吉木萨尔页岩油藏人工裂缝渗透率变化规律

费繁旭， 高 阳， 李映艳， 覃建华， 何吉祥， 张玉龙， 刘向君

(1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院， 克拉玛依 834000； 2.油气藏地质与开发工程国家重点实验室， 成都 610500)

随着中国经济的不断增长，常规的油气资源已经难以满足中国经济快速发展的需求，加大非常规油气资源的开采成为解决中国能源需求有效的手段之一[1-3]。页岩储层渗透率极低(小于0.01 mD)，绝大多数为纳米级孔隙，采用水平井多级分段压裂后，实现了该类油藏的有效开发[4-7]。压裂改造后形成了大量的缝网，这些缝网是页岩储层中油气渗流的主要通道，渗流能力的大小对油气产量具有重要影响[8-11]。

但是开发过程中由于储层流体的采出，地层压力逐渐下降，在上覆岩层压力的作用下裂缝闭合压力逐渐增大，使得人工裂缝渗透率逐渐降低至失效[12-15]。针对人工裂缝敏感性中外已有相关领域的研究，主要包括支撑剂浓度、支撑剂目数以及支撑剂铺置方式对裂缝渗透率影响，学者们多数对基质页岩敏感性进行了评价得到一致的认识：随着油藏的不断开发裂缝渗透率降低。并未研究在裂缝渗透率降低的过程中是何种因素导致其降低，且不同储层是否存在差异[16-17]。因此，基于新疆吉木萨尔页岩油藏储层条件，采用天然露头岩心开展不同闭合压力、不同岩性、不同铺砂浓度对裂缝渗透率影响实验，研究吉木萨尔页岩储层人工裂缝渗透率在不同岩性、不同闭合压力及铺砂浓度下的变化规律，找到人工裂缝逐渐失效过程中的主要原因，为压裂后油藏高效开发提供相应指导[18-20]。

1 实验部分

1.1 实验材料和仪器

(1)实验材料：吉木萨尔露头岩心加工制作岩板(20 cm×4.5 cm×2.1 cm)、模拟地层水(离子浓度如表1所示)。

表1 离子浓度

(2)实验仪器及流程。实验仪器包括：高压恒压恒速泵、压力传感器、中间容器、循环往复泵、岩心夹持器、采集系统等，设备流程图如图1所示。

图1 动态渗透率测试装置流程图

1.2 实验步骤

1.2.1 岩板加工

取粉砂岩、泥岩两种岩性的露头岩心，采用自动岩石切割机将露头切割，用程控岩石切片机将岩板精细切割，使用双端面磨石机将岩样端面磨平、抛光，制得尺寸为： 20 cm(长)×4.5 cm(宽)×2.1 cm(高)岩板(图2)，为下一步实验测试做准备。

图2 露头岩块及岩板成品图

1.2.2 岩板铺砂

将制作好的岩板进行配对并抽真空加压饱和地层水，饱和好后在两块岩板间按照不同浓度(高浓度：7.5 g/cm2，低浓度：2.5 g/cm2)均匀铺置粒径30、50目的陶粒，用透明胶带固定，保证上下岩板对齐无错位如图3所示。

图3 填砂岩板图

1.2.3 操作步骤

(1)装置渗漏测试：按如图1所示流程图连接各实验装置，打开ISCO泵，对流程中各个端口进行憋压。确认装置气密性良好后进行下步实验操作。

(2)初压测试：依次打开岩心夹持器前端所有阀门，开泵，以5 mL/min流速将模拟地层水排至岩心注水管线出口端后，更换流速，以2 mL/min流速将模拟地层水排至注入管线出口端，待注水管线出口端出液平稳且六通阀上所连电压传感器在实验系统上的所显示的压力平稳时，记录该压力数值，记为人工裂缝动态渗透率测试初始压力。

(3)实验参数获取：调整恒温箱温度为90 ℃，将不同岩性及铺砂浓度岩板置于岩心夹持器中，分别设置闭合压力为10、15、20、25、30 MPa，以2 mL/min的速度注入模拟地层水，记录驱替过程中压力，同时在压力平稳后记录平稳压力数据。

(4)计算不同阶段渗透率值：根据达西公式，计算不同闭合压力下人工裂缝渗透率值。

(5)测定陶粒支撑剂嵌入深度、破碎率：实验后取出岩板，采用长焦距显微镜测量支撑剂嵌入深度，将支撑剂取出过30、50目振动筛网计算支撑剂破碎率。

2 实验结果及分析

2.1 泥页岩人工裂缝动态渗透率

2.1.1 高铺砂浓度7.5 g/cm2

实验得出在高铺砂浓度不同闭合压力下，人工裂缝渗透率如表2，裂缝渗透率随闭合压力变化曲线如图4(a)所示，陶粒支撑剂破碎率如图4(b)所示，支撑剂嵌入深度如图4(c)所示。

表2 不同闭合压力下裂缝渗透率值

图4 泥岩高铺砂浓度下裂缝渗透率、支撑剂破碎率及支撑剂嵌入深度随闭合压力变化曲线

2.1.2 低铺砂浓度2.5 g/cm2

实验得出在低铺砂浓度不同闭合压力下，人工裂缝渗透率如表3所示，裂缝渗透率随闭合压力变化曲线如图5(a)所示，陶粒支撑剂破碎率如图5(b)所示，支撑剂嵌入深度如图5(c)所示。

