页岩气储层伤害30年研究成果回顾

郑力会 魏攀峰

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249；2.中国石油钻井工程重点实验室防漏堵漏分室，湖北武汉 430100）

页岩气储层伤害30年研究成果回顾

郑力会1，2魏攀峰1

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249；2.中国石油钻井工程重点实验室防漏堵漏分室，湖北武汉 430100）

目前页岩气储层伤害主要依据碎屑岩和碳酸盐岩研究方法，重点研究渗流能力影响因素。结果认为，内因主要是孔隙度低易水锁，黏土矿物含量较高易水化膨胀堵塞通道，页岩表面毛细管力增加气体流动阻力，高温高压环境削弱工作流体性能易增加储层液相残留量，页岩气中二氧化碳流向地面过程中污染工作流体增加储层液相残留量；外因主要是工作液抑制能力不足造成储层黏土水化膨胀，工作液侵入、工作液残留、工作流体添加剂残留、工作液生成生物被膜阻碍气体流动，生产压差过小导致井眼附近液相挥发速度较慢造成水锁堵塞渗流通道。尚未系统研究形成产能过程中解吸、扩散能力伤害及其原因，以及钻完井、储层改造、排采伤害对储层解吸、扩散能力的影响。没有形成系统的页岩气储层伤害基础理论，也没有室内和矿场公认的评价方法。

页岩气；储层伤害；渗透率；工作流体；解吸；扩散

常规油气开采过程中，储层伤害普遍受重视。 不仅每年有储层保护世界级专题会议，而且以测定储层伤害前后渗透率变化为核心的碎屑岩和碳酸盐岩储层敏感性流动实验行业标准，被钻井、完井直至提高采收率等各作业环节所接受。同时，随着研究深入、应用普及，储层伤害基础理论和控制方法不断完善，行业标准也不断修订，极大地促进了常规油气勘探开发技术发展。

常规油气储层渗透率决定产能，而页岩气储层除孔隙度小、渗透率超低外，原地生、原地储气藏决定页岩气需要经过解吸、扩散后，再和常规油气一样经过渗流通道进入井筒［1-3］。产能形成过程不同，高产稳产决定因素不一样，评价方法也应该有所区别。但是，目前评价页岩气开发技术伤害储层类型和程度时，一般依据常规油气储层评价标准，评价工作流体、施工工艺对页岩气储层渗透率的影响，没有评价解吸、扩散能力的影响因素。

目前普遍认为开发技术是制约页岩气大规模发展的瓶颈。要破除技术瓶颈，对于稳产高产而言，需要全面掌握工作流体性能和施工工艺参数影响页岩气产能的研究现状，才能更好地优选开发技术，改进开发技术，满足页岩气高产稳产开发需要。为此，回顾了能够收集到的与页岩气储层伤害相关的文献。自1979年以来，页岩气工作者从不同角度、用不同方法研究页岩气钻完井、压裂工作流体和施工工艺参数影响页岩气赋存空间、页岩矿物组分、岩石表面性质、气藏温压环境和地下流体性质等方面取得的成果，指出发展方向，与同行共勉。

1 页岩气赋存空间储层伤害研究进展

常规油气藏储渗空间，一般是指碎屑岩或碳酸盐岩油气储集空间和渗流通道。储集空间主要为孔隙或裂缝，渗流通道主要为喉道或裂缝。孔隙、裂缝大小及结构、渗透性，决定储渗特性以及储层伤害的类型和程度。

1.1 页岩气赋存空间特性研究

北美 Barnett、Monterey、Eagle Ford 等页岩气储层主体为有机质泥岩，局部含有磷酸盐、碳酸盐及硅酸盐，夹杂分布不同含量黏土矿物及细砂岩、碳酸岩等无机矿物颗粒［4］。页岩气储层基质致密，孔隙度较小，局部无机矿物含量较高，易形成天然裂缝，整体孔隙度可达50%。裂缝发育，作为页岩气储层应力敏感的主要潜在诱因，也是目前储层伤害研究依然用碎屑岩和碳酸盐岩评价页岩气储层伤害的关键依据，即裂缝决定岩石渗透率，渗透率决定产能。将渗透率作为宏观评价指标，界定储层伤害，以高产为目标，是可以接受的。要想稳产，则要研究以吸附状态为主要赋存方式的页岩气储层，存储能力、解吸能力、扩散能力是否受到外界因素影响，以了解页岩气能否持续不断地供给孔隙和裂缝，实现稳产。这样看来，页岩气高产稳产需要关注2个方面：一方面是页岩气流向井眼的能力；另一方面是页岩气储层为渗流提供气源能力。前者要研究储层整体渗透率大小，以表征气体在渗流通道中流通能力；后者要研究基质渗透率，以表征气体能否迅速从微孔中进入渗流通道。

1.2 页岩渗透率伤害评价研究

页岩气储层渗透率与常规油气藏渗透率不同，包括储层整体渗透率和页岩基质渗透率。所谓的页岩储层整体渗透率是指流动介质通过所有流动空间的渗透率，包括裂缝渗透率和基质渗透率，建议使用单位mD表示。而基质渗透率是指流动介质在页岩本体中渗透率，建议使用单位nD（10-6mD）表示。与之相关的页岩气储层赋存空间，是指页岩气吸附扩散渗流空间等体积球体直径，建议使用单位μm。

Guidry Kent等［5］（1995）根据北美Appalachian盆地井下天然气流速计算泥盆系页岩气储层当量渗透率大于0.01 mD。为找到相对应的室内测量方法，首次采用3种方法对比测量该地区FMC-69、FMC-78页岩气井岩心基质渗透率及储层整体渗透率。

一是压力脉冲法测量样品柱塞。以氦气为介质，利用压力脉冲法测得FMC-69井12块直径38 mm、长38 mm页岩柱塞，基质渗透率为0.005～0.079 nD，整体渗透率为8～2 570 mD。FMC-78井11块相同尺寸页岩柱塞，基质渗透率为0.002～0.055 nD，储层整体渗透率为1～835 mD。

二是压力脉冲法测量样品颗粒。以氦气为介质，利用压力脉冲法测得FMC-69井14个20～35目页岩颗粒样品，基质渗透率为0.005～0.19 nD，平均为0.062 nD。FMC-78井32个相同目数页岩颗粒样品，基质渗透率为0.004～0.445 nD，平均0.085 nD。

三是脱气能力分析法测量样品柱塞。以氦气或者甲烷为介质，利用脱气能力测试法（Degassibility Test）测得FMC-69井12块直径19 mm、长38 mm页岩柱塞，基质渗透率为0.001 5～1.997 nD。

可以看出，测量方法不同，基质渗透率不同。压力脉冲法和脱气能力分析法测量相同地层样品柱塞，后者测得基质渗透率大小分布区间较大，最小值为前者的1/3，而最大值达到前者的25倍；同样，测量样品的形式不同，基质渗透率不同。同是脉冲法测量样品柱塞和颗粒，颗粒基质渗透率最小值为柱塞最小值的2倍，最大值存在相同差距。用压力脉冲法测量的储层整体渗透率是基质渗透率（5～325）×108倍，远高于基质孔隙。Guidry Kent等由此认为，储层裂缝是页岩气产能的主要贡献者，基质渗透率用于计算产能意义不大。但未深入研究裂缝渗流气体补充来源及流动机理、如何实现稳产等问题。

1.3 页岩气赋存空间伤害研究

常规气藏一般可以用孔隙度大小推测渗透率高低，但页岩气储层不能用岩石孔隙度推测储层整体渗透率，更不能推测基质渗透率。因为裂缝的存在使储层的赋存空间变得复杂。Schowalter Tim T.［6］（1979）在评价砂岩的页岩盖层密封能力时，使用压汞法这种常规油气藏孔喉尺寸的测量方法，测量页岩盖层孔喉大小。遗憾的是，没有获得完整的评价数据，也没有形成公认的评价方法。

Soeder Daniel J.［7］（1988）认为，页岩低孔、低渗特性以及气体流至地面需经历解吸、扩散过程，测定渗透率、孔隙度等物性参数方法，不能照搬常规油气藏。利用流速可低至1 mm3/s、渗透率精度达0.2 nD，用计算机控制的岩心分析仪，甲烷为介质，测量8块直径38 mm、长38 mm的Huron页岩储层柱塞，结果是储层整体孔隙度小于0.18%。围压20.68 MPa、驱压7.6 MPa时，测得基质渗透率100 nD以下。

不仅是测量方法，样品的形状也影响测量结果。Howard James J.［8］（1991）对比研究Frio片状页岩和块状页岩储层时，使用压汞法测量20块直径20 mm、长37.5 mm地层页岩柱塞，储层整体孔隙度8.1%～8.2%。分析测量结果认为，汞分子形状规则，无法完全填充页岩中不规则孔隙，导致压汞法测量误差较大。同时发现，使用常规油气藏渗透率测量方法，存在精确低、周期长等问题，难以直接测得页岩渗透率。利用压汞法测得柱塞孔隙度、比表面系数等参数后，再利用用于水相相对渗透率测定的Carman-Kozeny半经验公式，计算得到片状页岩渗透率0.04～11.8 nD。文献中没有提及该渗透率是基质渗透率还是储层整体渗透率，但对比前人测得2种渗透率大小推测认为是页岩基质渗透率。这恰好反映了测量页岩孔隙度、渗透率的方法不同，结果不同。为此，20世纪90年代初期至今，许多学者为获得令人信服的页岩储层物性，采用多种室内评价方法。

