水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究.doc

水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究
摘要:水力压裂技术已经广泛应用于页岩储层以显著提高产量。然而,据钻井人员汇报大量压裂液流失于地下不能回收,滞留压裂液对页岩组成的影响机制尚不清晰,滞留压裂液可被页岩基质、微裂缝和裂缝表面吸收,本文旨在研究渗吸作用对页岩基质渗透性、微裂缝渗透性和裂缝渗透性的影响,首次探究页岩渗透性变化与页岩渗吸作用二者之关系,并提供大量水力压裂过程中页岩伴随渗吸作用渗透性增减结果。
本文实验采用压力恢复法测定岩样渗透率,采用失重法进行渗吸实验,样品来源于Niobrara、HornRiver及Woodford地区页岩地层。
实验结果表明,滞留压裂液会损害页岩基质渗透性,使其渗透率大为降低,样品吸收液体越多,基质渗透率降低越显著,渗吸作用造成张开裂缝渗透率减小,但减小量不及基质渗透率,此外,润滑作用使页岩样品微裂缝再次张开,导致渗吸作用过程中微裂缝渗透率提升。
渗透率这一指标决定着页岩地层长期产气量,本文研究水力压裂过程中渗吸作用影响下页岩渗透率变化情况,观察得到渗吸作用不仅损害页岩组成,还会通过张开闭合或密封天然裂缝增加渗透率而对页岩组成造成潜在影响。

随着水力压裂技术在页岩和其他非常规地层的成功应用,预计到2020年,美国原油的产量将从2008年的5百万桶/;同时页岩和其他低渗储层的石油产量将增长到全国原油总产量的一半。从2008年开始美国页岩气产量预计将增长近9倍(EIA,2015)。
水力压裂技术的一般程序主要分为5个步骤,包括垫注,凝胶浆注射,冲洗注射,注井和水回收。水回收是该井投入生产前水力压裂处理的最后一步。这一步在水力压裂过程中很重要和必要,因为它可以控制和最小化压裂液的损伤。不过,很多操作人员报道注入页岩储层的压裂液只有不到50%可以回收(Alkouh和Wattenbarger,2013)。这个可能是因为水力压裂后页岩储层系统能量较低。一般来说,裂缝较为常规、较不复杂时系统能量较高。能量越高,会导致回收液体流流量越大、流速越高。但是页岩储层的裂缝很复杂,导致裂缝回收液体占比很少,需要花费几周来完成回流,比常规页岩储层长得多(King,2010;Wu等,2010)。在页岩中,如此大量的剩余液体对产量的影响成为一个问题。因为许多研究发现剩余压裂液可以被页岩和裂缝表面吸收(Roychaudhuri等,2011;Makhanov等,2012;Yao等,2012;Zhou等,2014)。
渗吸作用是在多孔介质中一种液体被另一种不混溶的液体替换的过程。这种替换是富粘土页岩储层中粘土严重损坏的主要原因。除了粘土损坏之外,在大面积水力压裂过程中吸入的水也会在致密气储层中产生水堵(秦,2007)。
水力压裂引起的渗吸作用会导致粘土在页岩层中膨胀(Ghanbari等,2014)。膨胀可以不同程度地发生在所有粘土矿物中,绿泥石和混层伊利石可以膨胀到原来的20倍体积(Hayatdavoudi,1999)。然而,很难确定粘土膨胀是有害的还是有益的。Dutta等人(2012)发现在富粘土地区更多的液体被吸收,由于粘土膨胀,气体的流动性减小。另一方面,Morsy和Sheng(2014)认为由于渗吸作用而导致的粘土膨胀可产生沿着页岩地层层面的裂缝,从而有望提高渗透率和产油量。
当水和其他液体被捕获在多孔介质中并阻碍气体产生时,就会发生水堵(Charoenwongsa,2011)。滞后和不连续毛细管压力使注入的液体极困难产生效果。此外,生产后,入侵区液体饱和度可以降低至残留饱和度使液体不能置换。因此,由于来自被捕液体的额外气体阻力,天然气渗透率和天然气产会大大减少(HadleyandHandy,1956;Land,1968;Ehrlich,1970)。以前的研究发现水堵只能暂时降低渗透率。只要压差足够高,渗透率就会恢复,(Holditch,1979;Abrams和Vinegar,1985;Mahadevan和sharma,2003;Bazin等,2009)。
然而,一些研究表明水堵产生永久性的渗透率损坏,这是因为致密地层中压差很难达到足够高(Penny等,1983;Soliman和Hunt,1985)。另外一些数字模型显示,当岩石基质吸收了裂缝中的液体时,入侵带气体的相对渗透率降低。在生产过程中,吸入的液体首先产出。然后随着水堵区域气体相对渗透率的升高,天然气开始从入侵区域流入裂缝(Barati等,2009;Charoenwongsa,2011;Putthaworapoom等,2012;Zhang等,2014)。因此,水堵是暂时性的。
总之,以前的研究显示粘土膨胀可能损坏或提升地层产气量;水堵对地层的破坏可能是永久性或临时性的。然而,以前的研究没有实验数据回答压裂液