頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸-離子擴(kuò)散及其影響因素*

楊 柳 葛洪魁 程遠(yuǎn)方 閆 偉 趙鳳坤 劉敦卿 李 偉

(1.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249; 2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院 山東青島 266580； 3.中石油煤層氣有限責(zé)任公司 北京 100028; 4. 科爾加里國際油氣技術(shù)有限公司 北京 100125)

頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸-離子擴(kuò)散及其影響因素*

楊 柳1葛洪魁1程遠(yuǎn)方2閆 偉1趙鳳坤3劉敦卿1李 偉4

(1.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249; 2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院 山東青島 266580； 3.中石油煤層氣有限責(zé)任公司 北京 100028; 4. 科爾加里國際油氣技術(shù)有限公司 北京 100125)

研究頁巖氣井壓裂液返排率及返排液礦化度變化規(guī)律是深入認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層和評價(jià)人工縫網(wǎng)發(fā)育程度的重要手段之一，但目前對壓裂液由人工裂縫滲吸進(jìn)入基質(zhì)和鹽離子由基質(zhì)擴(kuò)散進(jìn)入人工裂縫的機(jī)理及主控因素尚不清楚。針對中國典型頁巖儲(chǔ)層開展了室內(nèi)自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)，并采用電導(dǎo)率儀監(jiān)測了溶液中的離子含量變化，結(jié)果表明：鹽離子擴(kuò)散是伴隨著毛細(xì)管力和粘土吸附力驅(qū)動(dòng)下的壓裂液滲吸進(jìn)行的，壓裂液滲吸進(jìn)入頁巖基質(zhì)為鹽離子的擴(kuò)散創(chuàng)造了通道和條件；粘土礦物含量及類型對滲吸能力和離子擴(kuò)散能力的影響較大，粘土含量越高，滲吸和離子擴(kuò)散能力越強(qiáng)，伊蒙混層和伊利石的存在能夠大大提高頁巖儲(chǔ)層的滲吸和離子擴(kuò)散能力。此外，壓裂液中陽離子表面活性劑可以改變毛細(xì)管力，進(jìn)而降低滲吸-離子擴(kuò)散能力；KCl溶液可以抑制粘土吸附作用，進(jìn)而降低壓裂液滲吸-離子擴(kuò)散能力。研究頁巖儲(chǔ)層的壓裂液滲吸-離子擴(kuò)散及主控因素對深化儲(chǔ)層特認(rèn)識(shí)、優(yōu)化返排制度以及評估水鎖傷害的程度具有重要意義。

頁巖儲(chǔ)層；壓裂液；滲吸；離子擴(kuò)散；影響因素

目前，頁巖氣資源的有效開采主要依靠水平井多級壓裂技術(shù)大規(guī)模向地層中注入滑溜水，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)頁巖儲(chǔ)層的體積改造。然而，國內(nèi)外的壓裂施工經(jīng)驗(yàn)表明，大量的壓裂液滯留在頁巖地層中而導(dǎo)致壓后返排率普遍低于30%，如北美Marcellus區(qū)塊的返排率低于7%，而我國涪陵頁巖氣區(qū)的返排率甚至低于3%[1]。此外，返排液中的礦化度明顯升高(由初始的1～5 g/L上升到約200 g/L)。因此，研究頁巖氣井返排率及返排液礦化度的變化規(guī)律對認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層和評價(jià)體積壓裂縫網(wǎng)發(fā)育程度具有重要的意義[2]。