后期普遍使用粉碎岩样测量页岩整体渗透率及基质渗透率的方法，最早是由Luffel D. L.等［9］（1992）测量泥盆系页岩基质孔隙度时提出的，目的是为提高岩样准备效率。方法是，利用Dean-Steak抽提器祛除岩样中束缚水，再用氮气吸附法对比测量粉碎成12目颗粒和直径25 mm柱塞的Pennsylvanian砂岩孔隙度。结果表明，岩样粉碎后测得孔隙度比柱塞测得孔隙度大0.1%～0.2%；再用页岩岩样测量孔隙度发现，25块页岩岩样粉碎成200目颗粒测得的平均孔隙度，比直径25 mm柱塞测得的结果大0.12%。对比测井结果，粉碎成颗粒测定的孔隙度与测井结果较吻合。因此认为，用粉碎后的岩样测量孔隙度可有效缩短实验周期，降低样本间差异，实验可重复性良好，可以被接受。不足之处是，粉碎岩样时，质量损失会产生测量误差。为控制测量误差，Karastathis Argyrios［10］（2007）控制岩样粉碎前后质量损失低于0.75%。利用实验重复性和准确性较高的低压比重瓶结合氮气吸附法测定15个北美页岩颗粒样品吸附前后氮气体积差，测得基质孔隙度平均为6.1%。为寻找室内干燥岩样合适温度，引入热重分析法实验发现，常压下、100 ℃，干燥岩样5 h可有效驱除束缚水。这表明，页岩干燥方式也影响页岩储层孔隙度和渗透率测定值，只有寻找到合适的实验方法和参数，才能较好地测得储层的物性参数。

高树生等［11］（2011）考虑滑脱效应修正用于表征页岩气井边界压力和井底压力的拟压力系数，建立气井无阻流量与人工裂缝长度、储层有效厚度、绝对渗透率、气藏温度、滑脱系数、供给半径、供给边界压力以及井底压力等参数间气井产能公式。然后用新公式计算表明，孔隙压力越高，滑脱效应越不明显。孔隙压力小于10 MPa，气体滑脱效应增强，明显影响渗透率测定结果。

郭为等［12］（2012）用渗透率测量精度为1 nD的孔渗仪，结合氮气脉冲法测量页岩柱塞在围压8～16 MPa、内压0～5.5 MPa下储层整体渗透率。发现页岩渗透率随围压增加而下降，产生外部压力敏感效应；同时渗透率随内部压力降低而降低，产生内部压力敏感效应。对比发现，外部压力敏感效应远大于内部压力敏感效应。围压可以说是模拟一定上覆岩石压力，内压一定程度上是孔隙压力。这个实验表明，页岩储层所处环境不同，渗透率差异较大。测量时需要根据储层环境设计合理的围压和驱压。实验还表明，如果页岩气生产压差过大，气体采出速度过快，解吸气不能迅速补充，导致地层压力迅速下降，相当于增大上覆岩石压力，造成应力敏感，渗透率下降，可以推测产能会迅速下降。

从以上学者的研究可以看出，页岩基质孔隙小，测量孔隙度的难点在于，没有适合充填的孔隙介质和充分充填孔隙的手段。也正是因此，不同学者使用不同岩样制作手段、实验仪器，寻找测定页岩基质孔隙度的合适方法，但结果偏差较大。迄今为止，还没有公认的测量页岩基质孔隙度方法。

为了找到公认的测量方法，研究者不断完善基于常规油气藏评价方法的实验手段和测量设备，但测量所得到的结果，仍然没有达到测量目的。其中主要原因在于，认为简单引入就可以快速建成规模页岩气产能，缺乏对页岩气赋存机理基础性研究的重视，忽略了国内常规技术与国外常规技术存在的差距，而页岩气赋存机理要比常规能源复杂得多。因此，目前亟需形成合理的页岩气赋存基础理论，在基础理论的指导下开发测量方法，满足储量预测、产能评价需要，也满足储层伤害评价与控制研究需要。可喜的是，一些学者已经注意到页岩气吸附、扩散对测量结果的影响。

Bustin Amanda M.等［13］（2009）考虑有机质吸附气体和气体分子扩散影响孔隙度测定结果，以文献［7］测定数据为基础，引入表征有机质吸附气体的吸附系数和表征基质孔隙吸附气体提高孔隙度的有效孔隙度，建立基于Langmuir吸附理论的数学模型修正测量结果。可惜文献没有提供具体测量方法和完整数据，无法评价其准确性。实验同时利用压力脉冲法测定氦气、氮气、甲烷等不同气体介质条件下页岩颗粒渗透率，发现气体介质不同，测量结果不同。推测不同气体在页岩中吸附、扩散、渗流能力不同。文献同样没有提供岩样数据及处理过程，无法评价其准确性，但为后续页岩气孔隙度、渗透率基本参数测定要考虑有机质吸附气体和气体分子扩散影响孔隙度提供了研究思路。

比较权威的页岩孔隙度数据，是美国天然气技术研究院（Gas Technology Institute）发布的北美页岩储层整体孔隙度为3%～14%，是由Curtis John B.［14］（2002）公布的。数据用氮气吸附法测200目粉碎岩样得到。但测量方法中没有考虑气体分子能否进入基质孔隙，结果仍然没有得到公认。

Javadpour F.等［15］（2007）利用超高压（415 MPa）压汞法测定加拿大西部盆地9个页岩气储层152块样品认为，孔喉尺寸0.004～0.2 μm，气体渗流通道尺寸0.1～1 000 nm。同时，用压力脉冲衰退法测得90%页岩样品渗透率低于150 nD。

与其思路一致，Olsen Robert K.等［16］（2008）也利用压汞法，42 MPa压力下测得北美19个页岩储层2 500多块岩样认为，储层整体平均孔隙度2.59%。对照测井数据，较符合储层实际情况。但Olsen Robert K.等指出，汞原子能进入最小直径为0.003 6 μm的孔隙，大于直径0.000 22 μm的甲烷分子。汞原子无法完全填充存储甲烷的页岩孔隙。一般认为甲烷分子直径0.000 38 μm。即使如此，汞作为介质也不能完全进入吸附甲烷的不规则孔隙，测量得到的孔隙度小于实际孔隙度。压汞法测量页岩储层整体孔隙度，用于考查甲烷赋存空间，误差较大。进一步研究发现，压汞法中使用如此高的压力可能破坏岩样内部结构，人为造缝，实验结果偏大。

与基质孔隙度、渗透率测量不同，有的学者测量页岩储层整体孔隙度、渗透率等参数时，认为地层条件下，页岩气以游离的形式存在裂缝中，整体测量的结果才符合实际情况。所以，直接从井下获取实际地层岩心测量即可。这样，实际测量结果比单纯测量基质孔隙度和渗透率偏大。但实验介质无法进入基质，结果比实际地层孔隙加裂缝偏小。目前来看，这些方法都无法准确反映储层实际赋存物性参数。

文献［9］粉碎页岩岩样测量孔隙度时，发现部分孔隙是连通的。这个发现使人们质疑页岩储层必须压裂；储层改造增大日产量的效益，是否好于自然生产效益。因为储层改造要投入成本，压裂本身也可能造成储层伤害，还要背负环境破坏压力。文献［3］总结前人运用压汞法、核磁共振等方法研究页岩储层赋存空间成果，依据孔、洞、缝类别，将页岩孔隙分为纳米级孔隙、粒间孔隙和裂缝性孔隙，有助于研究页岩气储层产能与赋存空间的相关性，但这种分类标准不统一，不易建立量化的判断准则。

Loucks Robert G.等［17］（2009）利用电子扫描显微镜观察Barnett页岩孔隙，发现储层孔隙以纳米级尺寸为主，5～750 nm，主体为100 nm。如此小的赋存空间尺寸为水锁、固相颗粒堵塞等储层伤害类型研究提供部分微观证据。因为，这一尺度下，水分子和一些固相颗粒，可以进入储层赋存空间。

Wang F. P.等［18］（2009）用氩离子束扫描电镜研究页岩储层微观特性指出，页岩基质孔隙按照尺寸大小主要分为纳米级孔隙和微米级孔隙。然后，将储层孔隙分为无机质孔隙、有机质孔隙、天然裂缝和人工裂缝等4种。认为有机质孔隙尺寸为0.005～1 μm），甲烷分子尺寸为 0.000 38 μm，是吸附气和游离气主要赋存空间。利用扫描电镜推测有机质基质孔隙度为0～25%，为非有机质孔隙度的5倍，有机质孔隙度的存在提高了储层整体渗透率。进一步研究发现有机质孔隙相互连通，认为是页岩气主要流动通道。有机质孔隙和天然裂缝以及人工裂缝的连通是页岩气储层产能提高的关键所在。也就是说，页岩气储层伤害可以以这些流动通道是否被堵塞作为标准。从某种意义上来说，这一发现可能使目前页岩气储层伤害评价方向发生转变，由原来评价基质间渗流能力转变为评价有机质孔隙和裂缝储层伤害类型和程度。由于部分学者认为有机质含量决定气体解吸能力，进而决定产能。因此还有可能产生这样的想法，储层伤害使有机质孔隙裂缝堵塞造成有机质解吸压力不足，无法正常解吸，以致无法稳产。

