涪陵页岩气井压裂改造室内试验新方法探讨

涪陵页岩气井压裂改造室内试验新方法探讨

刘炜

中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院（湖北武汉430205）

针对涪陵页岩气田压裂改造，目前室内试验方法主要是采用常规改造的评价方法和技术，对于页岩气的特殊性，通过国内外文献调研和室内相关探索试验，结合页岩储层特征和现场工艺特点进行了探索性试验，初步探索出防膨剂、增效剂等压裂液添加剂及支撑剂长期导流能力评价新方法，对页岩气压裂入井材料的评价方法具有一定的借鉴意义。

页岩气；压裂；试验方法

由于目前评价页岩气压裂用的入井材料等试验尚未有统一的操作规程，这给页岩气压裂入井材料的研究和推广应用带来了很大不便。为此，笔者通过查阅文献和进行试验[1-5]，室内结合页岩储层特征和现场施工现状，进行了探索性试验，对页岩气压裂入井材料的评价方法具有一定的借鉴意义。

目前评价页岩气压裂液及支撑剂主要参考：SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》、SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》、SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》、Q/SH 0053-2010《黏土稳定剂技术要求》、SY/T 6302-2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》及SY/T 5108-2014《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》[6-7]。由于页岩储层极其致密、渗透率低、脆性指数较高，现场施工采取大排量、大液量、低砂比、段塞式加砂，现用的常规评价压裂液及支撑剂的方法不能完全针对页岩气层储层特征、不能结合现场施工的特点，存在一定的缺陷。

1 新评价方法探讨

1.1 防膨剂评价新方法

参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》和Q/SH 0053-2010《黏土稳定剂技术要求》，评价涪陵页岩气田龙马溪组储层岩心在不同浓度下的防膨剂溶液中的膨胀体积，结果如表1所示。

表1 不同浓度防膨剂的膨胀体积及防膨率

由表1可以看出，防膨剂对天然岩心的防膨率均在90%以上，不能很好地反应防膨剂的防膨性能，故考虑采用储层岩心和毛细管相互作用的吸收时间（CST）来评价。其原理为：悬浮液在毛细管力的作用下会滤失，滤液从悬浮液中滤失的速率取决于样品中黏土的稳定性，黏土含量越高，形成的滤饼越致密，导致CST时间越长，评价防膨剂对页岩岩心的抑制性能。

将该方法应用于焦页A井不同层位，评价该井不同层位的CST，优化防膨剂使用浓度，结果如图1所示。

由图1可以看出：对于①小层，随着防膨剂浓度增加，CST降幅较小；对于③小层：随着防膨剂浓度增加，CST逐渐降低，当防膨剂浓度增加至0.3%后，CST降低幅度变缓，出现拐点，有利于防膨剂浓度优化。

图1 焦页A井不同小层的CST

1.2 增效剂评价新方法

常规评价增效剂主要参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》及SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》，评价指标为增效剂的表界面张力，室内评价结果如表2所示。

表2 不同类型增效剂的表界面张力

从表2可以看出：一定浓度下的不同类型增效剂均具有较低的表、界面张力，但针对涪陵页岩气田压裂改造特点，绝大多数井返排率不超过10%，而页岩气压裂液中增效剂的作用不仅仅是降低表界面张力，优化储层润湿性的同时改变压裂液在页岩地层中的气液驱替特性，从而促进游离气的运移。

室内根据页岩气储层特征及现场施工情况，测定页岩岩心与增效剂接触前后接触角的变化，评价增效剂的增效效果，试验结果表明：经过处理的岩心表面的润湿性明显改变，岩心对液体的接触角由40°增加到143°，润湿性由水润湿反转为气润湿，形成气湿表面，可以更好地体现增效剂的效果，对页岩气压裂液评价方法具有一定的借鉴意义。

1.3 胶液残渣含量评价新方法

残渣含量测定方法参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》标准中6.14执行，标准要求离心30min之后，慢慢倾倒出上层清液。不同人员观察结果不同，对最终剩余量的判断不同，导致试验结果差异，根据室内试验统计其误差情况，如表3所示。

由表3可以看出：按照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》标准评价胶液残渣含量，相对标准偏差范围在11.6%～46.5%，平均相对标准偏差25.2%，误差大。

