摘要：页岩气储层通常渗透率极低，钻井过程中的固液相浸入，使其易受损害。为此，就川渝地区上三叠统须家河组页岩露头，开展了页岩储层的孔隙结构、矿物组成、流体赋存方式、压力特征分析，指出了可能引起储层潜在损害的因素，即黏土水化膨胀、应力敏感及水锁效应。进而采用仿真模拟页岩裂缝储层在压差作用下的液相浸入过程，在正压差下，水相以渗流和渗透方式通过裂缝表面向孔隙基块内浸入，随时间延长，裂缝表面渗透、吸水带范围扩大，直至含水平衡饱和，导致页岩气被水相伤害带封闭在孔隙基块内，造成水锁损害。最后建议页岩气藏储层保护应采用全过程欠平衡钻井技术或气体水平井钻井技术。

关键词：川渝地区  页岩气  水锁损害  储层保护  欠平衡钻井  气体钻井  水平井钻井

我国页岩气藏的勘探开发处于攻坚准备阶段，页岩的低渗透性是钻井和开发面临的难题^[1-2]。国外虽形成了开采技术，但未对储层保护进行深入研究。因而，页岩气勘探开发过程中的储层保护是一个值得研究的课题。

1 储层地质特征及潜在损害因素

为了认清页岩储层地质特征以及潜存损害因素，采集了川渝地区上三叠统须家河组页岩露头(图1)，对页岩储集窄间特征、矿物组成、流体赋存方式、温度压力特征等进行研究。

1.1 储集空间特征

页岩储层为裂缝-孔隙结构，成岩作用过程中形成的裂缝和微孔是页岩气储集空间和渗流通道。微孔对页岩气的储存具有重要意义，一般而言，微孔体积越大，比表面积越大，对气体吸附能力也就越强。国外测定的含气页岩岩心数据㈠表明，孔隙度与总气体含量正相关，受孔径分布影响。图2为国外实验室测定的页岩孔隙度与含气量关系。

根据GB／T l9587-2004，以液氮(77.3 K)为吸附介质，在300℃条件下脱气6 h，采用NOVA2000e比表面分析仪对所取18个页岩样品进行孔径分析，从而估算孔隙度范围。结果如图3所示。其平均孔径为2.74～3.53 nm，比表面积为6.79～24.01 m²／g。比表面积越大，对流体吸附能力越强，其孔隙度由比表面积数据估算为2.54％～9.95％。

1.2 矿物组成

在温度介于25～30℃、湿度小于等于70％RH检测环境下对所取露头样品进行室内XRD全岩分析，结果表明页岩的无机矿物组成主要是石英，平均含量为55.37％，其次为黏土矿物，平均含量为l7.91％(其中伊利石平均含量为63.1％、绿泥石含量为l6.5％、伊蒙混层含量为11.4％、高岭石含量为9％，斜长石含量为ll.8％，正长石含量为7.45％，白云石含量为4.64％，方解石含量为2.83％)。部分样品含有碳酸盐岩，部分样晶碳酸盐岩含量很低甚至为零。

表1为页岩样品黏土矿物相对含量分析结果。从分析结果可以看出，储层黏土矿物类型和含量相差较大，主要以伊利石为主。页岩矿物的相对含量和储层胶结物含量变化将会影响页岩的岩石力学性质、孔隙结构、气体吸附能力等。石英含量影响页岩的脆性，石英和碳酸盐矿物含量越多，页岩脆性越高，页岩的孔隙越少，游离页岩气的储集空间越少；方解石的胶结作用会导致储层孔隙减少。黏土矿物表面积较大，微孔隙较多，当水未饱和时对页岩气有较强的吸附能力。

图4、5是扫描电镜观测到的伊利石和绿泥石分布状态。伊利石的吸附流体作用在TOC较低的页岩中有很重要的影响。绒球状绿泥石一般不具有膨胀性，只有在水镁石八面体晶片酸蚀失玄了Mg²⁺、Fe³⁺的条件下才会导致水镁石解体出现晶间膨胀。

1.3 流体赋存方式

页岩气藏中的流体主要是气水两相流体。对气体赋存的方式而言，主要有3种状态：游离于岩石孔隙与裂隙中的游离态；吸附于有机质颗粒、黏土矿物颗粒、干酪根颗粒以及孔隙表面的吸附态；溶解于干酪根、沥青质、游离水以及原油中的溶解态。主要以游离态和吸附态形式存在，赋存方式主要取决于它们在流体体系中溶解度的大小，而页岩气吸附能力一般受有机物丰度、干酪根类型、原始含水饱和度和成熟度等因素的影响。水的赋存方式主要可分为游离水、束缚水、吸附水3种类型。对吸附机理而言，气水吸附存在一定的竞争。一旦有外来液相接触页岩储层，储层可吸附水，水相占据微粒表面空间形成水膜，导致页岩吸附态气体减少，同时阻碍气体运移。

