长宁区块页岩气压后返排规律分析

长宁区块页岩气压后返排规律分析作者：许清敏来源：《科技风》2019年第28期摘要：壓后返排是非常规页岩气储层大规模水力压裂中的重要环节，目前还没有成熟的页岩气藏压裂返排规律研究，通过现场施工数据统计分析长宁区块压后返排情况，得出了影响压后返排的工程因素，为下步页岩气高效开发奠定了基础。

关键词：压后返排;水力压裂;施工数据;工程因素中图分类号：TE353 ;文献标识码：A在页岩气水平井分段压裂施工中，压裂后的排采制度优化一直较为薄弱。

由于页岩气压裂用水量巨大，返排大都比较困难，因此研究页岩气压后返排规律研究，可以进一步提高返排率，从而提高页岩气产量，意义重大。

1 长宁区块与丁山区块排液求产情况对比收集资料对比分析长宁区块与丁山区块典型井排液求产对比得出以下结论：（1）放喷求产时间均较长，返排率相对都比较高。

（2）长宁页岩气藏物性比丁山区块好，大部分井压后产量相对较高。

（3）长宁区块放喷中压力、气产量、日排液量逐步下降趋势与丁山区块一致，总返排率差异不大。

2 礁石区块排液求产情况对比收集资料统计礁石典型井与长宁区块排液情况对比可以看出：（1）礁石区块返排率相对较低。

（2）礁石坝主体页岩气藏物性比长宁区块好，大部分井压后产量相对较高。

3 长宁区块返排情况分析长宁区块页岩气井目的层为志留系龙马溪组，井型为水平井，一般井深4700m（垂深2500-2800m），水平段长1200-1500m。

求产试气均采用套管放喷，试气工作制度采用3mm-13mm油嘴不等，井口控制压力12-25MPa，试气平均返排率32.79%之间，测试气产量5-35×104m3/d之间，具有压后各井排采特征差异较大，各井排采制度差异大特点。

龙马溪组为页岩气层，不出水，甲烷含量平均98.6%，为干气藏。

长宁区块龙马溪组页岩气压后返排作业模式为全井多段压裂并闷井结束，采用由小到大油嘴（3mm、4mm、5mm、6mm、7mm、8mm、9mm、10mm、11mm、12mm、13mm）进行压裂液返排和求产。

页岩气压裂返排液排放标准
页岩气压裂返排液是指在页岩气生产过程中，通过压裂作业注入井下的水和化学添加剂混合物，在压裂后返回地表的流体。

由于返排液中可能含有一些化学物质、悬浮物和重金属等污染物，因此需要进行合理的排放管理。

具体的页岩气压裂返排液排放标准因国家和地区法规和政策而异，下面是一些常见的排放标准和要求：
水质标准：返排液中的水质应符合国家和地方的环境保护标准，如pH值、悬浮物、有机物、重金属等参数应在允许范围内。

化学物质限制：针对返排液中可能存在的化学添加剂，需要限制其浓度和种类，确保不会对环境和人体健康造成危害。

回收和处理要求：一些地区要求对返排液进行回收利用或处理，例如通过沉淀、过滤、膜分离等技术进行处理，以减少对水资源的消耗和污染。

监测和报告：运营商通常需要监测返排液的水质和化学成分，并定期报告给相关环境保护部门，以确保排放符合规定的标准。

页岩气压裂返排液处理技术以下是关于页岩气压裂返排液处理技术的简要介绍：1.引言简要介绍页岩气开采中的压裂工艺和返排液产生的背景。

强调返排液处理的重要性，以减少对环境的影响。

2.返排液组成与特点描述页岩气压裂返排液的组成和特点。

包括水、添加剂、固体颗粒、溶解物质等成分。

强调返排液的高盐度、高温度、高压力、高粘度等特性，以及对环境和水资源的潜在危害。

3.返排液处理技术介绍不同的返排液处理技术，包括物理处理、化学处理和生物处理等方法。

解释每种处理技术的原理、适用范围和效果。

提供相关案例和实践经验，以支持每种处理技术的可行性和有效性。

4.回收与再利用讨论返排液回收和再利用的技术和方法。

强调回收返排液可以减少水资源消耗，并减少对环境的影响。

提供回收和再利用成功案例，并说明相关经济和环境效益。

5.处理废弃物讨论处理返排液产生的固体废弃物的技术和方法。

强调固体废弃物的正确处置对环境和人类健康的重要性。

提供合适的固体废弃物处理方法，如沉淀、过滤、干燥等。

6.监测与法规遵守强调返排液处理过程中的监测和监控的重要性，包括水质、废弃物管理和排放标准的符合情况。

提醒企业遵守国家或地区的法规和规范，确保返排液处理活动合法和可持续发展。

7.研究与创新强调持续的研究和创新在返排液处理技术方面的重要性。

鼓励开展更高效、环保和经济可行的返排液处理技术研究，以满足不断增长的页岩气开采需求。

请注意，以上是关于页岩气压裂返排液处理技术的简要介绍。

实际的处理技术和方法可能需要根据特定的地质条件、返排液组成和环境要求进行调整和选择。

在实施返排液处理技术时，请确保遵守相关的法规和标准，并与专业机构和监管部门合作，以确保处理过程安全、有效，并对环境产生最小的影响。

长宁区块页岩气压后返排规律分析本文将针对长宁区块页岩气的压后返排规律展开深入分析，旨在揭示长宁区块页岩气的返排规律，为其开发提供科学依据。

一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于我国西南地区，地处四川盆地，是我国页岩气资源丰富的地区之一。

