袁小玲，黃 燦.

(中國(guó)石化江漢油田分公司，湖北武漢 434000)

涪陵頁(yè)巖氣田返排特征研究

袁小玲，黃 燦.

(中國(guó)石化江漢油田分公司，湖北武漢 434000)

涪陵頁(yè)巖氣藏通常需要進(jìn)行大規(guī)模的水力壓裂才具有工業(yè)開(kāi)采價(jià)值，但是頁(yè)巖氣井壓裂后返排率普遍較低。針對(duì)這一返排特征，采用頁(yè)巖儲(chǔ)層三孔隙裂縫—基質(zhì)模型表示，裂縫在井的壓裂過(guò)程中形成相互連通的網(wǎng)絡(luò)連續(xù)區(qū)，而有機(jī)基質(zhì)和無(wú)機(jī)基質(zhì)會(huì)嵌入這種裂縫網(wǎng)絡(luò)連續(xù)區(qū)。模型中考慮了基質(zhì)潤(rùn)濕性、毛細(xì)管壓力、相對(duì)滲透率和滲透壓力等潛在的化學(xué)特性的影響。從機(jī)理上分析了頁(yè)巖氣井壓后返排困難的原因。結(jié)果表明：水通過(guò)毛細(xì)管自吸作用進(jìn)入微裂縫，注入水存在于比表面積極大、形態(tài)極為復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)中，以致無(wú)法返排。頁(yè)巖氣井壓后返排率的高低受多種因素的影響，頁(yè)巖氣井返排率低，產(chǎn)量一般較高。

頁(yè)巖氣；水力壓裂；三孔隙度；返排率；自吸

涪陵頁(yè)巖氣田已完成試氣井平均返排率2.9%，最高16.5%。其中鉆塞期間平均返排率為0.5%，放噴期間平均返排率為0.9%，試氣測(cè)試期間平均返排率為0.3%，試采期間平均返排率為1.2%。氣井整體返排率較低，返排率的大小一定程度上能反映改造效果[1-5]。焦石壩頁(yè)巖氣井液體返排率受頁(yè)巖欠飽和，存在自吸收現(xiàn)象[5-10]；壓裂縫網(wǎng)復(fù)雜程度決定壓裂液與基質(zhì)接觸面積，進(jìn)而影響返排率。

1 頁(yè)巖自吸特征

用吸水儀測(cè)試焦石壩已烘干的柱狀巖心的自吸能力，研究常溫、常壓頁(yè)巖吸液排氣性能。巖心浸泡在地層水、油(十二烷油)中[11-12]，記錄不同時(shí)間吸入量，探索頁(yè)巖自吸水/油(十二烷油)的試驗(yàn)方法，分析不同方法下自吸速度、自吸能力及影響因素。從表1試驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，同一層位巖心，吸水后飽和度高于吸油后飽和度[13-15]，吸水能力強(qiáng)于吸油能力；主力層①～⑤小層巖心吸水飽和度要低于⑦～⑨層巖心吸水飽和度，吸油飽和度也更低。

表1 焦石壩頁(yè)巖巖心靜態(tài)自吸液體試驗(yàn)Table 1 Static self-absorption liquid test of shale core in JSB

水、油(十二烷油)分子的分子直徑分別為0.29 nm、1.27 nm，水更易進(jìn)入納米級(jí)孔隙中，油的分子直徑大，許多納米孔隙進(jìn)不去，吸入量小；其次，水、油(十二烷油)氣液表面張力分別為72.0 dyne/cm、25.5 dyne/cm，水表面張力是十二烷油表面張力的3倍，這樣水的毛管力更大，吸入量更多；另外，微裂縫多的頁(yè)巖，其接觸液體面積更大，自吸液能力更強(qiáng)，非主力層吸液飽和度大。至于黏土礦物含量、TOC的影響與自吸量關(guān)系不明顯，潤(rùn)濕性影響遠(yuǎn)可以忽略。

此外，從自吸試驗(yàn)中記錄的不同時(shí)間液體的自吸量、不同巖心吸油量來(lái)看，開(kāi)始吸油后的1 h內(nèi)頁(yè)巖自吸速度最快，5 h后吸油速度變慢，24 h自吸達(dá)到飽和狀態(tài)。對(duì)于吸水也有同樣的特征。比較而言，常壓下巖心自吸水正好定性模擬壓裂過(guò)程中壓裂液的頁(yè)巖吸入過(guò)程，據(jù)此可以分析壓裂液的影響。

