谢川，郭肖，郑玲丽，黄婷，高涛

（西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川成都610500）

中国南方海相页岩气体滑脱效应实验研究

谢川，郭肖，郑玲丽，黄婷，高涛

（西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川成都610500）

为了研究滑脱效应的存在条件，以及对页岩气在页岩储层中的渗流规律，基于页岩气的渗流机理和气体渗流的滑脱机制，通过室内实验测定了不同孔隙压力条件下滑脱因子的大小，研究了孔隙压力对页岩气滑脱效应的影响，以及滑脱效应对气体渗透率的影响情况；对含裂缝和不含裂缝的页岩开展了不同孔隙压力下的渗流特征分析。结果表明：页岩中气体滑脱效应是客观存在的；对于不含裂缝的岩心，气体在页岩渗流过程中滑脱效应的强弱很大程度上取决于储层孔隙压力的大小；当储层孔隙压力＜1 MPa的时候，滑脱效应明显；当储层孔隙压力大于1 MPa的时候，滑脱效应不明显，整个流动过程为先滑脱流后达西流。对于含明显裂缝的岩心，渗透率随着平均孔隙压力的增大而呈现出三段不同的关系，随着孔隙压力越来越大，渗透率越来越低，且下降趋势越来越大，滑脱效应愈发明显。

海相页岩；滑脱效应；室内实验；孔隙压力

随着常规油气资源不断被开采消耗，页岩气作为一种典型的非常规油气资源已逐步得到全世界的广泛关注。南方海相页岩气储层分布范围广，厚度大（30 m～50 m），总有机碳含量高，含气丰富，是中国页岩气资源的主体，其技术可采储量为（8～11）×1012m3，资源潜力较大。页岩孔渗结构复杂，以微纳米级孔隙为主的页岩储层可认为是特低渗致密的多孔性介质，而对于致密的多孔性介质，滑脱效应尤为显著，弄清楚滑脱效应在页岩储层中的存在条件及对页岩气渗流规律的影响则显得至关重要，对我国南方海相页岩气的高效开发具有指导作用。

目前，国内外已经有不少学者对页岩气藏的开发特征进行了大量研究，但在页岩滑脱效应方面的研究较少，尤其是实验研究。高树生等［3］在物理模拟实验研究滑脱效应的基础上，建立了考虑人工压裂和滑脱效应影响的气井产能模型，通过实验得到页岩储层在孔隙压力较低（小于10 MPa）的情况下气体渗流存在滑脱效应，而在孔隙压力较高的情况下气体滑脱效应不明显；张磊等［5］考虑基质中气体的滑脱效应，建立了页岩气压裂水平井产能评价及预测模型。C.R.Clarkson等利用Ertekin等人提出的动态滑脱效应方法确定了表观气测渗透率随压力的变化关系，同时确立了这些变化对气井产能预测的影响；Rob Heller等［7］通过实验研究了围压和孔隙压力对页岩基质渗透率的影响，并通过数据分析得到，岩石有效渗透率因滑脱效应的存在而在低孔隙压力（＜500 psi）下显著提高。本文基于页岩气的渗流机理及气体渗流的滑脱机制，通过实验研究孔隙压力对页岩气滑脱效应的影响，分析了页岩储层中滑脱效应存在的条件，以及滑脱效应对气体渗透率的影响规律；对含裂缝和不含裂缝的页岩开展了不同孔隙压力下的渗流特征分析。

1　气体渗流的滑脱机制

多孔介质中气体的渗流与液体的渗流不同，其主要是由于气体与液体的性质差异造成的。对液体来讲，在孔道中心的液体分子比靠近孔道壁表面的分子流速要高；而气体在岩石孔道壁处不产生吸附薄层，气体在介质孔道中渗流时，靠近孔道壁表面的气体分子流速不为零，气体分子的流速在孔道中心和孔道壁处无明显差别，这种特性称为滑脱效应，是由Klinkenberg于1941年提出的，亦称Klinkenberg效应，其渗透率表达式为：