长宁区块页岩气区域在构造和地质方面具有以下特点：1. 地质构造复杂：长宁区块地处川西坳陷北部，地质构造复杂，断裂发育，地质构造对页岩气的分布与聚集具有重要影响。

2. 页岩气富集区域明显：长宁区块页岩气富集区域主要分布在川西坳陷北部断裂带，页岩气资源富集明显，具有较大的开发潜力。

3. 储层特征复杂：长宁区块页岩气储层岩性复杂，含气性差异明显，具有多个气窗和气峰。

上述地质特征为长宁区块页岩气的勘探开发提供了丰富的资源基础，也为后续的压后返排规律分析提供了地质基础。

二、压后返排技术原理压后返排技术是页岩气勘探开发过程中的重要环节，其原理主要包括以下几个方面：1. 压裂作业：通过高压水射入页岩气井中，破碎岩石形成天然裂缝，增加天然气的渗透性和产能。

2. 压力释放：压裂后，必须释放地层中的压力，以减少岩石裂缝内的封闭气体，促进气体的产出。

3. 返排作业：压后返排是处理液污染、恢复岩石渗透性和监测井下地层压力的重要手段。

压后返排技术作为页岩气开发的重要环节，其规律分析对于确保页岩气的高效开采至关重要。

1. 压力释放与产能回落规律长宁区块页岩气的压力释放与产能回落规律是影响页岩气开发效果的重要因素。

在压力释放方面，长宁区块页岩气的地层地质构造复杂，断裂发育，裂缝间的封闭气体释放受到地质构造的制约，导致气体释放速度缓慢，需要较长时间才能达到理想状态。

而产能回落方面，长宁区块页岩气的产能随着开采时间的延长逐渐呈现出衰减的趋势，这与页岩气的非均质性、裂缝扩展和气体释放有关。

2. 地层压力变化规律长宁区块页岩气的地层压力变化规律受多方面因素的影响。

地层内部的岩石结构和裂缝扩展对地层压力的变化有着直接影响；地质构造对地层压力的分布和变化也具有重要影响，例如断裂带、褶皱和断层等地质构造在地层压力变化过程中扮演着重要的角色。

长宁区块页岩气压后返排规律分析一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于中国西南部，地处川东南地体中部，属于四川盆地南缘的页岩气勘探开发区。

页岩气主要沉积在下侏罗统龙马溪组，具有良好的页岩气特征，包括丰富的有机质资源、良好的页岩发育度、较高的成熟度和丰富的气藏体积等特点。

长宁区块页岩气资源潜力巨大，具有很高的开发价值。

二、页岩气压后返排规律分析1. 压裂技术的应用在页岩气开发中，压裂技术是一种重要的技术手段。

通过对页岩气层进行压裂，可以有效地提高气体的渗透率和产能，从而实现更高效的开采。

压裂技术也会对地下岩石和水层产生一定的影响，因此需要仔细分析和研究压后返排规律，以保证开采的安全和高效。

2. 压后返排规律的影响因素压后返排规律受到多种因素的影响，主要包括压裂参数、页岩气层地质特征、水平井布井方式、水平段长度等因素。

压裂参数是影响压后返排规律的关键因素之一，包括压裂压力、压裂液体积、压裂液性质等。

页岩气层地质特征也会对压后返排规律产生重要影响，包括页岩气层岩性、裂缝特征、有机质含量等。

水平井布井方式和水平段长度也会直接影响压后返排规律。

针对不同的地质特征和开发方案，需要实施相应的压后返排规律调查和分析。

压后返排规律的研究方法包括现场实验、数值模拟和物理模拟等多种手段。

现场实验是研究压后返排规律最直接的方式，可以直接观测气体产量和产能，对实际的压后返排规律进行观察和分析。

数值模拟是通过数学模型对压后返排规律进行模拟和计算，可以提供大量的数据和预测结果，对压后返排规律进行深入分析。

物理模拟是通过实验室模型对地下气体的运移和压后返排规律进行研究，可以为现场实验和数值模拟提供重要的依据和数据支持。

综合运用这些研究方法，可以全面、深入地分析压后返排规律，为页岩气开发提供重要的技术支持和决策依据。

压后返排规律的分析对页岩气开发具有重要的意义。

了解压后返排规律可以为页岩气田的合理开发提供重要依据。

通过分析压后返排规律，可以优化开发方案，提高产能，延长气田的生产周期，实现更经济、高效的开采。

页岩气井压后返排规律刘乃震;柳明;张士诚【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)003【摘要】页岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低.针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因.结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排.结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高.【总页数】5页(P50-54)【作者】刘乃震;柳明;张士诚【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司;中国石油集团长城钻探工程有限公司;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室【正文语种】中文【相关文献】1.页岩气井压后返排模式研究现状及认识 [J], 倪杰;李莉;赵哲军;杜洋2.页岩气井压后返排模式研究 [J], 兰沆源;李莉;刘俊凯;呼苏娟;;;;3.页岩气井返排规律及控制参数优化 [J], 韩慧芬;王良;贺秋云;杨建4.玛湖油田压后返排支撑剂回流规律研究 [J], 王丽荣;承宁;刘从平;陈进;潘元5.浅层页岩气井控压返排技术——以昭通国家级页岩气示范区为例 [J], 蒋佩;王维旭;李健;王飞;周雅琴;刘亚龙因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

长宁页岩气压裂液返排液重复利用技术作者：姜桂芹来源：《当代化工》2019年第07期摘 ;;;;;要：大型体积压裂工艺是高效开发页岩气的重要技术措施，需要大量的地表水配制压裂液，同时压裂后返排会产生大量返排液，增大了地表水拉运用以及返排液处理的费用。