Curtis Mark E.等［19］（2011）使用扫描透射电镜观察Barnett页岩孔隙，也发现孔隙是连通的。Curtis Mark E.等认为作业过程中可能在近井地带发生伤害，解决近井地带储层伤害，就可以很大程度上提高储层产能。也就是说，作业过程中控制好流体性能和工艺参数，减轻近井地带的储层伤害，同样可以获得高产而无需大规模压裂。

邹才能等［20］利用场发射电子扫描显微镜与纳米CT重构技术，研究四川盆地志留系页岩气储层时发现，纳米级的页岩气储层孔隙以有机质内孔、颗粒内孔以及自生矿物晶间孔为主。孔隙直径0.005～0.3 μm，主体为 0.08～0.2 μm。这与文献［17］用电子扫描显微镜测得的0.005～0.75 μm以及文献［18］用氩离子束扫描电镜测得的0.005～1 μm接近。测量手段相似，测量结果相近，表明孔隙大小有规律可循。

聂海宽等［21］用浅钻和矿洞取样，采用自动等温吸附仪，研究重庆市秀山县溶溪和四川省南江县小两等15个地区页岩露头有机质类型、含量、成熟度、岩石热解、孔隙度和渗透率等地层物性参数。30℃、3 MPa条件下测定四川盆地下寒武统黑色页岩，气测储层整体孔隙度1.3%～14.2%，渗透率0.002 2～0.056 mD。其中，筇竹寺组孔隙度1.6%～14.2%，渗透率0.004 8 mD；牛蹄塘组孔隙度1.3%～6.0%，渗透率0.002 2～0.056 mD。用等温吸附法测量页岩孔隙度、渗透率，思路较新。但文献没有提及吸附所用气体，渗透率是如何测定的，结果无法和其它测量结果对比。但可以看出，我国页岩气储层基本物性参数与北美已成熟开发页岩气储层存在一定差别，不能简单引入北美页岩气开发技术。研究中国页岩气储层孔隙度、渗透率等基础参数，有利于完善页岩气储层伤害基础理论，优化页岩气开发技术。

1.4 页岩气钻井、压裂工程伤害赋存空间研究

总的看来，页岩气储层孔隙测定手段包括电子扫描电镜、透射电镜以及压力脉冲法、脱气能力分析法、超高压压汞法、氮气吸附法等。储层整体孔隙度主体分布2%～5%，渗透率低于1 mD。如果按照2007年颁布的中国石油天然气储量计算规范评价，页岩气藏属于低孔特低渗气藏。由于测量方法没有统一，气体赋存机理尚未明确，孔隙度和渗透率具体大小也不便定论。同时，现有标准是在常规油气藏储层物性评价的基础上形成，而页岩气储层渗透率极小，运用目前标准评价过于宽泛，建议引入微渗储层概念。微渗储层是指用氮气作介质，测量得到的基质渗透率低于1 μD的气藏储层。但总的看，大多数学者认为只有通过水平井提高页岩钻遇率和压裂增大渗透率，才能获得满意产能。产能不满意，则认为是页岩气储层物性受钻井流体和压裂流体及其添加剂的影响所致。

Volk Leonard J.等［22］（1981）以室内对比评价页岩与砂岩储层压裂效果数据为基础，建立裂缝闭合应力与支撑剂尺寸、尺寸分布、单位体积浓度、与储层岩石接触面积及岩石特性系数等因素间经验公式。利用公式指出，页岩气储层增产作业时，压裂效果与支撑剂和储层岩石接触面积正相关。后来，Volk L. J.等［23］（1983）用压力容器充填尺寸直径38 mm、长12～20 mm页岩柱塞模拟地层，温度22～70℃、压力最高至69 MPa液压泵模拟施工作业，研究压裂液侵入柱塞造成氮气渗透率下降程度。研究结果表明，4.8 g/L瓜胶压裂液在70 ℃、414 MPa/m压力梯度下，7块页岩柱塞平均侵入深度20 mm。同时发现围压20.7 MPa、驱压13.8 MPa下，气相渗透率 由 0.000 58～0.035 5 mD 下 降 至 0.000 48～0.029 5 mD；围压11.7 MPa、驱压4.8 MPa下，气相渗透率由0.004 5～0.005 3 mD 下降至 0.003 6～0.004 4 mD，降幅17%～20%。看似压裂液侵入地层伤害储层整体渗透率。但是，围压和驱压同时下降，储层整体渗透率下降。可见实验参数不同，测得渗透率伤害程度不同。遗憾的是，这些伤害也可以认为是压力敏感造成的，无法判断是不是压裂液单个因素所致。所以，储层伤害程度实验对比评价应该在相同条件下进行。

Schettler Jr P. D.等［24］（1989）研究泥盆系页岩气储层开发过程中气体成分变化，提出页岩基质内部气体流动以分子与岩石碰撞为主，符合Knudsen扩散、分子扩散或两者组合模型。李晓强等［25］（2011）通过定义页岩基质与裂缝中拟压力、导流系数、形状因子以及基质比热容等参数，在考虑达西流和扩散流同时存在的基础上，建立基质和裂缝间气体运移函数。函数计算表明，页岩基质渗透率接近纳达西级时，基质表面以达西流为主，内部以扩散流为主。许多学者认为页岩气储层基质渗透率为纳达西级，对气体产能影响可以忽略，但李晓强等这一发现，表明基质渗透率同样对页岩气储层气体产能预测影响较大，值得重视。因此，忽略扩散流影响储层整体渗透率计算，会严重低估产能。同时表明，页岩气储层产能形成过程对产能的影响，已经逐渐被人重视。

其实，页岩气储层开采过程中气体流动影响因素研究较多，Gdanski R.等［26］（2005）构建气相、液相相对渗透率与水饱和度、毛细管力间数值模型以及气井产量与相对渗透率间数值关系，模拟压裂液侵入和返排过程中，气相、液相流动以及毛细管力影响相对渗透率时指出，生产压差低于毛细管力或液相不侵入页岩基质，压裂液伤害页岩基质表面气体流动能力，产能下降严重。我们可以认为，压裂液在页岩表面残留可能伤害储层基质表面解吸气体扩散能力，造成产量明显下降。压裂液对产能的影响，Ehlig-Economides Christine A.等［27］（2011）也 在 研究。他们发现，页岩气储层压裂作业时，压裂液中支撑剂用量较小，储层产量较理想。用达西公式分析原因认为，基质渗透率较小，液相进入基质困难。言外之意，压裂液侵入影响基质内部气体流动较小。Ehlig-Economides Christine A.等用北美Fayetteville、Haynesville页岩气产区现场生产数据和储层地震检测认为，储层裂缝中液相相对渗透率较小，液相返排困难，造成储层产能不理想。文献［27］进一步推测，单口页岩气井压裂作业使用近4×104m3的压裂液，由于返排少，大量压裂液残留在裂缝中，闭合应力无法挤出较多压裂液，致使残留液有效支撑裂缝。这样页岩气在裂缝中以气泡形式间断穿过压裂液，再流向井眼。因此，产量较低。由此看来，测定气体在残留大量工作液的人工裂缝中的相对渗透率或者流动状态是研究不同工作流体及施工工艺条件下储层伤害类型及程度的重要方向。

Marpaung F.等［28］（2008）室内动态模拟66 ℃时，瓜胶压裂液压裂过程。用浓度2%的KCl溶液为介质评价裂缝导流能力。发现裂缝中残留聚合物降低裂缝导流能力和有效长度，影响产能。认为其原因是，残留聚合物降低支撑剂填充层渗透率。研究同时指出，储层气体流动越快，残留聚合物清除效果越好，储层伤害越小。遗憾的是，这样的结论让人进退维谷。因为，提高气流流速可有效清除残留物，但也会造成微粒运移，堵塞渗流通道。特别是，高压差下可能出现游离气体迅速变为产量而解吸气不能迅速补充，裂缝中孔隙压力下降，储层上覆岩石压力相对增大，造成储层应力敏感伤害。

Bottero S.等［29］（2010）结合气、液两相流动速率与流体平均密度、动力黏度、储层压力、表面张力间数值模型和多孔生物被膜数值模型，研究支撑剂填充层中生物被膜对气体流动影响时指出，细菌在储层中形成生物被膜，覆盖在支撑剂填充层裂缝上，降低填充层渗透率，阻碍气体流动。常规的化学破胶剂和生物酶解除生物被膜效果不明显。计算机模拟发现，生物被膜增加10%，气井产能下降50%。

Rimassa Shawn M.等［30］（2011）利用变性梯度凝胶电泳分析技术研究压裂前后储层返排液中抗微生物剂含量变化指出，页岩气储层中常含有硫酸盐还原菌、产酸菌等常见微生物，造成2个方面的伤害：一方面，微生物可分解聚合物，降低凝胶压裂液、滑溜水压裂液流动能力，增加储层压裂液残渣；另一方面，微生物代谢产生H2S酸性气体，腐蚀生产设备，生成无机微粒，堵塞气流通道。接着，Struchtemeyer C. G.等［31］（2011）也发现 Barnett页岩钻井过程中微生物的不利影响，认为理论和实际存在矛盾。理论上，页岩气储层温度较高，储层中孔隙尺寸为纳米级，渗透率较小，阻碍微生物粒子数增加，不适宜微生物生长。但实际上，利用聚合酶链式反应法（Polymerase Chain Reaction）和微生物枚举法（Microbial Enumerations）分析Barnett页岩产区七种钻井液样品发现，微生物真实存在。推测微生物随钻井流体进入储层，生成生物被膜，引发储层伤害。这些研究从一定程度上说明，页岩气储层细菌伤害页岩赋存空间比较严重。因此，需要进一步研究微生物伤害页岩气储层机理。同时，也要针对微生物伤害特点，建立页岩气储层微生物控制方法。

