页岩储层压裂液渗吸及返排机理研究进展

屈亚光 巩旭 石康立 刘一凡 马国庆 王啸

摘      要：中国页岩气可采资源量排名世界前列，但由于页岩气存在于致密的储层中，很难使用常规技术将其开采，需要经过大规模的压裂才可以得到较为可观的产量。一般而言，页岩气的产量应与压裂液的返排量呈正相关。然而，实际生产过程中普遍出现“万方液，千方砂”，甚至返排率越低产量越高的现象，这与理论分析结果相差较大。通过调研前人文献，发现其主要是利用不同TOC含量的岩样在常温常压下进行压裂液的渗吸与返排实验，并通过分析实验数据得出了储层岩石的含水饱和度、毛管压力、流体物性、润湿性等因素均会对压裂液的渗吸与返排产生不同程度的影响。若能揭示压裂液在不同页岩储集层中的渗吸和返排机理，将会对优化页岩水平井设计和提高页岩气产量有很好的指导意义。

关  键  词：页岩气;压裂;渗吸;返排

中图分类号：TE349       文献标识码： A      文章编号： 1671-0460（2020）11-2532-04

Research Progress of Imbibition and Backflow Mechanism of

Fracturing Fluids in Shale Reservoirs

QU Ya-guang， GONG Xu， SHI Kang-li， LIU Yi-fan， MA Guo-qing， WANG Xiao

（College of Petroleum Engineering， Yangtze University， Wuhan 430100， China）

Abstract： China ranks top in the world in terms of recoverable shale gas resources. However， shale gas exists in tight reservoirs， making it difficult to extract using conventional techniques and requiring extensive fracturing to produce significant production. The yield of shale gas should be positively correlated with the backflow rate of fracturing fluid. In the actual production process， there is a general phenomenon of “ten thousand of liquid， thousands of sands "， and even the lower the flowback rate， the higher the output， which is quite different from the theoretical analysis results. On the basis of researching the literatures， it was found that permeability and flowback experiments of fracturing fluids were always carried out by using rock samples with different TOC contents， and the experimental data analysis has proved thatwater saturation， capillary pressure， fluid property， wettability and other factors all can affect the imbibition and backflow mechanism of fracturing fluidsto some extent. If the mechanism of percolation and flowback of fracturing fluids in different shale reservoirs can be revealed， it will be of great significance to optimize the design of horizontal shale wells and increase shale gas production.

Key words： Shale gas; Fracturing; Imbibition; Backflow

頁岩气储层与常规油气层相比具有低孔、低渗、难开采的特点。目前最有效的开采方法为水平井多级压裂[1]，即依靠大量压裂液将储层岩石压裂，产生错综复杂的裂缝网络，以提高页岩气的产量，达到商业化开采的目的。我国页岩气总储量规模在世界上居于前列，但由于地质条件、开采技术等多方面的因素目前并未实现大规模的开发利用，如何实现对页岩气储层进行高效开发，以满足我国对能源的需求和促进清洁能源的广泛应用，仍是我们目前需要面对的问题。

1  压裂液渗吸与返排研究现状

国内外的页岩储层在压裂施工过程中均出现了大量压裂液注入地层后返排率普遍低于30%的现 象[2]，有些甚至小于5%[3]。例如涪陵页岩气区，我国第一个具备商业性开发的大型页岩气田[4]，探明储量极大，但压裂液返排率只有4.7%[5]。压裂液进入储层后，对岩石进行压裂，形成人工裂缝使得压裂液渗入裂缝中。在压裂施工完成之后，气井进入排液阶段，页岩气便沿裂缝向外逸出，并推动压裂液返排，理论上页岩气的产量和压裂液的返排率应呈现正相关的关系[6]。但实际生产过程中的数据表明，压裂液的返排率虽低，但页岩气的产量并未受到较大影响，甚至出现了返排率越低，产量越高的现象[7-8]，与之前的认识不符。

实际生产数据表明压裂液由裂缝向储层基质中的渗吸机理尚不清晰，并且由于不同岩样的TOC含量、含水饱和度、毛管半径、润湿性等因素均与压裂液的渗吸和返排有关，但其影响机理并不明确，岩样与真实地层也存在着较大的差异。目前国内外并未形成压裂液渗吸与返排机理的统一认识，因此研究压裂液的渗吸及返排机理，并分析其对页岩气的产出有何影响对指导实际生产具有重要意义。