由于含氣頁(yè)巖束縛水飽和度高，達(dá)到70%，而原始含水飽和度30%～40%，可以吸入并賦存更多的液體。選擇不同水平段長(zhǎng)的井，根據(jù)地層壓力38 MPa、地層溫度86℃、巖石密度2.6 g/cm3、含氣量4.6 m3/t、原始含水量0.006559 t/t，假設(shè)壓裂后縫高40m、半縫長(zhǎng)100m，預(yù)測(cè)不同井控制含氣量(表2)。保守估計(jì)，單井控制含氣量至少1.5×108m3，而壓裂液滯留體積2×104m3以上，但相對(duì)于單井儲(chǔ)量控制范圍而言，單位巖石吸液量還不到0.001 t/t，相比原始含水量0.006 t/t小很多，含水飽和度增量不足20%，表明地下滯留的壓裂液吸入還未使巖石達(dá)到飽和狀態(tài)，不會(huì)產(chǎn)生可流動(dòng)水而影響氣體的滲流。分析預(yù)測(cè)表明，壓裂效果越好，頁(yè)巖吸水量就越大，壓裂液返排率就越低，開(kāi)發(fā)效果就越好；同時(shí)，壓裂液滯留可置換出相當(dāng)數(shù)量的氣體進(jìn)入壓裂縫中成為游離氣，更容易產(chǎn)出，提高初期產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)期，有利于頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)。

表2 焦石壩頁(yè)巖氣單井含氣量及壓裂液滯留量參數(shù)表Table 2 Parameters of gas content of single well in shale gas reservoir and retention volume of fracturing fluid

對(duì)于致密砂巖氣藏和頁(yè)巖氣藏，大量壓裂液滯留對(duì)儲(chǔ)層作用機(jī)理明顯不同。致密砂巖的孔隙既是儲(chǔ)集空間，又是滲流通道，壓裂液滯留會(huì)發(fā)生水鎖，堵塞氣體產(chǎn)出，返排率低時(shí)降低產(chǎn)量；對(duì)頁(yè)巖氣來(lái)說(shuō)，納米孔隙是主要儲(chǔ)集空間，微裂隙是主要滲流通道，滯留的壓裂液賦存于納米孔隙中，對(duì)氣體流動(dòng)沒(méi)有明顯影響。

2 三孔隙系統(tǒng)氣—水?dāng)?shù)學(xué)模型

建立一種模型，可以使用滲透吸漲作用，又可以使用毛細(xì)管滲吸作用研究質(zhì)量轉(zhuǎn)移?；|(zhì)單元被細(xì)分為無(wú)機(jī)基質(zhì)和有機(jī)基質(zhì)。無(wú)機(jī)質(zhì)包括親水二氧化硅、石英、黏土和方解石。假設(shè)僅在有機(jī)質(zhì)中發(fā)生氣體吸附。

圖1 三孔隙模型Fig.1 The models of three porositya.富含有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖地層的標(biāo)準(zhǔn)雙孔隙模型； b.富含有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖地層的三孔隙模型

頁(yè)巖氣藏屬于特低孔、特低滲氣藏且存在吸附、解吸等特性，其儲(chǔ)滲結(jié)構(gòu)為納微米數(shù)量級(jí)并具有很強(qiáng)的多尺度性孔隙，其氣體產(chǎn)出是微觀孔喉、微裂縫、宏觀裂縫以及水力裂縫等滲流通道的一系列過(guò)程的耦合。氣體在開(kāi)發(fā)過(guò)程中的解吸、擴(kuò)散，以及納米級(jí)孔隙及微裂隙中流動(dòng)等復(fù)雜的流動(dòng)機(jī)理，給產(chǎn)能預(yù)測(cè)、數(shù)值模擬及開(kāi)發(fā)技術(shù)政策制定帶來(lái)極大的挑戰(zhàn)。

針對(duì)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中流動(dòng)試驗(yàn)方法和研究手段的缺乏、流動(dòng)機(jī)理認(rèn)識(shí)不清等問(wèn)題，從頁(yè)巖儲(chǔ)層三孔隙度方面建立適合頁(yè)巖氣滲流的數(shù)學(xué)模型，初步探討頁(yè)巖氣流動(dòng)機(jī)理，研究其返排特征。

描述頁(yè)巖氣儲(chǔ)層三孔隙度數(shù)學(xué)方程如下：

裂縫：

·Kf,eff[λwfpgf-(λwfγw+λgfγg)D]+

(1)

無(wú)機(jī)基質(zhì)：

(2)

有機(jī)基質(zhì)：

(3)

式中Kf,eff——裂縫滲透率,mD;

λwf——水流度，1/cp;

λgf——?dú)怏w流度，1/cp;

pgf——裂縫中的壓力，psi;

pgm1——無(wú)機(jī)質(zhì)中的壓力，psi;

pgm2——有機(jī)質(zhì)中的壓力，psi;

γg——?dú)怏w的壓力梯度，psi/ft;

γw——水的壓力梯度，psi/ft;

D——深度，ft;