Sun Hong 等［32］（2010）研究压裂液中减阻剂残留伤害页岩气储层指出，减阻剂作为压裂液常用添加剂，多由聚合物组成，温度300 ℃以下难以分解。聚合物易聚集在裂缝和支撑剂填充层内，堵塞孔隙，伤害储层。为此，研发出新型减阻剂，配合改性聚合物减阻剂使用，可有效降低减阻剂残留，保护储层。但减阻剂在地层液相环境条件下，是否与实验室干燥环境下降解能力相同，需要进一步研究。

Xu Ben等［33］（2011）利用精密激光轮廓仪（Precise Laser Prof i ler）测量瓜胶压裂液在裂缝中形成凝胶滤饼厚度时发现，残留聚合物在支撑剂填充层形成凝胶滤饼，降低填充层渗透率，减少裂缝有效长度，降低页岩气井产能。精密轮廓仪是广泛用于铁路行业二维位移精确测量的设备，相对于扫描电镜来说，精度并不高。看来寻找合适测量仪器，是储层伤害微观研究不断深入的发展方向之一。

Osholake Jr Tunde等［34］（2011）利用平面三相油藏模拟装置研究理想单相流、气液混合流、支撑剂破碎、支撑剂成岩、压实以及压裂施工参数等影响压裂效果时发现，不同尺寸支撑剂造成气井产能下降程度不同。并非支撑剂颗粒越大，伤害储层程度越高。颗粒尺寸过大，无法进入填充层，无法伤害储层；尺寸过小，随流体流向井口，也无法伤害储层。只有尺寸适中颗粒进入填充层，无法进入裂缝，才能堵塞填充层空隙，降低绝对渗透率。支撑剂颗粒浓度与伤害程度并非简单线性关系。储层伤害程度同时受支撑剂成岩作用、地层压实作用、井底压力等因素综合影响，但作者没有作深入研究。这表明，储层孔隙大小不同、堵塞孔隙的支撑剂尺寸不同，支撑剂造成伤害方式和程度也不同。值得进一步研究。

文献［4］利用Haynesville页岩，室内模拟地层环境下支撑剂嵌入与岩石固化成岩过程。结合扫描电镜，研究页岩气储层压裂用支撑剂破碎及成岩作用引发储层伤害程度。一般认为，页岩沉积年代普遍较早，高温高压作用致使黏土矿物硬度较高，阻碍支撑剂破碎后嵌入，储层伤害程度较小。但实验观察发现支撑剂在高温环境以及工作流体浸泡作用下，强度下降，破碎成细粒，无法嵌入储层。研究同时发现，实验模拟页岩压裂作业240 d后，支撑剂与岩石固化程度较低，影响填充层渗流能力甚微，造成的储层伤害可以忽略。这与之前研究得到关于支撑剂嵌入与岩石固化成岩伤害储层的理论不一致，需要做大量的实验工作证明不同的观点。

Penny Glenn 等［35］（2012）室内控制温度、闭合应力不变，用非达西流模拟页岩气水平井压裂作业，研究支撑剂尺寸、分布以及种类影响填充层渗流能力及气相相对渗透率。结果发现，支撑剂颗粒越大，支撑剂填充层导流性、气相相对渗透率越大。20～40目支撑剂压裂效果是100目支撑剂压裂效果的近100倍；20～40目陶粒填充效果优于相同目数砂粒。对比分析北美240口页岩气水平井现场生产数据发现，工作流体中添加剂性能与储层孔隙大小、温度、压力等物性不配伍，会堵塞渗流通道，降低绝对渗透率，造成储层伤害。优选添加剂，可提高裂缝导流能力最多可达100倍。支撑剂填充层导流能力决定页岩气水平井压裂作业产能，填充层导流能力越高，气井产能越高。填充层导流能力受温度、压力、多相流、支撑剂嵌入、非达西流流态以及井眼相对裂缝位置影响。这与常规油气藏认为储层压裂作业后以填充层导流能力评价产能大小的观点一致，表明页岩气储层压裂作业效果评价方法与常规油气藏有相似之处。但Penny Glenn等的研究是建立在页岩气完成解吸扩散阶段，已进入渗透通道的基础上，没有考虑压裂液是否影响储层气体解吸扩散到裂缝中能力。

常规油气藏伤害理论中，储层压裂后导流能力越高，返排能力越高，同时产能越高。但页岩气井压裂液返排量普遍较低，早在Willbery D. M.等［36］（1998）文献中提及。Willbery D. M.等对比北美Barnett页岩气产区压裂作业参数发现，页岩气井压裂液平均返排量只是总量的20%～50%。进一步对比17口气井返排流速与返排量关系发现，流速低于7.95×10-2m/s，返排量31%；流速介于（7.95～10.6）×10-2m/s，返排量46%；流速高于10.6×10-2m/s，返排量50%。但没有进一步说明多大的流速下，返排量可以更高。还有一个遗憾是，没有进一步研究返排量与产量的关系。但是，文献告诉我们页岩气的压裂液返排效率较低，与常规油气藏不同。后来，Wang Q.等［37］（2012）统计 Barnett页岩气产区现场压裂效果同样发现，与常规油气藏不同，压裂液返排量并非越多越好。高产页岩气井压裂液返排量低于30%。用常规油气藏液相残留伤害储层理论无法解释这一现象，需要采用新方法评价压裂效果，值得深入研究。Wang Q.等利用储层伤害气井与储层未伤害气井的生产指数之比（Productivity Index Ratio），建立伤害程度与压裂液侵入、支撑剂破碎等伤害类型程度间数学模型。分析现场生产数据指出，压裂液侵入增大储层支撑剂填充层闭合应力，挤碎支撑剂，堵塞孔隙，降低储层绝对渗透率。支撑剂破碎降低气井产能0.6%，但不是主要伤害因素。分析模型认为工作液侵入储层是影响气井产能的主要因素，降低气井产能12.5%；压裂液残留，降低气井产能7%。表明储层伤害类型多样，伤害程度不同。

与文献［36-37］一样，Li J.等［38］研究北美页岩气压裂作业效果也发现，高产页岩气井压裂液返排量介于20%～40%，低产页岩气井返排量远大于80%。建立考虑裂缝中气体流动因素的数学模型，研究近裂缝基质伤害对气井产能影响较小。使用常规滑溜水压裂液，即使污染区基质渗透率仅为压裂前初始值的5%，气井产能也才下降15%以内，伤害程度较小，由液相侵入基质深度和渗透率降低程度决定。渗透率降低是页岩气储层伤害的影响因素，但不是唯一，也不是主要影响因素。在Li J.等研究基础上，推测页岩气从基质进入裂缝的方式并不是常规油气藏中公认的渗流，而是气体解吸扩散运动。压裂液侵入虽降低了渗透率，但并不影响基质内气体解吸，也不影响向裂缝扩散。

页岩气解吸扩散所需赋存空间到底多大？哪些因素影响气体解吸扩散及影响程度？与工作流体和工艺参数间到底是什么关系？

页岩气储层基质赋存空间尺寸研究多年，可以认为0.005～1 μm。甲烷分子直径大约是0.000 38 μm，乙烷分子直径大约是0.000 4 μm，丙烷分子直径大约是0.000 42 μm。所有甲烷、乙烷、丙烷分子能够从基质孔隙中自由出入。水分子的直径是0.04 μm，可能部分进入储层，不能自由出入。至于哪些因素影响页岩气解吸扩散需要进一步研究，这些都是研究页岩气在基质孔隙中流动的基础。

从收集到的关于页岩气储层赋存空间相关文献看，压裂过程造成的储层伤害，已被认识并在渗透率损失以及产量方面做了不少研究工作，特别是开创性运用新的实验方法、数学模拟开展定性或定量渗透率变化研究，取得了不少成果。但钻井液、压裂液等工作液组分影响气体赋存空间机理，进而影响解吸扩散能力的研究，力度不足。

抛开页岩气储层赋存空间测量技术不说，常规油气储渗空间伤害后渗透率降低的思维定向，是页岩气储层赋存空间伤害机理发展的“瓶颈”。

2 页岩敏感性矿物储层伤害研究

常规油气储层伤害理论中敏感性矿物是指含量较小，但能使储层渗透率发生较大变化的矿物。以此为理论依据，Holditch Stephen A.［39］（1979）建立气液相对渗透率与储层温度、压力、深度、气井生产面积、孔隙度、水饱和度、裂缝长度及初始导流能力间数值模型，研究工作流体伤害页岩气储层。认为页岩气储层黏土矿物含量较高，黏土矿物水化膨胀是导致储层渗透率明显下降的主要原因。但没有深入地研究其伤害程度。

2.1 页岩敏感性矿物组分特性研究

文献［6］研究北美页岩气产区储层物性，提出黏土矿物表面类似于干酪根，可以吸附气体分子。这说明，页岩气储层不同于常规油气藏，其黏土矿物、干酪根等组分表面吸附、解吸甲烷分子能力可能是气井产能大小的决定因素之一。黏土矿物受到外来工作流体作用后，不仅水化膨胀影响渗透率，还有可能影响页岩气吸附和解吸能力，最终导致其高产稳产困难。同时，干酪根作为页岩气吸附介质成为页岩气井产能的敏感性组分因素之一，挑战了常规油气藏敏感性矿物定义，增加了敏感性矿物的种类，丰富了敏感性矿物内容。

