昭通页岩气井返排水化学特征及生产特征分析

宋 煜 刘 成 高浩宏 李 尚 张盼锋 王子云 韩永胜

1.中国石油浙江油田公司西南采气厂 2.中国石油浙江油田公司勘探开发一体化中心

0 引言

水可作为多数物质流动的载体，既能将大陆碎屑物源运移至河流、湖泊、大海，使有机物质沉积演化成藏，又能通过驱替、溶解等各种作用促使油气藏流动开发。油气田水是油气运聚成藏的动力和载体，油气的生成、运移、聚集、保存和散失都是在地层水的环境或是在地层水的参与下进行，通过对常规油气田地层水的化学规律变化研究油气生、运、聚、散的方法给非常规页岩气田产能影响因素的地质研究提供了水化学方面分析的新思路[1-4]。蒋廷学等[5]认为水平井体积压裂的目标是有效裂缝改造体积（ESRV）的最大化。根据昭通页岩气田水平井体积压裂改造的实践认识，页岩有效裂缝改造体积（ESRV）最大化主要依靠滑溜水压裂液体系对靶体页岩的改造作用，导致压裂液对返排水化学特征的影响较大。水力改造注入非常规页岩气藏内部的水是气藏流体运移的载体，水力改造促使页岩的游离和吸附气体溶解是气藏流体运移的动力[6]。据王玉满[7]等研究，川南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组主力产层发育深水陆棚沉积的硅质、钙质和黏土质混合页岩组合。据董大忠等[8]研究，五峰组—龙马溪组页岩气形成富集高产主要由“四大因素”控制：沉积环境、岩相组合、热演化程度、构造保存。据吴奇[9]等研究，昭通YS108 区块内，储层品质参数（如厚度、TOC、孔隙度、硅质含量/ 黏土矿物含量等）横向分布相对稳定，高孔隙压力是保存条件的最佳指示。目前，昭通页岩气田气井生命周期内采出水主要为压裂液的返排，投产5年气井的压裂液返排率介于5%～33%，采出水成为页岩气田开采后期制约气井低压低产阶段生产的关键因素。目前，国内外对页岩气田采出水的水化学研究应用较少，笔者通过动态监测跟踪昭通页岩气田水化学数据，分析采出水水化学特征，研究其变化规律及成因，提出表征页岩气藏沉积和保存条件的水化学因素，分析气井生产动态数据，可为页岩气井低压生产阶段排水采气减少井筒积液提高产量提供理论依据。

1 地质概况

昭通示范区龙马溪组页岩储层具有“源储一体”的气藏特征，既是好的优质烃源岩，也可作为良好页岩气储集层。A和B区块是昭通示范区的2个龙马溪组页岩建产区块（图1），构造位于四川台凹川南低陡褶带， A区块主体构造比较平缓，地层展布稳定，地层倾角总体较小，区块内大断裂不发育，主要断层以逆断层为主，B区块主体构造受太阳背斜控制，东南翼较平缓，地层倾角25°～30°，西北翼相对较陡，地层倾角38°～42°。

图1 昭通页岩气田地质构造图

昭通地区龙马溪组沉积相主要为深水陆棚向浅水陆棚沉积演化序列，龙马溪组下段区域主要为深水陆棚亚相沉积，以厌氧灰泥质深水陆棚微相为主，岩性主要为黑色、灰黑色页岩，页岩中水平层理非常发育，见黄铁矿沉积，显示当时处于低能的还原沉积环境，水动力较弱，是形成页岩气的有利相带，部分地区可见浊流沉积[10]。龙马溪组下段岩性主要为黑色粉砂质页岩、碳质页岩、硅质页岩，发育厘米级和毫米级的微细纹层，页岩普遍含黄铁矿团块、晶粒，常呈星点状或纹层状，地层厚度100～130 m，黑色页岩并富含大量的耙笔石、栅笔石、雕笔石、锯笔石等，镜下薄片可见硅质放射虫。据王秀萍等[11]对X射线衍射分析测试，川南龙马溪组下段页岩矿物组分包括石英、钾长石、斜长石、方解石、白云石、黄铁矿、黏土矿物和少量的菱铁矿、石膏等。

2 水化学特征及成因分析

据霍秋立等[3]研究，海拉尔盆地地层水矿化度为1 740～25 000 mg/L，松辽盆地为960～14 000 mg/ L，吐鲁番盆地为2 000～120 000 mg/ L，塔里木盆地最高介于22 000～320 000 mg/ L。昭通页岩气田采出水总矿化度范围为1 517～53 991 mg/ L，两个区块采出水主要成分上表现一致，显示出海相深水陆棚沉积环境的特点，但是两个区块在主要成分的离子浓度上表现出不同的水化学特征。

