页岩气储层压后返排特征及意义

2019-09-05李军龙石孝志朱炬辉

中国石油大学学报（自然科学版） 2019年4期

杨海, 李军龙, 石孝志, 朱炬辉, 邓才, 王丹

(中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司,四川成都 610051)

1 关井对产出量的影响

页岩气储层经水力压裂改造后通常经历关井、返排、生产3个阶段,但国内外学者对页岩气储层压后是否关井存在诸多争议[7,10,21-22],因此有必要分析页岩气储层经历关井后的地层响应及产出特征,为是否关井以及何时关井提供更多依据。页岩气储层主压裂施工周期较长,因此将主压裂时长纳入关井时间[23],即为第一段主压裂开始至正式开井排液为止称为返排前关井，将返排或生产过程中关井称为中途关井。

由于泵枪遇阻、处理套变、中途钻磨桥塞等井下复杂情况会影响主压裂进度导致部分井关井时间过长,因此根据返排前关井时间将威远A井区29口井有效数据分为区域1和区域2(图1)。如图1(a)所示,返排前关井时间与见气时间没有明显相关性,一定程度上说明该关井期间压裂液向地层深部微细裂缝的渗吸与裂缝中气体之间的交换作用有限。若返排前关井期间压裂液通过渗吸作用可以将微细裂缝中的气交换到近井裂缝中,则近井地带含气饱和度增加,为开井后气体的流动提供良好的渗流环境,气体更易突破,见气更早,而29口井的返排数据并未发现返排前关井时间越长见气越早的迹象,这可能与储层本身的渗吸能力以及气液交换作用的时效性、阶段性和初始裂缝含气饱和度有关。

图1 见气时间及首年返排率与返排前关井时间的关系Fig.1 Relationship between gas breaking time, water recovery of 1st year and shut-in time before flowback

值得注意的是,如图1(b)及图2所示,返排前关井时间与首年累积产气量、首年单位优质储层累积产气量(首年累积产气量与优质储层改造长度的比值)以及首年返排率在区域1和区域2中分别呈现出一定的相关性。这可能是由于关井期间压裂液在毛管力、渗透压力以及剩余泵注压力(停泵后一段时间内裂缝中尚未及时耗散的压力)作用下向地层微细裂缝中渗吸,页岩水化作用促使原始孔隙的溶蚀以及微细裂缝的起裂、扩展并相互沟通进而形成更加复杂的有效裂缝网络,提升了储层绝对渗透率[17,24-25],为气井长期生产提供了良好的渗流基础。

图2 首年累积产气量及首年单位优质储层累积气量与返排前关井时间的关系Fig.2 Relationship between cumulative gas production, cumulative gas production per high quality stimulated length of 1st year and shut-in time before flowback

虽然采用了首年单位优质储层累积产气量,在一定程度上降低了地质条件对产量的影响程度,但关井时间与首年累积产气量并非单调相关,如图2所示。关井时间并非越长越好,说明除关井时间之外,必然存在包括地质条件、返排制度、储层含水饱和度、改造程度等在内的其他因素影响页岩气井长期产气能力。

钱斌等[17]在围压10 MPa条件下进行了页岩岩心水化实验,发现液体在毛管力、渗透压力共同作用下自发进入岩心并发生水化作用,促使新微细裂缝扩展。本文中利用地面微地震监测成果分析了页岩气井压裂期间和停泵2 h后裂缝网络变化情况,如图3所示。单段主压裂停泵2 h后微地震监测裂缝表体积仍在增加,增加区域包括停泵前裂缝未波及区域以及原裂缝内部区域,说明液体在没有地面泵压的情况下仍然能够在剩余泵注压力、毛管力、渗透压力共同作用下继续向地层深部扩散,为页岩水化作用提供条件促使新裂缝形成,增加改造区域范围,提升裂缝网络复杂程度。室内实验及现场微地震监测结果为页岩气储层压后是否关井提供了可靠依据。

图3 Y井第5段主压裂停止时与停止后2 h微地震能量对比Fig.3 Comparison of micro-seismic energy at moment of stop pumping and after 2 h of finishing pumping of the 5th stimulated stage of well Y