式中：kg为平均压力和平均流量下测得的气体渗透率，k∞为气体克氏渗透率，c为比例系数，λ为气体分子平均自由程，r为岩石孔隙半径。

在实际实验过程中，气体分子平均自由程与平均孔隙压力呈反比，则（1）式可变为：

式中：P为平均孔隙压力，P=（P1+P2）/2，P1、P2分别是实验岩样入口压力和出口压力；b为滑脱因子，其定义为。

当b=0时，表示在多孔介质中没有气体分子和孔道壁互相作用的滑脱流，即为达西流，如图1中的OB段；当b≠0时，多孔介质中存在滑脱效应，如图1中的OA段［9］。

图1　滑脱效应物理意义Fig.1 The physical significance of slippage effect

2　滑脱效应实验研究

2.1实验设备及流程

实验采用HA-Ⅲ型高温高压油气水相渗测试仪设备，实验设备及流程（见图2）。为检验实验装置的密封性和渗透率测试结果的可靠性，首先用铁岩心进行测试，发现当围压大于5 MPa时设备才能达到较好的密封性；然后对3块标准岩心的渗透率进行重复性测试，3次测试结果的相对误差（见表1），测试结果表明实验设备所测数据可信，在允许的误差范围内。

图2　实验流程图Fig.2 Experimental program

表1　标准岩心3次测试结果对比表Table.1 Test results contrast table of three standard cores

实验过程中，为了克服因孔隙压力变化，进而引起有效应力改变而产生的应力敏感效应，围压取值较大为20 MPa；同时，实验流体在不同的孔隙压力下物性会发生变化，尤其是气体黏度，因此在数据处理过程中对气体黏度进行了校正。保持出口端为大气压，利用逐级降压的方式对气瓶出口处的压力进行调节，使初始入口压力为0.2 MPa，然后按照0.2 MPa（带裂缝的岩心为0.1 MPa）的压差逐次调高，实验控制最大入口压力为3 MPa，实验模拟储层孔隙压力为入口压力和出口压力的平均，按照行业标准SY/T 5336-1996的规定方法计算不同孔隙压力下的气测渗透率值，绘制出平均孔隙压力倒数与渗透率的关系曲线，对关系曲线进行线性拟合。

2.2实验岩心

此次实验岩心选自南方海相页岩，实验岩心总计10块（其中5块含有明显裂缝，5块不含裂缝），岩心渗透率范围在0.000 42 mD～1.31 mD，岩心均取自于井深小于1 000 m的储层，岩心详细数据（见表2）。实验前均对岩样进行了48 h的烘干处理，温度为60℃。由于压力变化对裂缝的影响较大，为了使岩心性质趋于稳定，对有裂缝的岩心首先进行了老化处理。

表2　实验岩心基本数据Table.2 Basic data of lab core

2.3实验结果及分析

从图3所示的关系曲线可以看出，随着平均孔隙压力的增大，渗透率不断降低，但降低幅度在不断减小，到最后趋于平缓，渗透率几乎不变。与图1进行对比发现，实验结果与滑脱效应的物理意义相一致。5块南方海相页岩岩样都呈现出不同程度的滑脱效应，即岩样气测渗透率随孔隙压倒数的增大而增大，页岩普遍存在滑脱效应，而滑脱效应有助于改善页岩储层的渗透性能，为页岩气藏的开发提供了有利条件。

通过对滑脱因子的计算，选择三块具有不同级别滑脱因子的岩心实验数据，绘制出了滑脱渗透率对气测渗透率的贡献率k/k∞随孔隙压力变化的关系曲线，即反映了不同孔隙压力下滑脱效应对渗透率的影响情况，（见图4）。滑脱渗透率k∞是指孔隙压力倒数趋于0时的渗透率，体现在渗透率拟合曲线上就是指拟合曲线和渗透率轴的截距，也就是拟合公式的常数项。从图4可以看出，三块页岩岩样的气测渗透率受滑脱渗透率的影响规律基本一致，随着孔隙压力的增大，滑脱效应对渗透率的影响先是快速减弱再是缓慢减弱。

图3　5块不含裂缝实验岩心平均孔隙压力倒数与渗透率关系曲线Fig.3 The relation curve of inverse mean pore pressure and permeability of five no fracture lab cores

图4　不同孔隙压力下滑脱效应对渗透率的影响Fig.4 The influence of slippage of permeability under different pore pressures

由图3、图4所示的关系曲线可以得出，气体渗流过程中滑脱效应的强弱很大程度上取决于储层孔隙压力的大小，当储层孔隙压力较小（P＜1 MPa）的时候，滑脱对渗透率的影响较大，滑脱效应明显，；当储层孔隙压力大于1 MPa的时候，滑脱效应不明显，那么在页岩气藏开发过程中也就没有必要考虑滑脱效应对气井产能的影响。从储层深度来考虑，也就是较深的页岩储层可以不需要考虑滑脱效应的影响，而对于较浅的页岩储层来说，滑脱效应对于页岩气的渗流规律及页岩气藏的开发具有一定影响，不可忽视。