2.1 水化学特征

对昭通页岩气田罗场向斜南翼A区块89组水样取样，对昭通页岩气田太阳背斜及云山坝向斜B区块10组水样取样，并进行Cl－及Na+、K+的对比分析（图2、图3），结果表明：A区块地层水总矿化度平均值35 041 mg/ L，与海水盐度相当。其中Cl－含量709～32 614mg/ L，平均值20 972 mg /L，Cl－和总矿化度表现出特别强的相关性，A区块Na+与K+含量306～18 838 mg/ L，平均值12 639 mg/ L，Na+与K+同样和总矿化度表现出较好相关性，其Cl－占总矿化度的59%，Na+与K+占到36%，HCO3－平均含量444 mg/L，矿化度占比1.7%，表明A区块Cl－、Na+与K+是控制气田采出水矿化度的主要成分；而B区块地层水总矿化度平均值15 816 mg/ L。其中Cl－含量2871～15 208 mg/ L，平均值8 965 mg/ L，Cl－和总矿化度表现出特别强的相关性，其Na+与K+含量2 105～9 475 mg/ L，平均值5 822 mg/ L，Na+与K+和总矿化度同样表现出较好相关性，Cl－占总矿化度的56%，Na+与K+占比37%，HCO3－平均714 mg/ L，占比6.2%，表明B区块Cl－、Na+与K+是控制气田采出水矿化度的主要成分。

分析认为A区块89组水型基本都为CaCl2型，B区块10组水型中有50%为NaHCO3型，B区块采出水水样总矿化度、Cl－、Na+与K+含量较A区块偏低50%以上。Cl－、Na+与K+是昭通气田采出水矿化度的主要成分，两个区块采出水主要成分的离子浓度特征差异显著。

2.2 水化学特征成因

地层水和油气的流动是沉积盆地内物质和能量传输的重要过程。油气田地层水可以提供流体成因、流动和水—岩相互作用的重要信息[12]。地层水化学特征与油气的生、运、聚、散过程有着十分密切的关系[13]。成矿地质阶段，在外生作用下，Cl－在自然的水岩系统中具有很强的迁移能力，与Na+、K+等形成易溶于水的化合物，在干旱的内陆盆地、潟湖海湾中沉淀形成盐类[14]。霍秋立等[3]认为Cl－含量常用来说明地下水的矿化度，认为这种相关关系是蒸发浓缩作用的结果。工区内两个不同化学特征区块的Cl－均与总矿化度表现出较强的相关性，反映出两个区块龙马溪组页岩在蒸发浓缩作用下沉积的共同特点。盐化系数 γCl－/(γHCO3－+γCO32－)主要反映地层水的浓缩程度（γ表示溶液中离子含量），其值越大，反映蒸发作用越强[15]。A区块盐化系数平均值为49.6，B区块盐化系数平均值为15.4，反映出研究区A区块蒸发作用强，水循环慢。

图2 昭通页岩气田Cl－离子与总矿化度关系图

霍秋立等[3]认为较高的矿化度反映出储层封闭性较好，水动力较弱，有利于油气藏的保存。工区A区块矿化度远高于B区块，反映出A区块页岩储层封闭性相对较好，油气藏保存条件较好。惠潇等[1]发现地层水矿化度和Cl－质量浓度随深度逐渐增大的趋势符合垂向分带规律，反映延长组地层封闭性较好。昭通气田两个区块页岩储层Cl－和储层深度分别呈现出对应的垂向分带规律，但是太阳背斜构造地层倾角较大的储层中Cl－（B1、B2、B3井）并无垂向分带规律（图4），反映出龙马溪组页岩储层流体系统的封闭性整体较好，B区块太阳背斜构造地层倾角较大部位封闭性差。

