高pH值水力压裂液与富含碳酸盐的储层之间流体-岩石相互作用的地球化学评估：以美国科罗拉多州丹佛-朱尔斯堡盆地中的尼奥布拉拉组为例

《Applied Geochemistry》：Geochemical evaluation of fluid-rock interactions between high-pH hydraulic fracturing fluid and carbonate-rich reservoirs: A case study of the Niobrara Formation, Denver-Julesburg Basin, Colorado, USA.

高pH水力压裂流体与诺布拉斯Formation碳酸盐岩储层相互作用研究，通过高温高压实验发现流体可渗透纳米孔隙，pH在岩-液反应中由10.1降至中性，但未引发显著矿物沉淀，证实此类流体在类似条件下不影响储层渗透性。

　　在当今能源开发领域，非常规油气储层的开发已成为一项重要的技术手段。这些储层通常具有较低的渗透性（<150 nD）和孔隙度（8-15%），因此需要通过水平钻井和水力压裂等技术手段来提高油气采收率。水力压裂过程中，通常会使用酸化淡水作为压裂液，以增强储层的渗透性并促进油气的流动。然而，由于非常规储层多位于农村环境，地表水资源有限，因此淡水往往需要从其他地区运输或从本地地下水和含水层中提取。

近年来，研究者们提出使用储层本身所含的流体作为压裂液的一种替代方案。然而，这种流体通常含有较高的总溶解固体（TDS），这被认为不利于储层中的地质化学反应。此外，一些流体稳定剂，用于调节流体粘度，其在高TDS流体中的效果不如在低TDS流体中显著。尽管凝胶基流体稳定剂，如交联剂，在高离子强度流体中表现良好，但其粘度最佳维持在高pH值（>8）的环境下。目前，关于高pH压裂液与储层岩石之间的相互作用研究相对较少，而这种相互作用在压裂后的关井时间内（几天到几周）可能对油气的开采产生重要影响。

为了更深入地理解高pH压裂液与储层岩石之间的相互作用，本研究通过两个实验室实验，分析了在关井时间尺度下，储层岩石与高pH压裂液之间可能发生的地质化学反应。实验所用的岩心来自科罗拉多州的丹佛-朱尔斯堡盆地中的尼奥布拉拉组（Niobrara Formation），这是一种具有高碳酸盐含量的非常规储层，主要由泥灰和石灰岩组成。实验中，压裂液的pH值被设定为10.1，与储层条件（113 °C，27.5 MPa）相匹配，并在大约35天的时间内进行反应。

实验结果表明，高pH压裂液能够进入岩石的纳米孔隙，这一现象对于理解流体在储层中的流动和分布具有重要意义。同时，随着反应的进行，pH值逐渐降低至接近中性，这表明地质化学反应从以流体为主逐渐转变为以岩石为主。此外，实验中并未观察到显著的次生矿物沉淀现象，这说明高pH压裂液与尼奥布拉拉组泥灰和石灰岩之间的反应程度有限，不会对储层的孔隙度和渗透性造成明显影响。

在实际的油气开采过程中，压裂液与储层岩石之间的相互作用可能对储层的物理性质产生影响，进而影响油气的采收率。因此，理解这些反应的机制对于优化压裂液配方和提高油气开采效率至关重要。本研究的结果与以往关于酸性压裂液与碳酸盐储层岩石相互作用的实验和现场研究进行了对比，评估了碳酸盐含量对pH值和钙、镁离子浓度的影响。研究发现，碳酸盐含量较高的储层在高pH压裂液作用下可能表现出不同的反应特性，这为未来的研究提供了新的方向。

此外，实验还探讨了流体稳定剂在高pH环境下的适用性。交联剂因其在高pH条件下的良好粘度维持性能，被广泛用于高TDS水的压裂液中。然而，交联剂的粘度维持能力在关井时间尺度下可能受到pH值变化的影响。因此，研究高pH压裂液在关井期间的pH变化及其对交联剂性能的影响，对于优化压裂液配方和提高油气开采效率具有重要意义。

