頁巖氣儲層傷害30年研究成果回顧

鄭力會 魏攀峰

（1.中國石油大學石油工程學院，北京 102249；2.中國石油鉆井工程重點實驗室防漏堵漏分室，湖北武漢 430100）

頁巖氣儲層傷害30年研究成果回顧

鄭力會1，2魏攀峰1

（1.中國石油大學石油工程學院，北京 102249；2.中國石油鉆井工程重點實驗室防漏堵漏分室，湖北武漢 430100）

目前頁巖氣儲層傷害主要依據碎屑巖和碳酸鹽巖研究方法，重點研究滲流能力影響因素。結果認為，內因主要是孔隙度低易水鎖，黏土礦物含量較高易水化膨脹堵塞通道，頁巖表面毛細管力增加氣體流動阻力，高溫高壓環境削弱工作流體性能易增加儲層液相殘留量，頁巖氣中二氧化碳流向地面過程中污染工作流體增加儲層液相殘留量；外因主要是工作液抑制能力不足造成儲層黏土水化膨脹，工作液侵入、工作液殘留、工作流體添加劑殘留、工作液生成生物被膜阻礙氣體流動，生產壓差過小導致井眼附近液相揮發速度較慢造成水鎖堵塞滲流通道。尚未系統研究形成產能過程中解吸、擴散能力傷害及其原因，以及鉆完井、儲層改造、排采傷害對儲層解吸、擴散能力的影響。沒有形成系統的頁巖氣儲層傷害基礎理論，也沒有室內和礦場公認的評價方法。

頁巖氣；儲層傷害；滲透率；工作流體；解吸；擴散

常規油氣開采過程中，儲層傷害普遍受重視。 不僅每年有儲層保護世界級專題會議，而且以測定儲層傷害前后滲透率變化為核心的碎屑巖和碳酸鹽巖儲層敏感性流動實驗行業標準，被鉆井、完井直至提高采收率等各作業環節所接受。同時，隨著研究深入、應用普及，儲層傷害基礎理論和控制方法不斷完善，行業標準也不斷修訂，極大地促進了常規油氣勘探開發技術發展。

常規油氣儲層滲透率決定產能，而頁巖氣儲層除孔隙度小、滲透率超低外，原地生、原地儲氣藏決定頁巖氣需要經過解吸、擴散后，再和常規油氣一樣經過滲流通道進入井筒［1-3］。產能形成過程不同，高產穩產決定因素不一樣，評價方法也應該有所區別。但是，目前評價頁巖氣開發技術傷害儲層類型和程度時，一般依據常規油氣儲層評價標準，評價工作流體、施工工藝對頁巖氣儲層滲透率的影響，沒有評價解吸、擴散能力的影響因素。

目前普遍認為開發技術是制約頁巖氣大規模發展的瓶頸。要破除技術瓶頸，對于穩產高產而言，需要全面掌握工作流體性能和施工工藝參數影響頁巖氣產能的研究現狀，才能更好地優選開發技術，改進開發技術，滿足頁巖氣高產穩產開發需要。為此，回顧了能夠收集到的與頁巖氣儲層傷害相關的文獻。自1979年以來，頁巖氣工作者從不同角度、用不同方法研究頁巖氣鉆完井、壓裂工作流體和施工工藝參數影響頁巖氣賦存空間、頁巖礦物組分、巖石表面性質、氣藏溫壓環境和地下流體性質等方面取得的成果，指出發展方向，與同行共勉。

1 頁巖氣賦存空間儲層傷害研究進展

常規油氣藏儲滲空間，一般是指碎屑巖或碳酸鹽巖油氣儲集空間和滲流通道。儲集空間主要為孔隙或裂縫，滲流通道主要為喉道或裂縫。孔隙、裂縫大小及結構、滲透性，決定儲滲特性以及儲層傷害的類型和程度。

1.1 頁巖氣賦存空間特性研究

北美 Barnett、Monterey、Eagle Ford 等頁巖氣儲層主體為有機質泥巖，局部含有磷酸鹽、碳酸鹽及硅酸鹽，夾雜分布不同含量黏土礦物及細砂巖、碳酸巖等無機礦物顆粒［4］。頁巖氣儲層基質致密，孔隙度較小，局部無機礦物含量較高，易形成天然裂縫，整體孔隙度可達50%。裂縫發育，作為頁巖氣儲層應力敏感的主要潛在誘因，也是目前儲層傷害研究依然用碎屑巖和碳酸鹽巖評價頁巖氣儲層傷害的關鍵依據，即裂縫決定巖石滲透率，滲透率決定產能。將滲透率作為宏觀評價指標，界定儲層傷害，以高產為目標，是可以接受的。要想穩產，則要研究以吸附狀態為主要賦存方式的頁巖氣儲層，存儲能力、解吸能力、擴散能力是否受到外界因素影響，以了解頁巖氣能否持續不斷地供給孔隙和裂縫，實現穩產。這樣看來，頁巖氣高產穩產需要關注2個方面：一方面是頁巖氣流向井眼的能力；另一方面是頁巖氣儲層為滲流提供氣源能力。前者要研究儲層整體滲透率大小，以表征氣體在滲流通道中流通能力；后者要研究基質滲透率，以表征氣體能否迅速從微孔中進入滲流通道。

1.2 頁巖滲透率傷害評價研究

頁巖氣儲層滲透率與常規油氣藏滲透率不同，包括儲層整體滲透率和頁巖基質滲透率。所謂的頁巖儲層整體滲透率是指流動介質通過所有流動空間的滲透率，包括裂縫滲透率和基質滲透率，建議使用單位mD表示。而基質滲透率是指流動介質在頁巖本體中滲透率，建議使用單位nD（10-6mD）表示。與之相關的頁巖氣儲層賦存空間，是指頁巖氣吸附擴散滲流空間等體積球體直徑，建議使用單位μm。

Guidry Kent等［5］（1995）根據北美Appalachian盆地井下天然氣流速計算泥盆系頁巖氣儲層當量滲透率大于0.01 mD。為找到相對應的室內測量方法，首次采用3種方法對比測量該地區FMC-69、FMC-78頁巖氣井巖心基質滲透率及儲層整體滲透率。

一是壓力脈沖法測量樣品柱塞。以氦氣為介質，利用壓力脈沖法測得FMC-69井12塊直徑38 mm、長38 mm頁巖柱塞，基質滲透率為0.005～0.079 nD，整體滲透率為8～2 570 mD。FMC-78井11塊相同尺寸頁巖柱塞，基質滲透率為0.002～0.055 nD，儲層整體滲透率為1～835 mD。

二是壓力脈沖法測量樣品顆粒。以氦氣為介質，利用壓力脈沖法測得FMC-69井14個20～35目頁巖顆粒樣品，基質滲透率為0.005～0.19 nD，平均為0.062 nD。FMC-78井32個相同目數頁巖顆粒樣品，基質滲透率為0.004～0.445 nD，平均0.085 nD。

三是脫氣能力分析法測量樣品柱塞。以氦氣或者甲烷為介質，利用脫氣能力測試法（Degassibility Test）測得FMC-69井12塊直徑19 mm、長38 mm頁巖柱塞，基質滲透率為0.001 5～1.997 nD。

可以看出，測量方法不同，基質滲透率不同。壓力脈沖法和脫氣能力分析法測量相同地層樣品柱塞，后者測得基質滲透率大小分布區間較大，最小值為前者的1/3，而最大值達到前者的25倍；同樣，測量樣品的形式不同，基質滲透率不同。同是脈沖法測量樣品柱塞和顆粒，顆粒基質滲透率最小值為柱塞最小值的2倍，最大值存在相同差距。用壓力脈沖法測量的儲層整體滲透率是基質滲透率（5～325）×108倍，遠高于基質孔隙。Guidry Kent等由此認為，儲層裂縫是頁巖氣產能的主要貢獻者，基質滲透率用于計算產能意義不大。但未深入研究裂縫滲流氣體補充來源及流動機理、如何實現穩產等問題。

1.3 頁巖氣賦存空間傷害研究

常規氣藏一般可以用孔隙度大小推測滲透率高低，但頁巖氣儲層不能用巖石孔隙度推測儲層整體滲透率，更不能推測基質滲透率。因為裂縫的存在使儲層的賦存空間變得復雜。Schowalter Tim T.［6］（1979）在評價砂巖的頁巖蓋層密封能力時，使用壓汞法這種常規油氣藏孔喉尺寸的測量方法，測量頁巖蓋層孔喉大小。遺憾的是，沒有獲得完整的評價數據，也沒有形成公認的評價方法。

Soeder Daniel J.［7］（1988）認為，頁巖低孔、低滲特性以及氣體流至地面需經歷解吸、擴散過程，測定滲透率、孔隙度等物性參數方法，不能照搬常規油氣藏。利用流速可低至1 mm3/s、滲透率精度達0.2 nD，用計算機控制的巖心分析儀，甲烷為介質，測量8塊直徑38 mm、長38 mm的Huron頁巖儲層柱塞，結果是儲層整體孔隙度小于0.18%。圍壓20.68 MPa、驅壓7.6 MPa時，測得基質滲透率100 nD以下。

不僅是測量方法，樣品的形狀也影響測量結果。Howard James J.［8］（1991）對比研究Frio片狀頁巖和塊狀頁巖儲層時，使用壓汞法測量20塊直徑20 mm、長37.5 mm地層頁巖柱塞，儲層整體孔隙度8.1%～8.2%。分析測量結果認為，汞分子形狀規則，無法完全填充頁巖中不規則孔隙，導致壓汞法測量誤差較大。同時發現，使用常規油氣藏滲透率測量方法，存在精確低、周期長等問題，難以直接測得頁巖滲透率。利用壓汞法測得柱塞孔隙度、比表面系數等參數后，再利用用于水相相對滲透率測定的Carman-Kozeny半經驗公式，計算得到片狀頁巖滲透率0.04～11.8 nD。文獻中沒有提及該滲透率是基質滲透率還是儲層整體滲透率，但對比前人測得2種滲透率大小推測認為是頁巖基質滲透率。這恰好反映了測量頁巖孔隙度、滲透率的方法不同，結果不同。為此，20世紀90年代初期至今，許多學者為獲得令人信服的頁巖儲層物性，采用多種室內評價方法。

