川东龙马溪组页岩应力敏感实验研究

姜宇玲,关富佳,胡海燕

(1.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉 430100;2.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)



川东龙马溪组页岩应力敏感实验研究

姜宇玲1,2,关富佳1,胡海燕1

(1.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉 430100;2.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

应用PDP-200脉冲衰减法渗透率仪对涪陵页岩气藏产气层系龙马溪组页岩露头进行渗透率应力敏感性评价，采用定围压-降内压和定内压-升围压的方法对同一块具有水平层理缝的岩样进行渗透率测试。结果表明：随着作用在页岩上的有效应力的增大，页岩测试渗透率呈指数规律递减,递减过程按递减指数大小分为2段，分别体现了页岩裂缝渗透率的应力敏感性和页岩基质渗透率的应力敏感性；同时,定围压测试较定内压测试页岩渗透率不能马上恢复，存在一定的滞后效应，并且定内压测试时得到的裂缝闭合压力要比定围压测试时有所降低。龙马溪组页岩露头表现出双重介质特征，并且在内压卸载时造成了无法恢复的渗透率塑性损伤。

龙马溪组页岩；双重介质；应力敏感性；渗透率伤害

姜宇玲,关富佳,胡海燕.川东龙马溪组页岩应力敏感实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(6)：80-86.

JIANG Yuling,GUAN Fujia，HU Haiyan.Experimental study on stress sensitivity of Longmaxi Formation shale in eastern Sichuan[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(6):80-86.

引 言

储层应力敏感性最早是针对低渗储层开采过程中油藏压力降低而引起的渗透率损害提出的[1-4]。国内学者相继对致密砂岩、煤层以及火山岩的应力敏感性进行了实验研究[4-8]，也有专门针对裂缝问题,应用人造裂缝对页岩裂缝渗透率进行的应力敏感性研究[9-10]，总的认识是页岩渗透率随有效应力增大而呈指数式递减[9-20]。但上述学者研究成果都未能很好评价具有天然层理缝的页岩渗透率应力敏感性,尤其针对目前已经进行商业化开发的涪陵页岩气产层——龙马溪组的孔-缝双重介质应力敏感性未进行针对性的系统研究。涪陵页岩气藏单井产能较国外同类页岩气藏高出很多，与国内外同类气藏地质对比[21-22]可知，涪陵龙马溪组页岩比较发育的水平层理缝是气藏高产的主要地质因素，然而压力衰减下的裂缝渗透率敏感性特征，对该气藏生产动态、产能及其递减规律正确评价至关重要。鉴于此，本文利用川东龙马溪组露头取样制作具有水平层理缝的页岩岩心，运用美国岩心公司生产的PDP-200脉冲衰减法渗透率仪对具有双重介质特性的龙马溪组页岩岩心进行应力敏感性评价。

1 页岩应力敏感性实验

以川东龙马溪组页岩露头为实验样品，应用美国岩心公司生产的PDP-200脉冲衰减法渗透率仪进行页岩渗透率的应力敏感性测试，通过改变仪器内压和围压的方式建立有效应力，得到不同有效应力下的页岩渗透率变化特征。

1.1 页岩岩样双重介质特征描述

实验用岩样取自重庆石柱县龙马溪组野外露头，与涪陵页岩气藏属同一储层，岩石样品具有明显水平层理缝，属于典型的双重介质储层。因此，在评价应力敏感性时裂缝的渗透率与基质渗透率随有效应力变化所表现出的特征不同。在选取标准岩样时要沿水平方向钻取。同时，由官方发布的全国石油工程大赛基础数据{1}显示出的页岩储层渗透率在(0.132 2～0.499 1)×10-3μm2，而这一参数也被试气时的高产所印证。但这与国外巴奈特气藏[21-22]以及国内报道的国内页岩物性相关文献[11,21-22]大相径庭，他们提供的渗透率数量级基本都在(10-6～1)×10-3μm2，可以认为他们测试的渗透率为页岩基质渗透率，而文献[1]中给出的页岩渗透率应该是考虑了页岩裂缝的特性。生产实践表明，对页岩岩心进行双重介质应力敏感性评价，对页岩气产能正确评价具有实际意义。

1.2 实验方案

PDP-200的测定围压可达69 MPa，但受限于测试压力(内压)由增压泵+高压储气罐提供。为了安全考虑，设置内压上限为25 MPa，采用定围压、逐渐降低内压以及定内压逐步加围压的测试方式。取2块具有层理缝的相似页岩岩心分别进行先定围压后定内压测试和先定内压后定围压测试，测试不同有效应力(围压与测试压力之差)下页岩渗透率变化特征。为了避免有效应力伤害页岩初始渗透性，在定围压测试时，采用逐步加压方式，即围压和内压一同逐步升高，达到测试围压后再逐步降低内压。