对该井区A4平台6口井进行了中途关井,如图4、5所示,关井前后产出特征具有明显差异。重新开井后阶段产气量及套压均高于关井前,一段时间内阶段产气量是关井前的1.7～8.5倍,平均为3.3倍。油嘴尺寸不大于关井前的条件下,阶段产气量的大幅增加现象与Marcellus页岩返排过程中重新开井后现象一致[7]。一方面由于关井期间地层压力的恢复,压裂液的渗吸以及水化作用增加了主裂缝区气相渗透率和储层绝对渗透率;另一方面由于产气过程中关井使气体不断在近井地带聚集,导致近井含气饱和度较高,开井后出现一定时间的高产。值得注意的是,重新开井后基本采用小于或等于关井前的油嘴尺寸进行排液或生产,气井长期产气量均高于关井前且基本保持平稳或正常递减。

在环境保护督察方面，问题主要表现在以下几个方面：一是2016年1月以来，通过第一轮的督察，中央环境保护督察组形成了强大的震慑力。尽管如此，捂盖子的事情在各地仍然杜绝不了，如浙江湖州隐瞒填埋死猪事件，就是在中央环境保护督察组的干预之下于2017年被揭开盖子。有些地方把群众举报的案件说成是不属实的比例太高，很多真相的暴露和责任的追究仍然依靠领导的重视和媒体的曝光。如何建立让环境保护党内法规、国家法律法规自动启动和全天候运行的机制，是一个值得法学界、法律界深入研究的问题。二是环境保护督察的作用如何常态化，克服一阵风的缺陷，也是一个值得思考的问题。

图4 该井区A4-1井返排曲线Fig.4 Flowback curve of well A4-1

图5 中后期关井前后阶段气/液量及压力变化Fig.5 Comparison of water and gas production and pressure changes before and after shut-in operation at mid-term and later period of flowback process

目前未发现针对性的关井措施对气井产气能力的不利影响,针对性关井有助于增加储层绝对渗透率、气相渗透率,提升页岩气井产气能力期望值。

2 开井后两相流阶段性特征

返排过程一般会出现以液相流动为主的近似单相液流、气液两相流和以气相流动为主的近似单相气流3个阶段[26-27]。Barnett、Marcellus以及Horn River地区部分页岩气井压后返排过程中并未发现单相液流阶段,而是直接出现气液两相流阶段[28-29]。这可能与延长关井时间以及开井油嘴尺寸(5～6 mm)较大有关,较大的油嘴尺寸短时间内会增加支撑剂回流量,若储层有效应力较高,则会增加支撑剂嵌入程度及破碎几率,不利于保障储层改造效果。压后关井期间,压裂液在毛管力、渗透压力以及剩余泵注压力三者共同作用下进入页岩微细裂缝导致主裂缝区域含水饱和度下降,开井后主裂缝区域初始气相渗流环境较好;开井油嘴尺寸较大使初始返排压差较大,气体相对于液体流动性更好,在较高差压下容易快速突破,直接进入气液两相流。

通过分析返排过程气液流动规律发现,该井区36口页岩气井返排过程均表现出上述3个阶段,但呈现出两种典型曲线类型。

类型一,如图6所示。该类型包含3个阶段:①首先是产液产气同步增加(气液同增);②随后出现产气增加伴随产液降低,具有明显的气增液降特征(即气增液降);③最后表现出产液产气同步降低或趋于平稳(即气液同降或产出平稳)。36口井中有27口井在气液两相流阶段表现出上述返排特征,占比75%。类型二,气液同升同降取代类型一中的气增液降特征,其余阶段相似,如图7所示。

图6 两相流阶段气增液降典型曲线(类型一)Fig.6 Representative curve of gas production increasing while water production decreasing during two phase flow process (type I)

图7 两相流阶段气液同升同降典型曲线(类型二)Fig.7 Representative curve of simultaneous production of gas and water during two phase flow process (type II)

返排过程是整个改造区域内液相饱和度降低、气相饱和度增加的过程。由气液两相流理论方程可知,气相渗透率的增加是两相流阶段出现气增液降特征的根本原因,

(1)

式中,vg为气相流速,m/s;k为储层绝对渗透率,10-3μm2;kg为气相渗透率,10-3μm2;Krg为气相相对渗透率;μg为气体黏度,mPa·s;pg为气相压力梯度,MPa/m。