因此，返排液处理回收再利用成为了目前页岩气压裂工艺的重要措施。

分析了四川威远及长宁区块页岩气压裂液返排液组分，并利用单因素分析方法评价页岩气返排液中组分对压裂液性能的影响，最后利用样品处理实验，确定了采用电絮凝+过滤+除阳离子试剂方法对返排液进行处理，处理后的返排液达到了再次利用的标准，实现了降本增效的目的，保障了页岩气开发的可持续发展。

关 ;键 ;词：页岩气;压裂液;返排液;性能评价中图分类号：TQ09 ;;;;;;文献标识码： A ;;;;;;文章编号： 1671-0460（2019）07-1611-04Abstract： Large volume fracturing technology is an important technical measure for efficient development of shale gas. It needs a large number of surface water to prepare fracturing fluid. At the same time， a large amount of back-flow fluid will be produced after fracturing， which increases the cost of surface water transportation and backflow fluid treatment. Therefore， the recovery and reuse of backflow fluid has become an important measure for shale gas fracturing technology. In this paper， the composition of backflow fluid from shale gas fracturing fluid in Weiyuan and Changning blocks of Sichuan Province was analyzed. The influence of components in back-flow fluid of shale gas fracturing on the performance of fracturing fluid was evaluated by single factor analysis method. Finally， the method of electroflocculation + filtration + cation removal reagent was adopted to treat the back-flow fluid. The back-flow liquid after treatment reached the standard of reuse， and realized the purpose of reducing cost and increasing efficiency， guaranteeing the sustainable development of shale gas development.Key words： Shale gas; Fracturing fluid; Back-flow fluid; Performance evaluation長宁地区位于四川盆地南部，2010年该区第一口页岩气井N1井（龙马溪组为目的层完钻）压裂测试日产气1.72×104 m3，拉开了长宁地区的页岩气开发的序幕。

长宁页岩气压裂返排液水质特征及化学絮凝处理作者：孙艳萍来源：《当代化工》2020年第06期Water Quality Characteristics and Chemical Flocculation Treatment of Fracturing Waste Fluid From Changning Shale Gas ReservoirSUN Yan-ping（Xianyang Vocational Technical College， Xianyang Shaanxi 712000， China）水平井分多段壓裂改造是页岩气开发重要技术手段，通过压裂液携带大量支撑剂注入地层后形成网状裂缝，使得页岩气井能够建产[1]。

目前常用滑溜水作为压裂液，主要成分为清水、支撑剂和添加剂。

其中添加剂作为重要组成部分，质量分数一般不超过1%，由表面活性剂、减阻剂、缓蚀剂、酸、凝胶剂、防垢剂、酸碱调节剂、交联剂等组成，这些添加剂在压裂过程起着重要的作用，能增加压裂液黏度、提高携砂量、避免管道结垢、降低压裂液流动过程与管道之间的摩擦阻力、抑制细菌生长等。

这些添加剂很多都带有毒性或致癌性质，只有极少几种有机物能够被生物降解。

而压裂后在开井投产，大部分压裂液都将被返排出地层，大量返排出地面的返排液给环境保护带来了极大的压力，处理不当时会造成地表水污染，给环境带来灾难[1-2]。

由于页岩气压裂过程对水资源需求量极大，一般而言每口井压裂注入地层水量在1.5×104～5×104m3，不同页岩气井返排率有所差别，一般在40%～100%之间[3]。

四川长宁地区龙马溪组页岩埋深适中，脆性矿物含量高，有利于页岩气保存与开采;含量高，有机质类型好，成熟度适中，具备良好的生气能力;孔渗性能好、密度低，含气量高，具备良好的储气能力，为长宁页岩气区重点开发层系。

该区域近年来已建成页岩气开发示范区，随着页岩气开发的不断深入，大量压裂液返排液体给后续工作带来了困扰[4]。

长宁-威远地区页岩气压裂返排液处理技术与应用熊颖;刘雨舟;刘友权;吴文刚;代云;陈楠【摘要】Based on the problems of disposal difficult for fracturing flow back fluid and lack of match fluid water in Changning‐Weiyuan area ,this paper analyzed the main component of shale gas fracturing fluid flowback ,and determined the key influence factors for the flowback fluid recycle .The key influence factors include bacteriaconcentration ,suspended solids concentration and high priced metal ions concentration ,etc .The recycling disposal method and skid treatment device of fracturing fluid flowback were developed bysterilization ,flocculation settlement suspended solids ,chemical precipitation high metal ions ,filtering flocs and precipitation ,etc .The device was successfully used in W204 well region .The liquid after treatment was clear and transparent ,and the water quality meets the industry standard .Then the liquid was successfully used for the construction of W204H4 platform well ,and the construction performance was stable . Therefore ,energy conservation and emission reduction has been achieved .%针对长宁‐威远地区页岩气开发存在的压裂返排液无害化处理难、现场施工配液用水缺乏等问题，分析了该地区页岩气压裂返排液的主要成分，明确了细菌、悬浮物以及高价金属离子的浓度是影响压裂返排液回用的主要因素。

第19卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2017年6月四川盆地长宁地区页岩气井压裂效果 影响因素分析及对策研究郑杰(中国石油四川川港燃气有限责任公司，成都610051)摘要:在长宁页岩气开发实践中，通过精细化评层选区、提高优质储层钻遇率和工厂化压裂作业等实现了效益开发。

但现有的开发模式造成强非均质性的页岩气藏单井产量差异大，说明现有认识和技术存在针对性不强的缺陷。

在总结目前长宁地区201井区龙马溪组页岩气井开发效果的基础上，对天然裂缝、施工规模、加砂强度等影响压裂效果的因素开展定量化分析，评价其对压后裂缝尺寸、导流能力、压后产量的影响，为下一步的参数优化和开发方案调整提供依据。