2 实验结果分析

2.1 先定围压后定内压

2.1.1 定围压 调整岩心夹持器围压和测试压力，设定围压25.50 MPa，设定内压25.00 MPa，测试1号岩心初始渗透率后，不断降低测试压力使有效应力增大，测试不同有效应力下岩心渗透率。实验结果见表1、图1和图2，可以看出，测试岩心初始渗透率为0.484 5×10-3μm2，该值与第五届中国石油工程大赛给出的我国页岩的物性参数接近。随着有效应力增大，测试渗透率快速下降，然后趋于稳定，页岩渗透率大体在(10-6～1)×10-3μm2数量级，与国外巴奈特气藏以及国内报道的相关文献测试结果一致，进一步说明了水平层理缝页岩具有双重介质的特征。

另一方面，渗透率与有效应力大致呈指数关系变化。鉴于高有效应力下页岩岩心测试渗透率较小，在绝对坐标轴上很难看出变化，因此，转换为半对数坐标，如图2所示，可以明显看出岩心的渗透率呈线性降低，且渗透率降低呈2段式，在有效应力较低时，渗透率降低速度较大，递减指数为0.551 0；在有效应力较大时，渗透率降低的速度较小，递减指数为0.067 8；有效应力15.3 MPa左右是渗透率2种变化特征的分界点。具有明显差异的2段递减指数充分体现了具有水平层理缝页岩的双重介质特性，低有效应力下，渗透率的减小表现出裂缝渗透率的特性，高有效应力下，渗透率的减小表现出基质渗透率的特性。

表1 1号岩心应力敏感性测试方案及测试结果Tab.1 Plan and results of stress sensitivity test of 1# core

图1 1号岩心定围压渗透率变化曲线Fig.1 Permeability curve of 1# core under constant confining pressure

图2 1号岩心定围压半对数坐标渗透率变化曲线Fig.2 Permeability curve of 1# core in the semi logarithmic coordinate system under constant confining pressure

2.1.2 定内压 在定围压测试结束后，将测试压力调整到2.00 MPa，将围压调整到2.30 MPa，测试岩心初始渗透率后，不断升高围压使有效应力增大，测试不同有效应力下页岩岩心渗透率。实验结果见表1、图3和图4，可以看出，测试岩心初始渗透率为0.25×10-3μm2，同定围压测试结果相似，随着有效应力增大，测试渗透率快速下降，然后趋于稳定，页岩渗透率大体在(10-6～1)×10-3μm2数量级。

图3 1号岩心定内压渗透率变化曲线Fig.3 Permeability curve of 1# core under constant internal pressure

图4 1号岩心定内压半对数坐标渗透率变化曲线Fig.4 Permeability curve of 1# core in the semi logarithmic coordinate system under constant internal pressure

渗透率与有效应力大致呈指数关系变化，转换为半对数坐标后，同样表现出岩心的渗透率与有效应力呈线性关系(图4)，渗透率降低呈2段式。有效应力15.00 MPa左右是渗透率2种变化特征的分界点。由指数式趋势线可知，在15.00 MPa左右，渗透率与有效应力呈较好的指数关系，15.00 MPa前递减指数为0.524 2，15.00 MPa后递减指数为0.047 9，2段递减指数明显差异，同样体现了具有水平层理缝页岩的双重介质特性，但递减指数、有效应力分界点与定围压测试时有所变化。

2.2 先定内压后定围压

2.2.1 定内压 选用另一块相似岩心先进行定内压测试，调整岩心夹持器围压和测试压力，设定围压2.30 MPa，设定内压2.00 MPa，测试岩心初始渗透率后，不断增大围压使有效应力增大，测试不同有效应力下页岩岩心渗透率，具体过程与前一个测试一致。实验结果见表2、图5和图6，有效应力16.20 MPa左右是渗透率2种变化特征的分界点，16.20 MPa前递减指数为0.522，16.20 MPa后递减指数为0.064。

表2 2号岩心应力敏感性测试方案及测试结果Tab.2 Plan and results of stress sensitivity test of 2# core

图5 2号岩心定内压渗透率变化曲线Fig.5 Permeability curve of 2# shale core under constant internal pressure

图6 2号岩心定内压半对数坐标渗透率变化曲线Fig.6 Permeability curve of 2# core in the semi logarithmic coordinate system under constant internal pressure

2.2.2 定围压 在定内压测试结束后，将围压保持在25.26 MPa，测试压力在2.00 MPa时，测得2号岩心渗透率为0.000 078×10-3μm2，然后不断增大测试压力，使有效应力减小，测试不同有效应力下页岩岩心渗透率。具体过程与前一个测试一致。实验岩心测试的实验结果见表2、图7和图8，有效应力15.30 MPa左右是渗透率2种变化特征的分界点，15.30 MPa前递减指数为0.502，15.30 MPa后递减指数为0.053。

图7 2号岩心定围压渗透率变化曲线Fig.7 Permeability curve of 2# core under constant confining pressure

图8 2号岩心定围压半对数坐标渗透率变化曲线Fig.8 Permeability curve of 2# core in the semi logarithmic coordinate system under constant confining pressure