2  页岩储层渗吸特性

2.1  不同含水饱和度对页岩渗流能力产生的影响 页岩储层不同于其他常规储层，其初始含水饱和度极低，压裂液携水进入裂缝中后，改变了岩石的孔隙中的含水饱和度分布，从而影响到页岩气在裂缝中的流动。吴康等在实验室中采用将相同的岩心饱和不同含量的水，模拟压裂后不同含水饱和度的岩石储层，然后以甲烷气体作为实验介质，测定其流态曲线，根据测定的流量数据及岩样相关数据计算出岩样的渗透率，绘制出不同含水饱和度的岩石在不同压力下的渗透率[9]。见图1。

从图中曲线变化趋势可以看出，无论处于高压还是低压状态下，岩样的视渗透率均随着压力的增加而降低，并且当岩样的含水饱和度低于30%时，其变化对气体流动能力的影响较小;但当含水饱和度高于30%时，其变化则会对气体的流动能力产生较大的影响。

一般认为，油气藏是油气驱替出储层孔隙中原有的水而形成的，在其形成过程中，由于有些水存在于极其细小毛管半径的孔隙中，由于孔隙中毛管力极大储层中原有的水无法被油气驱替从而成为束缚水。当岩样的含水饱和度低于30%时，其中的水大部分被微毛细管吸入成为束缚水，并未处于气体的渗流通道之上，因此对于气体的渗流造成的影响较小;但当含水饱和度高于30%时，由于微毛细管孔隙体积小于水的体积，而不能使水全部被吸入，未被微毛细管孔隙吸收的水以自由水的形态存在于气体渗流通道中，造成通道堵塞，对气体的渗流产生较大的影响。

2.2  液体在页岩薄片中的渗吸特性

对页岩气储层采用水平井多级压裂，从而制造出人工裂缝以改变页岩储层渗透率低的问题，进而达到提高页岩气产量的目的。然而在压裂施工的过程中，压裂使用的大量压裂液会进入到地层形成的裂缝中，在气井投产后压裂液会部分滞留在裂缝中，不能够完全排出。从较多的页岩气井生产数据可以看出，压裂液返排量较低的现象仍然较普遍[10]。针对这些问题，有些学者设计了页岩薄片吸水实验，将页岩岩心薄片浸没在盛水的烧杯中，并在不同时刻记录岩心薄片的质量，然后与干岩心质量求差得到某一段时间内岩心薄片的吸水量，得到岩心薄片吸水量随时间变化的关系曲线[11]。见图2。

从图中看出，吸水量和吸水曲线的实验数据明显可以分成3段，曲线的斜率变化反映了页岩薄片的渗吸规律。可以得出，渗吸初期由于页岩薄片具有一定的亲水性，水分子大量且迅速地附着在页岩薄片的表面，使页岩薄片质量迅速增加;渗吸中期，水开始进入裂缝，在毛管力的阻碍作用下，渗吸速率急剧下降;渗吸后期，水沿着微裂缝渗吸，由于孔隙的半径更加细微，毛管力更大，水更难进入，因此渗吸速率进一步降低。

2.3  岩样在不同液体介质中的渗吸量

由于页岩储层中的黏土矿物成分含量较多，而且部分黏土矿物具有水敏性，遇水或者水基钻井液时会发生水化现象。为探究岩样在不同液体介质中的吸液能力的大小，分别将饱和盐水和未饱和盐水的岩样与蒸馏水、压裂液A、压裂液B接触，记录不同时刻下的岩样质量增加量即吸液量。分析实验数据，得到在不同液体介质中页岩的渗吸特性[12]。

图3中曲线表明无论岩样处于哪种液体介质中，就单位面积吸液量来说，总是未饱和盐水中的大于饱和盐水中的。出现这种现象的原因主要是由于页岩储层含有丰富的纳米级毛细管孔隙[13]，而且在其形成过程中往往会有高矿化度的孔隙水存留在里 面[14]，处于这种环境下的页岩储层与在实验过程中处于饱和盐水的岩样较为相似，因此在页岩油气藏形成的过程中，若成藏条件相似度较高，那么储层的渗透水化吸水量也应该近似相等，影响其吸水量的因素只有表面水化作用。由于吸收的水大部分参与了水化反应，导致了页岩气井压裂液返排率低。

