页岩压裂裂缝气测导流能力实验研究

彭科翔，李少明，钟成旭，张 颖

（1. 长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2. 中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北 武汉 430035；3. 中石油煤层气有限责任公司韩城分公司，陕西 韩城 715400； 4. 陕西省渭南市韩城市芝川镇秦天书院，陕西 韩城 715400）

页岩压裂裂缝气测导流能力实验研究

彭科翔1，李少明2，钟成旭3，张 颖4

（1. 长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2. 中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北 武汉 430035；3. 中石油煤层气有限责任公司韩城分公司，陕西 韩城 715400； 4. 陕西省渭南市韩城市芝川镇秦天书院，陕西 韩城 715400）

页岩遇水容易膨胀以及实际生产时页岩气并不含水，液测导流能力并不能真实反映页岩气在地层裂缝中的渗透能力。压裂用支撑剂多是以钢板夹持支撑剂、蒸馏水为驱替流体完成测试，由于钢板表面平滑、刚性不可嵌入，无法反映页岩储层裂缝壁面不规整、支撑剂在页岩壁面特性，蒸馏水属于液相介质，无法反映天然气气相流动，因此需要改进实验方法。通过对API标准的导流室改进后，采用露头页岩岩心加工成的岩板模拟储层人工裂缝，氮气模拟天然气在页岩岩板夹持下的气相流动，测试其导流能力，优化铺砂浓度。理论分析认为，支撑裂缝只要有一定的宽度，其渗透率仍远高于页岩基质的渗透率。气测裂缝导流能力结果能够真实反映地层情况，为铺砂浓度优选和页岩气藏压裂设计施工等提供可靠依据。

页岩气藏；支撑裂缝；气测；导流能力

我国在页岩气藏的开发快速发展，根据国家发改委能源局规划，2020年我国页岩气产量为300× 108m3，累积投产页岩气井1 900口[1]。由于页岩气井初期产量下降较快（以巴内特页岩气田为例，气井生产1年平均产量递减达到了75%[2]），而重复压裂可使页岩气井恢复或增加产能，因此成为页岩气田储量动用和挖潜的重要手段[3]，江汉油田在国内率先该技术研究。

支撑裂缝导流能力是影响页岩气井产量的重要因素之一[4,5]，相关的实验研究对压裂设计具有重要指导意义。目前，该实验多是以钢板夹持支撑剂、蒸馏水为驱替流体[6]，铺砂浓度和有效闭合压力主观性强[7]，因此无法真实反映储层岩石特征、气相流动、缝内铺砂浓度及承压状况，实验方法与现场施工存在脱节，实验方法亟需改进。本实验采用露头页岩加工成的岩板模拟裂缝壁面，采用产出水对支撑裂缝浸泡模拟支撑裂缝排采环节，采用氮气模拟储层气相流动，在地层温度和有效闭合压力条件下测试支撑裂缝导流能力，实验方法得到较大改进，实验数据对重复压裂铺砂浓度优化具有指导意义。

1 实验概况

1.1 实验设备

改进现有的符合API标准的液测裂缝导流仪，为气测导流能力实验做好准备，保证具有良好的气体密封性和实验测试的准确性。经过改进后的导流仪，可以模拟不同的地层条件，如地层温度最高达120oC，最高闭合压力200 MPa，最大气体流量为5×10-3m3/min，因此，可以完全满足页岩气藏中支撑裂缝导流能力测试的需要。

1.2 实验方法

实验所用气体为N2，通过调节进口端的压力，从而改变不同的流量，模拟页岩气在裂缝内的流动。在每一个闭合压力下，测试三组流量，计算不同的导流能力，最后取平均值作为该闭合压力下的导流能力值。测试时，闭合压力以7 MPa为起点，同时按照7MPa的阶梯顺序递增。

1.3 实验材料

现场所用的40/70目覆膜砂和40/70目陶粒、地层水和页岩岩样。

1.4 实验原理

根据气体达西渗流定律，对于线性单相流时，有：

式中：Kg——支撑裂缝渗透率，μ m2；

Q0——裂缝内气体流量，cm3/s；

P0、P1、P2分别——大气压力、进口压力和出口压力，kPa；

μ——气体粘度，mPa·s；

L——测试段长度，cm；

A——支撑裂缝横截面积，cm2。

裂缝导流仪的导流室测压长度为12.7 cm，宽度为3.81cm。将这些参数代入式（1），得到支撑裂缝导流能力计算公式：

式中：Wf——支撑裂缝宽度，cm。

1.5 岩样加工

岩样取自涪陵地区的页岩露头，根据API标准要求，将页岩加工成长度为17.7 cm，宽度为3.81 cm，厚度为1.0 cm的岩板。同时岩板端部为半圆，整个岩板刚好能够放进导流槽内。实验时，在导流槽上下位置各放两个页岩岩板，在岩板中间铺置支撑剂。

