【论文】吴建发等：页岩人工裂缝应力敏感性实验研究——以川南地区龙马溪组页岩为例

吴建发　樊怀才　张   鉴

胡浩然　苑术生　李佳峻

中国石油西南油气田公司页岩气研究院

0 　引言

页岩气作为存储于暗色泥页岩与碳质页岩中自生自储的天然气，广泛分布于北美、中亚、中东、北非及我国的部分地区 ^[1-7] 。 2012 年设立了中国第一个国家级页岩气示范区长宁—威远页岩气示范区 ^[8-10] 。截至 2020 年 12 月，中石油西南油气田分公司页岩气年产量突破 100 × 10 ⁸ m ³ ，显示了川南页岩气良好的勘探开发潜力。

然而，由于页岩储层超低孔、超低渗特性，国内外普遍采用水平井和大型水力压裂技术进行有效开发 ^[11-14] 。页岩基质渗透率较低，气井生产压差往往较大。大量实验研究及现场应用证实 ^{[15-1 9]} ，较大生产压差作用下，由于支撑剂的破碎、嵌入及运移等作用，页岩储层裂缝表现出一定的应力敏感特征。国内外页岩气生产实践表明，通过优化排采测试及生产制度 ^[20-23] 可避免或降低页岩人工裂缝应力敏感性对渗透率的伤害程度，从而提高气井 EUR 和井控地质储量采收率。目前，国内页岩气井排采测试制度可分为油嘴由大到小和由小到大两种方式，哪种排采方式更有利于降低应力敏感性对气井产能的伤害程度尚未明确。除排采测试方式外，油嘴尺寸的更换级差对页岩气井产能也有影响 ^[24-30] ，四川盆地某区块页岩气井测试结果表明，不同油嘴尺寸级差条件下气井的测试产量、稳产时间差别明显。

虽然生产现场实践证实合理控制生产压差可以降低渗透率损失程度、提高气井开发效果，但还需要深化控压生产的机理性认识。目前，国内主要采用微观分析、理论计算、变围压实验等方式 ^[31-35] 评价页岩人工裂缝应力敏感性，无法全面考虑支撑剂压实、变形、嵌入、破碎、运移对页岩人工裂缝应力敏感性的影响，为此，本文以四川盆地龙马溪组页岩为研究对象，创新采用定围压变流压测试方式开展页岩人工裂缝渗透率敏感性实验，实验过程更符合页岩气井生产实际，深化页岩气井特殊生产机理性认识，研究成果为页岩气井排采制度和气井生产制度优化等提供借鉴。

1 　实验准备

1.1 　实验材料

本实验选取川南某区块龙一 ₁ ² 层位的岩心样本（表 1 ）。由于页岩层理发育、脆性高，在人工造缝时， 若作用力方向未与层理缝对齐，容易出现应力错位， 导致造缝成功率较低。常规线切割造缝方法，造出的缝面过于光滑平整，与现场压裂缝的缝面特征差异较大。为此，采用巴西劈裂法 ^[27-28] 进行人工造缝（图1）， 巴西劈裂法的优势：①劈裂机顶针对准岩心层理缝， 压力作用于层理缝局部弱应力面，缓慢加压将岩心压开，获得天然的粗糙裂缝；②劈裂机放样仓为“凹” 型，两侧仓壁可模拟原始地层围压条件下人工裂缝张开的过程；③操作流程简单，造缝成功率较高（可达95% 左右）。

为了模拟不同加砂强度、不同排采方式、不同生产制度下页岩人工裂缝渗透率应力敏感性，将 70/100 目 30% 石英砂与 40/70 目 70% 陶粒的支撑剂均匀地铺置于人工裂缝中（图 2 ），铺砂浓度分别设置为 0.5 kg/m ² 、 1.0 kg/m ² 、 2.0 kg/m ² 、 5.0 kg/m ² 、 10.0 kg/m ² ，其中以 2.0 kg/m ² 为主。采用热缩膜包裹岩心，固定裂缝及支撑剂的位置，制得不同铺砂浓度的支撑裂缝岩心样本（图 3 ），岩样制备情况及铺砂误差如表 2 所示。

1.2 　实验流体

本实验采用纯度为 99.9% 的 N ₂ 作为实验流体。

2 　实验测试设计

现有的储层应力敏感性评价研究对象主要为基质和微裂缝，并且以变围压测试为主，如果采用该测试方式评价有支撑剂条件下页岩人工裂缝的应力敏感性，仅能模拟支撑剂变形、嵌入、破碎对人工裂缝渗透率的影响，无法模拟页岩气井生产过程中支撑剂在高速流体冲刷作用下发生运移对裂缝渗透率应力敏感的影响。因此，本次研究创新设计了变流压方式开展页岩人工裂缝渗透率应力敏感实验，确保了测试过程更符合生产实际。