3  页岩储层特殊性质对返排率和产能的影响

3.1  储层渗透率盲区的影响

SHANLEY[15]等曾提出了渗透率盲区的概念，指出在上覆岩层的高应力作用下，处于致密孔隙中的流体的流动状态将会受到很大的影响，具体表现为在两相共渗区油、水的渗透率都极小，甚至出现为0的现象（图4）。

处于强相渗盲区的页岩储层，由于有外加压力的作用会使部分压裂液侵入靠近裂缝面的储层表面，但储层内部几乎不会吸入压裂液，原因是此时两相共渗区水相的渗透率几乎为0。对比实际情况和图中所得结论得到：强相渗盲区的产气量极少，弱相渗盲区储层的产气、产水量与矿产实际接近[16]，无相渗盲区几乎不产水，通过三者与实际生产过程中的数据进行对比，可以确定弱相渗盲区的相对渗透率曲线更适合页岩储层[17]。

3.2  储层水湿性强弱的影响

目前关于储层岩石水湿性强弱是如何影响压裂液返排的問题，国内外的观点并未达成一致。岩石润湿性和TOC及黏土含量有关[18]。较为普遍的观点是如果储层具有较强的水湿性，那么在水相吮吸进入小孔隙之后形成的毛管水会因为超高毛管力的作用而无法流动，进而堵塞气体渗流通道，造成严重的水锁伤害[19]。但是，从表1中的数据中可以看出，水湿性越强的储层，累积产气率越高。分析认为，在强水湿储层中，近裂缝壁面的压裂液在强毛管力的作用下被迅速吸入远储层[20]，近裂缝面含水饱和度下降，水锁伤害降低;同时压裂液侵入远储层驱替其中的气体进入裂缝中，使裂缝中的含气饱和度增加，二者共同作用导致产气量更高，返排率更低。对弱水湿储层来说，压裂液虽然可以进入储层，但是岩石的水湿性较弱，水侵入岩石的能力减弱，置换出的气体少，压裂液的返排量增加。

3.3  储层基质毛管力的影响

储层基质毛细管力决定着储层吸入压裂液的多少。在开井初期，产气量的多少和毛管力的大小呈现正相关的关系，而和累计產气量呈现负相关的关系。产生此现象的原因是由于高毛管力的渗吸置换作用强，在开井初期，由于高毛管力的作用，大量压裂液被置换成气体，在初期气产量增大的同时基质的含水饱和度迅速上升，后期吸入的压裂液会因无法进入基质而滞留在气体通道上，造成堵塞，不利于气体的进一步流动，导致后期产量降低。而低毛管力储层与其恰恰相反，因此会出现开井初期产气量低，累计产气量高的现象。见表2。

4  存在的问题

1）目前国内外关于渗吸与返排的实验研究大都是在常温常压下进行的，与页岩气在地下所处的高温高压状态有较大的差异，应尝试使用耐高温高压的实验器材进行实验。

2）压裂液在渗吸过程中由人工裂缝向基质孔隙的渗吸机理尚不十分清楚。

3）由于页岩储层在岩石性质等方面与常规储层存在着较大的差异，实验所用材料也应尽量与实际情况下的岩样相符合，否则可能会造成较大的误差。

5  结论与认识

水湿性较强的储层裂缝中含气饱和度较高，产气量高，而页岩岩心的含水饱和度以30%为界限，多出的水将会占据气体通道，影响气体渗流。页岩薄片对水的渗吸过程可大致分为吸附阶段、裂缝渗吸阶段、微裂缝渗吸阶段。由于岩石表面饱和高矿化度水，因而表面水化作用较强，吸附阶段的吸水量最大。同强相渗盲区和无相渗盲区相比，弱相渗盲区更适用于页岩储层。高毛管力储层产气初期由于渗吸置换作用强，产气量高，但后期压裂液阻塞气体通道使得总产气量小于低毛管力储层。

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