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氯化钾溶液浓度影响页岩气储层解吸能力室内实验

文档作者：郑力会1 2 魏攀峰1 楼宣庆1 孙昊1 付毓伟1 聂帅帅1 文档来源： 1．中国石油大学(北京)石油工程学院 2．油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室		点击数：	更新时间： 2023年10月05日
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第33卷第3期钻井液与完井液V01．33 No．3
2016年5月DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETION FLUID May 2016
_——————————————————————————————————————————————————————一
doi：10．36960．issn．1001-5620．2016．03．024
氯化钾溶液浓度影响页岩气储层解吸能力室内实验
郑力会1’2， 魏攀峰1， 楼宣庆1， 孙昊1， 付毓伟1， 聂帅帅1
(1．中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249；2．油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室，武汉431000)
郑力会等．氯化钾溶液浓度影响页岩气储层解吸能力室内实验[J】．钻井液与完井液，2016，33(3)：117-122．
摘要页岩气储层伤害研究未涉及钻井完井流体盐浓度对储层解吸能力的伤害。参照常规储层敏感性评价的岩样尺
度，用不同浓度KCI溶液作为污染流体研究了解吸盐敏。室内用直径为38 mm的龙马溪组页岩柱塞模拟储层，控制温度
为60℃、围压为20 MPa，每8 min用气相色谱仪检测柱塞入口出口端纯度为99．99％的甲烷气变化，入口出口速率相等
时，认为柱塞吸附饱和，在初始压差0．001～0．01 MPa下连续测量224 min原始解吸总量和解吸速率。用同样柱塞，再
次吸附饱和后用3．5 MPa压力封闭出入口端，控制压力不变，在出口端以0．1 mL／min的速度注入2 000、5 000、10 000、
20 000以及40 000 mg／L的KCl溶液伤害页岩柱塞l h，然后在与测量原始解吸总量和解吸速率相同的条件下测量伤害
解吸总量和解吸速率，每种浓度溶液进行2次平行实验。甲烷平均解吸总量随着KCI溶液浓度增加由原始0．009 209、
0．007 758、0．007 708、0．006 502、0．008 027 mmol降为0．000 565、0．004 263、0．004 232、0．003 229、0．003 441 mmol。解
吸总量伤害率为93．74％、45．22％、44．90％、50．20％、57．09％；平均解吸速率由原始O．000 041、0．000 035、0．000 040、
0．000 029、0．000036mmol／min降为0．000005、0．000 020、0．000 025、0．000 016、0．000018mmol／min，解吸速率伤害率为
85．78％、36．87％、35．42％、38．88％、47．34％。表明KC!溶液浓度影响页岩气储层解吸量和解吸速率，为钻井完井流体及储
层改造流体提出性能界限。
关键词页岩气井；储层伤害；吸附；解吸；解吸敏感；解吸盐敏；敏感程度
中图分类号：TE257．6 文献标识码：A 文章编号：1001．5620(2016)03．01 17．06
Laboratory Experiments on the Effect of KCl Concentration on Desorption Capacity of Reservoir Rocks
ZHENGLihuil一，WEI Panfen91，LOU Xuanqin91，SUN Ha01，FU Yuweil，NIE Shuaishuail
(1．College ofPetroleum Engineering,China University ofPetroleum，Beijing 102249；2．Research Team ofLost Circulation
Control,National Key Oil and Gas Drilling Engineering Laboratory，Wuhan，Hubei 43 1 000)
Abstract In studying the damages to shale gas reservoirs，the damages to the desorption capacity of reservoir formations caused by
the salinity of drilling／completion fluids have not been studied．In 0111"laboratory studies，a shale piston plunger(diameter=38 mm)
made from the Longrnaxi formation was used to simulate the reservoir formations．In the experiment，temperature was controlled to 60
℃，and confining pressure to 20 MPa．The flowrates ofthe methane(purity 99．99％)at both the inlet and outlet ofthe piston plunger
were measured every 8 rain with gas chlIomatograph．If the flowrate at the inlet and the flowrate at the outlet were equal，then the
piston plunger Call be regarded as saturated with adsorbed methane．At initial pressures ranging between 0．001 MPa and O．01 MPa,the
original total desorption volume and rate ofdesorption were measured for a consecutive 224 min period．The salne piston plunger was
re—saturated with methane，and the inlet and outlet were sealed with a constant pressure of 3．5 MPa，then inject at the outlet into the
piston plunger with KCl solution of2 000，5 000，10 000，20 000 and 40 000 mg／L at a rate ofO．1 mL／min，and contaminate the piston
plunger for l h．Measured the total desorption volume and rate of desorption at the sanle conditions as when measuring the original
total desorption volume and rate ofdesorption．The measurement for each KCI concentration was tested twice．With an increase in KCI
concentration，the average total desorption volume ofmethane decreased from the original 0．009 209，O．007 758，0．007 708，0．006 502
and 0．008 027 mmol to 0．000 565，O．004 263，O．004 232，0．003 229 and 0．003 441 mmol，respectively,and the percentages ofdamage
基金项目：国家自然科学基金创新研究群体项目“复杂油气井钻井与完井基础研究”(51221003)、国家科技重大专项
课题“‘三气’合采钻完井技术与储层保护”(2016zx05066002)。
第一作者简介：郑力会，1968年生，博士生导师，楚天学者特聘教授，主要从事防漏堵漏和吸附气储层伤害防治研究。
电话(010)89732207；E—mail：zhenglihui@cup．edu．cn。

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