页岩气藏压裂液渗吸影响因素分析-辽宁化工2022年05期

摘  要： 针对页岩气储层水力压裂过程中压裂液返排困难、回收率低等问题，利用鄂尔多斯盆地延长组典型页岩岩心进行室内渗吸实验，以分析各类参数对压裂液渗吸过程的影响程度。结果表明：黏土矿物含量对页岩储层渗吸有较大影响，黏土矿物含量较多的岩心吸水能力强，渗吸作用也较强;对于孔隙度相差不大的岩心，总有机碳含量较低的岩心渗吸速率较快，渗吸效果也较好;另外，温度对页岩储层的压裂液渗吸过程也有一定影响，随着温度的升高页岩岩心压裂液的渗吸效果变差，其主要原因是高温降低了压裂液渗吸作用的驱动力。本研究结果对页岩气储层的高效开发具有一定的参考意义。

关  键  词：页岩气藏;压裂液;渗吸实验;影响因素

中图分类号：TE377   文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2022）05-0606-03

与常规油气储层相比，页岩气储层具有低孔、超低渗、开发难度大等特点，目前常采用体积压裂方法对该储层进行有效开发[1]。所谓的体积压裂[2]就是通过压裂的手段在地层中形成多条人工裂缝，进而向人工主裂缝中注入大量的低黏度液体，在人工主裂缝中形成次生裂缝，再在次生裂缝中进一步形成更细小的微裂缝，从而实现储层中天然裂缝与岩石之间的沟通，在地下形成复杂的地下缝网。然而在压裂过程中常常存在压裂液返排困难、注入流体剩余量大等问题，而页岩气储层发育的天然微裂缝、水力压裂缝及基质常常是这些流体的滞留地[3-4]。因此，明确页岩气储层的渗吸过程、明晰影响页岩气储层的渗吸因素对于认识页岩气储层及该类储层体积压裂设计具有重要意义。

目前，国内外不乏页岩气储层的渗吸机理的研究成果，杨柳[5]、DEHGHANPOUR[6]等利用电导率仪记录了自发渗吸过程溶液中离子含量的变化，研究结果表明矿物组成及压裂液成分是影响页岩气储层渗吸过程的重要因素;ROYCHAYDHURI[7]等针对北美页岩进行了室内渗吸实验，研究结果表明压裂液的渗吸过程受页岩气储层中亲水的黏土矿物和亲油的有机质的影响较大;雷征东[8]等建立了不同因素影响下页岩储层渗吸数学模型，定量评估了渗吸过程引起的地层伤害;屈亚光[1]等在常温下开展压裂液的渗吸与返排实验，研究发现储层岩石中的含水饱和度对渗吸作用有较大影响，当页岩岩心含水饱和度高于30%时，气体渗流通道会被多出的水所占据，从而影响页岩储层的渗吸作用。王晶[9]等利用多级压裂水平井裂缝模型提出了页岩气井压裂后含水饱和度分布的计算方法，分析了不同基质含水饱和度对页岩气储层渗吸生产的影响，研究结果表明原始含水饱和度对气井的渗吸稳产时间起决定性作用。CHAHARDOWLI[10]等研究发现在水湿的页岩岩心的渗吸实验中，当干岩心与渗吸液接触时，毛管力作用对岩心产生的拉力使得岩心质量发生骤变进而对渗吸过程产生相当程度的影响，可通过改变岩石表面的润湿性来提高渗吸采收率。基于以上研究成果，本文针对鄂尔多斯盆地延长组致密页岩气储层利用质量法开展室内渗吸实验，阐明了黏土矿物含量、总有机碳含量及温度等各因素间与压裂液渗吸作用的影响关系。

1  渗吸实验建立

1.1  前期准备

与砂岩不同，页岩结构不稳定，容易断裂，在渗吸实验之前，将较硬的页岩样品切成圆柱状，较脆的页岩样品切成立方体。其中原因主要是较硬的岩心不易折断，取心时可直接用取心工具钻取，而脆性岩心容易折断，切成立方体较好。

1.2  实验样品

本实验3块岩心均取自鄂尔多斯盆地延长组页岩储层，岩心平均长度为4.09 cm，平均截面面积为1.502 5 cm2，孔隙度范围为1.2%～2.5%，平均孔隙度为1.73%，渗透率范围为0.001 3～0.003 6 mD，平均渗透率为0.002 6 mD。岩心的基本物性参数见  表1，全岩矿物分析结果见表2。

1.3  实验过程

本实验采用质量法进行渗吸实验[11]，盛有渗吸液和岩心的烧杯与天平一端连接，电脑的数据采集系统连接天平的另外一端，由于气液之间存在密度差，当页岩孔隙中的气体被流体置换后，岩样的质量会发生改变，采用梅特勒高精度天平（万分之一）可记录岩心重量随时间的变化。利用记录的岩心体积、流体密度和孔隙度等将测得的重量值转换为流体饱和度，以便后续实验结果对比。

本实验中使用的压裂液为清水+0.1%增黏   剂+2%KCl，实验用油为原油和煤油配制而成的模拟用油，在室温下模拟用油的黏度为3.53 mPa·s;实验用水为蒸馏水，并以蒸馏水作为对照组分别在室温25 ℃和较高实验温度70 ℃下进行实验，直至岩样重量不再改变实验结束。

