[发明专利]一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法

说明书

本发明提供一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，包括：制取待水力压裂页岩储层的岩心样品；确定所述岩心样品的地层水矿化度；配置改性滑溜水，所述改性滑溜水的矿化度大于所述地层水矿化度；以所述改性滑溜水开展水力压裂作业，以降低水力压裂页岩储层自吸水量。本发明提供的降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法，通过使改性滑溜水的矿化度大于等于预设矿化度的情况下，使得自吸水的阻力超过或等于另一项自吸水的动力(即毛细管力)时，从而能够使得页岩自吸水量降至零。

技术领域

本发明涉及石油与天然气开采技术领域，尤其涉及一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法。

背景技术

页岩气是指赋存于页岩储层的非常规油气资源，全球资源量巨大，具有广阔开采潜力。页岩储层极为致密，需要采用水力压裂形成裂缝才能实现有效开采，其原理是通过井筒将压裂液高压泵入页岩储层，当泵注压裂液的速度大于储层的吸液速度时，则在井底产生高压，该液体压力超过井底附近页岩破裂压力时，储层被压开并产生裂缝。由于水力压裂施工作业时间长、压裂后压裂液返排速率慢等原因，压裂液长期滞留页岩储层，并主要以自吸方式进入页岩孔隙空间，从而侵占页岩气流动通道，降低页岩气流动、产出速率，形成水相圈闭(或称水锁)损害。水相圈闭损害是致密储层压裂后测试无气、快速减产以及长期低产的重要原因，为预防或弱化水相圈闭损害程度，应尽可能降低水力压裂页岩储层自吸水量。

研究表明，水力压裂后页岩储层自吸水的动力包括渗透压力与毛细管力。页岩粘土矿物晶层表面的扩散双电层决定了粘土矿物晶间孔隙(简称晶间孔隙)存在半渗透膜效应，当半渗透膜两侧水溶液矿化度(即离子浓度)不相等时，将产生渗透压力。页岩储层主体采用滑溜水压裂液(简称滑溜水)，其以河水、地下淡水以及压裂后返排液为主要水源，再添加极少量降阻剂、杀菌剂、粘土稳定剂等化学添加剂配置而成。河水或地下淡水矿化度低，通常介于数十或数百mg/L，与页岩储层孔隙内高矿化度(通常介于10000～100000mg/L)原生地层水相比，常规的入井滑溜水属于低矿化度水质，因此外来滑溜水矿化度远小于晶间孔隙内原生地层水，滑溜水内的水分子会扩散进入晶间孔隙内部。同时，粘土矿物表面呈强水润湿特征，加之晶间孔隙细小，孔道直径处于纳米尺度，外来滑溜水在高毛细管力作用下也会自吸进入该类孔隙内部。

现有减少岩石自吸水量的技术均是通过调控毛细管力实现，其主要原理是在钻井液或压裂液中添加少量的表面活性剂或纳米粒径封堵剂。表面活性剂主要通过改变岩石表面润湿性为疏水性、减小水与油气之间界面张力的方式降低岩石孔隙的毛细管力，从而降低自吸水量，如中国发明专利CN201610615258.1、CN201410689918.1、CN201080043195.8；普遍使用的纳米粒径封堵剂包括微乳液与纳米固相颗粒，前者主要依靠与岩石孔径相匹配的胶束暂堵孔隙，达到阻止水侵入岩石的目标，如中国发明专利CN201611203328.9、CN201510324784.8，而后者通过纳米粒径的二氧化硅或碳酸钙颗粒封堵孔隙，从而阻止水侵入岩石，如中国发明专利CN201810171289.1、CN201610250979.7、CN201910061336.1、CN201410794900.8。采用上述思路降低岩石自吸水量的方法明显存在以下不足与缺点：

(1)页岩粘土矿物或孔隙表面积大，对表面活性剂吸附能力强，大规模使用成本高。由于表面活性剂价格普遍较高，其在压裂液中的质量浓度一般远小于1％，但页岩粘土矿物或孔隙表面积远大于常规岩石，表面活性剂极易被页岩大量吸附而失效。因此，出于效果与成本考虑，部分页岩储层压裂液已不再添加用于降低界面张力的表面活性剂。

(2)微乳液纳米粒径胶束难以有效暂堵页岩复杂孔隙。页岩纳米孔隙分布范围广，而现有微乳液稳定性无法有效保证，导致纳米粒径胶束难与页岩孔隙大小相互匹配，因此微乳液暂堵技术并未在页岩储层水力压裂中推广使用。