2.1 　实验设计思路

为了评价人工裂缝不同铺砂浓度条件下应力敏感性，深化页岩气井排采制度、生产制度优化的机理性认识，设计了 3 套实验方案（表 3 ），实验测试流程如图 4 所示。

方案 1 模拟不同加砂强度条件下页岩人工裂缝因支撑剂变形、破损、嵌入条件下渗透率变化规律，为优化加砂强度提供依据。实验选取 6 块岩心铺砂浓度分别为 0 kg/ m ² 、 0.5 kg/ m ² 、 1.0 kg/ m ² 、 2.0 kg/ m ² 、 5.0 kg/ m ² 、 10.0 kg/ m ² 。考虑页岩气井生产压差一般较大，导致作用在支撑剂上的有效应力普遍偏高，因此实验设计初始作用在支撑剂上有效应力为 10 MPa 。每块岩心先由有效应力 10 MPa 以 5 MPa 级差逐级加载至设计的最高有效应力，然后再以 5 MPa 级差从最高有效应力逐级卸载至有效应力为 10 MPa ，评价不同铺砂浓度条件下页岩人工裂缝的应力敏感性。

方案 2 模拟油嘴由小到大、由大到小两种测试条件下人工裂缝渗透率变化规律，为优化排采制度提供依据。两者测试条件下岩心铺砂浓度均为 2.0 kg/ m ² 。开展油嘴由小到大排采制度的模拟实验时，由于上一级小油嘴测试对初始渗透率产生的伤害可以忽略，因此，可以采用同一组岩心以 5 MPa 级差从有效应力 10 MPa 逐级加载至 30 MPa ，模拟油嘴由小到大测试条件下人工裂缝的渗透率变化规律。开展油嘴由大到小排采制度的模拟实验时，由于每组实验作用在人工裂缝和支撑剂上的初始有效应力较大，会对初始渗透率产生先期伤害，因此，油嘴由大到小测试方式的模拟实验需要选取多个初测渗透率（有效应力 10 MPa 时测定的渗透率）相近的岩心，每组实验都需要使用新的岩心，以 5 MPa 级差从各岩心最大有效应力逐级卸载至 10 MPa ，模拟不同初始油嘴尺寸条件下人工裂缝的渗透率变化规律。

方案 3 模拟不同生产制度条件下人工裂缝渗透率变化规律，为优化生产制度提供依据。各岩心铺砂浓度均设置为 2.0 kg/ m ² 。为了深化放压、控压两种生产方式的机理认识，设计了有效应力变化幅度分别为 2.5 MPa 、 5.0 MPa 、 7.5 MPa 、 10 MPa 条件下页岩人工裂缝渗透率应力敏感性实验，掌握大压差、小压差逐级稳定降压两种生产方式人工裂缝渗透率变化规律。另外，设计不同应力加载、卸载条件下渗透率应力敏感测试实验，掌握渗透率恢复率突变的临界条件，为气井合理配产提供依据。

2.2 　测试方法

1 ）按照页岩人工裂缝应力敏感性测试实验流程图连接实验装置，并检测管线、仪器装置的气密性；其次，将填充好支撑剂、塑封完整的岩样放入岩心夹持器，用黑色热缩膜包裹固定。

2 ）采用压力跟踪模式对测试系统逐步加压，即围压先从 0 逐步增加至 5 MPa ，然后围压与流压之间的压差始终保持在 5 MPa 同步增加围压和流压，至围压上升至 45 MPa 、流压上升至 40 MPa ，这样既可保证人工裂缝渗透率不发生先期明显伤害，又可避免夹持器套筒损坏。最后，固定流压为 40 MPa ，继续升高围压直至 50 MPa 。

3 ）实验过程中围压大小不变，通过调整出口端回压，模拟人工裂缝、支撑剂所承受的有效应力的变化以及在不同生产压差作用下支撑剂的运移情况，评价有效应力条件下人工裂缝的应力敏感性，测试方式更符合页岩气井实际生产过程。

3 　实验成果认识

3.1 　不同测试方式对页岩裂缝应力敏感性评价结果的影响

为了评价变围压测试和变流压测试条件下支撑剂的运移情况，分别对两种不同测试前后岩心进行了CT 扫描。CT扫描结果显示，在实验前，支撑剂在人工裂缝中基本上呈均匀分布状态。对比图5-a、b可以看出，变围压测试前后支撑剂分布特征基本一致，支撑剂在裂缝中分布均匀，不存在堆积区域，支撑剂无明显运移情况。对比图5-c、d可以看出，变流压测试后支撑剂明显沿测试气流方向运移。因此，支撑剂运移对页岩人工裂缝渗透率应力敏感性的影响不容忽略，应采用变流测试方式评价页岩人工裂缝渗透率应力敏感性。