Dfaz A. P.等［40］（2001）研究水基工作液影响页岩稳定性时提出，页岩中黏土矿物水化膨胀取决于黏土矿物表面分子间作用力。分子间作用力大小由黏土种类、数量以及微观结构决定。研究同时发现，页岩中蒙脱石种类比蒙脱石含量对水化膨胀影响程度更明显。利用热重分析法测量不同温度区间内，不同湿度下，页岩中水损失量发现，温度低于55 ℃时，水损失量随湿度升高下降，这种关联度随温度升高下降。推测页岩黏土矿物水化膨胀程度在低温条件下随液相环境活度变化而变化较为明显。结合不同页岩样品黏土矿物的X射线衍射分析结果，得到结论，不同页岩黏土矿物种类、含量以及微观结构差异较大，导致黏土矿物水化膨胀程度不同。Dfaz A. P.等研究结论与文献［39］中根据页岩气储层黏土含量较高，推测黏土矿物水化膨胀是降低储层渗透率的主要因素存在差异。页岩气储层中黏土矿物含量、种类差异较大，黏土矿物种类对储层伤害程度的影响是否类似于页岩稳定性，影响程度较高？

文献［8］对比Frio页岩储层层状页岩和块状页岩黏土矿物含量与比表面积关系发现，层状页岩伊利石/蒙脱石混层含量较高，比表面积较大，但层状和块状孔隙度相同。同时发现，Appalachian盆地泥盆系页岩储层以伊利石和石英为主，还含有黄铁矿和干酪根等。而且，即使在South Texas地区Appalachian盆地页岩气产区不同井位钻取页岩岩样成分含量差异性较大。以干酪根为例，最高达30%，最低接近0。Howard James J.没有进一步评价这些组分与渗透率、解吸能力、扩散能力间的关系。但研究结果说明，页岩气储层整体孔隙度与储层矿物种类和含量无关。Curtis Mark E.等［41］（2011）同样指出，地区不同，页岩矿物种类、含量不同。除伊利石、蒙皂石、高岭石等常见黏土矿物外，还有石英、黄铁矿等矿物。因此，Curtis Mark E.等认为不同页岩气储层需要准确评价其矿物成分，以此优化开发技术和开发方案，降低可能引发的储层伤害。这些研究结果，说明页岩气储层矿物组分、分布是十分复杂的，目前还没有掌握解吸能力、扩散能力与矿物组分、分布间的关系。如果用常规油气藏的一些理论来解释页岩气储层伤害机理，就无法指导开发出适用的页岩气储层伤害控制技术，同样也无法治理储层伤害。

Deville Jay P.等［42］（2011）切片分析北美部分地区页岩以伊利石为主，含量24%～55%；其次是蒙脱石/绿泥石混层，28%以下；石英20%～40%。进一步实验表明，伊利石在水基工作液作用下发生一定程度的运移，但储层伤害程度较小。蒙脱石、蒙脱石/绿泥石混层、伊利石/蒙脱石混层在水基工作液作用下易水化膨胀，堵塞孔道，造成储层伤害。文献［4］综合利用扫描电镜、能谱分析仪等设备结合矿物分析技术、毛细管渗吸时间（Capillary Suction Time）测试技术，对比常规油气藏和非常规油气藏储层中黏土矿物含量、产状以及流体流速、压力梯度等因素引起水化膨胀造成储层伤害的程度，发现并非黏土矿物含量越高，伤害程度越大。页岩中常见伊利石/蒙脱石混层、蒙脱石/绿泥石混层等不能简单认为是两种黏土矿物叠加，其产状、分布情况往往导致实际水化膨胀、运移能力较弱，伤害程度较小。这与常规理论中黏土矿物含量高，易引发黏土水化膨胀的伤害储层理论基本相同。同时，针对黏土矿物含量较低的储层在水基流体环境下储层整体渗透率同样降低的现象，Davis等发现，测井得到的地层水饱和度比用相对渗透率计算得到的地层水饱和度略小。分析认为水基工作流体进入地层后，受毛细管力作用，在井口和裂缝附近形成局部高含水饱和度区，降低气相相对渗透率，损害产能。这样的观点与Holditch Stephen A.等认为页岩气储层中黏土矿物水化膨胀是导致储层渗透率下降的主要原因同样有所不同。陈尚斌等［43］（2011）分析四川盆地南缘下志留系龙马溪组页岩矿物成分，发现黏土含量16.8%～70.1%，石英16.2%～75.2%，方解石5.46%。黏土含量总体较国外高。可以看出，不同页岩气储层矿物种类、含量不同，储层伤害类型及机理不同，不能简单地认为使用某一种技术可以实现所有页岩气井高产稳产。以此推断，中国页岩气开发，需要加强储层黏土矿物和全岩矿物分析，结合工作流体性能和工艺参数，评价储层伤害程度，优选开发技术。

2.2 页岩敏感性矿物伤害研究

目前一些学者已经开始针对页岩敏感性矿物特征，研究伤害储层机理。Ramurthy Muthukumarappan等［44］（2011）运用毛细管吸入时间测试仪评价Gothic、Haynesville、Eagle Ford、Barnett页岩对 4 种不同无机盐溶液的敏感性发现，岩样对3%、7%KCl，5%NH4Cl，3%CaCl2溶液敏感性较低，对淡水敏感性较高。同时发现敏感程度随着页岩储层深度增加而降低，推测方解石含量升高，储层敏感性矿物含量降低所致。类似的研究成果Dfaz A. P.等在文献［40］中从活度的角度也有所发现。因此，我们可以推测不同页岩气储层对工作流体矿化度的要求不同。需要针对不同页岩气储层敏感性矿物不同，设计合理的工作流体矿化度。目前认为页岩气储层伤害是由于水基工作流体抑制性较低，引起敏感性矿物水化膨胀、分散，伤害储层。然而文献［4］也指出，在一些黏土含量较低的储层中同样发生水敏性伤害，其原因是由于水锁（Aqueous Phase Trapping）所致。黏土水化膨胀、分散造成微粒运移伤害是在一定的条件下才能发生。文献［4］认为，黏土微粒运移引发储层伤害的前提条件是储层中黏土微粒位于开放式孔隙中易与工作流体接触，孔隙、喉道尺寸大于黏土微粒从而提供运移通道。但页岩气储层基质孔隙尺寸较小，不能提供黏土微粒运移通道，所以也就不会发生黏土水化膨胀、分散造成微粒运移伤害储层。

尽管不同学者对于水基工作液作用下黏土伤害储层机理不一致，但页岩赋存空间的特殊性已经被学者所认识，页岩气储层基质孔隙度较小，但天然裂缝中胶结较差的颗粒和人工裂缝中黏土与工作流体接触后膨胀、分散产生的微粒可能发生运移，堵塞孔隙，伤害储层。这表明常规油气藏伤害理论中有些观点可能不适用，因此需要在充分研究页岩储层赋存空间、矿物组分等特性的基础上，研究不同工作流体与工艺参数可能引发伤害类型及程度。

Zeinijahromi A.等［45］（2012）建立页岩气井生产指数与储层微粒运移、裂缝中微粒累积含量间数学模型，分析页岩中高岭石、伊利石、淤泥（Silt Particle）、非晶质硅形成微粒运移状况。研究发现微粒流过储层，发生类似多种分子溶液流过凝胶色谱柱一样产生分子筛效应，一些微粒嵌在储层孔隙中，堵塞气流通道，降低储层渗透率，气井产能下降。得到这一结论的还有 Alramahi B.等［46］（2012），室内模拟页岩压裂作业发现，压裂作业初期，黏土矿物含量高是影响支撑剂嵌入的主要因素，其他影响因素包括岩石刚度、地层应力等。同时，通过室内实验证明在3.45～6.89 MPa围压下，20～40目支撑剂嵌入页岩柱塞降低了岩样裂缝渗流能力，伤害气井产能。

大部分文献在评价黏土影响渗透率进而影响产能。实际上，页岩气储层中一些组分可能影响渗透率进而影响产能，还应有一些组分影响了解吸扩散能力进而影响页岩气产能。影响页岩气产能的储层敏感性矿物到底有哪些？

与碎屑岩、碳酸盐岩相比，页岩气储层黏土含量较高，用常规油气储层伤害理论分析，应得到的结论是，工作流体与蒙脱石、蒙脱石/绿泥石混层等黏土矿物不配伍，容易引发水化膨胀、分散、运移，堵塞孔道，降低储层渗透率，造成储层伤害。但研究过程中发现，页岩气储层中黏土矿物种类、产状不同于常规油气储层，与工作流体接触程度以及膨胀、运移程度较低，这是否与页岩气储层渗透率较低、工作流体侵入程度低有关？同时，页岩黏土矿物表面对气体分子具有吸附效应，工作流体对黏土的影响会不会进而影响黏土的吸附以及解吸能力，以及有机物是不是储层“敏感性矿物”等问题，需要进一步研究。

研究已经初步表明，页岩气储层“敏感性矿物”应该是储层敏感性组分，是指影响页岩气解吸、扩散及渗流能力的储层组分。至于页岩气储层敏感性组分特征对页岩气产量的影响同样需要进一步的研究并提出相应的评价方法以及控制措施。