后期普遍使用粉碎巖樣測量頁巖整體滲透率及基質滲透率的方法，最早是由Luffel D. L.等［9］（1992）測量泥盆系頁巖基質孔隙度時提出的，目的是為提高巖樣準備效率。方法是，利用Dean-Steak抽提器祛除巖樣中束縛水，再用氮氣吸附法對比測量粉碎成12目顆粒和直徑25 mm柱塞的Pennsylvanian砂巖孔隙度。結果表明，巖樣粉碎后測得孔隙度比柱塞測得孔隙度大0.1%～0.2%；再用頁巖巖樣測量孔隙度發現，25塊頁巖巖樣粉碎成200目顆粒測得的平均孔隙度，比直徑25 mm柱塞測得的結果大0.12%。對比測井結果，粉碎成顆粒測定的孔隙度與測井結果較吻合。因此認為，用粉碎后的巖樣測量孔隙度可有效縮短實驗周期，降低樣本間差異，實驗可重復性良好，可以被接受。不足之處是，粉碎巖樣時，質量損失會產生測量誤差。為控制測量誤差，Karastathis Argyrios［10］（2007）控制巖樣粉碎前后質量損失低于0.75%。利用實驗重復性和準確性較高的低壓比重瓶結合氮氣吸附法測定15個北美頁巖顆粒樣品吸附前后氮氣體積差，測得基質孔隙度平均為6.1%。為尋找室內干燥巖樣合適溫度，引入熱重分析法實驗發現，常壓下、100 ℃，干燥巖樣5 h可有效驅除束縛水。這表明，頁巖干燥方式也影響頁巖儲層孔隙度和滲透率測定值，只有尋找到合適的實驗方法和參數，才能較好地測得儲層的物性參數。

高樹生等［11］（2011）考慮滑脫效應修正用于表征頁巖氣井邊界壓力和井底壓力的擬壓力系數，建立氣井無阻流量與人工裂縫長度、儲層有效厚度、絕對滲透率、氣藏溫度、滑脫系數、供給半徑、供給邊界壓力以及井底壓力等參數間氣井產能公式。然后用新公式計算表明，孔隙壓力越高，滑脫效應越不明顯。孔隙壓力小于10 MPa，氣體滑脫效應增強，明顯影響滲透率測定結果。

郭為等［12］（2012）用滲透率測量精度為1 nD的孔滲儀，結合氮氣脈沖法測量頁巖柱塞在圍壓8～16 MPa、內壓0～5.5 MPa下儲層整體滲透率。發現頁巖滲透率隨圍壓增加而下降，產生外部壓力敏感效應；同時滲透率隨內部壓力降低而降低，產生內部壓力敏感效應。對比發現，外部壓力敏感效應遠大于內部壓力敏感效應。圍壓可以說是模擬一定上覆巖石壓力，內壓一定程度上是孔隙壓力。這個實驗表明，頁巖儲層所處環境不同，滲透率差異較大。測量時需要根據儲層環境設計合理的圍壓和驅壓。實驗還表明，如果頁巖氣生產壓差過大，氣體采出速度過快，解吸氣不能迅速補充，導致地層壓力迅速下降，相當于增大上覆巖石壓力，造成應力敏感，滲透率下降，可以推測產能會迅速下降。

從以上學者的研究可以看出，頁巖基質孔隙小，測量孔隙度的難點在于，沒有適合充填的孔隙介質和充分充填孔隙的手段。也正是因此，不同學者使用不同巖樣制作手段、實驗儀器，尋找測定頁巖基質孔隙度的合適方法，但結果偏差較大。迄今為止，還沒有公認的測量頁巖基質孔隙度方法。

為了找到公認的測量方法，研究者不斷完善基于常規油氣藏評價方法的實驗手段和測量設備，但測量所得到的結果，仍然沒有達到測量目的。其中主要原因在于，認為簡單引入就可以快速建成規模頁巖氣產能，缺乏對頁巖氣賦存機理基礎性研究的重視，忽略了國內常規技術與國外常規技術存在的差距，而頁巖氣賦存機理要比常規能源復雜得多。因此，目前亟需形成合理的頁巖氣賦存基礎理論，在基礎理論的指導下開發測量方法，滿足儲量預測、產能評價需要，也滿足儲層傷害評價與控制研究需要。可喜的是，一些學者已經注意到頁巖氣吸附、擴散對測量結果的影響。

Bustin Amanda M.等［13］（2009）考慮有機質吸附氣體和氣體分子擴散影響孔隙度測定結果，以文獻［7］測定數據為基礎，引入表征有機質吸附氣體的吸附系數和表征基質孔隙吸附氣體提高孔隙度的有效孔隙度，建立基于Langmuir吸附理論的數學模型修正測量結果。可惜文獻沒有提供具體測量方法和完整數據，無法評價其準確性。實驗同時利用壓力脈沖法測定氦氣、氮氣、甲烷等不同氣體介質條件下頁巖顆粒滲透率，發現氣體介質不同，測量結果不同。推測不同氣體在頁巖中吸附、擴散、滲流能力不同。文獻同樣沒有提供巖樣數據及處理過程，無法評價其準確性，但為后續頁巖氣孔隙度、滲透率基本參數測定要考慮有機質吸附氣體和氣體分子擴散影響孔隙度提供了研究思路。

比較權威的頁巖孔隙度數據，是美國天然氣技術研究院（Gas Technology Institute）發布的北美頁巖儲層整體孔隙度為3%～14%，是由Curtis John B.［14］（2002）公布的。數據用氮氣吸附法測200目粉碎巖樣得到。但測量方法中沒有考慮氣體分子能否進入基質孔隙，結果仍然沒有得到公認。

Javadpour F.等［15］（2007）利用超高壓（415 MPa）壓汞法測定加拿大西部盆地9個頁巖氣儲層152塊樣品認為，孔喉尺寸0.004～0.2 μm，氣體滲流通道尺寸0.1～1 000 nm。同時，用壓力脈沖衰退法測得90%頁巖樣品滲透率低于150 nD。

與其思路一致，Olsen Robert K.等［16］（2008）也利用壓汞法，42 MPa壓力下測得北美19個頁巖儲層2 500多塊巖樣認為，儲層整體平均孔隙度2.59%。對照測井數據，較符合儲層實際情況。但Olsen Robert K.等指出，汞原子能進入最小直徑為0.003 6 μm的孔隙，大于直徑0.000 22 μm的甲烷分子。汞原子無法完全填充存儲甲烷的頁巖孔隙。一般認為甲烷分子直徑0.000 38 μm。即使如此，汞作為介質也不能完全進入吸附甲烷的不規則孔隙，測量得到的孔隙度小于實際孔隙度。壓汞法測量頁巖儲層整體孔隙度，用于考查甲烷賦存空間，誤差較大。進一步研究發現，壓汞法中使用如此高的壓力可能破壞巖樣內部結構，人為造縫，實驗結果偏大。

與基質孔隙度、滲透率測量不同，有的學者測量頁巖儲層整體孔隙度、滲透率等參數時，認為地層條件下，頁巖氣以游離的形式存在裂縫中，整體測量的結果才符合實際情況。所以，直接從井下獲取實際地層巖心測量即可。這樣，實際測量結果比單純測量基質孔隙度和滲透率偏大。但實驗介質無法進入基質，結果比實際地層孔隙加裂縫偏小。目前來看，這些方法都無法準確反映儲層實際賦存物性參數。

文獻［9］粉碎頁巖巖樣測量孔隙度時，發現部分孔隙是連通的。這個發現使人們質疑頁巖儲層必須壓裂；儲層改造增大日產量的效益，是否好于自然生產效益。因為儲層改造要投入成本，壓裂本身也可能造成儲層傷害，還要背負環境破壞壓力。文獻［3］總結前人運用壓汞法、核磁共振等方法研究頁巖儲層賦存空間成果，依據孔、洞、縫類別，將頁巖孔隙分為納米級孔隙、粒間孔隙和裂縫性孔隙，有助于研究頁巖氣儲層產能與賦存空間的相關性，但這種分類標準不統一，不易建立量化的判斷準則。

Loucks Robert G.等［17］（2009）利用電子掃描顯微鏡觀察Barnett頁巖孔隙，發現儲層孔隙以納米級尺寸為主，5～750 nm，主體為100 nm。如此小的賦存空間尺寸為水鎖、固相顆粒堵塞等儲層傷害類型研究提供部分微觀證據。因為，這一尺度下，水分子和一些固相顆粒，可以進入儲層賦存空間。

Wang F. P.等［18］（2009）用氬離子束掃描電鏡研究頁巖儲層微觀特性指出，頁巖基質孔隙按照尺寸大小主要分為納米級孔隙和微米級孔隙。然后，將儲層孔隙分為無機質孔隙、有機質孔隙、天然裂縫和人工裂縫等4種。認為有機質孔隙尺寸為0.005～1 μm），甲烷分子尺寸為 0.000 38 μm，是吸附氣和游離氣主要賦存空間。利用掃描電鏡推測有機質基質孔隙度為0～25%，為非有機質孔隙度的5倍，有機質孔隙度的存在提高了儲層整體滲透率。進一步研究發現有機質孔隙相互連通，認為是頁巖氣主要流動通道。有機質孔隙和天然裂縫以及人工裂縫的連通是頁巖氣儲層產能提高的關鍵所在。也就是說，頁巖氣儲層傷害可以以這些流動通道是否被堵塞作為標準。從某種意義上來說，這一發現可能使目前頁巖氣儲層傷害評價方向發生轉變，由原來評價基質間滲流能力轉變為評價有機質孔隙和裂縫儲層傷害類型和程度。由于部分學者認為有機質含量決定氣體解吸能力，進而決定產能。因此還有可能產生這樣的想法，儲層傷害使有機質孔隙裂縫堵塞造成有機質解吸壓力不足，無法正常解吸，以致無法穩產。