表3 不同闭合压力下裂缝渗透率值

图5 泥岩低铺砂浓度下裂缝渗透率、支撑剂破碎率及支撑剂嵌入深度随闭合压力变化曲线

2.2 粉砂岩人工裂缝动态渗透率

2.2.1 高铺砂浓度7.5 g/cm2

实验得出在高铺砂浓度不同闭合压力下，人工裂缝渗透率如表4所示，裂缝渗透率随闭合压力变化曲线如图6(a)所示，陶粒支撑剂破碎率如图6(b)所示，支撑剂嵌入深度如图6(c)所示。

表4 不同闭合压力下裂缝渗透率值

图6 粉砂岩高铺砂浓度下渗透率、支撑剂破碎率及支撑剂嵌入深度随闭合压力变化曲线

2.2.2 低铺砂浓度2.5 g/cm2

实验得出在低铺砂浓度不同闭合压力下，人工裂缝渗透率如表5所示，裂缝渗透率随闭合压力变化曲线如图7(a)所示，陶粒支撑剂破碎率如图7(b)所示，支撑剂嵌入深度如图7(c)所示。

表5 不同闭合压力下裂缝渗透率值

图7 粉砂岩低铺砂浓度下渗透率、支掌剂破碎率及支撑剂嵌入深度随闭合压力变化曲线

2.3 结果分析

2.3.1 岩性对人工裂缝动态渗透率影响

由于岩性不同，使得岩板强度存在差异，不同岩性岩板支撑剂的嵌入和破碎程度不同。通过两种岩板支撑剂嵌入深度和破碎率可以得出，泥岩强度大于粉砂岩强度，使得支撑剂在粉砂岩中嵌入深度较高，破碎率也相对较大。因此在同等条件下，泥岩储层比粉砂岩储层的人工裂缝渗透率大(图8)。

图8 高、低铺砂浓度下不同岩性人工裂缝动态渗透率对比曲线

2.3.2 铺砂浓度对人工裂缝动态渗透率影响

无论何种岩性，高铺砂浓度的裂缝宽度较大，其裂缝渗透率都要高于低铺砂浓度[18-20]。随着铺砂浓度的增加，流体流动的流动空间增大，两种岩性动态渗透率增加幅度较大(图9)。其原因在于，铺砂浓度直接决定有效裂缝宽度，铺砂浓度较低时，支撑剂嵌入岩石深度占裂缝宽度比例升高，难以维持有效裂缝宽度；且在低铺砂浓度下，支撑剂颗粒受力增大，支撑剂破碎率上升，易产生碎屑颗粒堵塞流动孔隙。

图9 不同铺砂浓度下泥岩及粉砂岩动态渗透率对比曲线

2.3.3 闭合压力对人工裂缝动态渗透率影响

随着闭合压力的增加，裂缝渗透率逐渐降低(图9)，分为两个阶段且不同铺砂浓度存在差异。第一阶段：高铺砂浓度下闭合压力小于20 MPa，低铺砂浓度下闭合压力小于15 MPa，渗透率急剧降低，降低幅度分别为60.16%、82.21%。第二阶段：高铺砂浓度下闭合压力20～35 MPa，低铺砂浓度下闭合压力15～35 MPa，渗透率下降相对较慢。

通过实验后支撑剂嵌入深度及破碎率(图10)可以发现，在第一阶段时期支撑剂嵌入深度和破碎率共同增加导致该阶段裂缝渗透率急剧降低，进入第二阶段后支撑剂嵌入深度变化不大，破碎率继续增大，渗透率降低幅度较小。

图10 支撑剂嵌入深度及破碎率随闭合压力变化曲线

3 结论

通过开展吉木萨尔页岩油藏人工裂缝动态实验，研究不同闭合压力、不同岩性对裂缝渗透率影响，得到以下主要结论。

(1)随着油藏不断开发储层地层压力逐渐下降，由于上覆岩层压力的作用使得人工裂缝闭合压力逐渐增加，渗透率逐渐降低。降低过程分为两个阶段且不同铺砂浓度存在差异。第一阶段：高铺砂浓度下闭合压力小于20 MPa，低铺砂浓度下闭合压力小于15 MPa，渗透率急剧降低，降低幅度分别为60.16%、82.21%。第二阶段：高铺砂浓度下闭合压力20～35 MPa，低铺砂浓度下闭合压力15～35 MPa，渗透率下降相对较慢。

(2)第一阶段较第二阶段裂缝渗透率下降幅度更大原因是第一阶段闭合压力增加支撑剂嵌入深度和破碎程度同时增加，第二阶段嵌入深度变化不大支撑剂破碎率还在不断增大。因此，要保证裂缝渗流效果，最好在第一阶段结束时期补充地层能量，延长裂缝有效作用时间是保证页岩油藏压裂后高效开发的手段之一。

(3)在吉木萨尔页岩油藏压裂开发过程中，泥岩强度较粉砂岩强度更大，支撑剂嵌入深度更低，使得在同等条件下，泥岩储层比砂岩储层的人工裂缝渗透率大。