3 页岩岩石表面性质储层伤害研究

与储层伤害相关的岩石表面性质，主要是岩石表面润湿性。润湿性常用界面张力来表征。常规油气储层伤害理论认为，岩石表面润湿性控制孔隙中毛细管力大小、气相分布以及孔喉中微粒运移，可能造成有效渗透率下降。大多数情况下，岩石润湿性与水锁伤害关系密切。

3.1 页岩表面润湿性特性研究

Holditch Stephen A.基于常规油气藏理念，推导出储层毛细管力与孔隙度、绝对渗透率、水饱和度、表面张力间数学模型发现［39］，一定含水饱和度下，毛细管力由储层孔隙度、渗透率决定。孔隙度越大，渗透率越高，毛细管力越小。特低渗气藏中，储层孔隙度和毛细管力决定压裂液返排效果。毛细管力增大，返排效果降低，产能降低。其原因认为是储层渗透率越低，毛细管力越大，地层水锁的可能性越大。这一结论与文献［36-38］统计页岩气井现场产能与压裂液返排量间成负相关有冲突。表明常规油气藏伤害理论中，毛细管力增大降低液相返排效果，产能低，在页岩气储层中并不一定成立。同时，Holditch Stephen A.通过计算机模拟发现，储层渗透率下降至初始值的0.1%时，储层发生水锁伤害，产能降幅接近100%。推测其原因可能是黏土矿物表面亲水所致。Holditch Stephen A.没有区分页岩气储层整体渗透率和基质渗透率，其建立数学模型可靠性较低。同时，认为黏土矿物表面亲水与Perrodon Alain［47］提出页岩储层中有机质孔隙表面亲油，储层矿物表面吸附极性分子后同样表现出亲油性相矛盾。所以，Holditch Stephen A.对数学模型推导结论的解释存在不合理之处。导致这样的原因不是研究者本身的原因，而是页岩气储层表面性质复杂所致。

一是，页岩气储层表面性质到底是亲水还是亲油？由此引发液锁伤害的机理是怎样的？是如常规油气藏中仅仅降低渗透率从而降低产能，还是液相进入页岩基质，影响气体解吸扩散从而降低产能，又或者两种伤害模式同时存在？

二是，目前大多数页岩气钻井认为使用油基钻井流体比较合适。使用油基钻井流体的目的是稳定井壁还是储层保护？如果用于储层保护，基质内部有机质吸附钻井液中油会不会降低储层渗流能力甚至解吸能力、扩散能力？还有原先亲水矿物吸附钻井液中表面活性剂转化为亲油会不会降低储层渗流能力甚至是解吸能力和扩散能力？以上这些疑问在常规油气藏中存在不确定性，对于页岩气储层更是一时难以准确回答的疑问。需要进一步深入研究岩石表面润湿性。

三是，用油基钻井液钻完后，再用水基压裂液压裂。大量漏失进入页岩气储层的油基钻井液和后续进入的水基压裂液之间如何相互影响？以及对页岩气储层润湿性又会有怎样的影响？值得深入研究。

在此之后，Mahadevan Jagannathan 等［48］（2003）用低渗油气藏柱塞岩心气体驱替实验证明，岩石润湿性从亲水转变为亲油，有利于气相驱替小尺寸孔隙中残留液相，改善水锁解除效果。同时，储层表面性质转变可以提高盐水汽化速率，降低储层液相残留量。以此为由，推荐通过添加表面活性剂、化学处理剂等提高工作流体与储层岩石表面配伍性，改善工作流体返排效果，降低水锁伤害。得到同样结论的还有 Parekh Bimal等［49］（2004）。对比相同生产压差、绝对渗透率下，不同岩石润湿性对毛细管力曲线、相对渗透率曲线影响，发现岩石表面亲油有利于减轻水锁伤害。因此建议使用亲油性压裂液，可减少储层相对渗透率下降的负面影响，利于产能恢复。文献［26］在认为压裂液影响页岩基质表面气体流动的基础上，进一步研究页岩气储层裂缝基质绝对渗透率与产量关系发现，不同于常规油气储层，近裂缝基质绝对渗透率伤害小于90%，产能下降幅度较小；绝对渗透率伤害大于90%，产能降低明显；绝对渗透率伤害99.9%，才会发生严重水锁伤害。并推断绝对渗透率下降的主要原因是黏土水化膨胀。这个结论和大家认为渗透率是决定因素有些不同。基质渗透率恢复在10%以上，产能下降幅度较小，表明10%的渗透率足以使气体从孔隙裂缝中解吸、扩散，低于这个值，就无法解吸、扩散。因此，认为页岩气储层伤害应该存在解吸临界伤害量和扩散临界伤害量。其大小可用解吸临界伤害指数和扩散临界伤害指数来定量表示。但具体表征方法，由于涉及理论因素和技术因素很多，深入研究后才能确定。

3.2 页岩压裂工程伤害润湿性研究

目前，学者集中于压裂作业中工作流体、施工参数伤害页岩润湿性研究，也取得了一定的成果。Penny G. S.等［50］（2006）分析 Barnett页岩压裂作业参数、产量、瞬间关井压力等现场生产数据以及毛细管力、气相相对渗透率、液相饱和度等实验参数指出，工作流体与岩石界面张力是污染带毛细管力较高的原因之一。当地层压力不足以克服毛细管力，易引发水锁伤害。以此为依据，提出使用微乳化这类界面张力极低的压裂液，降低工作液与岩石间界面张力，改善岩石表面润湿性带来的不利影响。

Mahadevan Jagannathan 等［51］（2007）建立毛细管力、气体压缩性、压降、温度以及渗透率等参数间数学模型研究饱和液相孔隙中气体流动提出，页岩气开采生产压差建立后，液相在毛细管力和生产气流作用下从气体高饱和度区流向低饱和度区，最终流向井口。井口高温环境的蒸发作用，有利于减轻水锁。提高流体速度，有利于清除残留工作液。文献［28］通过实验动态模拟压裂过程也认为，气流流速下降严重影响储层中残留工作液清除效果。流速越高，工作液清除效果越好。

Mahadevan Jagan 等［52］（2009）利用线性流进入裂缝的数学模型研究水锁原因及解除对策发现，低孔隙度气藏，毛细管压力较大，气体缓解水锁伤害能力较差，压裂液排出效率越低。液相侵入深度较小时，解除水锁主要方式是毛细管力自吸；液相侵入深度较大，解除水锁主要方式是毛细管力自吸和蒸发；侵入液黏度较大，毛细管力作用可忽略，解除水锁主要蒸发为主。遗憾的是，Mahadevan Jagan等没有与生产结合起来分析实际作业效果。研究结论和水锁严重导致返排低一致的是文献［50］，Penny G. S.等在分析页岩气井现场生产数据时指出，钻井、完井、修井和排采等作业过程中，水基工作液侵入是引发水锁的主要原因。页岩气储层压裂作业时，压裂液侵入深度越大，水锁越严重，储层伤害也越严重。这2篇文献中关于水锁严重导致返排低的研究成果乍一看，可以用文献［18］指出的页岩中有机多孔介质表面亲油致使水锁概率较高来解释。但Wang F. P.等在文献［18］中提出，页岩气储层对气液混合流体具有“过滤”作用，阻碍液相进入有机质内部，从而在有机质孔隙内部形成气体单相流，没有液相进入就无法水锁。文献［18］进一步研究指出，游离气在有机质和无机质通道中流动受滑脱效应影响，不符合达西定律。但是，游离气在裂缝中的流动符合达西定律。这可能为建立单一流体数学模型提供了依据，又对用渗流模型的合理性提出了挑战。

关于储层表面润湿性影响水锁伤害，文献［29］在研究生物被膜伤害储层时进一步发现，在低渗透率储层中，毛细管力大，液相返排效果差，引发水锁伤害。表面亲油支撑剂清除液相效果好于亲水支撑剂。进一步印证了文献［49］的结论。问题是，现场实践已经表明，返排效果差，不一定产量低。看来实验室的研究，还没有摆脱常规油气藏的实验方法。页岩气储层伤害评价实验设计，合理性、实用性很重要。

Guo Boyun 等［53］（2011）建立页岩气井生产效率与储层整体孔隙度、整体渗透率等物性参数及压裂液滤失系数、粘度系数等流体性能参数间数学模型计算发现，压裂作业中裂缝填充层渗透率伤害影响气井生产效率的程度，由储层整体孔隙度、整体渗透率等储层物性和压裂液滤失系数、粘度系数等工作流体性能共同决定。模拟裂缝长度609.6m（2 000 ft），宽度 30.5 m（100 ft），工作流体滤失系数（0.61～3.05）×10-3m/min0.5，初滤失系数（0.041～0.41）×10-3m，工作流体侵入深度0.518～9.650 m，且工作液侵入深度随着滤失系数、初滤失系数增大而增大。页岩气储层物性决定裂缝填充层伤害发生与否，压裂液性能参数决定伤害程度。但没有定量伤害程度与储层物性、压裂液性能之间的关系。

对于压裂液性能影响产能，LeBlanc Don等［54］（2011）对比滑溜水与液态丙烷压裂液压裂北美Frederick Brook页岩效果时发现，使用液态丙烷压裂液造缝效果优于滑溜水，裂缝有效半径为后者的两倍。同时，压裂液返排率远高于滑溜水，接近100%。气井初始产量同时提高。文献认为，液态丙烷压裂液与储层岩石间界面张力低于滑溜水压裂液，导致返排率较高。