图4 昭通页岩气田储层深度与Cl－关系图

页岩生烃期，储层埋深不断加大，有机质成熟度持续升高，气体大量生成，页岩储层内流体压力快速增加，使页岩气储层呈现明显的超压现象。而且随着泥页岩埋深增大，储层受上下围岩的压力增大，页岩气的封闭条件相对变好。昭通页岩气田生烃晚期，龙马溪组储层由构造沉降转为构造抬升，页岩孔隙内的气体具有体积膨胀的趋势，并且随着储层埋深的减少，储层流体压力大幅降低，但局部储层的压力系数仍可以继续变大，受构造抬升上覆地层减薄的作用，局部可发育规模较大的断层，对页岩气储集会造成破坏[10]。梁兴[16]等研究，保存条件对经历强烈改造的构造拗陷型页岩气赋存区有着至关重要的控制作用。A区块构造位于罗场向斜南翼，主体构造比较平缓，地层展布稳定，地层倾角总体较小，区块内大断裂不发育，气藏得以较好保存；B区块主体构造位于太阳背斜，东南翼较平缓，地层倾角25°～30°，西北翼相对较陡，地层倾角38°～42°，后期构造抬升对储层的挤压和剥蚀是该区块保存条件变差的主要原因。

页岩成岩过程，因为沉积物的“去流体”作用，页岩经压实后，原来所含水大约将失去75%，剩下25%则被封闭在页岩的孔隙里[17]。杜洋[6]等证明页岩岩心经滑溜水压裂液浸泡不仅改善了天然气渗流通道，使天然气更容易采出，还有利于岩心表面吸附气向游离气转化。Wang[18]等通过页岩接触盐水实验后发现页岩渗透率增大，可能是由于矿物的溶解以及微裂缝扩展引起。Dehghanpour[19]等采用去离子水、不同浓度 KCl 溶液及煤油等针对页岩开展自吸实验，发现页岩自吸会产生诱导微裂缝，并使岩石渗透率增大。本区开发经验认为，人工水力改造作用加速了页岩气藏盐类及气体的溶解作用，含Na+、K+、Cl－等离子的盐类矿物被破坏，以离子形式快速溶解于填充液中，注入地层的混合液与残留地层水及围岩充分溶解、混合。沉积水体盐度越高，构造保存条件越好，气藏采出水矿化度越高。A区块储层沉积和构造保存条件好，B区块相对较差，且改造过程容易沟通地层水，于是形成工区现今两个区块不同的水化学特征。地下水中Cl－主要有5种： ①沉积岩中岩盐及其他氯化物的溶解；②岩浆岩中含氯矿物的溶解；③海水，④火山喷发物的溶滤；⑤人类活动[20]。研究认为，页岩气藏采出水中的Cl－及碱金属Na+、K+来源于页岩储层沉积盐类压裂改造后的溶解作用，采出水中不同的水化学特征反映页岩成藏过程特殊的沉积环境和保存条件。影响工区龙马溪组产能的主要地质因素是储层的沉积环境和保存条件，Cl－与总矿化度的相关性、盐化系数等可作为表征储层沉积环境的综合判断因素，Cl－与页岩储层的垂向分带规律、总矿化度等可作为表征储层保存条件的综合判断因素。

3 排采特征

页岩气开采过程中，通过进行水化学数据和生产数据的动态监测，进行流体物性与生产数据分析，研究积液对页岩气井生产特征的影响，能够为气藏成因与产能分析、排采工艺、气藏流体流动等基础研究提供及时准确的参考数据。通过对采出水中Cl－含量的动态跟踪，得到压裂液返排和生产阶段的动态变化特征。

3.1 Cl-离子变化特征及原因

页岩储层改造完成后，注入的压裂液快速返排，返排前期采出水量介于300～400 m3/d。压后返排阶段，跟踪工区内5个平台19口井返排数据（图5）分析，发现A、B区块内（其中E1井位于B区块）气井压裂液表现出相同的返排规律：①同一平台各井Cl－变化区间较为接近（图中相同颜色的为同一井组）；②各井Cl－不断升高，趋近最高值，之后较长时间内保持在一稳定范围内，且不随生产制度调整变化；③在产量达到峰值时，Cl－接近测试期间最高值；④相比返排阶段，生产阶段Cl－波动较大，但整体保持在相对较高范围（图6）。

图5 昭通页岩气田不同井组返排液Cl－变化特征图

图6 昭通页岩气田返排阶段和生产阶段Cl－离子变化特征图

返排初期，受地层围岩应力作用，填充主缝网的压裂液首先排出，被压开的缝网缓慢闭合，地层返出流体以水相为主，主缝网填充液流动性强，与盐类离子溶解混合程度低，以压裂液返排为主，Cl－含量低。此阶段若是生产制度调整幅度过大，部分缝网快速闭合，该段产能将得不到有效动用，而且上覆围岩对于改造后页岩及填充固体颗粒的压实过程不可逆转。主缝网基本闭合，气藏各段应力达到平衡后，致密页岩储层已经改造成较稳定的流动气藏，气体分子、盐类离子开始随返排液向低压区渗流，并在井筒内气液分离，游离气相积聚成连续气相、携带盐类溶液返出。当大部分改造层段得到动用后，测试产气量接近稳定值，气藏流体流动性增强，已经充分溶解在地层深部的不同浓度的盐溶液随返排液不断排出，不同井段的盐类离子再次混合，Cl－含量达到较高值，并稳定在一定范围内，一个稳定流动的页岩气藏正式改造完成。