关键词：页岩气；压裂效果；非均质性；天然缝；加砂强度中图分类号:TE 357文献标识码:A长宁201井区页岩气气藏位于长宁一威远国家 级页岩气示范区的核心区域，优质页岩厚度在40 ~60 m ,有机碳含量在2.3% ~3.5%,孔隙度在2.3% ~5. 0% ,含气量在3.2 ~ 5. 6 m 3 /t ,矿物成分中的黏土 含量低、脆性矿物含量高（>60% ),且不含蒙脱石 等水敏矿物。

因此，长宁地区的地质条件有利于大 规模水力压裂的开展，并实现超低渗页岩储层的经 济开发[1_2]。

目前该区块已完成测试的33 口水平井中，测试 产量高于10 x 104 m 3/d 的井为27 口，占到总井数的 81.8%。

现有地质评价结果认为，长宁地区龙马溪 组底部属于优质页岩段，并且该区块I 类储层[34]钻遇率平均达94%，但水平井产量差异大是目前面 临的主要技术挑战。

在采用体积压裂（大液量、大 排量、低砂比、段塞式滑溜水注入)施工模式[5 <后，各压裂段以及各井的产量差异明显，甚至同平台相 邻井也存在较大生产差别，表明较为一致的压裂工 艺参数难以在具有特殊地质属性（如天然缝发育和 地应力异常）的某些井段形成大规模的复杂裂缝网 络和高导流裂缝，工艺参数与地质特征的匹配性需 要开展深入分析。

长宁一威远区块页岩气压后返排液精确计量技术研究廖刚【摘要】我国页岩气储量丰富,为了实现2020年川渝天然气产量达到300×108 m3,成为国内战略大气区的宏伟战略目标,为“一带一路”和“长江经济带”建设提供强有力的保障,在长宁—威远区块必须加大页岩气勘探开发力度,加速建设长宁—威远国家级页岩气示范区.目前,该区块的页岩气主要采用丛式井组进行开发,已经形成了“整体化部署、拉链式压裂、边压裂边试采、排采一体化”的作业模式,初步实现了工厂化,但是由于平台井数量多,压后返排液量大、返排周期长、流体成分复杂,绝大多数液体计量还停留在传统的手工计量或者根据排液口喷势估算的方式上,势必造成巨大的计量误差,对整个区块的页岩气勘探、开发、生产带来一定的困扰.文章通过在无线数据采集系统上增加新的精确计量模块及现场有效控制,实现无线数采与涡轮流量计的无缝衔接,用于对每口井的返排液进行在线实时、精确计量,为整个区块的开发、部署及生产制度的确定提供数据支撑.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2019(042)003【总页数】4页(P57-60)【关键词】页岩气;返排液;精确计量;技术研究【作者】廖刚【作者单位】川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院【正文语种】中文页岩气是一种储量高、清洁、低碳的非常规天然气，已成为天然气资源的新宠儿。