5条关系曲线为带明显裂缝岩心所测结果（见图5），从关系曲线可以看到其整体变化的规律，随着平均孔隙压力的增大，渗透率不断降低，然而下降趋势越来越明显；当孔隙压力P＜0.3 MPa时，此时由于压力波在致密介质中传递速度较慢，气体在岩样中的渗流过程主要以在裂缝内的达西流动为主，渗透率与平均孔隙压力倒数呈现直线关系，滑脱效应较弱；随着孔隙压力的增大，裂缝的开启度会受到一定的影响，甚至会出现闭合的现象，裂缝渗透率降低，关系曲线将出现向下的直线偏离，出现一小段曲线。在较高孔隙压力条件下，压力波在岩样中的波及范围越来越广，裂缝的闭合程度越来越大，裂缝渗透率也越来越低；同时压力波及范围的不断扩大，也使得页岩岩样中的微裂缝开始出现气体的流动，不再是低压条件下单纯的裂缝中的气体流动，二者综合表现为渗透率的快速下降，滑脱效应明显。

图5　5块含裂缝实验岩心平均孔隙压力倒数与渗透率关系曲线Fig.5 The relation curve of inverse mean pore pressure and permeability of five lab cores with fracture

3　结论

（1）通过对南方海相页岩中不同岩样的滑脱效应实验，验证了页岩普遍存在不同程度的气体滑脱效应，而滑脱效应有助于改善页岩储层的渗透性能，为页岩气工业开采提供了有利条件。

（2）气体在页岩渗流过程中滑脱效应的强弱很大程度上取决于储层孔隙压力的大小，当储层孔隙压力小于1 MPa的时候，滑脱对渗透率的影响较大，滑脱效应明显；当储层孔隙压力大于1 MPa的时候，滑脱效应不明显；滑脱效应对渗透率的影响程度随着孔隙压力的增大先是快速减弱再是缓慢减弱。

（3）对于不带裂缝的岩心，渗透率随平均孔隙压力的变化表现为线性变化。气体在页岩储层中的渗流可以分为两个阶段：孔隙压力较低时，表现为滑脱效应主导的滑脱流；孔隙压力升高后，滑脱效应减弱，表现为达西流。

（4）对于含有明显裂缝的岩心，由于压力波在致密介质中的传播速度较慢，以及孔隙压力的增大使得裂缝开启度受到影响甚至闭合，使得岩心的渗透率随孔隙压力的变化关系不再是一条直线，而是三段不同下降趋势的直线，随着孔隙压力越来越大，渗透率越来越低，且下降趋势越来越大，滑脱效应愈发明显。

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Experiment on slippage effect of marine shale in southern China

XIE Chuan，GUO Xiao，ZHENG Lingli，HUANG Ting，GAO Tao
（State Key Lab for Reservoir Geology and Development Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China）

To study the existence conditions of slippage effect，and the seepage law of shale gas in shale reservoirs，based on the percolation mechanism and slippage mechanism in shale gas reservoir，experimental tests were conducted to measure the slippage coefficient of different pore pressure，the effect of pore pressure on slippage and slippage on permeability were studied.The effect of slippage on gas permeability was also analyzed.We also analyzed the percolation characteristics under different pore pressures in shale with fractures，as well as in shale without fractures.The results show that slippage exists in shale.For the cores without fractures，the strength of slippage effect largely depends on pore pressure.When pore pressure is less than 1 MPa，slippage effect is obvious with a significant effect on permeability.When pore pressure is larger than 1 MPa，slippage effect is not obvious and the entire flow regime is slippage flow followed by Darcy flow.For cores with fractures，flow regime changes as porepressure increases.With the pore pressure increase gradually，the permeability is more and more low，and the downward trend is more and more big，the slippage effect is more obvious.

marine shale；slippage effect；laboratory experiment；pore pressure

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.004

TE311

A

1673-5285（2015）05-0019-06

2015－03-18

国家重大科技专项“页岩气开发机理及技术政策研究”，项目编号：2011ZX05018－005；中国南方海相页岩气高效开发的基础研究，项目编号：2013CB228000。

谢川，男（1988-），在读硕士研究生，主要研究油气藏数值模拟及非常规油气开发，邮箱：swpuxc21@sina.com。