2 实验结果与分析

模拟地层温度为85 ℃，最高闭合压力为70 MPa，在0.5、1.0、2.0、4.0 kg/m2四种铺砂浓度下，分别测试40/70目覆膜砂和40/70目陶粒的导流能力。

2.1 两种支撑剂导流能力的对比

在四川涪陵页岩气藏压裂施工过程中，40/70目覆膜砂和40/70目陶粒为主要类型支撑剂，因此，在相同铺砂浓度下，进行气测导流实验，以便对两种支撑剂的导流能力大小进行对比分析，具体方案见表1。

表1 覆膜砂和陶粒导流能力实验方案Table 1 Comparison of flow conductivity of coated sand and ceramsite

实验结果如图1，可看出在相同实验条件下，随着闭合压力的增大，两种支撑剂的导流能力都有明显下降，并且覆膜砂的下降程度要高于陶粒。在闭合压力低于35 MPa时，两种支撑剂的导流能力较高，但在闭合压力超过35 MPa后，40/70目陶粒仍具有较高的导流能力，而40/70目覆膜砂基本失去导流能力。

上述结果表明，40/70目陶粒适用于闭合压力较高的地层，而40/70目覆膜砂则适用于闭合压力较低的地层。因为覆膜砂的抗压能力要低于陶粒，这也已经为国内外页岩气藏压后的产气情况所证实。

图1 覆膜砂和陶粒的导流能力对比Fig.1 Coated sand and ceramsite flow conductivity contrast

2.2 铺砂浓度对导流能力的影响

在四种铺砂浓度下，分别对覆膜砂和陶粒进行气测导流能力实验，具体见表 2，实验结果如图 2和图3。

从图2和图3中，可看到，铺砂浓度对两种支撑剂的导流能力影响都比较大。对同一种支撑剂，铺砂浓度越高，其导流能力越大。同时，在低闭合压力下，较高铺砂浓度所对应的导流能力远大于低铺砂浓度时的导流能力；在铺砂浓度相同时，40/70目陶粒的导流能力明显高于40/70目覆膜砂。随着闭合压力的增大，两种支撑剂的导流能力下降趋势较为明显。低于35 MPa时，两种支撑剂的导流能力随闭合压力的增大，其下降幅度较大；超过 35 MPa后，两种支撑剂的导流能力下降幅度逐渐变。

表2 铺砂浓度对导流能力的影响实验Table 2 Effect sanding concentration on conductivity experiments

图2 在不同铺砂浓度下，40/70目覆膜砂的导流Fig.2 In different concentration of sanding, 40/70 coated sand diverting capacity

图3 在不同铺砂浓度下，40/70目陶粒的导流能力Fig.3 In different concentration of sanding, 40/70 ceramsite diverting capacity

这是由于闭合压力的增大，两种支撑剂都会嵌入岩板并且逐渐破碎，导流能力会出现明显下降。当闭合压力增大到一定范围后，支撑剂嵌入和破碎会比较严重，支撑裂缝的宽度和导流能力也就维持在一定的范围之内，不再随闭合压力的增大而发生较大的变化。

2.3 不同铺砂浓度时，两种支撑剂导流能力的对比

选择40/70目陶粒的铺砂浓度为2 kg/m2、覆膜砂的铺砂浓度为4 kg/m2，试验结果如图4。

图4 在不同铺砂浓度时，40/70目陶粒与覆膜砂导流能力的对比Fig.4 In different concentration of sanding, 40/70 ceramsite and coated sand flow conductivity contrast

由图4看到，在闭合压力低于42 MPa时，铺砂浓度为4 kg/m2的40/70目覆膜砂，其导流能力明显高于铺砂浓度为2 kg/m2的40/70目陶粒，但超过42 MPa后，两种支撑剂的导流能力相差不大，这说明陶粒的抗压能力要高于覆膜砂。因此，在地层闭合压力较高的情况下，要获得较高的导流能力，可以使用铺砂浓度较低的陶粒代替铺砂浓度较高的覆膜砂。

3 应用

3.1 铺砂浓度的优选

在地层闭合压力确定的前提下，根据上述实验结果，可以优选出合适的支撑剂铺砂浓度。按照页岩气藏配产的要求和产气能力，必须要具有一定的裂缝导流能力，否则，仅仅依靠页岩气藏自身的渗透能力，将难以投产开发。利用N2模拟页岩气在支撑裂缝中流动和渗透能力，进行导流能力测试，可以比较真实地反映地层情况，因此，实验结果为铺砂浓度的优选提供了可靠依据。

3.2 导流能力的预测

当铺砂浓度确定后，可以根据下式计算支撑裂缝的宽度[16]：

CS——铺砂浓度，kg/m2；

φf——支撑裂缝的孔隙度；

PS——支撑剂的密度，kg/m3。

对于支撑裂缝，可以根据下式计算其渗透率。

式中：Kf——支撑裂缝渗透率，m2。

选择40/70目覆膜砂的铺砂浓度为0.5 kg/m2，假设地层内支撑裂缝的孔隙度为10%，地层内覆膜砂被压实后的密度为3 300 kg/m3，可以计算得到支撑裂缝的宽度为1.68 ×10-4m，导流能力为4 μ m2，渗透率为236μ m2，而页岩气藏的渗透率通常在10-3μ m2数量级。可见，只要支撑裂缝具有毫米级甚至微米级的宽度，其渗透率仍远远高于页岩气藏自身的渗透率。这就是大规模水平井分段压裂技术在致密页岩气藏中能够获得高产的主要原因。