2  结果分析

2.1  矿物成分的影响

实验根据渗吸时间与岩心吸水重量的变化分析影响页岩储层压裂液渗吸的影响因素，矿物成分对页岩储层渗吸过程的影响如图1所示。

由图1可知，黏土矿物含量对页岩储层渗吸有较大影响，随着页岩储层中黏土矿物含量的增加，岩样中含水饱和度增加，岩样的渗吸作用增强，渗吸采收率提高。分析原因主要是由于黏土矿物吸水能力较强，因此高黏土矿物含量的岩样中渗吸能力更强。

2.2  总有机碳含量的影响

实验研究了总有机碳含量（TOC）对页岩储层压裂液渗吸作用的影响，实验结果如图2所示。由图2可知，总有机碳含量对页岩储层的渗吸过程有一定的影响，对于孔隙度相差不大的实验岩样，TOC含量越低的岩样其渗吸过程中含水饱和度越高，渗吸速率更快，渗吸效果也更好。

2.3  温度的影响

以1号岩心为例，实验分别在25 ℃和70 ℃条件下进行渗吸实验，实验结果如图3所示。

由图3可知，随着温度的升高，页岩岩心样品吸收流体的量在不断减少，渗吸作用减缓，渗吸采收率降低。分析原因主要是由于高温下流体与页岩岩心之间的界面张力降低，从而使得压裂液渗吸作用的主要驱动力毛细管力降低。因此，高温下压裂液的渗吸效果较差。

3  结 论

1）黏土矿物含量对页岩储层压裂液渗吸有较大影响，随着页岩储层中黏土矿物含量的增加，页岩岩样的渗吸作用增强。

2）对于孔隙度相差不大的岩心，TOC含量越低，压裂液渗吸速率更快，渗吸效果更好。

3）在高温环境下页岩岩样渗吸效果较差，其主要原因是由于高温降低了页岩岩心与流体之间的界面张力，使得渗吸的驱动力毛管力降低。

参考文献：

[1] 屈亚光，巩旭，石康立，等.页岩储层压裂液渗吸及返排机理研究进展[J].当代化工，2020，49（11）：2532-2535.

[2] 王文东，赵广渊，苏玉亮，丰子泰.致密油藏体积压裂技术应用[J].新疆石油地质，2013，34（03）：345-348.

[3] 岳丽英. 页岩气储层特征及其开发特征分析[J]. 化工管理，2014， （26）：166.

[4] 张言， 郭振山. 页岩气藏开发的专项技术[J]. 国外油田工程， 2009， 25（1）：24-27.

[5] 杨柳， 葛洪魁， 程远方，等. 页岩储层压裂液渗吸——离子扩散及其影响因素[J]. 中国海上油气，2016（4）：94-99.

[6] DEHGHANPOUR H LAN Q SAEED Y et al. Spontaneous imbibition of brine and oil in gas shales： effect of water adsorption and resulting microfractures[J]. Energy & Fuels 2013 27：3039-3049.

[7] ROYCHAUDHURI B TSOTSIS T T JESSEN K. An experimental investigation of spontaneous imbibition in gas shales[J]. Journal of Petroleum Science & Engineering 2013 111：87-97.

[8] 雷征东，覃斌，刘双双，等. 页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究[J]. 西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（2）：118-124.

[9] 王晶. 页岩气储层压裂水平井气水两相渗流数值模型的建立[D]. 北京：中国石油大学（北京），2017.

[11] CHAHARDOWLI M ZHOLDYBAYEVA A FARAJZADEH R  et al. Solvent-enhanced spontaneous imbibition in fractured reservoirs[C]. 75th EAGE Conference & Exhibition incorpo4ol8VGpSz9yVEqHYM1zUxA==rating，2013.

[12] 王敉邦，蒋林宏，包建银，等. 渗吸实验描述与方法适用性评价[J]. 石油化工应用，2015（12）：102-105.

Analysis on Influencing Factors of Imbibition of

Fracturing Fluid in Shale Gas Reservoirs

YAN Le

（School of Petroleum Engineering Xi’an Shiyou University Xi’an Shaanxi 710065 China）

Abstract： In order to solve the problems of difficult flowback of fracturing fluid and low recovery rate during hydraulic fracturing of shale gas reservoirs indoor imbibition experiment was carried out using typical shale cores of Yanchang Formation in Ordos Basin to analyze the influence degree of various parameters on the imbibition process of fracturing fluid. The results showed that the clay mineral content had a great influence on the imbibition of shale reservoir and the cores with more clay mineral content had strong water absorption capacity and imbibition effect. For the core with little difference in porosity the core with lower total organic carbon content had a faster imbibition rate and better imbibition effect. In addition temperature also had a certain influence on the imbibition process of fracturing fluid in shale reservoir. With the increase of temperature the imbibition effect of fracturing fluid in shale core became worse mainly because high temperature reduced the driving force of the imbibition effect of fracturing fluid. The results of this study have certain reference significance for the efficient development of shale gas reservoir.

Key words： Shale gas reservoir; Fracturing fluid; Imbibition experiment; Influencing factors