涪陵頁巖氣井壓裂改造室內(nèi)試驗新方法探討

劉煒

中國石化江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院（湖北武漢430205）

針對涪陵頁巖氣田壓裂改造，目前室內(nèi)試驗方法主要是采用常規(guī)改造的評價方法和技術(shù)，對于頁巖氣的特殊性，通過國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研和室內(nèi)相關(guān)探索試驗，結(jié)合頁巖儲層特征和現(xiàn)場工藝特點(diǎn)進(jìn)行了探索性試驗，初步探索出防膨劑、增效劑等壓裂液添加劑及支撐劑長期導(dǎo)流能力評價新方法，對頁巖氣壓裂入井材料的評價方法具有一定的借鑒意義。

頁巖氣；壓裂；試驗方法

由于目前評價頁巖氣壓裂用的入井材料等試驗尚未有統(tǒng)一的操作規(guī)程，這給頁巖氣壓裂入井材料的研究和推廣應(yīng)用帶來了很大不便。為此，筆者通過查閱文獻(xiàn)和進(jìn)行試驗[1-5]，室內(nèi)結(jié)合頁巖儲層特征和現(xiàn)場施工現(xiàn)狀，進(jìn)行了探索性試驗，對頁巖氣壓裂入井材料的評價方法具有一定的借鑒意義。

目前評價頁巖氣壓裂液及支撐劑主要參考：SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》、SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術(shù)條件》、SY/T 5370-1999《表面及界面張力測定方法》、Q/SH 0053-2010《黏土穩(wěn)定劑技術(shù)要求》、SY/T 6302-2009《壓裂支撐劑充填層短期導(dǎo)流能力評價推薦方法》及SY/T 5108-2014《水力壓裂和礫石充填作業(yè)用支撐劑性能測試方法》[6-7]。由于頁巖儲層極其致密、滲透率低、脆性指數(shù)較高，現(xiàn)場施工采取大排量、大液量、低砂比、段塞式加砂，現(xiàn)用的常規(guī)評價壓裂液及支撐劑的方法不能完全針對頁巖氣層儲層特征、不能結(jié)合現(xiàn)場施工的特點(diǎn)，存在一定的缺陷。

1 新評價方法探討

1.1 防膨劑評價新方法

參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》和Q/SH 0053-2010《黏土穩(wěn)定劑技術(shù)要求》，評價涪陵頁巖氣田龍馬溪組儲層巖心在不同濃度下的防膨劑溶液中的膨脹體積，結(jié)果如表1所示。

表1 不同濃度防膨劑的膨脹體積及防膨率

由表1可以看出，防膨劑對天然巖心的防膨率均在90%以上，不能很好地反應(yīng)防膨劑的防膨性能，故考慮采用儲層巖心和毛細(xì)管相互作用的吸收時間（CST）來評價。其原理為：懸浮液在毛細(xì)管力的作用下會濾失，濾液從懸浮液中濾失的速率取決于樣品中黏土的穩(wěn)定性，黏土含量越高，形成的濾餅越致密，導(dǎo)致CST時間越長，評價防膨劑對頁巖巖心的抑制性能。

將該方法應(yīng)用于焦頁A井不同層位，評價該井不同層位的CST，優(yōu)化防膨劑使用濃度，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可以看出：對于①小層，隨著防膨劑濃度增加，CST降幅較??；對于③小層：隨著防膨劑濃度增加，CST逐漸降低，當(dāng)防膨劑濃度增加至0.3%后，CST降低幅度變緩，出現(xiàn)拐點(diǎn)，有利于防膨劑濃度優(yōu)化。

圖1 焦頁A井不同小層的CST

1.2 增效劑評價新方法

常規(guī)評價增效劑主要參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》及SY/T 5370-1999《表面及界面張力測定方法》，評價指標(biāo)為增效劑的表界面張力，室內(nèi)評價結(jié)果如表2所示。

表2 不同類型增效劑的表界面張力

從表2可以看出：一定濃度下的不同類型增效劑均具有較低的表、界面張力，但針對涪陵頁巖氣田壓裂改造特點(diǎn)，絕大多數(shù)井返排率不超過10%，而頁巖氣壓裂液中增效劑的作用不僅僅是降低表界面張力，優(yōu)化儲層潤濕性的同時改變壓裂液在頁巖地層中的氣液驅(qū)替特性，從而促進(jìn)游離氣的運(yùn)移。

室內(nèi)根據(jù)頁巖氣儲層特征及現(xiàn)場施工情況，測定頁巖巖心與增效劑接觸前后接觸角的變化，評價增效劑的增效效果，試驗結(jié)果表明：經(jīng)過處理的巖心表面的潤濕性明顯改變，巖心對液體的接觸角由40°增加到143°，潤濕性由水潤濕反轉(zhuǎn)為氣潤濕，形成氣濕表面，可以更好地體現(xiàn)增效劑的效果，對頁巖氣壓裂液評價方法具有一定的借鑒意義。

1.3 膠液殘渣含量評價新方法

殘渣含量測定方法參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》標(biāo)準(zhǔn)中6.14執(zhí)行，標(biāo)準(zhǔn)要求離心30min之后，慢慢傾倒出上層清液。不同人員觀察結(jié)果不同，對最終剩余量的判斷不同，導(dǎo)致試驗結(jié)果差異，根據(jù)室內(nèi)試驗統(tǒng)計其誤差情況，如表3所示。