Curtis Mark E.等［19］（2011）使用掃描透射電鏡觀察Barnett頁巖孔隙，也發現孔隙是連通的。Curtis Mark E.等認為作業過程中可能在近井地帶發生傷害，解決近井地帶儲層傷害，就可以很大程度上提高儲層產能。也就是說，作業過程中控制好流體性能和工藝參數，減輕近井地帶的儲層傷害，同樣可以獲得高產而無需大規模壓裂。

鄒才能等［20］利用場發射電子掃描顯微鏡與納米CT重構技術，研究四川盆地志留系頁巖氣儲層時發現，納米級的頁巖氣儲層孔隙以有機質內孔、顆粒內孔以及自生礦物晶間孔為主。孔隙直徑0.005～0.3 μm，主體為 0.08～0.2 μm。這與文獻［17］用電子掃描顯微鏡測得的0.005～0.75 μm以及文獻［18］用氬離子束掃描電鏡測得的0.005～1 μm接近。測量手段相似，測量結果相近，表明孔隙大小有規律可循。

聶海寬等［21］用淺鉆和礦洞取樣，采用自動等溫吸附儀，研究重慶市秀山縣溶溪和四川省南江縣小兩等15個地區頁巖露頭有機質類型、含量、成熟度、巖石熱解、孔隙度和滲透率等地層物性參數。30℃、3 MPa條件下測定四川盆地下寒武統黑色頁巖，氣測儲層整體孔隙度1.3%～14.2%，滲透率0.002 2～0.056 mD。其中，筇竹寺組孔隙度1.6%～14.2%，滲透率0.004 8 mD；牛蹄塘組孔隙度1.3%～6.0%，滲透率0.002 2～0.056 mD。用等溫吸附法測量頁巖孔隙度、滲透率，思路較新。但文獻沒有提及吸附所用氣體，滲透率是如何測定的，結果無法和其它測量結果對比。但可以看出，我國頁巖氣儲層基本物性參數與北美已成熟開發頁巖氣儲層存在一定差別，不能簡單引入北美頁巖氣開發技術。研究中國頁巖氣儲層孔隙度、滲透率等基礎參數，有利于完善頁巖氣儲層傷害基礎理論，優化頁巖氣開發技術。

1.4 頁巖氣鉆井、壓裂工程傷害賦存空間研究

總的看來，頁巖氣儲層孔隙測定手段包括電子掃描電鏡、透射電鏡以及壓力脈沖法、脫氣能力分析法、超高壓壓汞法、氮氣吸附法等。儲層整體孔隙度主體分布2%～5%，滲透率低于1 mD。如果按照2007年頒布的中國石油天然氣儲量計算規范評價，頁巖氣藏屬于低孔特低滲氣藏。由于測量方法沒有統一，氣體賦存機理尚未明確，孔隙度和滲透率具體大小也不便定論。同時，現有標準是在常規油氣藏儲層物性評價的基礎上形成，而頁巖氣儲層滲透率極小，運用目前標準評價過于寬泛，建議引入微滲儲層概念。微滲儲層是指用氮氣作介質，測量得到的基質滲透率低于1 μD的氣藏儲層。但總的看，大多數學者認為只有通過水平井提高頁巖鉆遇率和壓裂增大滲透率，才能獲得滿意產能。產能不滿意，則認為是頁巖氣儲層物性受鉆井流體和壓裂流體及其添加劑的影響所致。

Volk Leonard J.等［22］（1981）以室內對比評價頁巖與砂巖儲層壓裂效果數據為基礎，建立裂縫閉合應力與支撐劑尺寸、尺寸分布、單位體積濃度、與儲層巖石接觸面積及巖石特性系數等因素間經驗公式。利用公式指出，頁巖氣儲層增產作業時，壓裂效果與支撐劑和儲層巖石接觸面積正相關。后來，Volk L. J.等［23］（1983）用壓力容器充填尺寸直徑38 mm、長12～20 mm頁巖柱塞模擬地層，溫度22～70℃、壓力最高至69 MPa液壓泵模擬施工作業，研究壓裂液侵入柱塞造成氮氣滲透率下降程度。研究結果表明，4.8 g/L瓜膠壓裂液在70 ℃、414 MPa/m壓力梯度下，7塊頁巖柱塞平均侵入深度20 mm。同時發現圍壓20.7 MPa、驅壓13.8 MPa下，氣相滲透率 由 0.000 58～0.035 5 mD 下 降 至 0.000 48～0.029 5 mD；圍壓11.7 MPa、驅壓4.8 MPa下，氣相滲透率由0.004 5～0.005 3 mD 下降至 0.003 6～0.004 4 mD，降幅17%～20%。看似壓裂液侵入地層傷害儲層整體滲透率。但是，圍壓和驅壓同時下降，儲層整體滲透率下降。可見實驗參數不同，測得滲透率傷害程度不同。遺憾的是，這些傷害也可以認為是壓力敏感造成的，無法判斷是不是壓裂液單個因素所致。所以，儲層傷害程度實驗對比評價應該在相同條件下進行。

Schettler Jr P. D.等［24］（1989）研究泥盆系頁巖氣儲層開發過程中氣體成分變化，提出頁巖基質內部氣體流動以分子與巖石碰撞為主，符合Knudsen擴散、分子擴散或兩者組合模型。李曉強等［25］（2011）通過定義頁巖基質與裂縫中擬壓力、導流系數、形狀因子以及基質比熱容等參數，在考慮達西流和擴散流同時存在的基礎上，建立基質和裂縫間氣體運移函數。函數計算表明，頁巖基質滲透率接近納達西級時，基質表面以達西流為主，內部以擴散流為主。許多學者認為頁巖氣儲層基質滲透率為納達西級，對氣體產能影響可以忽略，但李曉強等這一發現，表明基質滲透率同樣對頁巖氣儲層氣體產能預測影響較大，值得重視。因此，忽略擴散流影響儲層整體滲透率計算，會嚴重低估產能。同時表明，頁巖氣儲層產能形成過程對產能的影響，已經逐漸被人重視。

其實，頁巖氣儲層開采過程中氣體流動影響因素研究較多，Gdanski R.等［26］（2005）構建氣相、液相相對滲透率與水飽和度、毛細管力間數值模型以及氣井產量與相對滲透率間數值關系，模擬壓裂液侵入和返排過程中，氣相、液相流動以及毛細管力影響相對滲透率時指出，生產壓差低于毛細管力或液相不侵入頁巖基質，壓裂液傷害頁巖基質表面氣體流動能力，產能下降嚴重。我們可以認為，壓裂液在頁巖表面殘留可能傷害儲層基質表面解吸氣體擴散能力，造成產量明顯下降。壓裂液對產能的影響，Ehlig-Economides Christine A.等［27］（2011）也 在 研究。他們發現，頁巖氣儲層壓裂作業時，壓裂液中支撐劑用量較小，儲層產量較理想。用達西公式分析原因認為，基質滲透率較小，液相進入基質困難。言外之意，壓裂液侵入影響基質內部氣體流動較小。Ehlig-Economides Christine A.等用北美Fayetteville、Haynesville頁巖氣產區現場生產數據和儲層地震檢測認為，儲層裂縫中液相相對滲透率較小，液相返排困難，造成儲層產能不理想。文獻［27］進一步推測，單口頁巖氣井壓裂作業使用近4×104m3的壓裂液，由于返排少，大量壓裂液殘留在裂縫中，閉合應力無法擠出較多壓裂液，致使殘留液有效支撐裂縫。這樣頁巖氣在裂縫中以氣泡形式間斷穿過壓裂液，再流向井眼。因此，產量較低。由此看來，測定氣體在殘留大量工作液的人工裂縫中的相對滲透率或者流動狀態是研究不同工作流體及施工工藝條件下儲層傷害類型及程度的重要方向。

Marpaung F.等［28］（2008）室內動態模擬66 ℃時，瓜膠壓裂液壓裂過程。用濃度2%的KCl溶液為介質評價裂縫導流能力。發現裂縫中殘留聚合物降低裂縫導流能力和有效長度，影響產能。認為其原因是，殘留聚合物降低支撐劑填充層滲透率。研究同時指出，儲層氣體流動越快，殘留聚合物清除效果越好，儲層傷害越小。遺憾的是，這樣的結論讓人進退維谷。因為，提高氣流流速可有效清除殘留物，但也會造成微粒運移，堵塞滲流通道。特別是，高壓差下可能出現游離氣體迅速變為產量而解吸氣不能迅速補充，裂縫中孔隙壓力下降，儲層上覆巖石壓力相對增大，造成儲層應力敏感傷害。

Bottero S.等［29］（2010）結合氣、液兩相流動速率與流體平均密度、動力黏度、儲層壓力、表面張力間數值模型和多孔生物被膜數值模型，研究支撐劑填充層中生物被膜對氣體流動影響時指出，細菌在儲層中形成生物被膜，覆蓋在支撐劑填充層裂縫上，降低填充層滲透率，阻礙氣體流動。常規的化學破膠劑和生物酶解除生物被膜效果不明顯。計算機模擬發現，生物被膜增加10%，氣井產能下降50%。

Rimassa Shawn M.等［30］（2011）利用變性梯度凝膠電泳分析技術研究壓裂前后儲層返排液中抗微生物劑含量變化指出，頁巖氣儲層中常含有硫酸鹽還原菌、產酸菌等常見微生物，造成2個方面的傷害：一方面，微生物可分解聚合物，降低凝膠壓裂液、滑溜水壓裂液流動能力，增加儲層壓裂液殘渣；另一方面，微生物代謝產生H2S酸性氣體，腐蝕生產設備，生成無機微粒，堵塞氣流通道。接著，Struchtemeyer C. G.等［31］（2011）也發現 Barnett頁巖鉆井過程中微生物的不利影響，認為理論和實際存在矛盾。理論上，頁巖氣儲層溫度較高，儲層中孔隙尺寸為納米級，滲透率較小，阻礙微生物粒子數增加，不適宜微生物生長。但實際上，利用聚合酶鏈式反應法（Polymerase Chain Reaction）和微生物枚舉法（Microbial Enumerations）分析Barnett頁巖產區七種鉆井液樣品發現，微生物真實存在。推測微生物隨鉆井流體進入儲層，生成生物被膜，引發儲層傷害。這些研究從一定程度上說明，頁巖氣儲層細菌傷害頁巖賦存空間比較嚴重。因此，需要進一步研究微生物傷害頁巖氣儲層機理。同時，也要針對微生物傷害特點，建立頁巖氣儲層微生物控制方法。