國內(nèi)外的學(xué)者在頁巖儲(chǔ)層的返排分析方面已經(jīng)進(jìn)行了大量的研究工作，普遍認(rèn)為復(fù)雜裂縫壁面的壓裂液滲吸和基質(zhì)中的鹽離子擴(kuò)散是導(dǎo)致返排率低和返排液礦化度高的重要機(jī)理之一。高樹生 等[3]在深入分析頁巖自吸的主控因素基礎(chǔ)上，通過建立縫網(wǎng)等效模型對頁巖儲(chǔ)層壓后返排率進(jìn)行了初步預(yù)測；Hu等[4]指出Barnett頁巖基質(zhì)孔隙連通性較差，對流體的流動(dòng)和擴(kuò)散有重要的影響；Dehghanpour等[5]認(rèn)為頁巖儲(chǔ)層的壓裂液滲吸能力不僅取決于頁巖本身的物性特征和礦物組成，還與壓裂液的成分有關(guān)；Makhanov等[6]研究了頁巖層理對壓裂液滲吸速率的影響，結(jié)果顯示平行層理方向的壓裂液滲吸速率明顯高于垂直層理方向；Roychaydhuri等[7]針對北美頁巖開展了吸水吸油實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明頁巖同時(shí)含有親水的粘土礦物和親油的有機(jī)質(zhì)，具有混合潤濕的特點(diǎn)，對壓裂液的流動(dòng)與賦存影響較大；Dehghanpour等[8]發(fā)現(xiàn)硬脆性頁巖吸水后內(nèi)部產(chǎn)生微裂縫，在一定程度上提高了頁巖儲(chǔ)層的滲透率，利于頁巖氣產(chǎn)出；Wang等[9]建立了基于壓裂液成分和頁巖礦物組成的壓裂液滲吸模型，分析了頁巖返排率的主控因素。然而，目前國內(nèi)外的學(xué)者對鹽離子的擴(kuò)散機(jī)理研究較少，在頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸和鹽離子擴(kuò)散的相互關(guān)系方面的認(rèn)識(shí)尚有欠缺。筆者通過頁巖壓裂液滲吸和離子擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)，定量研究了壓裂液在頁巖儲(chǔ)層中滲吸能力及鹽離子的擴(kuò)散能力，分析了兩者之間的關(guān)系，闡明了頁巖礦物組成和壓裂液成分對壓裂液滲吸和離子擴(kuò)散能力的影響，本研究對頁巖氣儲(chǔ)層體積壓裂設(shè)計(jì)和返排制度優(yōu)化具有參考意義。

1 實(shí)驗(yàn)樣品、設(shè)備和步驟

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品

實(shí)驗(yàn)樣品取自鄂爾多斯、柴達(dá)木、四川等盆地的典型頁巖儲(chǔ)層：延長組、干柴溝組、五峰組、龍馬溪組、魯家坪組和牛蹄塘組，基本信息如表1所示。表2為不同頁巖儲(chǔ)層的全巖礦物分析結(jié)果。實(shí)驗(yàn)采用的流體主要為蒸餾水、質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的KCl溶液和2.5%的陽離子表面活性劑，基本參數(shù)見表3。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備和步驟

頁巖具有低孔低滲的特點(diǎn)，樣品質(zhì)量在自發(fā)滲吸的過程中變化不大，實(shí)驗(yàn)結(jié)果主要受測試誤差的影響。為了盡可能地提高實(shí)驗(yàn)精度，主要采取了以下措施：①采用高精度的分析天平(Mettle XPF205)，其測量精確度達(dá)到0.000 01 g；②使用直徑為0.13 mm的無彈性和不滲透的細(xì)線(0.6號魚線)懸掛樣品，避免由于液面下降給實(shí)驗(yàn)結(jié)果帶來的影響；③實(shí)驗(yàn)設(shè)備安放在恒溫恒濕箱中，避免由于溫度、濕度和空氣流動(dòng)對實(shí)驗(yàn)擾動(dòng)，裝置如圖1所示。此外，采用梅特勒SevenExcellence多功能電導(dǎo)率測量儀對溶液電導(dǎo)率進(jìn)行監(jiān)測，其分辨率為0.1～2 000 μS/cm。溶液的電導(dǎo)率取決于溶液內(nèi)電解質(zhì)的濃度，是評價(jià)所測量溶液的鹽離子含量的重要指標(biāo)。一般來說，溶液中鹽離子濃度越高，電導(dǎo)率越大，反之電導(dǎo)率越低。這里采用溶液電導(dǎo)率的變化來研究頁巖儲(chǔ)層的離子擴(kuò)散能力。

表1 實(shí)驗(yàn)樣品基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

表2 實(shí)驗(yàn)樣品全巖礦物分析結(jié)果

表3 實(shí)驗(yàn)流體性質(zhì)(25℃)

實(shí)驗(yàn)步驟如下：

1) 實(shí)驗(yàn)前測量記錄樣品的原始尺寸和質(zhì)量，并將樣品放在105 ℃的烤箱進(jìn)行烘干，直到樣品的質(zhì)量不再發(fā)生變化；