为了尽可能开采出天然气，获取更多的工业气流，进行大规模水力加砂压裂对页岩储层进行改造是提高页岩气产量的关键环节。

储层改造的效果又必须通过排液采气作业来进行检验，在整个页岩气开发链中有着至关重要的作用。

而返排液体的计量又是整个排液采气作业的重要组成部分，它的准确计量可以为整个长宁—威远区块排液、除砂、产气等规律的探寻提供重要的数据支撑。

但是由于页岩气平台布井多(通常1个平台6口井)，返排液量大(通常单井返排液超过1 000 m3)，返排测试周期长，这就为液体的准确计量带来了巨大的挑战。

收稿日期:2018-10-01基金项目:国家科技重大专项(2017ZX0506304)作者简介:杨海(1986-),男,工程师,博士,研究方向为储层增产改造基础理论及关键技术㊂E-mail:sinoyh@㊂ 文章编号:1673⁃5005(2019)04⁃0098⁃08 doi:10.3969/j.issn.1673⁃5005.2019.04.012页岩气储层压后返排特征及意义杨　海,李军龙,石孝志,朱炬辉,邓　才,王　丹(中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司,四川成都610051)摘要:为制定科学的页岩气储层压后返排策略,基于威远地区龙马溪组36口页岩气井压后返排数据,分析压后关井对产量的影响以及返排过程两相流阶段性特征,同时进行页岩气储层液相支撑验证实验㊂结果表明:压裂液在主压裂结束后一定时间内仍然发挥造缝作用,一定时间的关井有利于提升气井累积产气量期望值;页岩气储层压后返排气液两相流阶段出现气增液降特征点是高产气井的共同特征,根据两相流阶段特征可初步评估气井产气能力;滞留压裂液在页岩储层微细裂缝网络中具有液相支撑作用,使气相渗透率不是含水饱和度的单调函数,存在最优返排率使气相渗透率最大化;可以采用以追求气相渗透率最大化为目标,以控压㊁控速为原则的页岩气储层压后返排策略㊂关键词:页岩储层;压后返排;最优返排率;返排策略;关井中图分类号:TE 357.1 文献标志码:A引用格式:杨海,李军龙,石孝志,等.页岩气储层压后返排特征及意义[J].中国石油大学学报(自然科学版),2019,43(4):98⁃105.YANG Hai,LI Junlong,SHI Xiaozhi,et al.Characteristics and significance of flow⁃back processes after fracturing in shale⁃gas reservoirs [J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2019,43(4):98⁃105.Characteristics and significance of flow⁃back processes afterfracturing in shale⁃gas reservoirsYANG Hai,LI Junlong,SHI Xiaozhi,ZHU Juhui,DENG Cai,WANG Dan(Down⁃hole Service Company of Chuanqing Drilling Engineering Company Limited ,PetroChina ,Chengdu 610051,China )Abstract :In order to optimize the flowback process for a shale⁃gas reservoir after fracturing,the characteristics of the two⁃phase flow in the flowback process were analyzed based on the data of 36shale gas wells located in the Longmaxi Formation of Weiyuan area,and the effect of shut⁃in operation on well production was studied.Moreover,laboratory testing was conduc⁃ted in order to verify if the fracturing fluids in the micro⁃fractures can act as proppant.The results show that the phenomenon of gas production rate increases with deceasing of water production appears in the two⁃phase flow of the clean⁃up process is a common feature of shale gas wells with high productivity,and it can be used to evaluate the well productivity preliminarily.The fracturing fluids can be imbibed into micro⁃pores and fractures to generate new fractures for improving the stimulation effect,thus,a reasonable shut⁃in is beneficial to increase gas production.The shut⁃in before flowback can fully utilize shale hydration effect to enhance the fracture network,and the shut⁃in during the flowback can increase the formation pressure andimprove gas flow.The residual fracturing fluids in the micro⁃fracture network of shale gas reservoir can act as proppant keep⁃ing the micro⁃fractures open,so that the gas permeability is not a monotonic function of water saturation.Moreover,there is an optimum water recovery during the flowback after the fracturing that can maximize the permeability of gas⁃phase,increas⁃ing the expected value of cumulative gas,but it should be emphasized that the