Sun Hong 等［32］（2010）研究壓裂液中減阻劑殘留傷害頁巖氣儲層指出，減阻劑作為壓裂液常用添加劑，多由聚合物組成，溫度300 ℃以下難以分解。聚合物易聚集在裂縫和支撐劑填充層內，堵塞孔隙，傷害儲層。為此，研發出新型減阻劑，配合改性聚合物減阻劑使用，可有效降低減阻劑殘留，保護儲層。但減阻劑在地層液相環境條件下，是否與實驗室干燥環境下降解能力相同，需要進一步研究。

Xu Ben等［33］（2011）利用精密激光輪廓儀（Precise Laser Prof i ler）測量瓜膠壓裂液在裂縫中形成凝膠濾餅厚度時發現，殘留聚合物在支撐劑填充層形成凝膠濾餅，降低填充層滲透率，減少裂縫有效長度，降低頁巖氣井產能。精密輪廓儀是廣泛用于鐵路行業二維位移精確測量的設備，相對于掃描電鏡來說，精度并不高。看來尋找合適測量儀器，是儲層傷害微觀研究不斷深入的發展方向之一。

Osholake Jr Tunde等［34］（2011）利用平面三相油藏模擬裝置研究理想單相流、氣液混合流、支撐劑破碎、支撐劑成巖、壓實以及壓裂施工參數等影響壓裂效果時發現，不同尺寸支撐劑造成氣井產能下降程度不同。并非支撐劑顆粒越大，傷害儲層程度越高。顆粒尺寸過大，無法進入填充層，無法傷害儲層；尺寸過小，隨流體流向井口，也無法傷害儲層。只有尺寸適中顆粒進入填充層，無法進入裂縫，才能堵塞填充層空隙，降低絕對滲透率。支撐劑顆粒濃度與傷害程度并非簡單線性關系。儲層傷害程度同時受支撐劑成巖作用、地層壓實作用、井底壓力等因素綜合影響，但作者沒有作深入研究。這表明，儲層孔隙大小不同、堵塞孔隙的支撐劑尺寸不同，支撐劑造成傷害方式和程度也不同。值得進一步研究。

文獻［4］利用Haynesville頁巖，室內模擬地層環境下支撐劑嵌入與巖石固化成巖過程。結合掃描電鏡，研究頁巖氣儲層壓裂用支撐劑破碎及成巖作用引發儲層傷害程度。一般認為，頁巖沉積年代普遍較早，高溫高壓作用致使黏土礦物硬度較高，阻礙支撐劑破碎后嵌入，儲層傷害程度較小。但實驗觀察發現支撐劑在高溫環境以及工作流體浸泡作用下，強度下降，破碎成細粒，無法嵌入儲層。研究同時發現，實驗模擬頁巖壓裂作業240 d后，支撐劑與巖石固化程度較低，影響填充層滲流能力甚微，造成的儲層傷害可以忽略。這與之前研究得到關于支撐劑嵌入與巖石固化成巖傷害儲層的理論不一致，需要做大量的實驗工作證明不同的觀點。

Penny Glenn 等［35］（2012）室內控制溫度、閉合應力不變，用非達西流模擬頁巖氣水平井壓裂作業，研究支撐劑尺寸、分布以及種類影響填充層滲流能力及氣相相對滲透率。結果發現，支撐劑顆粒越大，支撐劑填充層導流性、氣相相對滲透率越大。20～40目支撐劑壓裂效果是100目支撐劑壓裂效果的近100倍；20～40目陶粒填充效果優于相同目數砂粒。對比分析北美240口頁巖氣水平井現場生產數據發現，工作流體中添加劑性能與儲層孔隙大小、溫度、壓力等物性不配伍，會堵塞滲流通道，降低絕對滲透率，造成儲層傷害。優選添加劑，可提高裂縫導流能力最多可達100倍。支撐劑填充層導流能力決定頁巖氣水平井壓裂作業產能，填充層導流能力越高，氣井產能越高。填充層導流能力受溫度、壓力、多相流、支撐劑嵌入、非達西流流態以及井眼相對裂縫位置影響。這與常規油氣藏認為儲層壓裂作業后以填充層導流能力評價產能大小的觀點一致，表明頁巖氣儲層壓裂作業效果評價方法與常規油氣藏有相似之處。但Penny Glenn等的研究是建立在頁巖氣完成解吸擴散階段，已進入滲透通道的基礎上，沒有考慮壓裂液是否影響儲層氣體解吸擴散到裂縫中能力。

常規油氣藏傷害理論中，儲層壓裂后導流能力越高，返排能力越高，同時產能越高。但頁巖氣井壓裂液返排量普遍較低，早在Willbery D. M.等［36］（1998）文獻中提及。Willbery D. M.等對比北美Barnett頁巖氣產區壓裂作業參數發現，頁巖氣井壓裂液平均返排量只是總量的20%～50%。進一步對比17口氣井返排流速與返排量關系發現，流速低于7.95×10-2m/s，返排量31%；流速介于（7.95～10.6）×10-2m/s，返排量46%；流速高于10.6×10-2m/s，返排量50%。但沒有進一步說明多大的流速下，返排量可以更高。還有一個遺憾是，沒有進一步研究返排量與產量的關系。但是，文獻告訴我們頁巖氣的壓裂液返排效率較低，與常規油氣藏不同。后來，Wang Q.等［37］（2012）統計 Barnett頁巖氣產區現場壓裂效果同樣發現，與常規油氣藏不同，壓裂液返排量并非越多越好。高產頁巖氣井壓裂液返排量低于30%。用常規油氣藏液相殘留傷害儲層理論無法解釋這一現象，需要采用新方法評價壓裂效果，值得深入研究。Wang Q.等利用儲層傷害氣井與儲層未傷害氣井的生產指數之比（Productivity Index Ratio），建立傷害程度與壓裂液侵入、支撐劑破碎等傷害類型程度間數學模型。分析現場生產數據指出，壓裂液侵入增大儲層支撐劑填充層閉合應力，擠碎支撐劑，堵塞孔隙，降低儲層絕對滲透率。支撐劑破碎降低氣井產能0.6%，但不是主要傷害因素。分析模型認為工作液侵入儲層是影響氣井產能的主要因素，降低氣井產能12.5%；壓裂液殘留，降低氣井產能7%。表明儲層傷害類型多樣，傷害程度不同。

與文獻［36-37］一樣，Li J.等［38］研究北美頁巖氣壓裂作業效果也發現，高產頁巖氣井壓裂液返排量介于20%～40%，低產頁巖氣井返排量遠大于80%。建立考慮裂縫中氣體流動因素的數學模型，研究近裂縫基質傷害對氣井產能影響較小。使用常規滑溜水壓裂液，即使污染區基質滲透率僅為壓裂前初始值的5%，氣井產能也才下降15%以內，傷害程度較小，由液相侵入基質深度和滲透率降低程度決定。滲透率降低是頁巖氣儲層傷害的影響因素，但不是唯一，也不是主要影響因素。在Li J.等研究基礎上，推測頁巖氣從基質進入裂縫的方式并不是常規油氣藏中公認的滲流，而是氣體解吸擴散運動。壓裂液侵入雖降低了滲透率，但并不影響基質內氣體解吸，也不影響向裂縫擴散。

頁巖氣解吸擴散所需賦存空間到底多大？哪些因素影響氣體解吸擴散及影響程度？與工作流體和工藝參數間到底是什么關系？

頁巖氣儲層基質賦存空間尺寸研究多年，可以認為0.005～1 μm。甲烷分子直徑大約是0.000 38 μm，乙烷分子直徑大約是0.000 4 μm，丙烷分子直徑大約是0.000 42 μm。所有甲烷、乙烷、丙烷分子能夠從基質孔隙中自由出入。水分子的直徑是0.04 μm，可能部分進入儲層，不能自由出入。至于哪些因素影響頁巖氣解吸擴散需要進一步研究，這些都是研究頁巖氣在基質孔隙中流動的基礎。

從收集到的關于頁巖氣儲層賦存空間相關文獻看，壓裂過程造成的儲層傷害，已被認識并在滲透率損失以及產量方面做了不少研究工作，特別是開創性運用新的實驗方法、數學模擬開展定性或定量滲透率變化研究，取得了不少成果。但鉆井液、壓裂液等工作液組分影響氣體賦存空間機理，進而影響解吸擴散能力的研究，力度不足。

拋開頁巖氣儲層賦存空間測量技術不說，常規油氣儲滲空間傷害后滲透率降低的思維定向，是頁巖氣儲層賦存空間傷害機理發展的“瓶頸”。

2 頁巖敏感性礦物儲層傷害研究

常規油氣儲層傷害理論中敏感性礦物是指含量較小，但能使儲層滲透率發生較大變化的礦物。以此為理論依據，Holditch Stephen A.［39］（1979）建立氣液相對滲透率與儲層溫度、壓力、深度、氣井生產面積、孔隙度、水飽和度、裂縫長度及初始導流能力間數值模型，研究工作流體傷害頁巖氣儲層。認為頁巖氣儲層黏土礦物含量較高，黏土礦物水化膨脹是導致儲層滲透率明顯下降的主要原因。但沒有深入地研究其傷害程度。

2.1 頁巖敏感性礦物組分特性研究

文獻［6］研究北美頁巖氣產區儲層物性，提出黏土礦物表面類似于干酪根，可以吸附氣體分子。這說明，頁巖氣儲層不同于常規油氣藏，其黏土礦物、干酪根等組分表面吸附、解吸甲烷分子能力可能是氣井產能大小的決定因素之一。黏土礦物受到外來工作流體作用后，不僅水化膨脹影響滲透率，還有可能影響頁巖氣吸附和解吸能力，最終導致其高產穩產困難。同時，干酪根作為頁巖氣吸附介質成為頁巖氣井產能的敏感性組分因素之一，挑戰了常規油氣藏敏感性礦物定義，增加了敏感性礦物的種類，豐富了敏感性礦物內容。