2) 調(diào)節(jié)液面高度，使得掛在細(xì)線上的樣品完全浸沒在液體中；

3) 記錄樣品的質(zhì)量和溶液電導(dǎo)率的變化，并將結(jié)果傳遞至電腦。

圖1 滲吸-離子擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)設(shè)備圖

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 滲吸能力及離子擴(kuò)散能力

通過壓裂液滲吸和離子擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)得到歸一化的滲吸體積和電導(dǎo)率隨著時(shí)間的變化，如圖2所示?？梢钥闯?，無論是砂巖還是頁巖，實(shí)驗(yàn)過程中滲吸體積和電導(dǎo)率都是隨著時(shí)間的增加而增加，直到達(dá)到平衡階段。其中，滲吸速率和離子擴(kuò)散速率是變化的，即初期滲吸體積和電導(dǎo)率隨時(shí)間增長較快，隨后上升速率慢慢變小，并趨于平穩(wěn)。

對比圖2a、b可以看出，曲線形態(tài)和趨勢都存在較大的相似性，說明液體滲吸和頁巖基質(zhì)中鹽離子擴(kuò)散是同步進(jìn)行的。液體滲吸進(jìn)入頁巖基質(zhì)與頁巖孔隙內(nèi)表面的鹽離子接觸，在濃度差作用下，鹽離子溶解、擴(kuò)散進(jìn)入濃度較低的滲吸液中，并與滲吸反向運(yùn)動(dòng)。液體滲吸為基質(zhì)中鹽離子的擴(kuò)散創(chuàng)造了通道和條件，而且液體滲吸推進(jìn)前緣與離子溶解前緣一致，因此溶液中電導(dǎo)率的變化也能很好地反映液體的滲吸規(guī)律。

圖2 歸一化的吸水量和電導(dǎo)率隨時(shí)間變化曲線

滲吸體積和溶液電導(dǎo)率與樣品尺寸和形狀有關(guān)，而經(jīng)歸一化處理的滲吸體積和溶液電導(dǎo)率能夠很好地反映頁巖滲吸能力和離子擴(kuò)散能力，即為曲線的峰值(圖2)。頁巖儲(chǔ)層的壓裂液滲吸能力和鹽離子擴(kuò)散能力大大超過常規(guī)砂巖儲(chǔ)層，這是頁巖氣井壓后返排率低和返排液礦化度高的主要原因。此外，GCG、LMX、YC和LJP儲(chǔ)層樣品的滲吸能力超過1，尤其是GCG儲(chǔ)層樣品的滲吸能力超過7，這與頁巖富含粘土礦物有關(guān)。

2.2 影響因素分析

2.2.1 粘土礦物含量及類型

圖3為滲吸能力和離子擴(kuò)散能力隨著粘土礦物含量、伊蒙混層含量和伊利石含量的變化曲線，可以看出頁巖的滲吸能力和離子擴(kuò)散能力與總粘土礦物含量、伊蒙混層含量和伊利石含量呈很好的正相關(guān)關(guān)系。對比發(fā)現(xiàn)，YC儲(chǔ)層樣品的粘土總含量較高，但是其滲吸能力低于LMX儲(chǔ)層樣品。分析認(rèn)為，LMX儲(chǔ)層樣品含有少量蒙脫石礦物，蒙脫石的比表面積大大高于伊蒙混層，能明顯提高頁巖的滲吸能力。由此來看，壓裂液滲吸能力不僅僅與粘土總含量有關(guān)，粘土礦物的類型也至關(guān)重要，其中高比表面積粘土礦物(蒙脫石、伊蒙混層和伊利石)的存在能夠大大提高頁巖儲(chǔ)層的滲吸能力和離子擴(kuò)散能力。

圖3 滲吸和離子擴(kuò)散能力與粘土礦物含量的關(guān)系曲線

圖2a、3a中，GCG、YC、LJP和LMX儲(chǔ)層樣品的最大滲吸體積與孔隙體積之比大于100%，尤其是GCG儲(chǔ)層樣品，該比值超過700%，與Zhou等[10]測得的實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。飽和水頁巖最終的含水飽和度會(huì)超過100%，這與常規(guī)油氣儲(chǔ)層含水飽和度在0～100%之間的觀點(diǎn)存在明顯不同，這是因?yàn)轫搸r的孔隙度主要通過氣測孔隙度儀測定，氣體只能占據(jù)孔隙空間，而水既可以進(jìn)入孔隙空間，還能夠吸附到粘土顆粒晶格表面和內(nèi)部。對于常規(guī)儲(chǔ)層而言，滲吸驅(qū)動(dòng)力主要是毛細(xì)管力，而頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸驅(qū)動(dòng)力不僅僅取決于毛細(xì)管力，粘土吸附作用也至關(guān)重要。因此，壓裂液在富含粘土的頁巖基質(zhì)中賦存的空間分為孔隙空間和粘土晶格空間兩部分，高比表面積的粘土礦物含量越高，粘土晶格空間則越大，滲吸能力越強(qiáng)。

