长宁区块页岩压后压裂液离子含量变化研究及应用

2019-06-12胡仁德彭钧亮韩慧芬

钻采工艺 2019年5期

王良，胡仁德，杨建，彭钧亮，韩慧芬，杨斌

（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中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司4西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室）

王良等.长宁区块页岩压后压裂液离子含量变化研究及应用.钻采工艺，2019，42（5）：99-102

页岩储层具有脆性高、超低孔隙度及超低渗透率的特征，页岩气藏的开发主要依赖于水平井多级压裂技术，通过大规模泵入压裂液形成复杂的裂缝网络，从而实现页岩气的工业开采［1］。压后排液在页岩气的开发中被高度重视，充分认识排液阶段的特征是后期生产关键的一环。目前，长宁区块主要采用适度闷井、油嘴控制、逐级放大、调整稳定的压后返排制度，总体特点是关井时间长，初期多采用Ø3 mm油嘴控制排液［2］。目前针对页岩的吸水特征研究较多，却极少关注返排液的离子成分变化［3］。而返排液的离子成分及矿化度变化程度又能反应出压裂液与页岩的相互作用程度，这对于认识压后排液的不同阶段以及优化返排制度具有重要意义。

目前，国内学者针对页岩压后返排液的研究主要集中返排液的环保问题、处理工艺及技术上［4-5］，很少关注到返排液的离子成分特征在分析压裂效果及优化返排制度上的重要性。国外以Ashkan Zolfaghari为主的学者开始重视压后返排液离子成分及矿化度的分析和应用，主要研究了返排液中盐类物质的来源、水岩相互作用机理以及返排液中盐浓度与裂缝开度的关系［6-8］。其他学者对于压后返排液的研究主要通过数学模型或数值模拟［9-10］。基于以上国外研究现状，结合长宁区块页岩压后返排现状，有必要开展长宁区块压裂液与页岩作用前后的离子含量变化研究，揭示页岩压后返排液的离子来源，为进一步认识页岩与压裂液的相互作用机理及压后效果评估提供理论依据。

一、实验样品及方案

页岩样品取自长宁区块N212井及NX202井，液体主要采用蒸馏水、H5-4井及H5-6井压后返排液，支撑剂主要取自H5-4井陶粒及石英砂。

实验方案：一是通过分析长宁区块不同返排时间返排液的特征离子含量变化，总结长宁区块返排液的离子含量变化规律；二是进一步研究页岩压后返排液的离子来源，开展以下对比实验：①开展滑溜水与页岩、支撑剂的相互浸泡后的水质分析实验，探讨页岩、支撑剂在返排液的离子来源中的贡献率；②开展蒸馏水与页岩浸泡、蒸馏水与单黏土矿物颗粒浸泡的电导率测试对比实验，分析页岩中主要黏土矿物对离子来源的影响。

二、压后返排液的离子含量实验研究

利用离子色谱仪分析返排液的特征阳离子含量随返排时间的变化规律。实验结果见图1，对比同一平台两口井离子含量变化图，由于相似的地质工程条件，两井变化趋势一致。随着返排时间的增加，Na+、K+、Ca2+、Mg2+的含量均有所增加，增加的离子类型主要为Na+和Ca2+。K+在返排时间为4～10 d范围内逐渐趋于稳定，而Na+、Ca2+、Mg2+三种离子均在返排时间为6～10 d范围内逐渐趋于稳定，可以说明压裂液与页岩或支撑剂的相互作用在返排时间为4～10 d的范围内即趋于完成。

