周小金, 张锦涛, 苑术生, 阳 星, 段希宇, 杨昕睿, 王雨莎

(1中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2页岩气评价与开采四川省重点实验室 3中国石油西南油气田公司 4中国石油川庆钻探公司试修公司)

水平井分段压裂是页岩气商业开发的关键技术，现有页岩气开发模式下，为形成复杂缝网和增大储层改造体积(SRV)，常采用大排量、大液量、大砂量、分簇射孔压裂工艺。压裂完成后，关井数天(又称“焖井”)开始放喷排液，页岩气井压裂将数万立方米的压裂液注入储层，压裂液的返排动态可表征储层压后的裂缝形态，是影响页岩气井压后产能效果的重要因素。因此，明确压后返排液在储层中的赋存特征、分布状态、返排特征及其对产能的影响规律具有重要的实践意义[1]。

关于页岩气井返排特征的研究较少，张涛等[1]以实际生产数据为基础，分析了页岩气井早期生产返排特征，建立了相应的数值模型，研究了关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。刘斌等[2]通过对涪陵地区页岩气井压后返排规律的分析研究，提出了该区的压后返排特点。张孝玉[3]开展了建页HF-1井压裂及返排效果分析。才博等[4]基于储层基质与压裂液存在的离子交换现象，建立了体积改造后返排液饱和度分布模型，分析了返排液中盐浓度与裂缝复杂程度间的关系。陈守雨等[5]从页岩气井压后压裂液流动机理出发，讨论了压裂液分布区域和分布特征，分析了压裂液在裂缝和地层中的滞留机理。刘乃震等[6]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对返排的影响规律，分析了页岩气井压后返排困难的原因。李莉[7]等采用岩心驱替的实验方法，研究了滑溜水浸泡后对黏土组分和储层物性的影响。倪杰[8]等对储层层理特征、矿物组成、相对渗透率、毛管力、裂缝应力敏感、压裂液性能等对页岩气井返排规律进行了分析。刘飞等[9]对页岩气井压后返排特征进行了剖析，形成了适合长宁—威远区块的连续排采制度。谢奎等[10]对威远区块页岩气井排采出砂工艺进行了分析。

一、压裂液返排率对页岩气井产能的影响

页岩气压裂以裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，储层流体从基质流到裂缝的距离最短，基质中流体向裂缝渗流所需压差最小为目标，以 “打碎”储层，形成网络裂缝为改造理念。虽然大量压裂液被注入储层，但统计表明页岩气井压后返排率普遍较低，“焖井”是压裂液与页岩储层离子交换的过程，“焖井”时间越长，压裂液与储层离子交换越充分。

页岩储层非均质性强，不同区块具有不同的返排特征，为统一对比，常采用30 d返排率作为对比指标。30 d返排率可作为储层裂缝复杂程度的表征指标，裂缝复杂程度越高，则储层细微裂缝越发育，次级裂缝占比越高，压裂液在裂缝中受毛细管力越大，压裂液流动所需的驱替压力越高，越不容易返排出地层，从而出现返排率越低且压后效果越好的现象。长宁、威远(W202、W204井区)地区统计表明，30 d返排率越高地区，首年井均日产越低，如图1。

图1 返排率与测试日产关系图

长宁区块压后“焖井”3～5 d，开井初期采用Ø3 mm油嘴排液，后期逐级放大油嘴，确保排液制度相对稳定和排液连续。该区具有见气时间早、返排率低的特征，2017年以前投产井返排率在6%～59.7%，平均29.65%，日返排率初期较高，在0.2%～1.3%，20～50 d后日返排率迅速递减到0.08%以下。气井最高产气量出现时返排率在5%～30%，初期高产井30 d平均返排率15%。

二、返排液氯离子浓度对产能的评价

地层水多为NaHCO3型和CaCl2型，且储层埋藏越深，CaCl2型可能性越大。现有页岩气开发储层属海相沉积环境，成岩过程中随着埋深及温度的增加，泥页岩不断被压实，泥页岩中的水被挤压出岩层，细微孔隙中的水分被蒸发，导致页岩储层矿物盐含量高，且以CaCl2为主。