2.2.2 壓裂液成分

頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸的驅(qū)動(dòng)力主要為毛細(xì)管力和粘土吸附力，壓裂液組成和性質(zhì)的不同會(huì)對滲吸驅(qū)動(dòng)力產(chǎn)生影響，進(jìn)而影響到壓裂液的滲吸能力，隨之頁巖的離子擴(kuò)散能力也會(huì)發(fā)生變化。表1中每種頁巖儲(chǔ)層分別取3個(gè)相同的樣品浸泡蒸餾水、表面活性劑和質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的KCl溶液，測定壓裂液成分對滲吸能力和離子擴(kuò)散能力的影響，結(jié)果表明：壓裂液中加入陽離子表面活性劑后，能明顯提高頁巖表面的潤濕角，降低毛細(xì)管力和表面親水性，如圖4所示；加入10%的KCl溶液后，能有效抑制粘土水化作用，提高頁巖穩(wěn)定性，如圖5所示。

圖6為加入陽離子表面活性劑和10%的KCl溶液后的滲吸能力和離子擴(kuò)散能力，可以看出表面活性劑和10%KCl溶液可以降低滲吸能力和離子擴(kuò)散能力。此外，與其他樣品相比，KCl溶液對于GCG和LMX儲(chǔ)層樣品的滲吸能力和離子擴(kuò)散能力抑制更加明顯，這與GCG和LMX儲(chǔ)層樣品具有較高的粘土礦物含量有關(guān)。此外，從圖6b中可以看出，表面活性劑的加入對離子擴(kuò)散能力影響不大，這是因?yàn)楸砻婊钚詣┦峭ㄟ^影響毛細(xì)管力滲吸作用間接影響離子擴(kuò)散能力，因此，表面活性劑對離子擴(kuò)散能力的影響程度比較有限。與表面活性劑不同，加入KCl溶液可以明顯地降低離子擴(kuò)散能力，這是因?yàn)镵Cl溶液中的鹽離子既可以通過影響粘土滲吸作用間接影響離子擴(kuò)散能力，又可以提高溶液濃度，降低離子擴(kuò)散濃度差，從而直接影響到離子擴(kuò)散能力。

圖4 LMX儲(chǔ)層樣品表面活性劑處理前后的潤濕角變化

圖5 LMX儲(chǔ)層樣品在蒸餾水和10%KCl溶液浸泡后變化對比

圖6 不同液體對滲吸能力和離子擴(kuò)散能力的影響

3 結(jié)論

1) 鹽離子擴(kuò)散是伴隨著毛細(xì)管力和粘土吸附力驅(qū)動(dòng)下的壓裂液滲吸進(jìn)行的，壓裂液滲吸進(jìn)入頁巖基質(zhì)為鹽離子的擴(kuò)散創(chuàng)造了通道和條件。

2) 滲吸能力和離子擴(kuò)散能力不僅與粘土礦物總含量有關(guān)，粘土類型的影響也非常重要。其中，高比表面積粘土礦物(蒙脫石、伊蒙混層和伊利石)的存在能夠大大提高頁巖儲(chǔ)層的滲吸能力和離子擴(kuò)散。

3) 陽離子表面活性劑可以改變毛細(xì)管力進(jìn)而降低滲吸能力和離子擴(kuò)散能力；KCl溶液可以抑制粘土吸附作用進(jìn)而降低壓裂液滲吸能力和離子擴(kuò)散能力。

[1] MAKHANO K,HABIBI A,DEHGHANPOUR H,et al.Liquid intake of gas shales:a workflow to estimate water loss during shut-in periods after fracturing operations [J].Journal of Unconventional Oil and Gas Resources,2014,7:22-32.

[2] PENNY G S,DOBKINS T A,PURSLEY J T.Field study of completion fluids to enhance gas production in the barnett shale [R].SPE 100434,2006.

[3] 高樹生，胡志明，郭為,等.頁巖儲(chǔ)層吸水特征與返排能力[J].天然氣工業(yè),2013,33(12):71-76.

Gao Shusheng,Hu Zhiming,Guo Wei,et al.Water absorption characteristics of gas shale and the fracturing fluid flowback capacity [J].Natural Gas Industry,2013,33(12):71-76.