Dfaz A. P.等［40］（2001）研究水基工作液影響頁巖穩定性時提出，頁巖中黏土礦物水化膨脹取決于黏土礦物表面分子間作用力。分子間作用力大小由黏土種類、數量以及微觀結構決定。研究同時發現，頁巖中蒙脫石種類比蒙脫石含量對水化膨脹影響程度更明顯。利用熱重分析法測量不同溫度區間內，不同濕度下，頁巖中水損失量發現，溫度低于55 ℃時，水損失量隨濕度升高下降，這種關聯度隨溫度升高下降。推測頁巖黏土礦物水化膨脹程度在低溫條件下隨液相環境活度變化而變化較為明顯。結合不同頁巖樣品黏土礦物的X射線衍射分析結果，得到結論，不同頁巖黏土礦物種類、含量以及微觀結構差異較大，導致黏土礦物水化膨脹程度不同。Dfaz A. P.等研究結論與文獻［39］中根據頁巖氣儲層黏土含量較高，推測黏土礦物水化膨脹是降低儲層滲透率的主要因素存在差異。頁巖氣儲層中黏土礦物含量、種類差異較大，黏土礦物種類對儲層傷害程度的影響是否類似于頁巖穩定性，影響程度較高？

文獻［8］對比Frio頁巖儲層層狀頁巖和塊狀頁巖黏土礦物含量與比表面積關系發現，層狀頁巖伊利石/蒙脫石混層含量較高，比表面積較大，但層狀和塊狀孔隙度相同。同時發現，Appalachian盆地泥盆系頁巖儲層以伊利石和石英為主，還含有黃鐵礦和干酪根等。而且，即使在South Texas地區Appalachian盆地頁巖氣產區不同井位鉆取頁巖巖樣成分含量差異性較大。以干酪根為例，最高達30%，最低接近0。Howard James J.沒有進一步評價這些組分與滲透率、解吸能力、擴散能力間的關系。但研究結果說明，頁巖氣儲層整體孔隙度與儲層礦物種類和含量無關。Curtis Mark E.等［41］（2011）同樣指出，地區不同，頁巖礦物種類、含量不同。除伊利石、蒙皂石、高嶺石等常見黏土礦物外，還有石英、黃鐵礦等礦物。因此，Curtis Mark E.等認為不同頁巖氣儲層需要準確評價其礦物成分，以此優化開發技術和開發方案，降低可能引發的儲層傷害。這些研究結果，說明頁巖氣儲層礦物組分、分布是十分復雜的，目前還沒有掌握解吸能力、擴散能力與礦物組分、分布間的關系。如果用常規油氣藏的一些理論來解釋頁巖氣儲層傷害機理，就無法指導開發出適用的頁巖氣儲層傷害控制技術，同樣也無法治理儲層傷害。

Deville Jay P.等［42］（2011）切片分析北美部分地區頁巖以伊利石為主，含量24%～55%；其次是蒙脫石/綠泥石混層，28%以下；石英20%～40%。進一步實驗表明，伊利石在水基工作液作用下發生一定程度的運移，但儲層傷害程度較小。蒙脫石、蒙脫石/綠泥石混層、伊利石/蒙脫石混層在水基工作液作用下易水化膨脹，堵塞孔道，造成儲層傷害。文獻［4］綜合利用掃描電鏡、能譜分析儀等設備結合礦物分析技術、毛細管滲吸時間（Capillary Suction Time）測試技術，對比常規油氣藏和非常規油氣藏儲層中黏土礦物含量、產狀以及流體流速、壓力梯度等因素引起水化膨脹造成儲層傷害的程度，發現并非黏土礦物含量越高，傷害程度越大。頁巖中常見伊利石/蒙脫石混層、蒙脫石/綠泥石混層等不能簡單認為是兩種黏土礦物疊加，其產狀、分布情況往往導致實際水化膨脹、運移能力較弱，傷害程度較小。這與常規理論中黏土礦物含量高，易引發黏土水化膨脹的傷害儲層理論基本相同。同時，針對黏土礦物含量較低的儲層在水基流體環境下儲層整體滲透率同樣降低的現象，Davis等發現，測井得到的地層水飽和度比用相對滲透率計算得到的地層水飽和度略小。分析認為水基工作流體進入地層后，受毛細管力作用，在井口和裂縫附近形成局部高含水飽和度區，降低氣相相對滲透率，損害產能。這樣的觀點與Holditch Stephen A.等認為頁巖氣儲層中黏土礦物水化膨脹是導致儲層滲透率下降的主要原因同樣有所不同。陳尚斌等［43］（2011）分析四川盆地南緣下志留系龍馬溪組頁巖礦物成分，發現黏土含量16.8%～70.1%，石英16.2%～75.2%，方解石5.46%。黏土含量總體較國外高。可以看出，不同頁巖氣儲層礦物種類、含量不同，儲層傷害類型及機理不同，不能簡單地認為使用某一種技術可以實現所有頁巖氣井高產穩產。以此推斷，中國頁巖氣開發，需要加強儲層黏土礦物和全巖礦物分析，結合工作流體性能和工藝參數，評價儲層傷害程度，優選開發技術。

2.2 頁巖敏感性礦物傷害研究

目前一些學者已經開始針對頁巖敏感性礦物特征，研究傷害儲層機理。Ramurthy Muthukumarappan等［44］（2011）運用毛細管吸入時間測試儀評價Gothic、Haynesville、Eagle Ford、Barnett頁巖對 4 種不同無機鹽溶液的敏感性發現，巖樣對3%、7%KCl，5%NH4Cl，3%CaCl2溶液敏感性較低，對淡水敏感性較高。同時發現敏感程度隨著頁巖儲層深度增加而降低，推測方解石含量升高，儲層敏感性礦物含量降低所致。類似的研究成果Dfaz A. P.等在文獻［40］中從活度的角度也有所發現。因此，我們可以推測不同頁巖氣儲層對工作流體礦化度的要求不同。需要針對不同頁巖氣儲層敏感性礦物不同，設計合理的工作流體礦化度。目前認為頁巖氣儲層傷害是由于水基工作流體抑制性較低，引起敏感性礦物水化膨脹、分散，傷害儲層。然而文獻［4］也指出，在一些黏土含量較低的儲層中同樣發生水敏性傷害，其原因是由于水鎖（Aqueous Phase Trapping）所致。黏土水化膨脹、分散造成微粒運移傷害是在一定的條件下才能發生。文獻［4］認為，黏土微粒運移引發儲層傷害的前提條件是儲層中黏土微粒位于開放式孔隙中易與工作流體接觸，孔隙、喉道尺寸大于黏土微粒從而提供運移通道。但頁巖氣儲層基質孔隙尺寸較小，不能提供黏土微粒運移通道，所以也就不會發生黏土水化膨脹、分散造成微粒運移傷害儲層。

盡管不同學者對于水基工作液作用下黏土傷害儲層機理不一致，但頁巖賦存空間的特殊性已經被學者所認識，頁巖氣儲層基質孔隙度較小，但天然裂縫中膠結較差的顆粒和人工裂縫中黏土與工作流體接觸后膨脹、分散產生的微粒可能發生運移，堵塞孔隙，傷害儲層。這表明常規油氣藏傷害理論中有些觀點可能不適用，因此需要在充分研究頁巖儲層賦存空間、礦物組分等特性的基礎上，研究不同工作流體與工藝參數可能引發傷害類型及程度。

Zeinijahromi A.等［45］（2012）建立頁巖氣井生產指數與儲層微粒運移、裂縫中微粒累積含量間數學模型，分析頁巖中高嶺石、伊利石、淤泥（Silt Particle）、非晶質硅形成微粒運移狀況。研究發現微粒流過儲層，發生類似多種分子溶液流過凝膠色譜柱一樣產生分子篩效應，一些微粒嵌在儲層孔隙中，堵塞氣流通道，降低儲層滲透率，氣井產能下降。得到這一結論的還有 Alramahi B.等［46］（2012），室內模擬頁巖壓裂作業發現，壓裂作業初期，黏土礦物含量高是影響支撐劑嵌入的主要因素，其他影響因素包括巖石剛度、地層應力等。同時，通過室內實驗證明在3.45～6.89 MPa圍壓下，20～40目支撐劑嵌入頁巖柱塞降低了巖樣裂縫滲流能力，傷害氣井產能。

大部分文獻在評價黏土影響滲透率進而影響產能。實際上，頁巖氣儲層中一些組分可能影響滲透率進而影響產能，還應有一些組分影響了解吸擴散能力進而影響頁巖氣產能。影響頁巖氣產能的儲層敏感性礦物到底有哪些？

與碎屑巖、碳酸鹽巖相比，頁巖氣儲層黏土含量較高，用常規油氣儲層傷害理論分析，應得到的結論是，工作流體與蒙脫石、蒙脫石/綠泥石混層等黏土礦物不配伍，容易引發水化膨脹、分散、運移，堵塞孔道，降低儲層滲透率，造成儲層傷害。但研究過程中發現，頁巖氣儲層中黏土礦物種類、產狀不同于常規油氣儲層，與工作流體接觸程度以及膨脹、運移程度較低，這是否與頁巖氣儲層滲透率較低、工作流體侵入程度低有關？同時，頁巖黏土礦物表面對氣體分子具有吸附效應，工作流體對黏土的影響會不會進而影響黏土的吸附以及解吸能力，以及有機物是不是儲層“敏感性礦物”等問題，需要進一步研究。

研究已經初步表明，頁巖氣儲層“敏感性礦物”應該是儲層敏感性組分，是指影響頁巖氣解吸、擴散及滲流能力的儲層組分。至于頁巖氣儲層敏感性組分特征對頁巖氣產量的影響同樣需要進一步的研究并提出相應的評價方法以及控制措施。