Cheng Y.［55］（2012）建立页岩气储层整体渗透率、液相相对渗透率与储层温度、压力、孔隙度、水饱和度、裂缝长度、导流性以及工作流体排量、侵入深度等因素间数值模型，研究储层中水相运移、分布，发现储层整体渗透率、毛细管力、污染带液相相对渗透率等因素，控制液相在地层中的流动和分布，决定水基工作液返排效果。其中，毛细管力影响液相清除效果作用较大。正常情况下，滑溜水返排量只有注入量的10%～20%，大部分残留在地层中，提高储层中液相饱和度，降低气体流速。Cheng Y.计算裂缝中液相流动规律发现，污染区毛细管力增大导致相对渗透率降低，水锁伤害发生。如果污染区外围储层毛细管力较高，将液相迅速吸入页岩基质，有利于降低污染区液相饱和度，提高气井产能。这一结论是不是可以解释低返排高产能原因？液相在基质和裂缝中，如果被迅速吸入，则提高产量，同时降低液相返排量；如果不能被迅速吸收，则产量不高，而液相返排量较高，这取决于地层自身特性。可见，关于这方面的原因还需要从页岩气储层的理化性能入手。同时，也为研究压裂液改造储层的产量效果，提出一个标准。即评价工作流体是否被储层基质所吸收以及吸收程度大小。

看来，页岩气储层岩石表面是亲油的。常规油气藏储层表面润湿性引发水锁伤害，造成产能下降研究成果相对较多。部分学者将常规油气藏研究成果运用于页岩表面润湿性研究，提出改善钻井液、压裂液等工作流体与储层配伍性等措施是降低水锁伤害的有效手段。但页岩气现场压裂作业效果表明，常规油气藏中水锁伤害条件、机理并不完全适用于以吸附为气体主要存储方式的亲油性页岩气储层。

页岩内部赋存空间结构复杂，有机质和无机矿物交互分布，导致页岩表面润湿性并非单一亲水或者亲油，还会因为工作流体不同发生变化。页岩气开发过程中润湿性如何变化以及是否仅仅影响储层渗透率，对气体解吸、扩散影响如何，均缺乏研究。但有一点可以肯定，工作流体残留于页岩中会影响产能，至于向提高产能发展还是向降低产能发展，需要更深一层次的研究。

4 页岩气藏环境储层伤害研究

页岩气存在的储层，有温度、压力和应力等自然条件，称之为页岩气藏环境。既是储层伤害的内因也是储层保护方案的重要参数。由于温度和压力参数以及有机质种类及含量影响吸附和解吸性能，吸附和解吸温度、压力也是页岩气环境的重要因素。

4.1 页岩气藏环境特性研究

2011年，Curtis Mark E.等在文献［41］研究储层矿物类型与储层伤害的关系时也指出，气藏环境主要是指储层的压力、温度、盐度、pH值、水饱和度等，但没有进一步研究它们与储层伤害间的关系。文献［38］利用常规油气储层伤害理论分析页岩气储层温度、压力等物性参数影响水基钻井流体性能时认为，页岩气储层高温高压环境削弱水基工作液性能，易增加储层中液相残留量，降低储层绝对渗透率，造成储层伤害。低渗气藏中，地层压力是污染带工作流体返排效果的决定因素之一。

与此有异曲同工的是，文献［22］评价影响压裂效果相关因素时指出，低渗非常规气藏中，生产压差是决定污染区液相清除效果的主要因素之一。如果储层压力太低，生产压差可能无法解除液相侵入伤害储层。文献［50］通过室内模拟实验研究岩样柱塞液相返排体积与气体流速间关系，进一步验证文献［22］的结论，指出低渗气藏开发中，生产压差越大，水锁清除效果越好。文献［29］研究生物被膜对气体流动影响后认为，如果生产压力小于或较为接近毛细管力，毛细管效应造成水锁伤害更为严重。文献［49］利用Texas大学化学驱计算机模拟程序，推导出生产压差与毛细管力比值和储层水饱和度、气井液相返排周期间数学关系时同样发现，生产压差与毛细管力比值越大，气流速率越高，井眼附近液相蒸发速率越高，抑制水锁伤害效果越好。对比现场的研究成果不难发现，这些室内研究成果基于室内实验或者数学模型。与实际情况不同的是，室内可以加大驱压，而生产现场地层压力是一定的，且页岩气井气带水生产，大幅度降低压差比较困难。根据页岩气储层特点，深化细化室内研究工作，也是页岩气储层伤害的一个重点和难点。

刘洪林等［56］（2009）预测四川盆地页岩气较有利地层是下志留统龙马溪组和下寒武统九老洞组，地层深度分别在2 188～4 131 m和1 948～4 618 m，属于海相沉积。聂海宽等［57］（2009）指出，中国南方地区页岩有利区预测深度为3 800 m。目前缺乏文献研究我国页岩气储层温度，大部分研究人员仍然利用地层温度梯度确定室内实验温度参数，这降低了室内实验的精确性和可靠性。与文献［43］统计北美三大页岩产区井深1 219～4 267 m和井底温度49～193 ℃，比较相近。但我国略深。Volk L. J.在文献［23］对比22 ℃和70 ℃下，以氮气为介质，在6.9 MPa围压下，测量低渗透率储层柱塞浸泡压裂液前后整体渗透率降低程度，研究压裂液侵入页岩气储层的伤害程度，发现温度越高，伤害程度越大。认为不同温度下，压裂液粘度不同导致侵入低渗透率储层柱塞程度不同，伤害储层程度不同。Deville Jay P在文献［42］中分析水基工作液在北美Haynesville、Fayetteville、Barnett页岩气产区应用情况也指出，普通水基工作液在各种地层钻孔时受地层压力和温度等环境影响较大，页岩气储层也不例外。页岩气储层高温高压环境对水基工作流体密度、滤失性控制提出了更高的要求。

Freeman C. M.等［58］（2010）整理北美主要页岩气产区气井储层水饱和度数据指出，New Albany页岩气储层水饱和度为80%，Lewis页岩气储层为20%，总体平均值为50%。不同页岩气储层，含水饱和度不同。建立气井产能与含水饱和度、气体解吸量、热效应以及非达西流之间辅助函数，分析函数认为高含水饱和度对页岩气产能影响较小，但会大幅度增加气井出水量。这为理想页岩气井高产量低返排量的解释提供了研究方向。

4.2 页岩气藏环境伤害研究

目前对页岩气藏环境伤害的研究仍然处于起步阶段。King George E.［59］（2010）研究北美页岩气产区气井产量与井深关系，推测储层压力在成藏过程中起重要作用。多数情况下，地层压力越大，孔隙和天然裂缝中气体储集量越高，有机质吸附气含量也越高，潜在产能越大。遗憾的是，King George E.没有进一步深入研究地层压力对页岩气吸附解吸以及扩散的影响，缺乏具体实验方法和实验数据。

文献［11］建立页岩气井产量与储层整体渗透率、温度、压力等储层物性间数学模型，研究不同深度页岩气储层，气体滑脱效应对产能影响时发现，500 m以上浅地层气体滑脱效应对产能影响较大，500～1 000 m存在一定影响，1 000 m以下深地层影响几乎为零。可以看出，不同深度储层地层压力不同，影响气体渗流不同，但是否影响气体解吸、扩散仍需研究。

段永刚等［60］利用Langmuir等温吸附方程描述页岩气吸附解吸现象，结合页岩气渗流特征建立页岩气储层基质、裂缝双重介质压裂井渗流模型，反演页岩气井产能递减曲线。发现相对于常规油气藏，页岩气解吸特性促使产能递减较慢且生产周期较长。Langmuir体积越大，压力传播越慢，压力递减越慢。增加人工裂缝长度只能短期提高产能，长期效果一般。段永刚等的言外之意是，储层加大压裂规模只是增加初期单井日产量，对提高页岩气井稳产意义不大。这与文献［9］和［3］发现页岩气储层孔隙相互连通，无需压裂作业同样产量理想相对应。

Wade Adam 等［61］（2012）运用商业化地质和油藏模拟软件结合北美Marcellus页岩气储层参数，研究压裂作业前后储层中应力场变化，发现压裂作业后井眼附近储层应力集中较高，随开采时间增加不断上升。裂缝越短，应力峰值越高。过高的应力易破坏井眼规则性及管柱完整性，降低气井寿命。这可能是对压裂造成储层伤害的又一新的研究方向。至于应力与储层产能的关系有待于进一步研究。

张志英等［62］（2012）利用压力 0.1～20 MPa、温度最高达200 ℃实验设备，研究鄂尔多斯盆地页岩岩样吸附、解吸规律发现，页岩吸附量随着压力增大而增大，随着温度升高而降低。提出页岩黏土含量较高，使用Langmuir模型模拟效果较差，使用修正后双Langmuir模型拟合效果较好。与其有相似结论的是，李武广等［63］（2012）通过对四川盆地下志留统龙马溪组岩样吸附、解吸实验发现，温度越高，页岩吸附能力越低。随着温度升高，页岩解吸量增大，升温可以提高页岩解吸时间和解吸速率。认为页岩气吸附、解吸作为瞬间变化过程，需要更加精密的研究手段和设备做进一步研究。LihuiLab在完成页岩吸附解吸室内评价实验时，也发现了一些特殊现象。分析数据时，怀疑目前的气体吸附解吸理论对页岩气吸附解吸的适用性。

