区微裂隙、层理高度发育，具备较高能量，水敏程度低的储层，采用压裂后闷井的工艺，可降低返排，一定程度上可以获得更高的产能。考虑到试验井还没有正式投产，因此，压裂后闷井对于气井产能长期的影响还需要长期跟踪观察。

表3 压裂后闷井测试产能情况

4 结论与认识

(1) 涪陵页岩气储层具有丰富的微米、纳米级孔隙网络，超低含水饱和度，适中的黏土含量，高度发育的层理及微裂隙，具备较强的渗吸能力，且水锁风险较低，具备较好的压裂后闷井潜力。

(2) 采用压裂后闷井工艺的气井试气阶段返排率及平均返排速率比常规气井低很多，气井产量也更高，初步判定压裂后闷井有利于提高涪陵页岩气井产量。

(3) 闷井后产能变化影响因素众多，在储层物性具有优势的条件下，压裂改造效果起到了至关重要的作用，压裂后闷井对产能的长期影响还需要深入进行探究。