图1 长宁区块H5-4井、H5-6井返排液特征阳离子含量随返排时间变化对比图

三、压后返排液的离子来源实验研究

1.支撑剂、页岩、滑溜水浸泡实验

为了进一步研究页岩、支撑剂对压后返排液中离子来源的贡献情况，采用离子色谱仪开展了浸泡前后的特征阳离子水质分析实验。滑溜水按照现场配方进行室内配置。实验的检测方法为：①测试未浸泡支撑剂和页岩的滑溜水的Na+、K+、Ca2+、Mg2+含量；②准备等量的4份400 mL滑溜水样品放入老化罐，1、2号老化罐中放入100 g长宁区块H5-4井压裂用的石英砂，2号老化罐中再放入200 g页岩碎块；3、4号老化罐中放入100 g长宁区块H5-4井压裂用的陶粒，4号老化罐中再放入200 g页岩碎块；③将老化罐放入烘箱中，保持90℃；④测试不同浸泡时间下压裂液的特征阳离子含量。

实验结果见表1所示。可以看出，随着浸泡时间的增加，压裂液中的离子含量均有所增加，主要增加的离子类型为Na+和Ca2+，变化趋势与压后返排液的离子含量的变化趋势相似。为了进一步研究页岩和支撑剂对于离子来源的贡献率，分析页岩、支撑剂在浸泡10 d后四种阳离子含量增量，结果显示，滑溜水与陶粒浸泡后，四种阳离子含量增量为30.1%，增加页岩后，四种阳离子的增量增加为41.4%。滑溜水与石英砂浸泡后，四种阳离子的含量增量为21.6%，增加页岩后，四种阳离子的增量增加为39.6%。

2.蒸馏水与页岩、单黏土矿物浸泡实验

为了进一步研究页岩中黏土矿物类型对于压后返排液离子来源的影响，开展蒸馏水与页岩、单黏土矿物的浸泡实验。实验方法为：将等量的页岩颗粒分别浸泡在等量的蒸馏水中，并在不同时间节点测试溶液的电导率。对于无机盐溶液，电导率可近似认为与溶液矿化度线性正相关。对长宁区块NX202井、N212井的页岩进行黏土矿物含量测试，见表2，NX202井伊利石平均含量最高，平均值为39.6%，N212井绿泥石平均含量最高，平均值为43.0%。

表1 滑溜水与页岩、支撑剂浸泡后特征阳离子含量随浸泡时间变化情况

表2 样品黏土矿物分析结果

因此，选取伊利石、绿泥石单矿物进行浸泡实验，实验结果见图2、图3，页岩溶液与单黏土矿物溶液电导率随浸泡时间增加先快速增长而后逐渐趋于稳定。页岩颗粒浸泡溶液的电导率要远大于黏土矿物单矿物溶液。

综合所上，压后返排液中的离子主要来源于页岩中的可溶盐溶解或离子交换，部分来源于支撑剂的溶解。

图2 页岩颗粒浸泡过程溶液电导率随时间变化曲线

四、压后返排液离子含量变化的应用探讨

压裂液与页岩相互作用会引起页岩的裂缝扩展及次生裂缝的产生，有利于页岩气的产出，而闷井时间超过返排液特征离子趋于稳定的时间范围，则会造成页岩大量吸水后的水相圈闭损害，不利于页岩气的产出［11］。从图1可以看出，压后返排液的特征离子含量在浸泡时间为4～10 d范围内，离子含量则趋于稳定，有必要探讨压后返排液离子含量趋于稳定的时间与闷井时间及测试产量的相关性，为进一步优化压裂后的闷井时间提供指导。

图4 长宁区块N201井区页岩气井闷井时间与平均测试产量统计

因此，对长宁区块N201井区部分页岩气井闷井时间与测试产量关系进行统计，见图4。可以看出，闷井时间在5～20 d内，页岩气井的平均测试产量最高，但是10～20 d内的平均测试产量与5～10 d内的平均测试产量相当，增加了闷井的时间，但未有效的提高测试产量，最优的闷井时间为5～10 d。而压后返排液中离子含量趋于稳定的时间4～10 d，与最优的闷井时间相当，页岩压后返排液的离子含量变化特征能够反映压裂液与页岩、支撑剂的相互作用过程，一定程度上能为优化闷井时间提供理论依据。