4 结 论

通过对页岩进行裂缝气测导流能力实验及结果分析后，可得到如下结论与认识：

（1）对于现场中常用的40/70覆膜砂和陶粒，两种支撑剂的导流能力随着闭合压力的增大都有明显下降，覆膜砂的下降程度要高于陶粒。在闭合压力超过35 MPa后，40/70目陶粒仍具有较高的导流能力，而40/70目覆膜砂基本失去导流能力。

铺砂浓度对两种支撑剂的导流能力影响都比较大。对同一种支撑剂，铺砂浓度越高，其导流能力越大。在低闭合压力下，较高铺砂浓度所对应的导流能力远大于低铺砂浓度时的导流能力；在铺砂浓度相同时，40/70目陶粒的导流能力明显高于40/70目覆膜砂。

（2）根据实验结果和理论分析后认为，支撑裂缝只要有一定的宽度，数量级保持在毫米级甚至微米级，其渗透率仍会远高于页岩气储层的渗透率。因此，在页岩气藏压裂设计和施工时，应该将铺砂浓度优化作为重要的考虑因素。

利用 N2模拟页岩气在支撑裂缝中流动和渗透能力，得到的导流能力测试结果能够比较真实地反映地层情况，因此，实验结果为铺砂浓度的优选和页岩气藏压裂设计施工等现场应用提供了可靠依据。

［1］ 叶登胜, 李建忠, 朱炬辉, 等. 四川盆地页岩气水平井压裂实践与展望[J]. 钻采工艺, 2014, 37(3): 42-44.

［2］ 王志刚. 涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识[J].石油与天然气地质, 2014, 35(3): 425-430.

［3］ 贾长贵, 路保平, 蒋廷学, 等. DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(2): 85-90.

［4］ 焦中华，倪小明. 煤层气垂直井压裂优化系统的设计与实现[J].煤炭科学技术, 2011, 39(7): 79-82.

［5］ 刘湘. 涪陵页岩气压裂试验参数对产能的影响分析[J]. 江汉石油职工大学学报，2015，28（4）：23-26.

［6］ 周德华，焦方正，贾长贵. JY1HF 大型水平井分段压裂技术[J].石油钻探技术，2013,41(1):75-80.

［7］ 朱怡晖，贾长贵，蒋廷学. 多因素影响下的页岩支撑裂缝导流能力计算[J]. 石油天然气学报（江汉石油学院学报），2014,36（8）：129-134.

Experiment Research on Fracture Conductivity of Shale Based on Gas Logging

PENG Ke-xiang1, LI Shao-ming2, ZHONG Cheng-xu3, ZHANG Ying4
(1. Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China；2. Petroleum Engineering Technology Research Institute of Jianghan Oilfield Company, Sinopec, Hubei Wuhan 430035 , China；3. PetroChina Coal seam gas Co., Ltd. Hancheng branch , Shaanxi Hancheng 715400 , Shanxi , China；4. Shaanxi city of Weinan province Hancheng city Zhi Chuan Zhen Qin Tian Academy，Shaanxi Hancheng 715400 , Shanxi , China)

Shale is easy to swell while it contacting water, and shale gas in the actual production does not contain water, the conductivity obtained by liquid logging cannot truly reflect the permeability of shale gas in cracks of the formation. The fracturing support agent is tested by using the steel plate to hold the supporting agent, and distilled water as the displacement fluid; the steel plate has smooth surface, and is not embeddable due to the rigidity, so it cannot reflect the shale reservoir fracture whose surface is irregular; distilled water is liquid medium, so it can not reflect the natural gas flow, therefore the experimental method needs to be improved. Through improving the diversion chamber of the API standard, artificial fractures in the reservoir was simulated by using outcrop shale cores, gas flow of natural gas in the gas phase of the shale rock plate was simulated by nitrogen gas, and the flow conductivity was tested, sand concentration was optimized. Theoretical analysis shows that, as long as there is a certain width of the crack, its permeability is still much higher than the permeability of the shale matrix. The results of gas flow measurement can reflect the formation conditions.

shale gas reservoir; propped fracture; gas logging; fracture conductivity

TE 357.46

A

1671-0460（2016）11-2520-04

涪陵页岩气开发示范工程，项目号：2016ZX05060。

2016-09-06

彭科翔（1990-），男，研究生，2014年毕业于辽宁石油化工大学 过程装备与控制工程专业，现为长江大学石油工程专业的在读研究生，主要从事油气田开发工程，油气开采理论与应用技术研究。E-m ail：541081111@qq.com。