Magara K.［64］提出，页岩中驱动水的盐度只有页岩束缚水浓度的1/3，活度低，黏土吸收驱动水能力强。文献［9］粉碎50份Appalachian盆地泥盆系页岩样品，利用Dean-Steak抽提器测得盐度（4.9～19.2）×104mg/L，页岩气储层垂直方向上盐度变化较大。提出盐度分布与干酪根含量有关。但没有进行实验测量，缺乏具体数据支持。文献［10］实验研究认为，页岩岩样干燥后残留盐分充填孔隙，导致室内孔隙度测量误差，误差最高达0.5%。Orangi A.等［65］实验发现页岩气储层中盐度分布不均匀。文献［4］提出，工作流体盐度过高，导致储层黏土矿物分散、运移，堵塞孔隙，引发储层伤害。目前就收集到的文献来看，缺乏系统研究页岩气储层中盐度分布、大小变化范围，更没有形成盐度伤害储层机理及程度的成熟理论。文献［4］利用毛管吸入时间测试不同页岩对工作流体盐度敏感性发现，不同页岩气储层矿物组分、含量以及井底温度不同，敏感程度不同。这些研究成果为淡水工作液造成黏土水化膨胀、堵塞孔道提供了一定的证据。因此，大多数学者认为选择油基工作流体。但是，没有有效的证据证实油基能够保护储层。因此，需根据不同页岩气储层矿物种类、含量及温度、盐度等物性，选择合适的工作流体及施工工艺，降低储层伤害。

页岩气藏环境与常规油气藏环境相比，涉及因素更多，影响储层产能机理更复杂，目前研究还很不系统。页岩气藏不同于常规油气藏，储层中气体分子吸附、解吸过程受温度、压力影响较大。同时，目前大规模水力压裂返排量较低，导致页岩气储层气体流动环境以气液混合相为主。较高的液相饱和度对页岩气解吸、扩散影响缺乏研究。但可喜的是，一些学者已经开始研究页岩气储层温度、压力等环境参数变化对储层产能影响。下一步应结合页岩气储层特性研究，弄清楚页岩气钻完井、压裂、排采作业过程中储层环境参数变化规律，为研究环境与产能间的关系奠定基础。

5 页岩气流体性质储层伤害研究

页岩气流体性质，是指页岩气中甲烷、二氧化碳、水相等不同组分以及页岩气自身物理化学特性。外因作用下，页岩气组分含量、物理化学性质变化可能成为储层伤害潜在因素，引发产能变化。

文献［47］在研究北美North Dakota州Bakken页岩气储层表面性质时也研究储层矿物组分对气体分子吸附脱附效应指出，页岩气是富含有机质页岩储层中形成的单相连续流，液相含量增高，毛细管力作用下堵塞气流通道，降低气相渗透率。文献［18］对比北美 Haynesville、Barnett、Marcellus产区页岩孔隙度分布提出，页岩有机质孔隙和无机矿物孔隙表面润湿性、孔隙尺寸及微观结构不同，对气流流动影响程度不同。有机质孔隙过滤气流中液相，形成气相单相流。无机矿物中气体流动在液相与储层岩石间毛细管力作用下，形成气液混合流。但没有进一步研究，页岩气在开采过程中，流体的组分或含量会发生变化，造成变化的影响因素，以及组分变化所带来的储层伤害。文献［24］研究泥盆纪页岩气开采过程中气体成分变化时发现，页岩气主要成分随生产时间不断变化，其中甲烷、乙烷组分比例随时间增长而下降。Schettler Jr P. D.等由此推测，页岩气是不同裂缝流出不同气体，然后汇聚的混合气。不同气体在储层中吸附解吸特性不同，乙烷吸附能力大于甲烷，导致气流中乙烷相对甲烷比例不断增加。但没研究组分或含量变化对产能带来的影响和对策。

Ambrose Ray J.等［66］（2011）测定 Barnett、Eagle Ford、Marcellus页岩气储层流体主要由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳组成。文献［65］在研究页岩气储层物性对水平井压裂技术产能的影响时，也指出Eagle Ford有些页岩气井生产的页岩气含有少量凝析油、易挥发油等，但没有研究不同组分具体含量。气体中存在二氧化碳这个问题，文献［42］研究页岩气井气流对水基钻井流体性能影响时指出，页岩气储层中含有二氧化碳气体，在流向地面过程中，削弱工作流体性能，增加储层液相残留量，造成储层伤害。利用这些研究结论可以推测，生产过程中页岩气储层温度、压力等环境因素变化，可能引发页岩气相态、种类等变化，导致液锁、积液等，伤害储层，进而影响储层产能。

页岩气储层流体性质对储层造成的伤害，只是运用常规油气藏评价思路和评价方法，处于发现问题阶段。尚未发现结合页岩气组分和含量以及变化的文献，研究页岩气钻完井、增产改造、排采和提高产收率作业中储层流体可能引发的储层伤害程度及伤害机理。常规气井自身流体造成的产能下降，已在产气过程中成为十分重要的考虑因素和亟需解决的问题。而页岩气因为涉及气体的解吸、扩散，情况更加复杂。应该说，研究页岩气排采过程中流体的变化对产能的影响，关系页岩气井实现高产稳产对策和措施，意义重大。

6 结论

目前，大多数学者认为钻井和压裂是页岩气开发两大关键工程，有少数学者已提出质疑。尽管三十多年来，集中于钻井和压裂储层伤害的文献较多，压裂更集中。这可能是认为压裂可以提高页岩气产能并克服压裂前的所有的储层伤害所致。这种以常规油气藏评价方法为出发点的研究成果是，以孔隙度和渗透率宏观特性为基础，评价钻井、压裂过程中，特别是压裂过程中聚合物、支撑剂对储层的伤害，取得进展。至于细菌、黏土、储层环境和流体特性等对储层产能的影响刚刚起步。遗憾的是，储层伤害的机理研究大多停留在用物理模型建立的数学模拟上，微观证据不多，有些研究成果还存在差异甚至矛盾，有些可以相互解释但缺乏系统归纳。所有这些问题，不能完全归结于研究者的实验手段或研究方法，还有部分原因是页岩气作为一种新的能源，产能影响因素的复杂性和多样性，也是重要的原因。

不管怎样，相信伴随着页岩气投入加大，高产稳产是回报的标志。页岩气储层伤害问题，逐渐会为从事页岩气勘探开发工作的人们所重视，在未来的几年里，应重点做好两方面工作。

一是，全面展开页岩气储层伤害基础理论研究。针对页岩气解吸、扩散和渗流特点，全面开展页岩赋存空间、敏感性组分、储层表面性质和气藏环境、流体性质等潜在的储层伤害因素，为页岩气开发前储层伤害控制和开发后储层伤害评价提供理论依据。

二是，重点研究页岩气储层伤害评价方法。在基础理论的指导下，结合现场勘探开发过程，配套从室内到现场的系统评价方法。先室内评价储层优劣以及开发技术适用性，然后发展数学和计算机结合的矿场评价方法。

总之，页岩气开发刚起步，页岩气储层伤害研究需做大量的、有效的实验工作和现场生产数据分析。

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（修改稿收到日期 2013-07-02）

Review to shale gas formation damage for 30 years

ZHENG Lihui1,2, WEI Panfeng1

（1. College of Petroleum engineering,China University of Petroleum,Beijing102249,China;2. CNPC Key Laboratory for Petroleum Drilling Engineering Lost Circulation Control Division,Wuhan430100,China）

The current researches on shale gas formation damage derive from the conventional theory of sandstone reservoir and carbonate rock reservoir. To review the researches of shale gas formation damage, factors affecting penetration ability were focused on.It was thought that the internal factors have mainly been recognized as listed below: the low-permeability leads to water block; the high content of clay tends to swell and block channels; shale surface capillary force increases resistance to gas fl ow; the conditions of high temperature and high pressure do harm to the performance of working fl uids and easy to increase the reservoir fl uids residual; the CO2fl ow contaminates the working fl uids and increases the residual. While the external factors of formation damage include the following items: the swell of clays caused by the insuff i cient inhibition ability of working fl uids; the invasion and residual of working fl uids as well as the additives; the biof i lms generated by working fl uids obstruct gas fl ow in reservoir; and the liquid volatilization speed around the borehole is too low to prevent water blocking and causes channel blocking, which results from low production pressure. The mechanisms of the formation damage during desorption and diffusion process in shale gas has not been systematically researched as well as the effects of different processes such as drilling and completing, reservoir stimulation and drainage on desorption and diffusion capacity. The basic theory on the formation damage of the shale gas has not been established. Moreover, there is no agreed evaluation criterion on shale gas formation damage indoor and in the fi eld on shale gas.

shale gas; formation damage; permeability; working fl uids; desorption; diffusion

郑力会，魏攀峰. 页岩气储层伤害30年研究成果回顾［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：1-16.

TE258

A

1000 – 7393（ 2013 ） 04 – 0001 – 16

中国石油科技创新基金“页岩气储层伤害机理研究”（编号：2011D-5006-0207）资助。

郑力会，1968年生。2005年获中国石油大学（北京）油气井工程博士学位，主要从事储层伤害基础理论与控制技术研究，研究员，博导，楚天学者特聘教授。电话：010-89733378。E-mail：zhenglihui@cup.edu.cn。

〔编辑

付丽霞〕