2.2.3 定围压测试与定内压测试结果对比分析 由表1、表2、图9、图10、图11和图12可以看出，定围压测试和定内压测试的结果有所差异，在先定围压后定内压的实验中定围压测试结果大于定内压测试结果；在先定内压后定围压的实验中定内压测试结果大于定围压测试结果，尤其在低有效应力阶段比较明显。同时由图10、图12可知，低有效应力下初始渗透率不同的页岩样品，在渗透率递减规律上体现出有效应力分界点不同。

图9 1号岩心定围压与定内压渗透率对比曲线Fig.9 Comparison of permeability curves of 1# core under constant confining pressure with constant internal pressure

图10 1号岩心定围压与定内压半对数坐标渗透率对比曲线Fig.10 Comparison of permeability curves of 1# core in the semi logarithmic coordinate system under constant confining pressure with constant internal pressure

图11 2号岩心定内压与定围压渗透率对比曲线Fig.11 Comparison of permeability curves of 2# core under constant confining pressure with constant internal pressure

图12 2号岩心定内压与定围压半对数坐标渗透率对比曲线Fig.12 Comparison of permeability curves of 2# core in the semi logarithmic coordinate system under constant confining pressure with constant internal pressure

在定围压测试时，是同步将围压与测试压力调整到初始时刻。此时可认为页岩渗透率不存在应力损害，在逐渐降低测试压力时，有效应力开始增大，在未达到裂缝闭合压力前页岩能够保持弹性变形，此时渗透率变化曲线表现出裂缝渗透率的特性，但随着有效应力增大，尤其是裂缝闭合后，孔隙结构发生变形，岩石颗粒之间的结合程度更加紧密，而页岩的孔喉半径非常小，纳米级的孔隙空间不断缩小，页岩本身开始产生不可恢复的塑性变形，此时裂缝已闭合，表现出基质渗透率的特性。

在定内压测试时，是在定围压测试基础上连续进行的，定围压测试结束后卸载围压至定内压测试压力附近，但定围压测试时产生的塑性变形却无法恢复。因此，定内压测试时页岩岩心的渗透率会有所降低，测试结果表现出卸载压力测试时的滞后现象；另一方面，由于岩样在定围压测试时已经造成了塑性伤害，使裂缝重新闭合的压力必然较原来有所降低，所以，在图10中表现出了递减规律分界点压力较定围压测试时有所下降。

3 结 论

(1)不论定围压还是定内压测试，页岩渗透率都随有效应力增加呈指数式减小，同时，页岩渗透率呈现2段大小不同递减率的递减规律，2段式分界点对应的压力为页岩水平层理缝的闭合压力；低有效应力下，渗透率递减率较大，页岩表现为水平层理裂缝渗透率特性，高有效应力下，渗透率递减率较小，页岩表现为基质渗透率特性。

(2)页岩样品的渗透率受测试的有效应力和测试次序影响较大，同一块岩样，高有效应力下测得的初始渗透率要明显低于低有效应力下测得的初始渗透率；同时，页岩在高有效应力下测试后，即使重新降低有效应力，页岩渗透率也无法完全恢复，表明页岩岩心在高有效应力下造成了无法恢复的渗透率塑性损伤，同时也表现出了页岩水平层理缝的闭合压力在不同测试顺序下的结果也不同。

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责任编辑：贺元旦

Experimental Study on Stress Sensitivity of Longmaxi Formation Shale in Eastern Sichuan

JIANG Yuling1,2,GUAN Fujia1，HU Haiyan1

(1.Cooperative Innovation Center of Hubei Province for Unconventional Oil and Gas,Yangtze University,Wuhan 430100,Hubei,China;2.College of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan 430100,Hubei,China)

The stress sensitivity of the permeability of the shale outcrop samples of Longmaxi formation in eastern Sichuan with horizontal bedding crack was evaluated in order to effectively develop shale gas and correctly evaluate the production capacity of shale gas in China.The permeability of cores was measured using PDP-200 permeability meter,and experimental plans include decreasing inner pressure under constant confining pressure and increasing confining pressure under constant internal pressure.The experimental results show that,the tested permeability of the core exponentially declines,and the descending process is divided into two sections according to the decreasing index,which reflect the stress sensitivity of shale crack permeability and shale matrix permeability separately;compared with constant internal pressure test,there is a permeability hysteresis effect in constant confining pressure test,and the crack closure pressure in constant internal pressure test is less than that in constant confining pressure test.The shale outcrop samples of Longmaxi formation have dual-porosity characteristic,and there is unrecoverable damage of permeability when inner pressure is decreasing.

Longmaxi formation shale;dual media;stress sensitivity;permeability damage

2016-09-15

国家自然科学基金“川东龙马溪组页岩气成藏机理及其主控因素”(编号：41472122)；非常规油气湖北省协同创新中心创新基金“基于复杂结构井的页岩气产能研究”(编号：HBUOG-2014-3)

姜宇玲(1992-)，女，硕士研究生，从事油气田开发研究。E-mail：1032710725@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.06.012

TE319

1673-064X(2016)06-0080-07

A