液体浸润对页岩裂缝气体流动影响的实验研究

修乃岭 严玉忠 卢拥军 王 臻 窦晶晶 骆 禹

(中石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)



液体浸润对页岩裂缝气体流动影响的实验研究

修乃岭 严玉忠 卢拥军 王 臻 窦晶晶 骆 禹

(中石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)

为研究液体滞留对无支撑裂缝导流能力的影响，选取志留系龙马溪组地层岩心，开展无支撑单裂缝、多裂缝岩样液体浸润实验。实验结果表明，液体浸润会严重损伤页岩裂缝渗透率，浸润时间越长，气体流动能力损伤越大，液体越难以驱动，气体渗透率达到最大值的时间越长。分析认为，液体滞留在岩样裂缝表面形成水膜，使裂缝宽度减小，从而影响气体流动能力，同时，液体对裂缝内微小矿物颗粒浸泡后，颗粒吸水膨胀也是造成岩样裂缝渗透率减小的一个原因。

页岩； 裂缝； 渗透率； 浸润

四川盆地南部志留系龙马溪组页岩气资源分布广泛，具有广阔的勘探开发前景[1]，但由于页岩储层孔隙度、渗透率极低，必须依靠水力压裂才能获得工业气流[2-3]。针对页岩气储层超低孔低渗的特点，以增大储层改造体积、增加裂缝与储层接触面积、产生复杂网络裂缝为目的，形成了具有“大液量、大排量、低砂比、段塞式加砂、滑溜水注入”特征的体积压裂技术[4]。体积压裂形成的裂缝网络虽可改善储层的渗流条件，但也造成了页岩储层压裂液返排率低的问题[5-6]。滞留在储层的液体浸润裂缝面，致使页岩储层岩石物理化学性质发生变化[5]，从而影响裂缝的渗透率和气体的流动能力。前人对液体对页岩渗透率的影响进行了相关研究，国内学者主要探讨的是液体作用后对储层应力敏感性的影响[7-8]及压裂液滞留对页岩裂缝应力敏感性的影响[9]，国外学者开展了液体对页岩裂缝导流能力伤害的研究[10-11]，而对液体滞留时间对气体在裂缝中流动能力的影响研究甚少。为此，本次研究以志留系龙马溪组储层页岩为研究对象，开展了无支撑裂缝液体浸润岩样渗透率随浸润时间变化的实验，以期认识液体浸润对页岩储层裂缝渗透率及气体流动能力的影响，为有效保护储层提供依据。

1 实验材料及样品制备

1.1 实验材料

岩样选取： 实验选取志留系龙马溪组储层的富有机质页岩。采用x射线衍射分析页岩岩样，测得该页岩储层的平均黏土矿物含量约为52.5%，石英含量为34.3%，斜长石含量为10.6 %，黄铁矿含量为2.6 %。

实验流体：浸润裂缝的液体为2% KCl水溶液；气体为高纯氮气。

1.2 样品制备

在全直径岩心上钻取直径2.5 cm，高5.0 cm的岩心柱。对于需要制造单裂缝的样品，直接利用巴西劈裂法进行人工造缝，形成的人工裂缝为沿岩样轴线的单条裂缝(A样品)如图1所示；对于要造出分支裂缝的样品，利用热缩套密封样品，先利用三轴岩石力学实验系统，在一定围压下轴向加载至岩心破坏，然后再利用巴西劈裂法进行造缝，产生多条微裂缝(B样品)如图1所示，以模拟页岩储层多分支裂缝。

图1 不同裂缝发育岩样岩心端面

2 实验设备和步骤

2.1 实验设备

含裂缝岩样液体浸润评价装置示意图见图2。本次研究采用的围压加载设备为TerraTek 公司生产的渗流应力耦合拟三轴实验系统，进口端采用高压气瓶，以高纯氮气为渗流流体介质，模拟地层页岩气体的产出，出口端连接ISCO泵，反方向向页岩样品的裂缝中注入实验用液体，模拟压裂液体对裂缝的浸润，采用皂泡流量计测量出口端气体流量。

图2 含裂缝岩样液体浸润评价装置示意图

2.2 实验步骤

通过实验比较液体对页岩样品裂缝浸润不同时间后气体渗流能力，评价液体浸润作用对页岩裂缝渗透率及气体流动能力的影响。具体步骤如下：

(1) 将造好缝的页岩样品用生胶带包裹外围，置于两端帽之间，用聚四氟乙烯热收缩管，将岩样与端帽依靠收缩管的收缩而靠紧。

(2) 在室温条件下，将装配好的页岩岩样置于拟三轴系统加压腔，加围压到设定值(5 MPa)，正向通入高纯氮气测裂缝渗透率的大小。

(3) 关闭氮气通道，反向采用ISCO泵对加压腔内的页岩岩样进行注液体饱和，浸润岩样裂缝面，液体压力保持2 MPa。

(4) 在浸润一定时间后，正向通入高纯氮气驱替岩样中的液体，测量裂缝气相渗透率的变化情况，直至2次测量的渗透率差值相对值不大于2%，此时认为渗透率已稳定。

重复上述步骤(3)和(4)，测量液体不同浸润时间的裂缝气相渗透率变化。

3 实验结果及分析

3.1 实验结果

依据实验测试结果，依次绘制了液体在不同浸润时间下，含单裂缝页岩岩样A和含多分支裂缝页岩岩样B气相渗透率的变化曲线，如图3、图4所示。

图3 A样品液体浸润后气相渗透率随时间的变化曲线

从图3(a)、图4(a)可知：页岩裂缝被液体浸润后，随着气体驱替时间的增加，裂缝的气相渗透率逐渐增加，最后趋于一稳定值；随着浸润时间的增加，气相渗透率达到稳定的时间也在增加，说明浸润时间越长，裂缝中液体越难以驱替； A样品和B样品驱替曲线形态不同，这是由于B样品含多个分支缝，宽度较大的裂缝中的液体先被驱替处理，宽度较小的裂缝中的液体后被驱替处理，使得B样品裂缝气相渗透率随驱替时间的变化曲线呈倒“S”形。根据图3(b)、图4(b)可知，随着浸润时间的增加，裂缝的气相渗透率降低，气体在裂缝中的流动能力降低。