表3 旧方法评价胶液残渣含量表

通过调研，胶液残渣颗粒微小，且无色透明，密度小，悬浮于破胶液中，普通的倾倒会造成滤液中聚合物含量的损失。从而优选合适孔径大小的滤纸（4.5μm），并采用抽滤法，避免因为倾倒液体造成的误差，并对表3中样品进行评价，试验结果如表4所示。

表4 新方法评价胶液残渣含量表

由表4可以看出：采用改进后的新方法评价胶液残渣含量，其相对标准偏差范围在1.1%～4.5%，平均相对标准偏差2.4%，误差小。

1.4 支撑剂导流能力评价新方法

目前评价页岩气支撑剂导流能力参考SY/T 6302-2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》，该标准是对铺砂浓度为9.76kg/m2的支撑剂试样由小到大逐级加压，且在每一压力级别逐级加压测得的导流能力，室内对212～425μm低密度陶粒在不同闭合压力下短期导流能力开展评价，结果如图2所示。

图2 212～425μm低密度陶粒在不同闭合压力下的短期导流能力

由图2可以看出：低密度陶粒短期导流能力随闭合压力增加逐渐降低，在闭合压力为102MPa时，其导流能力保持在20μm2·cm以上。

由于涪陵页岩气田压裂施工过程中砂比较低且施工周期较长，需要降低铺砂浓度，且结合气相渗流的特征，变换介质，延长测试时间，通过调研国外文献，结合现场工艺需求，室内探索出低铺砂浓度下支撑剂的气相长期导流能力评价方法如下：试验铺砂浓度为5kg/m2，温度为常温，测试介质为氮气，测试时间为200h/组，评价上述陶粒支撑剂分别在闭合压力为52MPa、69MPa、86MPa、102MPa的长期导流能力，如图3所示。

图3 212～425μm低密度陶粒在不同闭合压力下的长期导流能力

由图3可以看出：低密度陶粒气相长期导流能力随闭合压力增加逐渐降低，在闭合压力102MPa条件下，低密度陶粒支撑剂的长期导流能力随时间的增加总体上呈现下降趋势，并逐步稳定在11.27μm2·cm左右。对比上述四组导流能力的变化，最大降幅发生在86～102MPa，降幅达到32%，这是因为支撑剂在闭合压力作用下，会发生一定程度的破碎，支撑剂破碎后，碎屑充填空隙导致其流动能力变差，导流能力急剧下降。

评价页岩储层支撑剂的长期导流能力可以直观了解支撑裂缝导流能力随时间的变化情况，为压裂效果评价提供依据。

2 认识与结论

1）目前常规压裂液、支撑剂性能评价方法已不完全适合于页岩气开发，亟需探索新的评价方法，适合于涪陵页岩气田压裂改造需要。

2）结合国内外文献调研和室内相关探索试验，目前已经初步探索出防膨剂、增效剂等压裂液添加剂新评价方法。

3）评价页岩储层支撑剂的长期导流能力可以直观了解支撑裂缝导流能力随时间的变化情况，为页岩储层改造效果评价提供依据。

[1]Liang Jin,Changlong Zhu,Yong Quyang,et al.Successful FractureStimulation in the First Appraisal Shale Gse Project in China[C].ITPC,16762,2013.

[2]贾长贵,李双明,王海涛,等.页岩储层网络压裂技术研究与试验[J].中国工程科学,2012,14(6):111-116.

[3]Cipolla,C.L，Lolon，E.P,Dzubin,B.EvaluatingStimulationEffectiveness in Unconventional Gas Reservoirs[C].SPE 124843, 2009.

[4]Cipolla C L,Warpinski N R,Mayerhofer M J,etal.The relationship between fracture Complexity,reservoir properties,and fracture-treatment design[C].SPE 115769,2010.

[5]K.K.Chong,W.V.Grieser,A.Passman,etal.A CompetionGuide Book to Shale—Play Development:A Review of SuccessfulApproaches Towards Shale—Play Stimulation in the Last Two Decades[C].SPE 133874,2010.

[6]石油工业标准化技术委员会,采油采气专业标准化委员会.水基压裂液性能评价方法:SY/T 5107-2005[S].北京:石油工业出版社,2008.

[7]石油工业标准化技术委员会,采油采气专业标准化委员会.压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法:SY/T 6302-2009[S].北京:石油工业出版社,2010.

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

尉立岗

2016-11-24

刘炜(1985-)，男，现主要从事油气田储层改造相关研究工作。