[4] HU Q,EWING R P,DULTZ S.Low pore connectivity in natural rock [J].Journal of Contaminant Hydrology,2012,133:76-83.

[5] DEHGHANPOUR H,ZUBAIR H A,CHHABRA A,et al.Liquid intake of organic shales[J].Energy Fuels,2012,26(9):5750-5758.

[6] MAKHANOV K,DEHGHANPOUR H,KURU E.An experimental study of spontaneous imbibition in Horn River shales [R].SPE 162650,2012.

[7] ROYCHAYDHURI B,TSOTSIS T T,JESSEN K.An experimental investigation of spontaneous imbibition in gas shales [J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2013,111(11):87-97.

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

[9] WANG J J ,RAHMAN S S.An investigation of fluid leak-off due to osmotic and capillary effects and its impact on micro-fracture generation during hydraulic fracturing stimulation of gas shale [R].SPE 174392,2015.

[10] ZHOU Z,HOFFMAN B T,BEARINGER D,et al.Experimental and numerical study on spontaneous imbibition of fracturing fluids in shale gas formation [R].SPE 171600,2014.

(編輯：孫豐成)

Investigation on fracturing fluid imbibition-ion diffusion and its influencing factors in shale reservoirs

Yang Liu1Ge Hongkui1Cheng Yuanfang2Yan Wei1Zhao Fengkun3Liu Dunqing1Li Wei4

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China; 3.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimited,Beijing100028,China; 4.CalgaryInternationalOil&GasTechnologyCo.,Ltd.,Beijing100125,China)

The extensive research on fracturing fluid flow-back rate and salinity variation is one of the important means for reservoir recognition and artificial fracture development degree evaluation, whereas at present the mechanism and controlling factors for fracturing fluid imbibition into artificial fracture and ion diffusion from matrix into artificial fracture has not yet been devised. The indoor spontaneous experiments were carried out on shale samples and the ion content variation in the fluid is monitored by conductivity meter. Results indicate that saline ion diffusion is accompanied by fracturing fluid imbibition that is driven by capillary force and clay adsorption force. The fracturing fluid imbibition into shale matrix creates passages and conditions for saline ion diffusion. The clay content and type greatly influence the imbibition capacity and ion diffusion capacity. As the clay content increases, the imbibition and diffusion capacity has been expanded, and the existence of the illite and the illite/smectite mixed layer can greatly enhance the imbibition and ion diffusion capacity. Moreover, the cationic surface active agent in fracturing fluid can reduce the imbibition-ion diffusion capacity by altering the capillary pressure. The KCl solution can inhibit the clay hydration to reduce the imbibition-ion diffusion capacity. It is of great significance for the research on fracturing fluid imbibition and ion diffusion capacity of shale formation, which contributes to the determination of fracturing fluid volume, the optimization of flow-back system and the evaluation of water-lock damage.

shale reservoir; fracturing fluid; imbibition; ion diffusion; influencing factors

*國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“多重耦合下的頁巖油氣安全優(yōu)質(zhì)鉆井理論(編號：51490652)”、國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)項(xiàng)目“致密儲(chǔ)層人工縫網(wǎng)形成與重復(fù)壓裂改造控制機(jī)理(編號：2015CB250903)”、中國石油化工股份有限公司基礎(chǔ)科研項(xiàng)目“微-納米毛管滲吸與非常規(guī)油氣儲(chǔ)層傷害機(jī)理(編號：P15026)”、中國石油大學(xué)(北京)科研基金(YJRC-2013-17)項(xiàng)目“頁巖氣井產(chǎn)能預(yù)測方法研究(編號：2462015YQ1202)”部分研究成果。

楊柳，男，中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)天然氣研究院在讀博士研究生，主要從事頁巖氣壓裂液返排及產(chǎn)出機(jī)理方面研究。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號非常規(guī)天然氣研究院(郵編：102249)。E-mail：shidayangliu@126.com。

1673-1506(2016)04-0094-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.015

TE348

A

2015-10-26 改回日期：2015-11-30

楊柳,葛洪魁,程遠(yuǎn)方，等.頁巖儲(chǔ)層壓裂液滲吸-離子擴(kuò)散及其影響因素[J].中國海上油氣，2016,28(4)：94-99.

Yang Liu,Ge Hongkui,Cheng Yuanfang,et al.Investigation on fracturing fluid imbibition-ion diffusion and its influencing factors in shale reservoirs[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):94-99.