3.2 　支撑形式对页岩裂缝应力敏感性的影响

在压裂过程中，由于重力分异作用，压裂液的延伸距离往往远大于支撑剂运移的距离，造成距离井 底远端的人工缝网中无支撑剂支撑，为了掌握有 / 无支撑剂铺置条件下人工裂缝应力敏感性，开展了有 / 无支撑剂的人工裂缝应力敏感性对比实验。

从图 6 可以看出，对于无支撑剂的人工裂缝，在加载过程中，当有效应力从 10 MPa 增大至 30 MPa 时， 岩样归一化渗透率下降至 0.1 ；在卸载过程中，有效应力恢复到 10 MPa 后，归一化渗透率恢复到 0.35 ， 渗透率损失率为 65% ，人工裂缝应力敏程度为中等偏强。结果表明，压裂后仅被压裂液压开而没有支撑剂支撑的人工裂缝，在生产过程中裂缝更容易闭合， 渗透率下降速度快，难以达提高气井产量的目的。

对初始铺砂浓度为2.0 kg/m ² 的人工裂缝开展定围压变流压测试，从图5 ～ 8 可以看出，采用变流压测试，支撑剂破损率随着有效应力增加而增加，且支撑剂会不同程度地嵌入到裂缝面内以及在裂缝内发生运移，造成人工裂缝渗透率出现应力敏感现象， 即随着有效应力增大至30 MPa，岩样归一化渗透率降至0.6 左右；在卸载过程中，当有效应力恢复到10 MPa，归一化渗透率缓慢增大到0.71，渗透率损失率为29.0%，人工裂缝应力敏感程度为中等偏弱。因此，对于页岩气井，压裂过程中尽量确保支撑剂铺置更远，形成更多的支撑缝，压后排采及生产过程中要尽量避免支撑剂发生嵌入、破碎、运移等现象发生， 降低人工裂缝的应力敏感性，使人工裂缝保持较高的导流能力。

3.3 　支撑剂浓度对人工裂缝应力敏感性的影响

为优化加砂强度，需对不同铺砂浓度下页岩人工裂缝渗透率敏感性进行分析。从图 9 、 10 可以看出，当铺砂浓度为 0.5 kg/m ² 、有效应力从 10 MPa 增大至 30 MPa 时，岩样归一化渗透率降至 0.42 ，在卸载过程中，当有效应力恢复到 10 MPa ，归一化渗透率缓慢增大到 0.57 。随着铺砂浓度增大，特别是当铺砂浓度大于 2.0 kg/m ² 后，渗透率应力敏感性差异越来越小，即当有效应力增大至 30 MPa 时，岩样归 一化渗透率降至 0.5 ～ 0.6 左右；在卸载过程中，当有效应力恢复到 10 MPa ，归一化渗透率缓慢增大到 0.6 ～ 0.71 ，渗透率损失率为 30% ～ 40% 左右，应力敏感性为中等偏弱。

3.4 　有效应力加载方式对人工裂缝应力敏感性的影响

为模拟排采时油嘴由大到小条件下人工裂缝渗透率变化规律，采取由大到小方式加载有效应力开展实验，如图11所示。选取渗透率均为1 350 mD左右的5块岩样，各岩样初始有效应力为10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa、30 MPa，分别以5 MPa级差依次降低有效应力至10 MPa。从图11可以看出，当初始有效应力为30 MPa时，人工裂缝渗透率由1 350 mD左右下降至593 mD，随着有效应力减小，渗透率逐步恢复，但恢复程度有限，当有效应恢复至10 MPa时，渗透率仅能恢复至810 mD。对比图11中初始有效应力分别为10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa、30 MPa的渗透率变化曲线，若初始有效应力越大，则渗透率下降越明显，有效应力下降过程中渗透率恢复程度越低。分析认为，初始有效应力大，则作用在支撑剂上的有效作用力越大，且气体流速越快，导致支撑剂变形、嵌入、破碎、运移越严重，人工裂缝渗透率不可逆伤害程度越明显。

为模拟排采时油嘴由小到大条件下人工裂缝渗透率变化规律，采取由小到大方式加载有效应力开展实验，如图 12 所示。选取渗透率为 1 350 mD 左右的岩样，初始有效应力为 10 MPa ，以 5 MPa 级差依次增加有效应力至 30 MPa 。从图 12 可以看出，当初始有效应力从 10 MPa 逐步增大至 30 MPa ，人工裂缝渗透率由 1 350 mD 逐步降低至 873 mD ，明显高于图 11 中当初始有效应力为 30 MPa 时人工裂缝渗透率降至 593 mD 。分析认为，模拟油嘴由小到大的方式排采测试时，随着支撑剂上有效作用力逐步增大，支撑剂逐步被压实，颗粒可动能力下降，达到相同有效应力时，人工裂缝渗透率伤害主要由支撑剂变形、嵌入、破坏造成的，支撑剂运移对渗透率产生的伤害较小。因此，推荐页岩气井排采过程中，应采取油嘴由小到大的方式测试求产，以降低排采过程中页岩人工裂缝的应力敏感性伤害程度。