τft/m1——裂縫和無(wú)機(jī)質(zhì)巖石之間的轉(zhuǎn)移函數(shù)，1/d;

τft/m2——裂縫和有機(jī)質(zhì)巖石之間的轉(zhuǎn)移函數(shù)，1/d;

Φ——導(dǎo)流系數(shù)，無(wú)量綱；

ct——壓縮系數(shù)，1/MPa;

t——時(shí)間,s;

ρs——巖石密度，1b/ft3;

VF2——有機(jī)基質(zhì)的體積分?jǐn)?shù)；

Bg——?dú)怏w組成體積系數(shù)，cf/scf;

α∞——吸附氣體最大值，scf/t;

b——蘭格繆爾系數(shù),1/psi。

3 應(yīng)用效果

基于以上研究，探索頁(yè)巖自吸能力，以實(shí)際井焦頁(yè)1井為例，流體受毛管力作用，頁(yè)巖納米孔隙表現(xiàn)出極強(qiáng)吸液能力。從圖2中可看出，巖心開(kāi)始自吸后的10 h內(nèi)頁(yè)巖自吸速度最快，20 h后自吸速度變慢，25 h自吸達(dá)到飽和狀態(tài)，頁(yè)巖接觸面大，吸液速度快。分析認(rèn)為，10 h內(nèi)頁(yè)巖自吸為裂縫自吸，20 h后自吸為有機(jī)質(zhì)自吸，25 h自吸為無(wú)機(jī)質(zhì)自吸，符合上文三孔隙模型。

圖2 焦石壩頁(yè)巖氣單井吸入量與時(shí)間關(guān)系圖Fig.2 Relation between intake and time of shale gas single well

在涪陵頁(yè)巖氣實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，頁(yè)巖氣井的返排率非常低，平均返排率只有2.9%。這說(shuō)明頁(yè)巖儲(chǔ)層的自吸能力非常強(qiáng)，水力壓裂效果越好，頁(yè)巖儲(chǔ)

層的表面積越大，頁(yè)巖吸水量就越大，壓裂液返排率就越低，開(kāi)發(fā)效果就越好。采用三孔隙模型可以描述自吸的全部過(guò)程。由于含氣頁(yè)巖束縛水飽和度高，達(dá)到70%，而原始含水飽和度為30%～40%，可以吸入并賦存更多的液體，滲透效應(yīng)和毛細(xì)管效應(yīng)對(duì)于產(chǎn)氣量起積極作用，同時(shí)也會(huì)降低井中積水的采收率。重力和毛細(xì)管力誘導(dǎo)更多的濾液進(jìn)入頁(yè)巖基質(zhì)。滲透效應(yīng)似乎比毛細(xì)管效應(yīng)具有更大的影響。

從圖3基于以上三孔隙度數(shù)學(xué)方程建立的數(shù)值模型可看出，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，自吸量最終會(huì)趨于一個(gè)平穩(wěn)值，這與表3記錄的試驗(yàn)結(jié)果是一致的，最終的自吸后飽和度可以達(dá)到70%左右。返排率低增加產(chǎn)量，但對(duì)后期開(kāi)采是否影響采收率等還要進(jìn)一步研究。

圖3 三孔隙模型的含水飽和度剖面：親油巖石Fig.3 The three pore model of water saturation profile: oil wet rock

序號(hào)樣號(hào)井深/m層位長(zhǎng)度/cm直徑/cm孔隙度/%裂縫百分?jǐn)?shù)/%自吸介質(zhì)飽和度/%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

續(xù)表

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)頁(yè)巖自吸測(cè)試表明，壓裂效果越好，頁(yè)巖吸水量就越大，壓裂液返排率就越低，開(kāi)發(fā)效果就越好。

(2)壓裂液滯留可置換出相當(dāng)數(shù)量的氣體進(jìn)入壓裂縫中成為游離氣，更容易產(chǎn)出，提高初期產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)期，有利于頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)。

(3)關(guān)井期間，毛細(xì)管壓力和滲透壓力會(huì)造成壓裂液滲透到頁(yè)巖基質(zhì)。

(4)返排率低增加產(chǎn)量，但對(duì)后期開(kāi)采是否影響采收率等還需進(jìn)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

中國(guó)石油化工股份有限公司2015年度“十條龍”科技攻關(guān)項(xiàng)目“涪陵區(qū)塊頁(yè)巖油氣勘探開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(ZKD0213002)、中國(guó)石油化工股份有限公司科研項(xiàng)目“涪陵區(qū)塊頁(yè)巖油氣有效開(kāi)發(fā)技術(shù)研究”(P13053)聯(lián)合資助。

袁小玲(1965—)，女，工程師，畢業(yè)于江漢油田職工大學(xué)，本科，長(zhǎng)期從事頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)工作。郵箱：hcyeah@163.com.