3 頁巖巖石表面性質儲層傷害研究

與儲層傷害相關的巖石表面性質，主要是巖石表面潤濕性。潤濕性常用界面張力來表征。常規油氣儲層傷害理論認為，巖石表面潤濕性控制孔隙中毛細管力大小、氣相分布以及孔喉中微粒運移，可能造成有效滲透率下降。大多數情況下，巖石潤濕性與水鎖傷害關系密切。

3.1 頁巖表面潤濕性特性研究

Holditch Stephen A.基于常規油氣藏理念，推導出儲層毛細管力與孔隙度、絕對滲透率、水飽和度、表面張力間數學模型發現［39］，一定含水飽和度下，毛細管力由儲層孔隙度、滲透率決定。孔隙度越大，滲透率越高，毛細管力越小。特低滲氣藏中，儲層孔隙度和毛細管力決定壓裂液返排效果。毛細管力增大，返排效果降低，產能降低。其原因認為是儲層滲透率越低，毛細管力越大，地層水鎖的可能性越大。這一結論與文獻［36-38］統計頁巖氣井現場產能與壓裂液返排量間成負相關有沖突。表明常規油氣藏傷害理論中，毛細管力增大降低液相返排效果，產能低，在頁巖氣儲層中并不一定成立。同時，Holditch Stephen A.通過計算機模擬發現，儲層滲透率下降至初始值的0.1%時，儲層發生水鎖傷害，產能降幅接近100%。推測其原因可能是黏土礦物表面親水所致。Holditch Stephen A.沒有區分頁巖氣儲層整體滲透率和基質滲透率，其建立數學模型可靠性較低。同時，認為黏土礦物表面親水與Perrodon Alain［47］提出頁巖儲層中有機質孔隙表面親油，儲層礦物表面吸附極性分子后同樣表現出親油性相矛盾。所以，Holditch Stephen A.對數學模型推導結論的解釋存在不合理之處。導致這樣的原因不是研究者本身的原因，而是頁巖氣儲層表面性質復雜所致。

一是，頁巖氣儲層表面性質到底是親水還是親油？由此引發液鎖傷害的機理是怎樣的？是如常規油氣藏中僅僅降低滲透率從而降低產能，還是液相進入頁巖基質，影響氣體解吸擴散從而降低產能，又或者兩種傷害模式同時存在？

二是，目前大多數頁巖氣鉆井認為使用油基鉆井流體比較合適。使用油基鉆井流體的目的是穩定井壁還是儲層保護？如果用于儲層保護，基質內部有機質吸附鉆井液中油會不會降低儲層滲流能力甚至解吸能力、擴散能力？還有原先親水礦物吸附鉆井液中表面活性劑轉化為親油會不會降低儲層滲流能力甚至是解吸能力和擴散能力？以上這些疑問在常規油氣藏中存在不確定性，對于頁巖氣儲層更是一時難以準確回答的疑問。需要進一步深入研究巖石表面潤濕性。

三是，用油基鉆井液鉆完后，再用水基壓裂液壓裂。大量漏失進入頁巖氣儲層的油基鉆井液和后續進入的水基壓裂液之間如何相互影響？以及對頁巖氣儲層潤濕性又會有怎樣的影響？值得深入研究。

在此之后，Mahadevan Jagannathan 等［48］（2003）用低滲油氣藏柱塞巖心氣體驅替實驗證明，巖石潤濕性從親水轉變為親油，有利于氣相驅替小尺寸孔隙中殘留液相，改善水鎖解除效果。同時，儲層表面性質轉變可以提高鹽水汽化速率，降低儲層液相殘留量。以此為由，推薦通過添加表面活性劑、化學處理劑等提高工作流體與儲層巖石表面配伍性，改善工作流體返排效果，降低水鎖傷害。得到同樣結論的還有 Parekh Bimal等［49］（2004）。對比相同生產壓差、絕對滲透率下，不同巖石潤濕性對毛細管力曲線、相對滲透率曲線影響，發現巖石表面親油有利于減輕水鎖傷害。因此建議使用親油性壓裂液，可減少儲層相對滲透率下降的負面影響，利于產能恢復。文獻［26］在認為壓裂液影響頁巖基質表面氣體流動的基礎上，進一步研究頁巖氣儲層裂縫基質絕對滲透率與產量關系發現，不同于常規油氣儲層，近裂縫基質絕對滲透率傷害小于90%，產能下降幅度較小；絕對滲透率傷害大于90%，產能降低明顯；絕對滲透率傷害99.9%，才會發生嚴重水鎖傷害。并推斷絕對滲透率下降的主要原因是黏土水化膨脹。這個結論和大家認為滲透率是決定因素有些不同。基質滲透率恢復在10%以上，產能下降幅度較小，表明10%的滲透率足以使氣體從孔隙裂縫中解吸、擴散，低于這個值，就無法解吸、擴散。因此，認為頁巖氣儲層傷害應該存在解吸臨界傷害量和擴散臨界傷害量。其大小可用解吸臨界傷害指數和擴散臨界傷害指數來定量表示。但具體表征方法，由于涉及理論因素和技術因素很多，深入研究后才能確定。

3.2 頁巖壓裂工程傷害潤濕性研究

目前，學者集中于壓裂作業中工作流體、施工參數傷害頁巖潤濕性研究，也取得了一定的成果。Penny G. S.等［50］（2006）分析 Barnett頁巖壓裂作業參數、產量、瞬間關井壓力等現場生產數據以及毛細管力、氣相相對滲透率、液相飽和度等實驗參數指出，工作流體與巖石界面張力是污染帶毛細管力較高的原因之一。當地層壓力不足以克服毛細管力，易引發水鎖傷害。以此為依據，提出使用微乳化這類界面張力極低的壓裂液，降低工作液與巖石間界面張力，改善巖石表面潤濕性帶來的不利影響。

Mahadevan Jagannathan 等［51］（2007）建立毛細管力、氣體壓縮性、壓降、溫度以及滲透率等參數間數學模型研究飽和液相孔隙中氣體流動提出，頁巖氣開采生產壓差建立后，液相在毛細管力和生產氣流作用下從氣體高飽和度區流向低飽和度區，最終流向井口。井口高溫環境的蒸發作用，有利于減輕水鎖。提高流體速度，有利于清除殘留工作液。文獻［28］通過實驗動態模擬壓裂過程也認為，氣流流速下降嚴重影響儲層中殘留工作液清除效果。流速越高，工作液清除效果越好。

Mahadevan Jagan 等［52］（2009）利用線性流進入裂縫的數學模型研究水鎖原因及解除對策發現，低孔隙度氣藏，毛細管壓力較大，氣體緩解水鎖傷害能力較差，壓裂液排出效率越低。液相侵入深度較小時，解除水鎖主要方式是毛細管力自吸；液相侵入深度較大，解除水鎖主要方式是毛細管力自吸和蒸發；侵入液黏度較大，毛細管力作用可忽略，解除水鎖主要蒸發為主。遺憾的是，Mahadevan Jagan等沒有與生產結合起來分析實際作業效果。研究結論和水鎖嚴重導致返排低一致的是文獻［50］，Penny G. S.等在分析頁巖氣井現場生產數據時指出，鉆井、完井、修井和排采等作業過程中，水基工作液侵入是引發水鎖的主要原因。頁巖氣儲層壓裂作業時，壓裂液侵入深度越大，水鎖越嚴重，儲層傷害也越嚴重。這2篇文獻中關于水鎖嚴重導致返排低的研究成果乍一看，可以用文獻［18］指出的頁巖中有機多孔介質表面親油致使水鎖概率較高來解釋。但Wang F. P.等在文獻［18］中提出，頁巖氣儲層對氣液混合流體具有“過濾”作用，阻礙液相進入有機質內部，從而在有機質孔隙內部形成氣體單相流，沒有液相進入就無法水鎖。文獻［18］進一步研究指出，游離氣在有機質和無機質通道中流動受滑脫效應影響，不符合達西定律。但是，游離氣在裂縫中的流動符合達西定律。這可能為建立單一流體數學模型提供了依據，又對用滲流模型的合理性提出了挑戰。

關于儲層表面潤濕性影響水鎖傷害，文獻［29］在研究生物被膜傷害儲層時進一步發現，在低滲透率儲層中，毛細管力大，液相返排效果差，引發水鎖傷害。表面親油支撐劑清除液相效果好于親水支撐劑。進一步印證了文獻［49］的結論。問題是，現場實踐已經表明，返排效果差，不一定產量低。看來實驗室的研究，還沒有擺脫常規油氣藏的實驗方法。頁巖氣儲層傷害評價實驗設計，合理性、實用性很重要。

Guo Boyun 等［53］（2011）建立頁巖氣井生產效率與儲層整體孔隙度、整體滲透率等物性參數及壓裂液濾失系數、粘度系數等流體性能參數間數學模型計算發現，壓裂作業中裂縫填充層滲透率傷害影響氣井生產效率的程度，由儲層整體孔隙度、整體滲透率等儲層物性和壓裂液濾失系數、粘度系數等工作流體性能共同決定。模擬裂縫長度609.6m（2 000 ft），寬度 30.5 m（100 ft），工作流體濾失系數（0.61～3.05）×10-3m/min0.5，初濾失系數（0.041～0.41）×10-3m，工作流體侵入深度0.518～9.650 m，且工作液侵入深度隨著濾失系數、初濾失系數增大而增大。頁巖氣儲層物性決定裂縫填充層傷害發生與否，壓裂液性能參數決定傷害程度。但沒有定量傷害程度與儲層物性、壓裂液性能之間的關系。

對于壓裂液性能影響產能，LeBlanc Don等［54］（2011）對比滑溜水與液態丙烷壓裂液壓裂北美Frederick Brook頁巖效果時發現，使用液態丙烷壓裂液造縫效果優于滑溜水，裂縫有效半徑為后者的兩倍。同時，壓裂液返排率遠高于滑溜水，接近100%。氣井初始產量同時提高。文獻認為，液態丙烷壓裂液與儲層巖石間界面張力低于滑溜水壓裂液，導致返排率較高。