1.4 温度压力特征

国外气藏埋藏深度为200～2 600 m，地温梯度为4～12℃／l00 m^[4]，具体区块有差别。研究区块川西须家河组页岩埋藏深度为1 870～5 000 m^[5]，地温梯度为3～4℃／l00 m。

原生页岩气藏一般为高异常压力，且地层压力是多变的^[4]。当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低。Raut和Chalmers^[3,6]等认为压力与页岩气吸附能力呈正相关，压力较低则所需结合能较高，压力增大时结合能下降，从而气体吸附能力增大，储层压力越高，吸附气体越多；同时，Shkolin^[7]等也认为压力增大则气体压缩能力增大，游离态气体储存能力也增大。美国已开发的页岩气盆地储层压力系数为0.35～1.02^[4]，川西地区由上至下须家河组五段压力系数＜1.1；须家河组四段和须家河组三段存在异常高压，压力系数l.1～1.4；须家河组二段压力系数为l.2～1.3；须家河组一段压力系数超过1.2^[5,8]。川东地区须家河组压力系数为1.0～1.2。说明川渝地区页岩储层压力高于国外，且四川盆地页岩气藏埋藏深度多大于3 000 m，需要对开采模式进行全新的探讨与实践。

1.5 潜在损害因素

一般认为，页岩储层潜在的损害因素主要有：黏土水化膨胀、应力敏感及水锁效应。页岩黏土水化膨胀受构成页岩黏土矿物的比例的影响，受表面水化力、渗透水化力、毛细管力作用制约。从分子角度来看，黏土矿物的水化中心主要来自于4个方面：①基面(筑原子面)的复三角形晶胞；②基面上的氧原子和氮氧根；③交换性阳离子；④侧面断口上化合价未饱和的原子。其中①、②是表面水化的主要活化中心，③作用是与外界进行阳离子交换，④也具有很强的表面水化作用，但总量取决于顺粒碎裂、分散程度^[9-10]。根据黏土矿物含量分析，页岩以伊利石为主，伊／蒙混层很少，有的样品基本不含蒙脱石，水化膨胀作用较弱，阳离子交换容量和比表面相对较小。主要储层问题是压差作用下液相浸入导致液相圈闭，从而导致气井无产量或者产量很低。

对页岩应力敏感性而言，单缝的应力敏感性主要取决于以下几个因素：岩体裂缝表面基质的力学性质；裂缝表面凹凸不平的程度；裂缝内饱和流体的可压缩性质；裂缝内饱和流体的静水压力。裂缝网络的应力敏感性除了与上述单缝的应力敏感性有关外，还与裂缝网络的成因、产状、角度、密度、连通方式等有关。页岩总体的应力敏感性需要综合考虑单缝应力敏感性和裂缝网络的应力敏感性，某些情况下还需要涉及孔隙的应力敏感性。

由于页岩气藏储层流体主要是气体，其流动黏滞系数远小于液体的黏滞系数，一旦液相在近井壁周围形成阻止储层流体进入井筒的液体屏障(即水锁效应，又称“液相圈闭”)，减小或封闭了气体由储集空间流向井筒的通道，储层损害就很难消除，使得气藏产能降低甚至失去经济开采价值。考虑毛细管力作用，当两相流体处于页理裂缝间时，沿平行裂缝延伸方向的曲率半径无穷大，因此有：

式中p_c为毛细管力，Pa；σ为界面张力，N／m；θ为润湿接触角，(°)；H为裂缝面之间的宽度，m。

随着裂缝宽度的减小，毛细管力作用增强。页岩气藏中，宏观裂缝的宽度往往比微裂缝和孔喉半径高几个数量级，因此，水相在宏观裂缝中的浸入常常是正压差和重力置换性漏失的结果，而微裂缝和孔喉则存在明显的毛细管力自吸效应。毛细管力的方向始终指向非润湿相的一方，即亲水岩石的气水两相系统中的气相。因此，毛细管力对水驱气和气驱水所起的作用截然相反。在钻井完井等作业过程中，其推动水相向储层推进，而在页岩气开采过程中却阻止水相从气藏中排出。

