页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:(1)压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;(2)气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;(3)基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。     

页岩气井压裂返排液损害实验评价及机理研究

页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网,泵入的压裂液会与页岩相互作用,一方面通过自吸进入储层深部无法返排,另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化,产生胶体残渣,造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,压裂液滞留于地层以及破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害,文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明,页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的,裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的,对于微裂缝发育的储层,在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随岩样/裂缝尺度而呈现差异性,对于渗透率较高的裂缝流动通道,以固相堵塞和液相圈闭为主,且损害后渗透率难以有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG(瓜尔胶)+0.4%AS-6(季铵盐类黏土稳定剂)+0.3%CX-307(阴离子型破乳助排剂)+0.1%HCHO(杀茵剂)。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1体积比混合后的乳化率均在60%以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性荆提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

页岩气藏自然返排缓解水相圈闭损害实验研究

水平井分段压裂是页岩气藏开发的主要技术手段。然而,页岩纳米孔与微裂缝的毛管自吸作用往往导致压裂液返排困难,滞留压裂液对页岩气解吸—扩散—渗流过程潜在损害严重。为深化页岩气藏压裂液返排与及其水相圈闭损害动态变化的认识,利用川东龙马溪组页岩样品,在岩心柱尺度上实验模拟增产改造时压裂液自吸—返排过程,讨论了孔隙结构、裂缝发育情况、返排压差及时间影响自吸—返排效果的机理。结果表明:孔隙半径越小,毛管力越大,页岩自吸速率越大,水相返排效果越差;自吸诱发页岩产生裂缝,增大了气相渗流通道,促进了滞留水相返排;返排压差、返排时间与水相返排效果呈正相关关系,在返排压差0.2MPa和1.0MPa条件下先后各返排12h,水相最大返排率约为46%,最大渗透率恢复率约为67%。分析表明:页岩气藏潜在水相圈闭损害严重,滞留水相的返排有利于增强页岩气渗流能力。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

页岩气藏水相圈闭损害实验研究及控制对策 ——以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为例

水平井分段水力压裂是开发页岩气藏的主要技术,但多数页岩气井压裂后压裂液返排率仅为10%~50%,潜在水相圈闭损害严重,需加大对页岩气藏水相圈闭损害的认识。以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为研究对象,模拟压裂作业过程,利用裂缝和基质岩样开展了压裂液滤失与自吸实验,观察了页岩水相返排现象,评价了水相圈闭损害程度。实验结果表明:压裂液滤失与自吸作用将使基质含水饱和度显著增加,且在气藏压力下返排困难,从而引起基质渗透率、扩散系数以及气体压力传递能力大幅下降。分析认为,纳米孔隙发育、亲水性粘土矿物含量高以及超低含水饱和度现象普遍存在是页岩气藏水相圈闭损害严重的主因;加强返排机理研究,选择合适的表面活性剂,并采用非水基压裂液和高温热处理技术是解除或缓解水相圈闭损害的根本途径,也是页岩气井增产改造的重要发展方向。     

页岩储层吸水特征与返排能力

中国页岩气资源量巨大,但页岩储层渗透率极低,为了有效开发页岩气藏,通常采用体积压裂技术以增大渗流面积,但页岩储层压裂后普遍存在着压裂液返排率低的问题。针对该问题,全面分析了页岩的组分及其与水的力学作用机理;设计了页岩粉末膨胀和岩心吸水实验,分别研究了页岩对蒸馏水、地层水、压裂液A和压裂液B的吸水能力;同时运用缝网渗流能力等效原理,推导了页岩吸水强度的计算公式,概算了页岩气井体积压裂后的吸水百分比。研究结果表明：页岩受表面水化力、渗透水化力、氢键力及范德华力作用的水分子难以返排,而受重力和毛细管压力作用的水分子在一定条件下可以返排;压裂液能够有效抑制页岩的吸水能力,有助于压裂液的返排;通过改变压裂液组分提高压裂液返排率是可行的。该研究成果为认识页岩储层体积压裂液返排的内在机理以及压裂规模与返排率的关系,提供了较为翔实的理论依据。     