optimum water recovery is not only referred to a certain value,more importantly,it refers to an optimum flowback strategy.Keywords :shale reservoirs;flow⁃back processes after fracturing;optimum water recovery;flow⁃back strategy;well shut⁃in 2019年　第43卷 中国石油大学学报(自然科学版) Vol.43　No.4　第4期 Journal of China University of Petroleum Aug.2019 尽管国内外学者在压裂液返排相关室内实验和数值模拟方面做了大量研究[1⁃6],但目前页岩气储层压后返排仍然存在3个主要问题㊂一是主压裂完成后是否关井以及关井时机㊂Yaich等[7]通过对Marcellus页岩气井的返排分析发现关井措施对75%的井有利,认为仅依靠地层能量的恢复难以达到明显的提产效果,但未解释关井后出现高产的原因㊂Makhanov等[8]认为关井期间页岩的渗吸作用有助于游离气的运移,Crafton等[9]认为关井时间对页岩气早期以及长期产气量均有重要影响,但这种影响具有不确定性㊂Bertoncello等[10]则认为由于水锁现象的存在,关井对页岩气井产能有负面影响并建议压后立即返排㊂二是大量滞留压裂液在储层中的存在方式及其作用㊂国内外学者基本认为压裂液在毛管力㊁渗透压力㊁水化力㊁氢键力㊁范德华力㊁微细裂缝表面吸附以及由于气体突破等多种因素共同作用下使水相难以返排而滞留于微细裂缝中[2,11⁃16],相关实验认为页岩水化作用有利于增加岩心内微细裂缝间的连通性和复杂程度[17⁃20]㊂目前关于页岩气储层生产动态的数值模拟几乎没有考虑页岩水化作用的影响,这是相关数值模拟结果与实际生产符合度不高的重要原因之一㊂三是如何根据返排特征实时调整返排策略㊂目前大多以常规储层压后返排认识为基础,以压力变化为主要依据进行页岩气储层压后返排作业,较少考虑页岩气储层的非常规特征以及返排过程含水饱和度变化的意义及影响㊂笔者以威远A区龙马溪组7个平台共计36口页岩气井返排数据为基础,结合液相支撑室内实验,分析页岩气储层压后返排阶段性特征及实际意义,为制定科学的页岩气储层压后返排策略及探索水岩作用机制提供依据㊂1　关井对产出量的影响页岩气储层经水力压裂改造后通常经历关井㊁返排㊁生产3个阶段,但国内外学者对页岩气储层压后是否关井存在诸多争议[7,10,21⁃22],因此有必要分析页岩气储层经历关井后的地层响应及产出特征,为是否关井以及何时关井提供更多依据㊂页岩气储层主压裂施工周期较长,因此将主压裂时长纳入关井时间[23],即为第一段主压裂开始至正式开井排液为止称为返排前关井,将返排或生产过程中关井称为中途关井㊂由于泵枪遇阻㊁处理套变㊁中途钻磨桥塞等井下复杂情况会影响主压裂进度导致部分井关井时间过长,因此根据返排前关井时间将威远A井区29口井有效数据分为区域1和区域2(图1)㊂如图1(a)所示,返排前关井时间与见气时间没有明显相关性,一定程度上说明该关井期间压裂液向地层深部微细裂缝的渗吸与裂缝中气体之间的交换作用有限㊂若返排前关井期间压裂液通过渗吸作用可以将微细裂缝中的气交换到近井裂缝中,则近井地带含气饱和度增加,为开井后气体的流动提供良好的渗流环境,气体更易突破,见气更早,而29口井的返排数据并未发现返排前关井时间越长见气越早的迹象,这可能与储层本身的渗吸能力以及气液交换作用的时效性㊁阶段性和初始裂缝含气饱和度有关㊂图1　见气时间及首年返排率与返排前关井时间的关系Fig.1　Relationship between gas breaking time,water recovery of1st year and shut⁃in time before flowback值得注意的是,如图1(b)及图2所示,返排前关井时间与首年累积产气量㊁首年单位优质储层累积产气量(首年累积产气量与优质储层改造长度的比值)以及首年返排率在区域1和区域2中分别呈现出一定的相关性㊂这可能是由于关井期间压裂液在毛管力㊁渗透压力以及剩余泵注压力(停泵后一段时间内裂缝中尚未及时耗散的压力)作用下向地层微细裂缝中渗吸,页岩水化作用促使原始孔隙的溶蚀以及微细裂缝的起裂㊁扩展并相互沟通进而形成更加复杂的有效裂缝网络,提升了储层绝对渗透率[17,24⁃25],为气井长期生产提供了良好的渗流基础㊂㊃99㊃第43卷　第4期 杨　海,等:页岩气储层压后返排特征及意义图2　首年累积产气量及首年单位优质储层累积气量与返排前关井时间的关系Fig.2　Relationship between cumulative gas production, cumulative gas production per high quality stimulatedlength of1st year and shut⁃in time before flowback 虽然采用了首年单位优质储层累积产气量,在一定程度上降低了地质条件对产量的影响程度,但关井时间与首年累积产气量并非单调相关,如图2所示㊂关井时间并非越长越好,说明除关井时间之外,必然存在包括地质条件㊁返排制度㊁储层含水饱和度㊁改造程度等在内的其他因素影响页岩气井长期产气能力㊂钱斌等[17]在围压10MPa条件下进行了页岩岩心水化实验,发现液体在毛管力㊁渗透压力共同作用下自发进入岩心并发生水化作用,促使新微细裂缝扩展㊂本文中利用地面微地震监测成果分析了页岩气井压裂期间和停泵2h后裂缝网络变化情况,如图3所示㊂单段主压裂停泵2h后微地震监测裂缝表体积仍在增加,增加区域包括停泵前裂缝未波及区域以及原裂缝内部区域,说明液体在没有地面泵压的情况下仍然能够在剩余泵注压力㊁毛管力㊁渗透压力共同作用下继续向地层深部扩散,为页岩水化作用提供条件促使新裂缝形成,增加改造区域范围,提升裂缝网络复杂程度㊂室内实验及现场微地震监测结果为页岩气储层压后是否关井提供了可靠依据㊂图3　Y井第5段主压裂停止时与停止后2h微地震能量对比Fig.3　Comparison of micro⁃seismic energy at momentof stop pumping and after2h of finishing pumpingof the5th stimulated stage of well Y对该井区A4平台6口井进行了中途关井,如图4㊁5所示,关井前后产出特征具有明显差异㊂重新开井后阶段产气量及套压均高于关井前,一段时间内阶段产气量是关井前的1.7~8.5倍,平均为3.3倍㊂油嘴尺寸不大于关井前的条件下,阶段产气量的大幅增加现象与Marcellus页岩返排过程中重新开井后现象一致[7]㊂一方面由于关井期间地层压力的恢复,压裂液的渗吸以及水化作用增加了主裂缝区气相渗透率和储层绝对渗透率;另一方面由于产气过程中关井使气体不断在近井地带聚集,导致近井含气饱和度较高,开井后出现一定时间的高产㊂值得注意的是,重新开井后基本采用小于或等于关井前的油嘴尺寸进行排液或生产,气井长期产气量均高于关井前且基本保持平稳或正常递减㊂图4　