Cheng Y.［55］（2012）建立頁巖氣儲層整體滲透率、液相相對滲透率與儲層溫度、壓力、孔隙度、水飽和度、裂縫長度、導流性以及工作流體排量、侵入深度等因素間數值模型，研究儲層中水相運移、分布，發現儲層整體滲透率、毛細管力、污染帶液相相對滲透率等因素，控制液相在地層中的流動和分布，決定水基工作液返排效果。其中，毛細管力影響液相清除效果作用較大。正常情況下，滑溜水返排量只有注入量的10%～20%，大部分殘留在地層中，提高儲層中液相飽和度，降低氣體流速。Cheng Y.計算裂縫中液相流動規律發現，污染區毛細管力增大導致相對滲透率降低，水鎖傷害發生。如果污染區外圍儲層毛細管力較高，將液相迅速吸入頁巖基質，有利于降低污染區液相飽和度，提高氣井產能。這一結論是不是可以解釋低返排高產能原因？液相在基質和裂縫中，如果被迅速吸入，則提高產量，同時降低液相返排量；如果不能被迅速吸收，則產量不高，而液相返排量較高，這取決于地層自身特性。可見，關于這方面的原因還需要從頁巖氣儲層的理化性能入手。同時，也為研究壓裂液改造儲層的產量效果，提出一個標準。即評價工作流體是否被儲層基質所吸收以及吸收程度大小。

看來，頁巖氣儲層巖石表面是親油的。常規油氣藏儲層表面潤濕性引發水鎖傷害，造成產能下降研究成果相對較多。部分學者將常規油氣藏研究成果運用于頁巖表面潤濕性研究，提出改善鉆井液、壓裂液等工作流體與儲層配伍性等措施是降低水鎖傷害的有效手段。但頁巖氣現場壓裂作業效果表明，常規油氣藏中水鎖傷害條件、機理并不完全適用于以吸附為氣體主要存儲方式的親油性頁巖氣儲層。

頁巖內部賦存空間結構復雜，有機質和無機礦物交互分布，導致頁巖表面潤濕性并非單一親水或者親油，還會因為工作流體不同發生變化。頁巖氣開發過程中潤濕性如何變化以及是否僅僅影響儲層滲透率，對氣體解吸、擴散影響如何，均缺乏研究。但有一點可以肯定，工作流體殘留于頁巖中會影響產能，至于向提高產能發展還是向降低產能發展，需要更深一層次的研究。

4 頁巖氣藏環境儲層傷害研究

頁巖氣存在的儲層，有溫度、壓力和應力等自然條件，稱之為頁巖氣藏環境。既是儲層傷害的內因也是儲層保護方案的重要參數。由于溫度和壓力參數以及有機質種類及含量影響吸附和解吸性能，吸附和解吸溫度、壓力也是頁巖氣環境的重要因素。

4.1 頁巖氣藏環境特性研究

2011年，Curtis Mark E.等在文獻［41］研究儲層礦物類型與儲層傷害的關系時也指出，氣藏環境主要是指儲層的壓力、溫度、鹽度、pH值、水飽和度等，但沒有進一步研究它們與儲層傷害間的關系。文獻［38］利用常規油氣儲層傷害理論分析頁巖氣儲層溫度、壓力等物性參數影響水基鉆井流體性能時認為，頁巖氣儲層高溫高壓環境削弱水基工作液性能，易增加儲層中液相殘留量，降低儲層絕對滲透率，造成儲層傷害。低滲氣藏中，地層壓力是污染帶工作流體返排效果的決定因素之一。

與此有異曲同工的是，文獻［22］評價影響壓裂效果相關因素時指出，低滲非常規氣藏中，生產壓差是決定污染區液相清除效果的主要因素之一。如果儲層壓力太低，生產壓差可能無法解除液相侵入傷害儲層。文獻［50］通過室內模擬實驗研究巖樣柱塞液相返排體積與氣體流速間關系，進一步驗證文獻［22］的結論，指出低滲氣藏開發中，生產壓差越大，水鎖清除效果越好。文獻［29］研究生物被膜對氣體流動影響后認為，如果生產壓力小于或較為接近毛細管力，毛細管效應造成水鎖傷害更為嚴重。文獻［49］利用Texas大學化學驅計算機模擬程序，推導出生產壓差與毛細管力比值和儲層水飽和度、氣井液相返排周期間數學關系時同樣發現，生產壓差與毛細管力比值越大，氣流速率越高，井眼附近液相蒸發速率越高，抑制水鎖傷害效果越好。對比現場的研究成果不難發現，這些室內研究成果基于室內實驗或者數學模型。與實際情況不同的是，室內可以加大驅壓，而生產現場地層壓力是一定的，且頁巖氣井氣帶水生產，大幅度降低壓差比較困難。根據頁巖氣儲層特點，深化細化室內研究工作，也是頁巖氣儲層傷害的一個重點和難點。

劉洪林等［56］（2009）預測四川盆地頁巖氣較有利地層是下志留統龍馬溪組和下寒武統九老洞組，地層深度分別在2 188～4 131 m和1 948～4 618 m，屬于海相沉積。聶海寬等［57］（2009）指出，中國南方地區頁巖有利區預測深度為3 800 m。目前缺乏文獻研究我國頁巖氣儲層溫度，大部分研究人員仍然利用地層溫度梯度確定室內實驗溫度參數，這降低了室內實驗的精確性和可靠性。與文獻［43］統計北美三大頁巖產區井深1 219～4 267 m和井底溫度49～193 ℃，比較相近。但我國略深。Volk L. J.在文獻［23］對比22 ℃和70 ℃下，以氮氣為介質，在6.9 MPa圍壓下，測量低滲透率儲層柱塞浸泡壓裂液前后整體滲透率降低程度，研究壓裂液侵入頁巖氣儲層的傷害程度，發現溫度越高，傷害程度越大。認為不同溫度下，壓裂液粘度不同導致侵入低滲透率儲層柱塞程度不同，傷害儲層程度不同。Deville Jay P在文獻［42］中分析水基工作液在北美Haynesville、Fayetteville、Barnett頁巖氣產區應用情況也指出，普通水基工作液在各種地層鉆孔時受地層壓力和溫度等環境影響較大，頁巖氣儲層也不例外。頁巖氣儲層高溫高壓環境對水基工作流體密度、濾失性控制提出了更高的要求。

Freeman C. M.等［58］（2010）整理北美主要頁巖氣產區氣井儲層水飽和度數據指出，New Albany頁巖氣儲層水飽和度為80%，Lewis頁巖氣儲層為20%，總體平均值為50%。不同頁巖氣儲層，含水飽和度不同。建立氣井產能與含水飽和度、氣體解吸量、熱效應以及非達西流之間輔助函數，分析函數認為高含水飽和度對頁巖氣產能影響較小，但會大幅度增加氣井出水量。這為理想頁巖氣井高產量低返排量的解釋提供了研究方向。

4.2 頁巖氣藏環境傷害研究

目前對頁巖氣藏環境傷害的研究仍然處于起步階段。King George E.［59］（2010）研究北美頁巖氣產區氣井產量與井深關系，推測儲層壓力在成藏過程中起重要作用。多數情況下，地層壓力越大，孔隙和天然裂縫中氣體儲集量越高，有機質吸附氣含量也越高，潛在產能越大。遺憾的是，King George E.沒有進一步深入研究地層壓力對頁巖氣吸附解吸以及擴散的影響，缺乏具體實驗方法和實驗數據。

文獻［11］建立頁巖氣井產量與儲層整體滲透率、溫度、壓力等儲層物性間數學模型，研究不同深度頁巖氣儲層，氣體滑脫效應對產能影響時發現，500 m以上淺地層氣體滑脫效應對產能影響較大，500～1 000 m存在一定影響，1 000 m以下深地層影響幾乎為零。可以看出，不同深度儲層地層壓力不同，影響氣體滲流不同，但是否影響氣體解吸、擴散仍需研究。

段永剛等［60］利用Langmuir等溫吸附方程描述頁巖氣吸附解吸現象，結合頁巖氣滲流特征建立頁巖氣儲層基質、裂縫雙重介質壓裂井滲流模型，反演頁巖氣井產能遞減曲線。發現相對于常規油氣藏，頁巖氣解吸特性促使產能遞減較慢且生產周期較長。Langmuir體積越大，壓力傳播越慢，壓力遞減越慢。增加人工裂縫長度只能短期提高產能，長期效果一般。段永剛等的言外之意是，儲層加大壓裂規模只是增加初期單井日產量，對提高頁巖氣井穩產意義不大。這與文獻［9］和［3］發現頁巖氣儲層孔隙相互連通，無需壓裂作業同樣產量理想相對應。

Wade Adam 等［61］（2012）運用商業化地質和油藏模擬軟件結合北美Marcellus頁巖氣儲層參數，研究壓裂作業前后儲層中應力場變化，發現壓裂作業后井眼附近儲層應力集中較高，隨開采時間增加不斷上升。裂縫越短，應力峰值越高。過高的應力易破壞井眼規則性及管柱完整性，降低氣井壽命。這可能是對壓裂造成儲層傷害的又一新的研究方向。至于應力與儲層產能的關系有待于進一步研究。

張志英等［62］（2012）利用壓力 0.1～20 MPa、溫度最高達200 ℃實驗設備，研究鄂爾多斯盆地頁巖巖樣吸附、解吸規律發現，頁巖吸附量隨著壓力增大而增大，隨著溫度升高而降低。提出頁巖黏土含量較高，使用Langmuir模型模擬效果較差，使用修正后雙Langmuir模型擬合效果較好。與其有相似結論的是，李武廣等［63］（2012）通過對四川盆地下志留統龍馬溪組巖樣吸附、解吸實驗發現，溫度越高，頁巖吸附能力越低。隨著溫度升高，頁巖解吸量增大，升溫可以提高頁巖解吸時間和解吸速率。認為頁巖氣吸附、解吸作為瞬間變化過程，需要更加精密的研究手段和設備做進一步研究。LihuiLab在完成頁巖吸附解吸室內評價實驗時，也發現了一些特殊現象。分析數據時，懷疑目前的氣體吸附解吸理論對頁巖氣吸附解吸的適用性。