由表3可以看出：按照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》標(biāo)準(zhǔn)評價膠液殘渣含量，相對標(biāo)準(zhǔn)偏差范圍在11.6%～46.5%，平均相對標(biāo)準(zhǔn)偏差25.2%，誤差大。

表3 舊方法評價膠液殘渣含量表

通過調(diào)研，膠液殘渣顆粒微小，且無色透明，密度小，懸浮于破膠液中，普通的傾倒會造成濾液中聚合物含量的損失。從而優(yōu)選合適孔徑大小的濾紙（4.5μm），并采用抽濾法，避免因為傾倒液體造成的誤差，并對表3中樣品進(jìn)行評價，試驗結(jié)果如表4所示。

表4 新方法評價膠液殘渣含量表

由表4可以看出：采用改進(jìn)后的新方法評價膠液殘渣含量，其相對標(biāo)準(zhǔn)偏差范圍在1.1%～4.5%，平均相對標(biāo)準(zhǔn)偏差2.4%，誤差小。

1.4 支撐劑導(dǎo)流能力評價新方法

目前評價頁巖氣支撐劑導(dǎo)流能力參考SY/T 6302-2009《壓裂支撐劑充填層短期導(dǎo)流能力評價推薦方法》，該標(biāo)準(zhǔn)是對鋪砂濃度為9.76kg/m2的支撐劑試樣由小到大逐級加壓，且在每一壓力級別逐級加壓測得的導(dǎo)流能力，室內(nèi)對212～425μm低密度陶粒在不同閉合壓力下短期導(dǎo)流能力開展評價，結(jié)果如圖2所示。

圖2 212～425μm低密度陶粒在不同閉合壓力下的短期導(dǎo)流能力

由圖2可以看出：低密度陶粒短期導(dǎo)流能力隨閉合壓力增加逐漸降低，在閉合壓力為102MPa時，其導(dǎo)流能力保持在20μm2·cm以上。

由于涪陵頁巖氣田壓裂施工過程中砂比較低且施工周期較長，需要降低鋪砂濃度，且結(jié)合氣相滲流的特征，變換介質(zhì)，延長測試時間，通過調(diào)研國外文獻(xiàn)，結(jié)合現(xiàn)場工藝需求，室內(nèi)探索出低鋪砂濃度下支撐劑的氣相長期導(dǎo)流能力評價方法如下：試驗鋪砂濃度為5kg/m2，溫度為常溫，測試介質(zhì)為氮?dú)?，測試時間為200h/組，評價上述陶粒支撐劑分別在閉合壓力為52MPa、69MPa、86MPa、102MPa的長期導(dǎo)流能力，如圖3所示。

圖3 212～425μm低密度陶粒在不同閉合壓力下的長期導(dǎo)流能力

由圖3可以看出：低密度陶粒氣相長期導(dǎo)流能力隨閉合壓力增加逐漸降低，在閉合壓力102MPa條件下，低密度陶粒支撐劑的長期導(dǎo)流能力隨時間的增加總體上呈現(xiàn)下降趨勢，并逐步穩(wěn)定在11.27μm2·cm左右。對比上述四組導(dǎo)流能力的變化，最大降幅發(fā)生在86～102MPa，降幅達(dá)到32%，這是因為支撐劑在閉合壓力作用下，會發(fā)生一定程度的破碎，支撐劑破碎后，碎屑充填空隙導(dǎo)致其流動能力變差，導(dǎo)流能力急劇下降。

評價頁巖儲層支撐劑的長期導(dǎo)流能力可以直觀了解支撐裂縫導(dǎo)流能力隨時間的變化情況，為壓裂效果評價提供依據(jù)。

2 認(rèn)識與結(jié)論

1）目前常規(guī)壓裂液、支撐劑性能評價方法已不完全適合于頁巖氣開發(fā)，亟需探索新的評價方法，適合于涪陵頁巖氣田壓裂改造需要。

2）結(jié)合國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研和室內(nèi)相關(guān)探索試驗，目前已經(jīng)初步探索出防膨劑、增效劑等壓裂液添加劑新評價方法。

3）評價頁巖儲層支撐劑的長期導(dǎo)流能力可以直觀了解支撐裂縫導(dǎo)流能力隨時間的變化情況，為頁巖儲層改造效果評價提供依據(jù)。

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At present,the laboratory experiment method of fracturing in Fuling shale gasfield is mainly based on the evaluation method and technology of conventional reservoir.Because of the particularity of shale gas reservoir,the fracturing test of shale gas reservoir is discussed based on the research of domestic and foreign literatures and the related laboratory experiments,combined with the characteristics of shale reservoir and the field process characteristics,and a new method to evaluate the effect of the fracturing fluid additives such as anti swelling agent and synergistic agent and the long term support effect of proppant was preliminarily obtained,which can be used as a reference for the evaluation of shale gas well fracturing materials.

shale gas;fracturing;test method

尉立崗

2016-11-24

劉煒(1985-)，男，現(xiàn)主要從事油氣田儲層改造相關(guān)研究工作。