3.2 生产特征

A区块气井投产后表现为“两高一低”（高压、高产、低返排）的生产特征，典型井A1井投产首月平均压力15.9 MPa，平均日产气7.9×104m3，平均日产水15.9 m3，返排率11.5%（图7）。

B区块气井投产后表现为“两低一高”（低压、低产、高返排）的生产特征，典型井B1井投产首月平均压力4.5 MPa，平均日产气2.4×104m3，平均日产水55.3 m3，返排率29.6%（图8）。

3.3 页岩气井筒流压特征

C井和D井均位于A区块，投产2年后均出现油套压差增大、气井产量快速下降、产水减少的积液特征。提取稳定生产1年的生产数据，得知C井连续生产，平均油压4.9 MPa，产气量平均4.4×104m3/d，产水量平均为0.5 m3/d；D井间歇性生产，每天关井4～5h，平均油压9.1 MPa，产气量平均3.3×104m3/d，产水量平均为7.3 m3/d。两口井表现出连续稳定低产水和间歇高产水的不同生产特征，可能与储层改造缝网的复杂程度有关。

图7 昭通页岩气田A1井历史生产曲线

图8 昭通页岩气田B1井历史生产曲线

针对两口不同产水特征的典型井，进行井筒流压监测，发现该两口井直井段分别在2 000 m和1 900 m处存在液相增多的积液特征。通过开展针对性的泡沫排水工艺措施，该两口井产量得到了恢复。井筒压力监测显示：C井在低频次大剂量泡排制度下可快速排出积液，恢复连续生产状态，D井在高频次低剂量泡排制度下可连续排出积液，同时产量可保持连续稳定生产状态。

C井泡排措施前井筒流压梯度为0.132 MPa/100m，在2 000 m存在压力梯度突变且2 000 m以下能够延续，判断在2 000 m以下流体中含水增加，为明显的气水混合物，判断为气水混合状态。泡排后流压梯度为0.015 MPa/100m，显示为纯气段，表明井筒积液得到有效清除。

D井泡排措施前井筒平均流压梯度为0.126 MPa/100m，1 900 m以下压力梯度有明显增大，显示1 900 m以下流体中含水明显增加，判断为气水混合段塞流。泡排后平均流压梯度为0.117 MPa/100m，泡排后井筒内压力梯度有一定程度减少，但仍然含有少量水，段塞流现象有所减缓。

4 结论

1）昭通页岩气田A、B两个区块表现出不同的水化学特征，总体上其采出水中Cl－、Na+和K+均与矿化度呈现较好的相关性，且含量占比较高，是气田水矿物质含量的主要成分，说明龙马溪组页岩海相深水陆棚相沉积是在较强蒸发浓缩环境下形成。但在大规模水力压裂改造后，其采出水表现出不同的生产和水化学特征，反映出A区块在沉积成藏过程中水体流动缓慢，蒸发作用强，气藏保存条件较好，B区块背斜构造部位地层倾角较大储层保存条件较差。

2）页岩气井返排初期，地层返出流体以液相水为主，返排液Cl－和压裂液Cl－含量接近。当大部分改造层段气相突破后，气藏流体流动性增强，溶解在地层深部的不同浓度的盐溶液不断排出、交汇、混合，Cl－离子浓度达到较高值，地层流体流动、盐类物质溶解、围岩与支撑应力趋于稳定值。通过Cl－离子的动态监测，可以及时判断页岩储层盐类离子的溶解及改造效果。

3）对于具有套压快速增加、产量快速下降、产水降低等生产特征的气井，认为是由井筒液相突然增加造成，泡排措施大剂量加药后，积液可快速清除，产量能够迅速恢复；对于具有套压缓慢增加、产量缓慢减少、产水降低等特征的气井，认为是持续少量出水引起液面逐渐上升造成的，连续加药后，可达到持续排液的目的，从而使产气量逐步增加。通过井筒流压监测，可以及时发现井筒流体状态对气井产量的影响。