2 钻井过程储层损害机理分析

2.1 固相浸入分析

页岩孔喉窄小，钻井过程中外来的不同粒径的固相粒子(比如细分散的钠蒙脱石膨润土、钻井过程中混入的地层微粒等)有可能会浸入储层，堵塞基块微孔隙和沿裂缝面浸入堵塞裂缝，造成气体渗透率降低。研究区块页岩孔喉的平均孔径为2.74～3.53 nm，基本无固相浸入；缝宽l～30 μm，页理明显，外来固相颗粒可沿断裂面浸入，但目前流行的钻井液体系都考虑了屏蔽暂堵，因此，只有粒径最小的一部分颗粒可以进入孔喉，固相浸入的量和深度很小，不是主要的损害类型。

2.2 液相浸入影响

页岩储层中的微裂缝，是渗流的主要通道，在有效应力作用下裂缝发生闭合，闭合后不易恢复原状，即应力损害具有不可逆性。页岩储层在原始条件下往往处于“亚束缚水”状态，被水基工作液正压差打开后，水基液迅速浸入并充满井眼周围的裂缝网络，毛细管力作用将导致储层强烈吸水并形成水相伤害层，页岩气被水相伤害带封闭在孔隙基块内，造成水锁损害。此时储层损害是应力敏感性和水锁损害的叠加。采用仿真软件对液相浸入过程建模模拟，模型设定储层单缝缝宽1 μm，考虑基质和裂缝压缩性，正压差0.1 MPa。模拟计算结果(图6)表明：水相在正压差下浸入很快，占据裂缝仅需数秒，之后通过裂缝表面向基质的渗流和水渗吸。随时间延长，缝面渗透、吸水带范围扩大，直至含水平衡饱和。

2.3 钻井液性能影响

在页岩储层中，钻井液液相浸入易发生水锁效应，且滤液中所含细菌进入储层，有可能进行生物繁殖造成孔喉堵塞。国外页岩气钻井一般用水平井作业，钻井液的性能对储层损害的间接影响更加显著。页岩储层钻井液应该具有很低的滤失量，防止水锁损害，否则不合理的钻井液性能将导致页岩储层损害加剧^[11-13]。对于含裂缝性的页岩气储层，可能有固相微粒损害，需要钻井液体系具有一定的屏蔽暂堵性能。

3 储层保护措施建议

现阶段国外开发页岩气藏的主要钻井方式是钻水平井后采用水力压裂。Barnett页岩实际钻井经验表明，水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的3倍，而费用只相当于直井的2倍^[14]。针对页岩的储层特征和损害机理，水力压裂会导致液相浸入的二次损害，简单套用国外经验并不适合川渝地区的页岩储层。由于页岩储层低渗，致密含气，丰度低，且页岩径向渗透率和垂直渗透率各向异性，可考虑采用欠平衡(UBD)钻水平井或分支井等最大化暴露裂缝网络的钻井方式，但是获得最大储层接触程度的同时也就意味着更大范围的储层损害，因此，在进行页岩气藏的欠平衡钻井时需要科学的钻前欠压值设计，在钻井过程中实时调整钻井轨迹参数，确保从钻开储层起到交井投产的全过程裸眼储层段始终处于储层压力与液柱压力的欠平衡状态^[15]，这是防止液相在正压差的作用下沿裂缝网络的“长驱深入”的关键。

此外，水基欠平衡开发页岩气藏时会反向自发吸水，由于页岩原始含水饱和度和储层渗透率极低，此时需要精细控制液体欠平衡钻井技术才能达到储层保护要求，或者采用气体钻井从根本上避免液相引起的逆流自吸效应。采用气体钻井与水平井钻井技术结合的方式，可多穿越裂缝并良好保护页岩裂缝、多暴露页岩储层面积并良好保护暴露面积。

4 结论与建议

1)对页岩储集空间特征、矿物组成、流体赋存方式、温度压力特征和由储层特征可能引起的潜在损害进行了分析，页岩储层损害主要考虑压差作用下的液相浸入和水锁效应，以及钻井液的配伍性。采用仿真软件对液相浸入进行模拟，液相在正压差作用下浸入极快。

2)页岩超低渗透致密性决定裂缝是储层保护的重点，识别和控制液相浸入是储层保护的关键。全过程欠平衡钻井可以防止钻井液相在正压差的作用下沿裂缝网络的“长驱深入”，达到保护储层效果。

3)井眼轨迹设计要求所设计的井眼轨迹能够获得尽量大的储层接触面积、尽量多的穿越裂缝，需要钻前进行深入系统气藏地质、工程的设计。建议考虑MRC技术与欠平衡、气体钻井技术相结合开发页岩气藏。

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本文作者：胡进科李皋 孟英峰

作者单位：中国石化华东分公司石油工程技术研究院 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室.西南石油大学