Magara K.［64］提出，頁巖中驅動水的鹽度只有頁巖束縛水濃度的1/3，活度低，黏土吸收驅動水能力強。文獻［9］粉碎50份Appalachian盆地泥盆系頁巖樣品，利用Dean-Steak抽提器測得鹽度（4.9～19.2）×104mg/L，頁巖氣儲層垂直方向上鹽度變化較大。提出鹽度分布與干酪根含量有關。但沒有進行實驗測量，缺乏具體數據支持。文獻［10］實驗研究認為，頁巖巖樣干燥后殘留鹽分充填孔隙，導致室內孔隙度測量誤差，誤差最高達0.5%。Orangi A.等［65］實驗發現頁巖氣儲層中鹽度分布不均勻。文獻［4］提出，工作流體鹽度過高，導致儲層黏土礦物分散、運移，堵塞孔隙，引發儲層傷害。目前就收集到的文獻來看，缺乏系統研究頁巖氣儲層中鹽度分布、大小變化范圍，更沒有形成鹽度傷害儲層機理及程度的成熟理論。文獻［4］利用毛管吸入時間測試不同頁巖對工作流體鹽度敏感性發現，不同頁巖氣儲層礦物組分、含量以及井底溫度不同，敏感程度不同。這些研究成果為淡水工作液造成黏土水化膨脹、堵塞孔道提供了一定的證據。因此，大多數學者認為選擇油基工作流體。但是，沒有有效的證據證實油基能夠保護儲層。因此，需根據不同頁巖氣儲層礦物種類、含量及溫度、鹽度等物性，選擇合適的工作流體及施工工藝，降低儲層傷害。

頁巖氣藏環境與常規油氣藏環境相比，涉及因素更多，影響儲層產能機理更復雜，目前研究還很不系統。頁巖氣藏不同于常規油氣藏，儲層中氣體分子吸附、解吸過程受溫度、壓力影響較大。同時，目前大規模水力壓裂返排量較低，導致頁巖氣儲層氣體流動環境以氣液混合相為主。較高的液相飽和度對頁巖氣解吸、擴散影響缺乏研究。但可喜的是，一些學者已經開始研究頁巖氣儲層溫度、壓力等環境參數變化對儲層產能影響。下一步應結合頁巖氣儲層特性研究，弄清楚頁巖氣鉆完井、壓裂、排采作業過程中儲層環境參數變化規律，為研究環境與產能間的關系奠定基礎。

5 頁巖氣流體性質儲層傷害研究

頁巖氣流體性質，是指頁巖氣中甲烷、二氧化碳、水相等不同組分以及頁巖氣自身物理化學特性。外因作用下，頁巖氣組分含量、物理化學性質變化可能成為儲層傷害潛在因素，引發產能變化。

文獻［47］在研究北美North Dakota州Bakken頁巖氣儲層表面性質時也研究儲層礦物組分對氣體分子吸附脫附效應指出，頁巖氣是富含有機質頁巖儲層中形成的單相連續流，液相含量增高，毛細管力作用下堵塞氣流通道，降低氣相滲透率。文獻［18］對比北美 Haynesville、Barnett、Marcellus產區頁巖孔隙度分布提出，頁巖有機質孔隙和無機礦物孔隙表面潤濕性、孔隙尺寸及微觀結構不同，對氣流流動影響程度不同。有機質孔隙過濾氣流中液相，形成氣相單相流。無機礦物中氣體流動在液相與儲層巖石間毛細管力作用下，形成氣液混合流。但沒有進一步研究，頁巖氣在開采過程中，流體的組分或含量會發生變化，造成變化的影響因素，以及組分變化所帶來的儲層傷害。文獻［24］研究泥盆紀頁巖氣開采過程中氣體成分變化時發現，頁巖氣主要成分隨生產時間不斷變化，其中甲烷、乙烷組分比例隨時間增長而下降。Schettler Jr P. D.等由此推測，頁巖氣是不同裂縫流出不同氣體，然后匯聚的混合氣。不同氣體在儲層中吸附解吸特性不同，乙烷吸附能力大于甲烷，導致氣流中乙烷相對甲烷比例不斷增加。但沒研究組分或含量變化對產能帶來的影響和對策。

Ambrose Ray J.等［66］（2011）測定 Barnett、Eagle Ford、Marcellus頁巖氣儲層流體主要由甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳組成。文獻［65］在研究頁巖氣儲層物性對水平井壓裂技術產能的影響時，也指出Eagle Ford有些頁巖氣井生產的頁巖氣含有少量凝析油、易揮發油等，但沒有研究不同組分具體含量。氣體中存在二氧化碳這個問題，文獻［42］研究頁巖氣井氣流對水基鉆井流體性能影響時指出，頁巖氣儲層中含有二氧化碳氣體，在流向地面過程中，削弱工作流體性能，增加儲層液相殘留量，造成儲層傷害。利用這些研究結論可以推測，生產過程中頁巖氣儲層溫度、壓力等環境因素變化，可能引發頁巖氣相態、種類等變化，導致液鎖、積液等，傷害儲層，進而影響儲層產能。

頁巖氣儲層流體性質對儲層造成的傷害，只是運用常規油氣藏評價思路和評價方法，處于發現問題階段。尚未發現結合頁巖氣組分和含量以及變化的文獻，研究頁巖氣鉆完井、增產改造、排采和提高產收率作業中儲層流體可能引發的儲層傷害程度及傷害機理。常規氣井自身流體造成的產能下降，已在產氣過程中成為十分重要的考慮因素和亟需解決的問題。而頁巖氣因為涉及氣體的解吸、擴散，情況更加復雜。應該說，研究頁巖氣排采過程中流體的變化對產能的影響，關系頁巖氣井實現高產穩產對策和措施，意義重大。

6 結論

目前，大多數學者認為鉆井和壓裂是頁巖氣開發兩大關鍵工程，有少數學者已提出質疑。盡管三十多年來，集中于鉆井和壓裂儲層傷害的文獻較多，壓裂更集中。這可能是認為壓裂可以提高頁巖氣產能并克服壓裂前的所有的儲層傷害所致。這種以常規油氣藏評價方法為出發點的研究成果是，以孔隙度和滲透率宏觀特性為基礎，評價鉆井、壓裂過程中，特別是壓裂過程中聚合物、支撐劑對儲層的傷害，取得進展。至于細菌、黏土、儲層環境和流體特性等對儲層產能的影響剛剛起步。遺憾的是，儲層傷害的機理研究大多停留在用物理模型建立的數學模擬上，微觀證據不多，有些研究成果還存在差異甚至矛盾，有些可以相互解釋但缺乏系統歸納。所有這些問題，不能完全歸結于研究者的實驗手段或研究方法，還有部分原因是頁巖氣作為一種新的能源，產能影響因素的復雜性和多樣性，也是重要的原因。

不管怎樣，相信伴隨著頁巖氣投入加大，高產穩產是回報的標志。頁巖氣儲層傷害問題，逐漸會為從事頁巖氣勘探開發工作的人們所重視，在未來的幾年里，應重點做好兩方面工作。

一是，全面展開頁巖氣儲層傷害基礎理論研究。針對頁巖氣解吸、擴散和滲流特點，全面開展頁巖賦存空間、敏感性組分、儲層表面性質和氣藏環境、流體性質等潛在的儲層傷害因素，為頁巖氣開發前儲層傷害控制和開發后儲層傷害評價提供理論依據。

二是，重點研究頁巖氣儲層傷害評價方法。在基礎理論的指導下，結合現場勘探開發過程，配套從室內到現場的系統評價方法。先室內評價儲層優劣以及開發技術適用性，然后發展數學和計算機結合的礦場評價方法。

總之，頁巖氣開發剛起步，頁巖氣儲層傷害研究需做大量的、有效的實驗工作和現場生產數據分析。

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（修改稿收到日期 2013-07-02）

Review to shale gas formation damage for 30 years

ZHENG Lihui1,2, WEI Panfeng1

（1. College of Petroleum engineering,China University of Petroleum,Beijing102249,China;2. CNPC Key Laboratory for Petroleum Drilling Engineering Lost Circulation Control Division,Wuhan430100,China）

The current researches on shale gas formation damage derive from the conventional theory of sandstone reservoir and carbonate rock reservoir. To review the researches of shale gas formation damage, factors affecting penetration ability were focused on.It was thought that the internal factors have mainly been recognized as listed below: the low-permeability leads to water block; the high content of clay tends to swell and block channels; shale surface capillary force increases resistance to gas fl ow; the conditions of high temperature and high pressure do harm to the performance of working fl uids and easy to increase the reservoir fl uids residual; the CO2fl ow contaminates the working fl uids and increases the residual. While the external factors of formation damage include the following items: the swell of clays caused by the insuff i cient inhibition ability of working fl uids; the invasion and residual of working fl uids as well as the additives; the biof i lms generated by working fl uids obstruct gas fl ow in reservoir; and the liquid volatilization speed around the borehole is too low to prevent water blocking and causes channel blocking, which results from low production pressure. The mechanisms of the formation damage during desorption and diffusion process in shale gas has not been systematically researched as well as the effects of different processes such as drilling and completing, reservoir stimulation and drainage on desorption and diffusion capacity. The basic theory on the formation damage of the shale gas has not been established. Moreover, there is no agreed evaluation criterion on shale gas formation damage indoor and in the fi eld on shale gas.

shale gas; formation damage; permeability; working fl uids; desorption; diffusion

鄭力會，魏攀峰. 頁巖氣儲層傷害30年研究成果回顧［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：1-16.

TE258

A

1000 – 7393（ 2013 ） 04 – 0001 – 16

中國石油科技創新基金“頁巖氣儲層傷害機理研究”（編號：2011D-5006-0207）資助。

鄭力會，1968年生。2005年獲中國石油大學（北京）油氣井工程博士學位，主要從事儲層傷害基礎理論與控制技術研究，研究員，博導，楚天學者特聘教授。電話：010-89733378。E-mail：zhenglihui@cup.edu.cn。

〔編輯

付麗霞〕