气增液降特征点的出现一方面说明储层改造效果随着返排过程的进行而逐渐体现,另一方面说明地层供给能力充足。若两相流阶段只表现出气液同升同降特征,说明产气量的增加不是主要由于含液饱和度的降低而导致气相渗透率的增加,而是更大程度上依赖于返排压差的增加,一定程度上说明地层供给能力有限。这与产量数据相吻合,两相流阶段出现气液同升同降特征的9口井中的7口(另外2口井生产时间未到1 a),首年累积产气量为(1 022～1 880)×104m3,平均为1 444×104m3,均属于三类气井。

气增液降特征点出现后的气量变化趋势一定程度上反映了裂缝网络中含气饱和度。出现气增液降特征之后,在不改变油嘴尺寸的情况下,若产气量先持续上升后趋于平稳,说明裂缝区供给较好,此类井累积产气量期望值较高;若产气量呈现下降趋势,说明裂缝区供给较差,累积产气量期望值相对较低。A区块出现类型一的27口井中有9口井在特征点后出现气量下降趋势,其首年累积产气量为(1 243～3 370)×104m3,平均为2 263×104m3,其余15口井出现气量持续上升或趋于平稳,其首年累积产气量为(2 028～5 165)×104m3,平均为2 918×104m3,另外3口井生产时间未到1 a。

若出现如图6所示的特征曲线,可按照控压、控速最大程度保持地层压力的原则进行正常排液测试或生产。若出现如图7所示的特征曲线,建议采取关井措施,一方面恢复地层压力,开井后能够提供足够的压差;另一方面利用渗吸和页岩水化作用提升部分区域气相渗透率和储层绝对渗透率,为气体的流动提供良好的渗流环境。

3 返排率特征及液相支撑实验

3.1 返排率特征

页岩气储层压后返排率低是区别于常规气储层、致密砂岩气储层的重要返排特征之一。这种低返排率现象普遍存在于国内外页岩气井区,数据显示国外生产1 a后的压裂液返排率为35%～62%[11],威远A井区31口井首年平均返排率为48.4%。目前对低返排率的机制认识较为模糊,认为页岩气储层压后返排率受到储层天然裂缝发育程度、岩石组构、储层压力系数、主压裂施工参数、储层改造程度以及排液制度等多种因素影响[5]。有研究认为气体在大孔道形成通道后,小孔道内的液体被滞留在岩心内部,导致大量液体无法排出[13],液体滞留可能来源于微细裂缝表面吸附作用[12]。

目前通常认为页岩储层返排率相对较低的井产量更好,但是返排率低意味着储层中含水饱和度高,从目前的渗流规律来看,过高的含水饱和度不利于气相渗流。Song[30]认为有固相支撑裂缝的导流能力过高和过低都会降低液体返排率。当导流能力过高时,气体会更快突破,气体流动能力占优势,剩余液体更难排出;当导流能力过低时,液体会滞留于远井地带,若仅存在固相支撑裂缝,则返排率通常较高。

威远A井区31口井首年单位优质储层改造长度累积产气量与对应返排率的关系如图8所示,首年累积产气量与测试产气量关系如图9所示。返排率既不是越低越好,也不是越高越好,大部分气井累积产气量呈现出明显的随返排率的增加而先增加后降低的趋势,说明存在最优返排率使气相渗透率最大化,最优返排率对应的是一种最优返排策略。

图8 首年单位优质储层改造长度累积产气量与返排率的关系Fig.8 Relationship between cumulative gas production per high quality stimulated length of 1st year and water recovery

图9 首年累积气量与测试产气量的关系Fig.9 Relationship between cumulative gas production of 1st year and tested gas production

3.2 液相支撑实验

相同供给能力条件下,经典相渗理论可以解释产气量随返排率的增加而增加的现象,而Ehlig-Economides等[31]提出的液相支撑假说则可以解释返排率过高时产气量随返排率增加而降低的现象。液相支撑假说是指主压裂后存在于页岩储层微细裂缝中的液体可能充当了支撑剂的作用,使固体支撑剂无法进入的微细裂缝,在一定条件下仍然保持渗透性。