该井区A4-1井返排曲线Fig.4　Flowback curve of well A4⁃1目前未发现针对性的关井措施对气井产气能力的不利影响,针对性关井有助于增加储层绝对渗透率㊁气相渗透率,提升页岩气井产气能力期望值㊂㊃001㊃中国石油大学学报(自然科学版) 2019年8月图5　中后期关井前后阶段气/液量及压力变化Fig.5　Comparison of water and gas production andpressure changes before and after shut⁃in operationat mid⁃term and later period of flowback process2　开井后两相流阶段性特征返排过程一般会出现以液相流动为主的近似单相液流㊁气液两相流和以气相流动为主的近似单相气流3个阶段[26⁃27]㊂Barnett㊁Marcellus以及Horn River地区部分页岩气井压后返排过程中并未发现单相液流阶段,而是直接出现气液两相流阶段[28⁃29]㊂这可能与延长关井时间以及开井油嘴尺寸(5~6mm)较大有关,较大的油嘴尺寸短时间内会增加支撑剂回流量,若储层有效应力较高,则会增加支撑剂嵌入程度及破碎几率,不利于保障储层改造效果㊂压后关井期间,压裂液在毛管力㊁渗透压力以及剩余泵注压力三者共同作用下进入页岩微细裂缝导致主裂缝区域含水饱和度下降,开井后主裂缝区域初始气相渗流环境较好;开井油嘴尺寸较大使初始返排压差较大,气体相对于液体流动性更好,在较高差压下容易快速突破,直接进入气液两相流㊂通过分析返排过程气液流动规律发现,该井区36口页岩气井返排过程均表现出上述3个阶段,但呈现出两种典型曲线类型㊂类型一,如图6所示㊂该类型包含3个阶段:①首先是产液产气同步增加(气液同增);②随后出现产气增加伴随产液降低,具有明显的气增液降特征(即气增液降);③最后表现出产液产气同步降低或趋于平稳(即气液同降或产出平稳)㊂36口井中有27口井在气液两相流阶段表现出上述返排特征,占比75%㊂类型二,气液同升同降取代类型一中的气增液降特征,其余阶段相似,如图7所示㊂图6　两相流阶段气增液降典型曲线(类型一) Fig.6　Representative curve of gas production increasing while water production decreasing during two phaseflow process(typeI)图7　两相流阶段气液同升同降典型曲线(类型二) Fig.7　Representative curve of simultaneous production of gas and water during two phase flowprocess(type II)返排过程是整个改造区域内液相饱和度降低㊁气相饱和度增加的过程㊂由气液两相流理论方程可知,气相渗透率的增加是两相流阶段出现气增液降特征的根本原因,v g=k gμg∇p g=kK rgμg∇p g.(1)式中,v g为气相流速,m/s;k为储层绝对渗透率, 10-3μm2;k g为气相渗透率,10-3μm2;K rg为气相相对渗透率;μg为气体黏度,mPa㊃s;∇p g为气相压力梯度,MPa/m㊂气增液降特征点的出现一方面说明储层改造效果随着返排过程的进行而逐渐体现,另一方面说明地层供给能力充足㊂若两相流阶段只表现出气液同升同降特征,说明产气量的增加不是主要由于含液饱和度的降低而导致气相渗透率的增加,而是更大程度上依赖于返排压差的增加,一定程度上说明地层供给能力有限㊂这与产量数据相吻合,两相流阶段出现气液同升同降特征的9口井中的7口(另外2口井生产时间未到1a),首年累积产气量为(1022 ~1880)×104m3,平均为1444×104m3,均属于三类㊃101㊃第43卷　第4期 杨　海,等:页岩气储层压后返排特征及意义气井㊂气增液降特征点出现后的气量变化趋势一定程度上反映了裂缝网络中含气饱和度㊂出现气增液降特征之后,在不改变油嘴尺寸的情况下,若产气量先持续上升后趋于平稳,说明裂缝区供给较好,此类井累积产气量期望值较高;若产气量呈现下降趋势,说明裂缝区供给较差,累积产气量期望值相对较低㊂A区块出现类型一的27口井中有9口井在特征点后出现气量下降趋势,其首年累积产气量为(1243 ~3370)×104m3,平均为2263×104m3,其余15口井出现气量持续上升或趋于平稳,其首年累积产气量为(2028~5165)×104m3,平均为2918×104m3,另外3口井生产时间未到1a㊂若出现如图6所示的特征曲线,可按照控压㊁控速最大程度保持地层压力的原则进行正常排液测试或生产㊂若出现如图7所示的特征曲线,建议采取关井措施,一方面恢复地层压力,开井后能够提供足够的压差;另一方面利用渗吸和页岩水化作用提升部分区域气相渗透率和储层绝对渗透率,为气体的流动提供良好的渗流环境㊂3　返排率特征及液相支撑实验3.1　返排率特征页岩气储层压后返排率低是区别于常规气储层㊁致密砂岩气储层的重要返排特征之一㊂这种低返排率现象普遍存在于国内外页岩气井区,数据显示国外生产1a后的压裂液返排率为35%~ 62%[11],威远A井区31口井首年平均返排率为48.4%㊂目前对低返排率的机制认识较为模糊,认为页岩气储层压后返排率受到储层天然裂缝发育程度㊁岩石组构㊁储层压力系数㊁主压裂施工参数㊁储层改造程度以及排液制度等多种因素影响[5]㊂有研究认为气体在大孔道形成通道后,小孔道内的液体被滞留在岩心内部,导致大量液体无法排出[13],液体滞留可能来源于微细裂缝表面吸附作用[12]㊂目前通常认为页岩储层返排率相对较低的井产量更好,但是返排率低意味着储层中含水饱和度高,从目前的渗流规律来看,过高的含水饱和度不利于气相渗流㊂Song[30]认为有固相支撑裂缝的导流能力过高和过低都会降低液体返排率㊂当导流能力过高时,气体会更快突破,气体流动能力占优势,剩余液体更难排出;当导流能力过低时,液体会滞留于远井地带,若仅存在固相支撑裂缝,则返排率通常较高㊂威远A井区31口井首年单位优质储层改造长度累积产气量与对应返排率的关系如图8所示,首年累积产气量与测试产气量关系如图9所示㊂返排率既不是越低越好,也不是越高越好,大部分气井累积产气量呈现出明显的随返排率的增加而先增加后降低的趋势,说明存在最优返排率使气相渗透率最大化,最优返排率对应的是一种最优返排策略㊂图8　首年单位优质储层改造长度累积产气量与返排率的关系Fig.8　Relationship between cumulative gas production per high quality stimulated length of1st yearand waterrecovery图9　首年累积气量与测试产气量的关系Fig.9　Relationship between cumulative gas production of1st year and