在实际应用中，压裂液的配方需要根据储层的特性和开采需求进行调整。例如，酸性压裂液适用于需要溶解碳酸盐矿物的储层，而高pH压裂液则适用于需要维持流体粘度和防止矿物沉淀的储层。交联剂因其在高pH条件下的良好粘度维持性能，被广泛用于高TDS水的压裂液中，这有助于减少对淡水的依赖并提高压裂液的性能。然而，交联剂的使用也需要考虑其在高pH条件下的稳定性以及对储层岩石的潜在影响。

在实验室实验中，我们观察到高pH压裂液能够进入岩石的纳米孔隙，这一现象可能对储层的渗透性产生影响。然而，随着反应的进行，pH值逐渐降低至接近中性，这表明地质化学反应从以流体为主逐渐转变为以岩石为主。这种转变可能影响流体的流动特性，进而影响油气的采收率。此外，实验中并未观察到显著的次生矿物沉淀现象，这说明高pH压裂液与储层岩石之间的反应程度有限，不会对储层的孔隙度和渗透性造成明显影响。

在实际的油气开采过程中，压裂液与储层岩石之间的相互作用可能对储层的物理性质产生影响，进而影响油气的采收率。因此，理解这些反应的机制对于优化压裂液配方和提高油气开采效率至关重要。本研究的结果与以往关于酸性压裂液与碳酸盐储层岩石相互作用的实验和现场研究进行了对比，评估了碳酸盐含量对pH值和钙、镁离子浓度的影响。研究发现，碳酸盐含量较高的储层在高pH压裂液作用下可能表现出不同的反应特性，这为未来的研究提供了新的方向。

此外，实验还探讨了流体稳定剂在高pH环境下的适用性。交联剂因其在高pH条件下的良好粘度维持性能，被广泛用于高TDS水的压裂液中，这有助于减少对淡水的依赖并提高压裂液的性能。然而，交联剂的使用也需要考虑其在高pH条件下的稳定性以及对储层岩石的潜在影响。在实验室实验中，我们观察到高pH压裂液能够进入岩石的纳米孔隙，这一现象可能对储层的渗透性产生影响。然而，随着反应的进行，pH值逐渐降低至接近中性，这表明地质化学反应从以流体为主逐渐转变为以岩石为主。这种转变可能影响流体的流动特性，进而影响油气的采收率。

在实际应用中，压裂液的配方需要根据储层的特性和开采需求进行调整。例如，酸性压裂液适用于需要溶解碳酸盐矿物的储层，而高pH压裂液则适用于需要维持流体粘度和防止矿物沉淀的储层。交联剂因其在高pH条件下的良好粘度维持性能，被广泛用于高TDS水的压裂液中，这有助于减少对淡水的依赖并提高压裂液的性能。然而，交联剂的使用也需要考虑其在高pH条件下的稳定性以及对储层岩石的潜在影响。

本研究的结果表明，高pH压裂液在关井期间能够与储层岩石发生一定的地质化学反应，但这些反应的强度和持续时间有限。因此，高pH压裂液在实际应用中可能不会对储层的孔隙度和渗透性造成显著影响，从而有助于提高油气的采收率。此外，实验还发现，高pH压裂液与储层岩石之间的相互作用可能对交联剂的性能产生影响，因此需要进一步研究交联剂在不同pH条件下的稳定性。

总的来说，本研究通过实验室实验和对比分析，揭示了高pH压裂液与非常规储层岩石之间的相互作用机制。研究结果表明，高pH压裂液能够进入岩石的纳米孔隙，但随着反应的进行，pH值逐渐降低至接近中性，这表明地质化学反应从以流体为主逐渐转变为以岩石为主。此外，实验中并未观察到显著的次生矿物沉淀现象，这说明高pH压裂液与储层岩石之间的反应程度有限，不会对储层的孔隙度和渗透性造成明显影响。这些发现为未来的研究和实际应用提供了重要的参考，有助于优化压裂液配方和提高油气开采效率。