液体浸润后，页岩岩样渗透率损失率Sk为：

(1)

式中：Sk—— 渗透率损失率；

kg—— 液体浸润前页岩样品裂缝气相渗透率，10-3μm2；

kt—— 液体浸润t时间后页岩样品裂缝气相渗透率，10-3μm2。

渗透率损失率与液体浸润时间关系如图5所示。液体浸润的时间越长，裂缝的渗透率损失率越大；含多分支裂缝的B样品渗透率损失率要大于单裂缝的A样品渗透率损失率。对比图3(a)、图4(a)还可发现，虽然B页岩样品浸润时间比A样品浸润时间短，但B样品气体驱替液体时，气相渗透率要达到稳定值的时间却比A样品长，同时，实验还表明，虽然多分支裂缝改善了样品的渗流能力(A样品浸润前气相渗透率为29×10-3μm2，B样品浸润前气相渗透率为40×10-3μm2)，但经过液体浸润后，B样品的气相渗透率低于A样品的气相渗透率，说明微小分支裂缝越多，液体越难以返排，对气体在裂缝中流动能力的影响越大。

图4 B样品液体浸润后气相渗透率随时间的变化曲线

图5 渗透率损失率与液体浸润时间关系

3.2 结果分析

液体在泵压下进入裂缝，冲蚀裂缝里的微粒，遇到裂缝面的啮合处，微粒形成堆积，渗流通道被堵塞，同时，液体滞留于页岩裂缝表面形成水膜[12]，使裂缝宽度变小，从而影响页岩裂缝的渗透率。另外，页岩样品含有约52.5%的黏土矿物，液体滞留在裂缝内，黏土矿物吸水发生膨胀，造成裂缝宽度减小，这也是裂缝渗透率降低的一个重要原因。

4 结 语

(1) 液体的浸润对页岩裂缝的渗透率有重要影响，会降低气体在裂缝中的渗流能力，浸润时间越长，液体返排越困难，裂缝中气体流动能力越弱。

(2) 微小裂缝的存在，增加了液体的返排难度，分支裂缝越多，裂缝面积越大，液体越难以返排，液体的滞留对裂缝中气体流动能力有很大影响。

(3) 选择合适的压裂液，降低其对裂缝的浸润程度，提高压裂液的返排率及返排速度，降低液体对裂缝中气体流动能力的伤害对页岩气的生产至关重要。

[1] 王玉满，董大忠，李建忠，等.川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征[J].石油学报,2012,33(4)：551-561.

[2] 葛忠伟，樊莉.页岩气研究中应注意的问题[J].油气地质与采收率，2013，20(6)：19-22.

[3] 张旭，蒋廷学，贾长贵，等．页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究[J].石油钻探技术，2013，41(2)：70-74.

[4] 钱斌，张俊成，朱炬辉，等．四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践[J].天然气工业，2015,35(1)：81-84.

[5] 游利军，王巧智，康毅力，等.压裂液浸润对页岩储层应力敏感性的影响[J].油气地质与采收率，2014，21(6)：102-106.

[6] 高树生,胡志明,郭为,等.页岩储层吸水特征与返排能力[J].天然气工业，2013,33(12):71-76.

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[9] 钟颖，张浩，李关访，等.压裂液作用后对页岩气体传质效率影响实验研究[J].科学技术与工程，2015，15(10)：64-66.

[10] ZHANG J J. Fracture Conductivity Damage by Water in Shale Formations[R]. SPE 173473，2014.

[11] ZHANG J J， ZHU D， HILL A D. Water-Induced Fracture Conductivity Damage in Shale Formations[G]. SPE 173346，2015.

[12] JOSH M，ESTEBAN L，PIANE C D, et al. Laboratory Characterization of Shale Properties[J].Journal of Petroleum Science & Engineering，2012，88(15):107-124.

Experimental Research on Influence of Fluid Infiltration on Gas Flow in Shale Fracture

XIUNailingYANYuzhongLUYongjunWANGZhenDOUJingjingLUOYu

(Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)

In order to research the influence of fluid immersion on gas flow in the fracture, this paper takes shale samples from Longmaxi formation to conduct the experiments of fluid infiltration for unsupported crack and multi-fracture rock. Experimental results show that fluid infiltration can severely damage the shale fracture permeability: the longer the infiltration time, the greater the damage of gas flow ability in fracture, with more difficulty to displace, the longer for gas permeability to reach maximum data. It is considered by analysis that fluid stayed in fracture can form a water film in the surface of fracture, which makes the fracture width decrease, and thus affects the gas flow capacity. Meanwhile, tiny mineral grains soaking in liquid in fractures make the particles expansion, and that is also one of the reasons that decrease permeability of the fracture.

shale; fracture; permeability; fluid infiltration

2017-01-10

国家科技重大专项“页岩气储层增产改造技术研究”(2011ZX05018-004)；国家“973”计划项目“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究”(2013CB228004)

修乃岭(1981 — )，男，工程师，研究方向为岩石力学。

TE258

A

1673-1980(2017)03-0024-03