目前页岩气压裂液主体采用清水配制，部分井采用返排液与清水混合配制，压裂液中氯离子浓度较地层原始矿化度存在一定差异。即压后裂缝系统与页岩基质系统存在一定的渗透压差，驱动缝内流体进入基质系统，裂缝壁面则类似半渗透膜发生渗吸现象。随着“焖井”时间的延长，裂缝壁面与基质系统氯离子浓度逐渐趋于平衡。在裂缝系统中，越靠近裂缝壁表面离子浓度越高，从而发生离子扩散以降低裂缝系统内的离子浓度差异。针对缝宽较宽的裂缝系统，靠近裂缝壁面的压裂液与基质通过渗吸作用进行离子交换，同时与分支裂缝发生离子扩散。因此，储层裂缝网络系统越复杂，压裂液与储层接触面积越大，离子交换速度越快，在相同“焖井”时间的条件下，离子交换越充分。故可通过返排液氯离子浓度变化表征裂缝网络系统复杂程度。

1.返排期间氯离子浓度经历3个区域

页岩气井返排是压力逐渐由井底波及至裂缝远端、页岩基质的一个过程。即逐级放大油嘴排液制度下，基质中的返排液流向细微裂缝再到主裂缝，最后流向井筒并返排出井口。

“焖井”在压后返排期间，氯离子浓度可分为3个明显区域：①快速上涨区；②缓慢上涨区；③趋于平稳区(如图2)。三个区域分别反映了返排过程，先返排出井筒、主裂缝内的压裂液，后返排出次级裂缝内的压裂液，最后返排出微裂缝内压裂液的过程。氯离子浓度的变化，反映了返排期间压裂液从多尺度裂缝系统回流的过程。

图2 四川某页岩气井压后返排液氯离子变化曲线

同种返排制度下，各区域持续时间长短反映多尺度裂缝间差异，持续时间越短，说明该级裂缝与下一级裂缝尺度差异相对较小，即裂缝复杂程度越高，压后改造效果越好。在改造效果非常好或采用返排液与清水混合配液时，可能导致相邻区域变化不明显或消失，但仍可开展邻井对比。

2.邻井返排液氯离子变化规律趋于一致

同区块、同平台具有基本相同的沉积环境，因而地层水矿化度相近，采用同种压裂液配液原料、同种压裂工艺以及相似的压后返排制度条件下，相邻井具有一致的返排液氯离子浓度变化规律(如图3)。受储层非均值性影响仍具有微小差异，如图3ZGX1、ZGX2井分别为自贡地区两口页岩气水平井，通过返排曲线可见ZGX1井各阶段持续时间少于ZGX2井(t1

图3 自贡区块某2口页岩气井压裂返排液氯离子浓度变化曲线

同平台井在地质条件相当的条件下，可通过氯离子变化判定气井压裂效果，如图4所示，CNX1平台共3口井，CNX1-1/2井先压裂，采用清水配制滑溜水，CNX1-3井采用CNX1-1/2井返排液与清水混合配制滑溜水。返排曲线表明，采用返排液配制压裂液压裂井压后返排液初期氯离子浓度更高，对CNX1-3井氯离子数据进行减掉初期差值处理，3口井氯离子浓度变化趋于一致。

图4 CNX1平台氯离子返排曲线图

3.气井最大产气量出现在氯离子浓度趋于稳定区域

随着页岩气井返排液氯离子浓度变化进入区域③，井底压力波及至细微裂缝及基质，焖井期间聚集于细微裂缝中的气体得以被驱替进入主裂缝，随之进入井筒产出地面。此时为页岩气人工气藏最大供气能力和气井最高产量(如图5)，在合理的生产制度下，气体通常不会在井底滞留，即氯离子变化区域③表征了页岩气井的最大生产能力。因此可通过井口返排液氯离子浓度变化反应气井生产能力，为页岩气井后续生产提供参考。

图5 CNX1-1井排采曲线

三、结束语

(1)压裂返排液氯离子浓度变化分为3个区域：①快速上涨区、②缓慢上涨区、③趋于平稳区。

(2)同区块、同平台相邻井，在相同压裂工艺及返排制度下，返排液氯离子浓度变化趋势趋于一致。

(3)页岩气井返排率越低，返排期间氯离子浓度变化幅度越小，即区域①、②延续时间越短，裂缝复杂程度越高，压裂改造效果越好。

(4)页岩气井最大产气量出现在返排液氯离子浓度趋于稳定区域。