3.5 　有效应力加载幅度对人工裂缝应力敏感性的影响

一般来说，气井配产越高，则压降速度越快、压降幅度越大。选取初始有效应力为 10 MPa 时渗透率基本接近（约为 1 350 ～ 1 400 mD ）的四组岩心，设置 2.5 MPa 、 5.0 MPa 、 7.5 MPa 、 10.0 MPa 四种有效应力增加级差，分别模拟不同配产、不同压降幅度条件下人工裂缝渗透率应力敏感性变化规律。

从图13可以看出，渗透率变化曲线可以划分为两个阶段：第一个阶段（有效应力为10.0～17.5 MPa），各级压降幅度下的渗透率下降趋势和下降程度基本接近，分析认为，该阶段渗透率损失主要受支撑剂压实、变形影响；第二个阶段（有效应力为17.5～40.0 MPa），该阶段各级压降幅度越大，则渗透率下降越明显，分析认为，该阶段渗透率损失不仅受支撑剂破损、嵌入影响，而且支撑剂运移对渗透率下降影响程度加剧，压降幅度越大则支撑剂运移越明显。因此，实际排采及生产过程中应采取小油嘴逐级放大生产压差的方式进行生产，避免“ 跨级 式”更换油嘴，防止人工裂缝快速闭合及气井出砂现象发生。

3.6 　页岩人工裂缝渗透率应力敏感性突变界限

为了掌握支撑剂发生破损、嵌入及运移等对人工裂缝渗透率产生的不可逆伤害，明确人工裂缝渗透率应力敏感性突变的技术界限，按照表 3 中实验方案 3 设计，开展有效应力从 10 MPa 增加至最大有效应力分别为 15 MPa 、 20 MPa 、 25 MPa 、 30 MPa 条件下的加载 / 卸载应力敏感实验，评价不同最大有效应力条件下渗透率恢复率。

将初始有效应力为 10 MPa （围压 50 MPa ，流压 40 MPa ）压实条件下岩心的渗透率视为渗透率 k ₁ ， 将最大有效应力分别增加至 15 MPa 、 20 MPa 、 25 MPa 、 30 MPa 后再恢复至 10 MPa 时的渗透率视为 k ₂ ，将 k ₂ / k ₁ 比值定义为渗透率恢复率。

从图 14 和表 4 可以看出，渗透率恢复率随有效应力增大呈“两段式”特征，有效应力低于 19 MPa 时，渗透率的恢复率可达到 95% 左右，该阶段主要以支撑剂变形为主，渗透率恢复率较高；当有效应力大于 19 MPa 后，支撑剂发生破碎、嵌入、运移现象明显，渗透率恢复率较低。因此，在气井配产时， 应充分考虑页岩人工裂缝渗透率恢复率突变的技术界限，避免因生产压差过大导致人工裂缝渗透率产生不可逆伤害。

4 　结论

1 ） CT 扫描结果表明，定围压变流压测试方式时页岩人工裂缝中支撑剂会发生运移，定围压变流压测试方式更符合页岩气井生产实际。

2 ）未铺置支撑剂时，页岩人工裂缝渗透率应力敏感程度中等偏强；铺置支撑剂时，页岩人工裂缝渗透率应力敏感程度中等偏弱。因此，压裂过程中应实时优化压裂工艺确保支撑剂铺置更远，形成更多的支撑缝，压后排采及生产过程中要尽量控制生产压差，一方面防止无支撑剂铺设的裂缝过早发生闭合， 另一方面防止有支撑缝中的支撑剂过早发生破碎、嵌入和运移，确保人工裂缝长期保持较高的导流能力。

3 ）较油嘴由大到小测试方式，达到相同有效应力时，采用油嘴由小到大测试时人工裂缝渗透率损失量小，推荐气井排采过程中采取油嘴由小到大的方式测试求产。

4 ）小压差逐级降压生产更有利于保持人工裂缝长期导流能力，推荐实际排采及生产过程中采取小油嘴逐级放大生产压差的方式进行生产，避免“ 跨级” 更换油嘴。

5 ）页岩人工裂缝渗透率存在不可逆伤害的技术界限，页岩气井优化配产时生产压差不宜超过该技术界限，避免因生产压差过大导致人工裂缝渗透率产生不可逆伤害。