为了验证页岩储层液相支撑假说,采用龙马溪组页岩储层岩心进行室内实验。

由于难以准确获取页岩岩心渗透率,实验中从渗透率物理意义出发,采用一定压差下气体流量表达岩心在不同含水饱和度下的渗透性,采用不同驱替压力间接定性表达岩心含水饱和度,即驱替次数越多(一次驱替包含0.2、0.4、0.6、0.8 MPa 4种压差),表示岩心含水饱和度越低。

首先获取12 MPa围压下干岩心(直径2.5 cm,长度5 cm岩柱)不同入口压力条件下的气体流量,然后将岩心悬挂在电子天平下部并放入盛装蒸馏水的岩心杯内进行水化实验。

水化155 h后取出岩心,在围压12 MPa条件下进行连续驱替实验,此时岩心含水饱和度为S1,气相饱和度较低,流动性差,气体流量明显低于水化前干岩样。如图10所示,第一次驱替完成后,岩心含水饱和度降低为S2,此时岩心中气相饱和度达到一定值,气体流动阻力降低;第二次驱替过程气体流量明显高于干岩心,说明水化后岩心内部孔隙-裂缝结构发生了有利变化[17,24],为流体提供了更多、更顺畅的渗流通道,完成第二次驱替后,岩心含水饱和度降为S3;第三次驱替后,岩心含水饱和度降为S4,气体流量低于第二次驱替,说明此时岩心内部孔隙-裂缝发生了不利变化,孔隙-裂缝在围压作用下可能发生闭合[17]。完成第三次驱替后烘干岩心,烘干后岩心的气体流量再次减少,且低于相同压差下岩心水化前干岩样气体流量,表明岩心应力敏感程度增加,说明常压下的水化作用增加了岩心微细裂缝复杂程度,同时也增加了应力敏感程度。

由图10可知,相同驱替压力下,气体流量随含水饱和度的降低而先增加后降低,含水饱和度为中值(S3)时气体流量最大,说明该含水饱和度下液体对岩心中的微细裂缝起到了一定的支撑作用,这种支撑作用抵消了部分由应力敏感引起的渗透性降低。实验表明,页岩岩心存在最优含水饱和度使气相渗透率最大,这与通过现场数据分析得到的存在最优返排率使产气能力最大的认识吻合,为解释图8中返排率过高时累积产气量较低的现象提供了依据。

尽管页岩气储层液相支撑实验和认识是初步的,但是为阐明页岩水岩作用机制和返排率与产气量的内在关系提供了有益的思路。页岩储层压后返排阶段需要趋利避害,既要最大化利用页岩水化作用提升裂缝网络复杂程度,又要适度降低微细裂缝中的含水饱和度,最大程度提升储层气相渗透率,提升气井产气能力期望值。

4 返排制度调整建议

页岩储层压后返排应以追求气相渗透率最大化为最终目标,以“控压、控速”为总原则。控压一方面尽可能保存地层压力,为后期产出提供足够的压差,另一方面减小支撑剂回流几率,同时让裂缝缓慢闭合,降低支撑剂嵌入及破碎程度;返排前期的控速是控制返排速率,避免气体过早突破导致主裂缝区(固体支撑裂缝区)含水饱和度过高而含气饱和度不足,气相渗透率较低,影响气井产能;后期适度增加返排速率,使微裂缝区(液相支撑裂缝区)含水饱和度达到最优值,使整个改造区域气相渗透率最大化。

返排前期应以低于支撑剂回流临界流速、尽量保存地层压力作为调整返排制度的阶段目标。前期返排速度过大会增加支撑回流和嵌入风险,进而影响主裂缝区绝对渗透率,且由于气体的过早突破会降低主裂缝区的排水能力导致主裂缝区含水饱和度较高,降低该区域的气相渗透率;地层压力的降低会影响后期主裂缝及次裂缝区的排水效果,扩大水相圈闭范围,最后导致有水排不出,有气出不来。中后期应以追求最佳含水饱和度作为调整油嘴尺寸的阶段目标。由于不同区域页岩气储层微观组构及物性差异较大,目前页岩水化程度及液相支撑能力未建立普适认识,建议对目标储层取心进行水化强度、液相支撑等页岩特性室内评价实验,确定关井时间和最优含水饱和度评价值。