致密砂岩储层压裂液损害机理探讨

大牛地气田储层为典型的致密砂岩储层,自然产能低。在压裂过程中,压裂液不可避免地进入储层．造成储层损害从而影响压裂效果。文中针对工区低孔、低渗、低压、黏土矿物丰富、毛细管力高、局部存在超低含水饱和度等特征,开展了压裂液室内评价实验,深入分析了液相圈闭、固相侵入、黏土矿物运移、敏感性损害、压裂液与储层的配伍性等因素对储层损害的影响。实验表明：液相圈闭和固相损害是造成储层损害的主要原因;毛细管自吸、黏土矿物运移、碱敏和固相沉积等加剧了液相滞留和孔喉堵塞,减小了孔喉有效渗流,使得储层渗透率下降;储层物性越差,非均质性越强,液相滞留越严重,造成储层损害严重．返排效果越差,     

长宁区块页岩气井排液技术现状及攻关方向探讨

页岩气储层具有脆性高、孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,须通过大规模水力压裂作业形成复杂裂缝网络来获得工业气流。排液作为压裂和后期生产"衔上接下"的关键一环,在页岩气开发中被高度重视。目前长宁大多数页岩气井采用经验方法或者借助邻井的返排数据指导控制排液,缺乏理论依据。文章针对长宁区块页岩气井返排关井时间、返排速率、返排率、返排液矿化度等,提出了从五个方面进行排液技术研究:压裂后关井时间对裂缝扩展、气井产量的影响;返排液矿化度和离子成分变化的特征及离子来源;页岩气井返排效果影响因素及压裂液去向问题;压裂液滞留于地层对页岩气储层伤害及返排率对气井产量的影响;返排控制参数对返排率及支撑剂回流的影响。     

涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用

针对涪陵页岩气田国家级页岩气示范区水平井储层特点，结合套管固井完井方式，为实现有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化，通过缝网压裂工艺、低成本高效材料体系、返排液重复利用等技术研究，形成了一套适合于涪陵页岩气水平井高效压裂技术。其中缝网压裂工艺实现了形成复杂裂缝网络的压裂目标，高效低成本减阻水压裂液体系，满足连续混配施工要求，成本较国外减阻水体系降低20%以上，现场测试减阻率高达74.5%，返排液重复利用技术实现返排液零排放。截至2017年12月，集成技术累计现场应用330井次，压裂5 300段，工艺成功率97%，平均无阻流量38.5×104 m3/d，增产增气效果显著。     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

海相页岩压裂液低返排率成因

为了研究压裂液与页岩作用以及滞留机理,以中国南方海相页岩昭通、长宁和威远区块的岩心为样品,从吸附、膨胀、溶出孔、溶出液矿化度及离子组成等实验研究入手,揭示水在页岩中的赋存状态及高矿化度来源,模拟计算了水的滞留及矿化度增加机理。扫描电镜显示页岩中含有黏土矿物质形成的大量微裂缝,超声浸泡页岩矿物溶出率介于0.5%~0.7%,离子组成与地层水一致,取样岩心黏土矿物含量介于18%~20%,主要为绿泥石、伊利石和少量伊/蒙混层,没有蒙脱石(SS)层,XRD及红外光谱验证压裂液不会进入黏土矿物层间,不会引起页岩膨胀,压裂液滞留主要为压裂新形成的页岩微裂缝表面吸附作用的结果,吸附饱和速度与孔径成正比,为逐步渗透。结论认为,压裂液对页岩的逐级萃取及纳米缝隙对离子排斥是返排后期矿化度急剧增加的主要原因,气藏形成时甲烷携液作用也是可能的原因。结合实验及现场数据,分析了9口井压裂液返排率与产气量数据,结果表明相同区块总体趋势为返排率越低,微裂缝越发达、体积改造效果越好、产气量越大。     