tested gas production3.2　液相支撑实验相同供给能力条件下,经典相渗理论可以解释产气量随返排率的增加而增加的现象,而Ehlig-Economides等[31]提出的液相支撑假说则可以解释返排率过高时产气量随返排率增加而降低的现象㊂液相支撑假说是指主压裂后存在于页岩储层微细裂缝中的液体可能充当了支撑剂的作用,使固体支撑剂无法进入的微细裂缝,在一定条件下仍然保持渗透性㊂为了验证页岩储层液相支撑假说,采用龙马溪组页岩储层岩心进行室内实验㊂由于难以准确获取页岩岩心渗透率,实验中从渗透率物理意义出发,采用一定压差下气体流量表达岩心在不同含水饱和度下的渗透性,采用不同驱替压力间接定性表达岩心含水饱和度,即驱替次数越多(一次驱替包含0.2㊁0.4㊁0.6㊁0.8MPa4种压㊃201㊃中国石油大学学报(自然科学版) 2019年8月差),表示岩心含水饱和度越低㊂首先获取12MPa 围压下干岩心(直径2.5cm,长度5cm 岩柱)不同入口压力条件下的气体流量,然后将岩心悬挂在电子天平下部并放入盛装蒸馏水的岩心杯内进行水化实验㊂水化155h 后取出岩心,在围压12MPa 条件下进行连续驱替实验,此时岩心含水饱和度为S 1,气相饱和度较低,流动性差,气体流量明显低于水化前干岩样㊂如图10所示,第一次驱替完成后,岩心含水饱和度降低为S 2,此时岩心中气相饱和度达到一定值,气体流动阻力降低;第二次驱替过程气体流量明显高于干岩心,说明水化后岩心内部孔隙-裂缝结构发生了有利变化[17,24],为流体提供了更多㊁更顺畅的渗流通道,完成第二次驱替后,岩心含水饱和度降为S 3;第三次驱替后,岩心含水饱和度降为S 4,气体流量低于第二次驱替,说明此时岩心内部孔隙-裂缝发生了不利变化,孔隙-裂缝在围压作用下可能发生闭合[17]㊂完成第三次驱替后烘干岩心,烘干后岩心的气体流量再次减少,且低于相同压差下岩心水化前干岩样气体流量,表明岩心应力敏感程度增加,说明常压下的水化作用增加了岩心微细裂缝复杂程度,同时也增加了应力敏感程度㊂图10　不同驱替阶段及入口压力与气体流量关系Fig.10　Relationship between gas rate and inlet pressure during various displacement processes由图10可知,相同驱替压力下,气体流量随含水饱和度的降低而先增加后降低,含水饱和度为中值(S 3)时气体流量最大,说明该含水饱和度下液体对岩心中的微细裂缝起到了一定的支撑作用,这种支撑作用抵消了部分由应力敏感引起的渗透性降低㊂实验表明,页岩岩心存在最优含水饱和度使气相渗透率最大,这与通过现场数据分析得到的存在最优返排率使产气能力最大的认识吻合,为解释图8中返排率过高时累积产气量较低的现象提供了依据㊂尽管页岩气储层液相支撑实验和认识是初步的,但是为阐明页岩水岩作用机制和返排率与产气量的内在关系提供了有益的思路㊂页岩储层压后返排阶段需要趋利避害,既要最大化利用页岩水化作用提升裂缝网络复杂程度,又要适度降低微细裂缝中的含水饱和度,最大程度提升储层气相渗透率,提升气井产气能力期望值㊂4　返排制度调整建议页岩储层压后返排应以追求气相渗透率最大化为最终目标,以 控压㊁控速”为总原则㊂控压一方面尽可能保存地层压力,为后期产出提供足够的压差,另一方面减小支撑剂回流几率,同时让裂缝缓慢闭合,降低支撑剂嵌入及破碎程度;返排前期的控速是控制返排速率,避免气体过早突破导致主裂缝区(固体支撑裂缝区)含水饱和度过高而含气饱和度不足,气相渗透率较低,影响气井产能;后期适度增加返排速率,使微裂缝区(液相支撑裂缝区)含水饱和度达到最优值,使整个改造区域气相渗透率最大化㊂返排前期应以低于支撑剂回流临界流速㊁尽量保存地层压力作为调整返排制度的阶段目标㊂前期返排速度过大会增加支撑回流和嵌入风险,进而影响主裂缝区绝对渗透率,且由于气体的过早突破会降低主裂缝区的排水能力导致主裂缝区含水饱和度较高,降低该区域的气相渗透率;地层压力的降低会影响后期主裂缝及次裂缝区的排水效果,扩大水相圈闭范围,最后导致有水排不出,有气出不来㊂中后期应以追求最佳含水饱和度作为调整油嘴尺寸的阶段目标㊂由于不同区域页岩气储层微观组构及物性差异较大,目前页岩水化程度及液相支撑能力未建立普适认识,建议对目标储层取心进行水化强度㊁液相支撑等页岩特性室内评价实验,确定关井时间和最优含水饱和度评价值㊂5　结　论(1)返排前一定时间的关井在页岩水化作用下能够提升页岩储层压裂裂缝复杂程度及渗透性;返排过程中针对性关井,地层压力恢复的同时能够增加裂缝复杂程度及其含气饱和度,提升气相流动能力㊂根据实时返排特征,伺机中途关井有助于提高产气量期望值㊂(2)页岩气储层压后返排两相流阶段具有两种典型特征㊂出现气增液降特征点的气井具有更高的产气量期望值,且气增液降特征点出现后的产气量变化趋势一定程度上反映了裂缝网络中含气饱和度以及累积产气量期望值,可根据返排曲线特征在早期评估气井产气能力㊂㊃301㊃第43卷　第4期 杨　海,等:页岩气储层压后返排特征及意义(3)由于页岩气储层液相支撑现象的存在,其气相渗透率不是含水饱和度的单调函数㊂页岩气储层返排率既不是越低越好,也不是越高越好,而是存在最优返排率使气相渗透率最大化,但最优返排率不是指某一特定的值,而是对应了基于储层特性的最优返排策略㊂(4)页岩气储层压后返排应以追求气相渗透率最大化为最终目标,以控压㊁控速为总原则㊂返排前期应尽量保存地层压力,中后期应以追求储层最佳含水饱和度为目标调整排液制度㊂参考文献:[1]　JAMESW Crafton.Flowback 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页岩气水平井压后返排动态调整技术
余杨康
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2022(42)6
【摘要】1.目的页岩气水平井压后返排作为压裂施工作业中的重要一环,对于整体的压裂和生产效果都有着重要的影响。

但在目前的现场实际施工中,压后返排的工作制度往往由现场技术人员依据其自身经验来确定,难以满足页岩气开发上产愈发精细的要求。

若返排时所用油嘴过大,有可能导致大量支撑剂回流,压裂后形成的裂缝无法得到较好的支撑;采用大油嘴返排还有可能增大支撑剂破碎率和嵌入率,增加裂缝的应力敏感伤害,直接影响裂缝的有效导流能力,并且大量支撑剂的高速喷出还有可能导致地面测试流程的损坏。

反之,若返排时所用油嘴过小,则有可能增大水相圈闭伤害,并且返排初期裂缝中的悬浮物、残渣、岩屑、微粒、结晶盐等不能及时返排出来,容易造成堵塞,严重影响页岩气井产量;此外,小油嘴返排也不能满足现场生产单位快速上产的需求。

【总页数】1页(P192-192)
【作者】余杨康
【作者单位】成都创源油气技术开发有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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