自生热类泡沫压裂液在川西地区J3ｐ气藏的应用

川西地区J₃ｐ气藏温度低，压裂液破胶困难，甚至不能完全破胶，对储层伤害大，且容易引起支撑剂回流，降低裂缝导流能力和刺伤井口排液或输气油嘴，给测试及输气生产带来安全隐患；储层渗透率低，孔隙结构差，孔隙喉道微小，黏土矿物含量高，滤失极易导致储层伤害；气藏压力低，残液返排率低，对储层伤害大。自生热类泡沫压裂液能通过化学反应在地层中产生大量的热能和气体，使地层温度升高，促成冻胶压裂液快速而彻底破胶；产生的气体能形成泡沫，并优先占据储层岩石的孔隙和喉道而降低滤失；形成的高温气体具有自动气举作用，使残液返排率显著提高。因此，自生热类泡沫压裂液能有效解决低温低压气藏压裂改造中的储层伤害问题，应用于川西J₃ｐ气藏压裂改造效果良好，值得推广应用。     

页岩气井返排规律及控制参数优化

压后排液作为压裂和后期生产“衔上接下”的关键一环,页岩气井压裂后返排控制参数的选择及返排制度的制定还一直处于探索阶段,返排控制参数对页岩气井返排率及气井产量的影响尚不明确,返排关井时间、返排油嘴使用和更换基本都凭经验和固定模式。通过某区大量页岩气井返排数据分析,研究了返排速度、压裂+关井期间压裂液与页岩作用对返排率和气井产量的影响,明确了页岩气井压后返排作法,研究结果表明,提高返排率有利于提高页岩气井产能,但返排率不是决定气井产能高低的关键因素;页岩气井压裂施工结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展,提高单井产量,但关井时间过长会引起大量的压裂液滞留于地层对储层造成伤害,反而降低气井产能;提出开井初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能,采用对“油嘴进行控制、逐级放大、连续、平稳”的排液制度。页岩气井返排规律及控制参数优化结果为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。     

东营北带砂砾岩体裂缝伤害与保护

东营北带砂砾岩体属特低孔、低渗储层,裂缝的发育程度是决定储层物性的主要因素.研究表明:裂缝易于被常规聚磺钻井液所污染,尤其是钻井液中的无机固相及不溶有机物颗粒,且堵塞后不易排出.采用无黏土漂珠钻井液可实现欠平衡或近平衡钻井,且消除了固相污染,其主处理剂可在岩石表面堆积成膜,漂珠可对裂缝起到支撑作用,从而较好地保护了裂缝,污染后渗透率恢复值可达85.43％.     

裂缝性储层渗透率返排恢复率的影响因素

在裂缝性低渗透储层钻井完井过程中,工作液滤液及固相侵入会对储层造成损害。采用屏蔽暂堵技术形成致密封堵层,可对储层进行有效保护,而渗透率返排恢复率是衡量屏蔽暂堵技术质量的重要指标。使用同一工作液并调整其粒度分布,分别对低渗砂岩裂缝岩样进行了封堵层形成与返排试验,探讨了工作液粒度分布及压力梯度对返排恢复率的影响。试验表明,随着压力梯度增大,返排恢复率呈先增大后减小的趋势。固相粒度与缝宽最优匹配原则不是固定不变的,而是受缝面微凸体高度与缝宽比值的影响。固相侵入浅,返排恢复率高;固相侵入深,返排恢复率低。对于水力学宽度为20~70 μm的细砂岩裂缝岩样,最优返排压力梯度为7.8~24.2 MPa/m,最优匹配原则为1/3~2/3架桥,且接近于2/3架桥。裂缝性储层返排过程中存在最优返排压力梯度,固相粒度与缝宽匹配程度直接影响固相侵入深度,进而影响渗透率的返排恢复程度。