油气藏评价与开发

编号	长度/cm	直径/cm	取样深度/m	孔隙度/%	渗透率/10^-3μm²
1	6.680	2.490	3 441.89~3 441.92	3.625	0.003 335
2	6.372	2.488	3 441.54~3 441.56	3.951	0.003 246
3	5.050	2.486	3 440.12~3 440.14	2.116	0.008 241

编号	长度/cm	直径/cm	取样深度/m	孔隙度/%	渗透率/10^-3μm²
1	6.680	2.490	3 441.89~3 441.92	3.625	0.003 335
2	6.372	2.488	3 441.54~3 441.56	3.951	0.003 246
3	5.050	2.486	3 440.12~3 440.14	2.116	0.008 241

岩心	有效应力/MPa	最大损害率/%
未支撑缝岩心	25	98.45
45	98.98
65	99.14
支撑缝岩心	25	95.79
45	96.19
65	97.44
基质岩心	25	55.93
45	90.72
65	93.48

岩心	有效应力/MPa	最大损害率/%
未支撑缝岩心	25	98.45
45	98.98
65	99.14
支撑缝岩心	25	95.79
45	96.19
65	97.44
基质岩心	25	55.93
45	90.72
65	93.48

蠕变效应下页岩压裂分区渗透率动态演变特征实验研究

江松莲 1 , 叶铠睿 1 , 钱超 1 , 张森林 2 , 秦佳正 2 , 汤勇 2

油气藏评价与开发 | 油气开发 2026,16(3): 650-656

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油气藏评价与开发 |油气开发 2026 , 16 (3) : 650 -656

蠕变效应下页岩压裂分区渗透率动态演变特征实验研究

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江松莲1, 叶铠睿1, 钱超1, 张森林2, 秦佳正2, 汤勇2

作者信息

¹　中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，四川　　成都　610051

²　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　610500

通讯作者:

秦佳正（1993—），女，博士，副研究员，主要从事非常规油气藏渗流理论、储气库及CO₂埋存、人工智能在油气领域的应用研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail： jqin_swpu@163.com

作者简介:

江松莲（1993—），女，硕士，工程师，主要从事油气藏开发研究工作。地址：四川省成都市成华区猛追湾6号，邮政编码：610051。E-mail： jiangsl_dyy@cnpc.com.cn

Experimental study on dynamic evolution characteristics of permeability in shale fracturing zones under creep effects

SONGLIAN JIANG1, KAIRUI YE1, CHAO QIAN1, SENLIN ZHANG2, JIAZHENG QIN2, YONG TANG2

Affiliations

¹ Shale Gas Exploration and Development Project Management Department, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan 610051, China

² State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China

出版时间: 2026-05-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025204

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关键词

页岩气 / 有效应力 / 渗透率动态演变 / 蠕变效应 / 压裂分区

Key words

shale gas / effective stress / permeability dynamic evolution / creep effect / fracture zoning

引用本文

江松莲, 叶铠睿, 钱超, 张森林, 秦佳正, 汤勇. 蠕变效应下页岩压裂分区渗透率动态演变特征实验研究. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (3) : 650 -656 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025204

SONGLIAN JIANG, KAIRUI YE, CHAO QIAN, SENLIN ZHANG, JIAZHENG QIN, YONG TANG. Experimental study on dynamic evolution characteristics of permeability in shale fracturing zones under creep effects[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (3) : 650 -656 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025204

正文

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随着“碳达峰”与“碳中和”战略的持续推进，天然气在清洁能源结构中的地位日益凸显，成为能源系统中的重要支撑^[1]。作为非常规天然气资源，页岩气的开发受到国家政策和市场的广泛关注^[2-5]。中国陆相页岩分布广泛，其纹层组合的非均质性对储层物性、裂缝扩展及烃类富集具有关键控制作用^[6]。然而，页岩层固有的低孔、低渗特性及复杂的裂缝网络，导致传统钻井方式难以满足高效开发的技术要求^[7-8]。目前，现场开发主要采用水平井结合多段压裂技术^[9-11]。在裂缝改造过程中，确保裂缝具备长期稳定的导流能力是评价改造效果的关键标准^[12]。多种因素会制约裂缝的导流能力^[13]，包括：①在高闭合压力作用下，地层将支撑剂压入裂缝面，导致缝宽减小^[14-15]；②压裂碎屑或支撑剂运移并在流动通道中堆积，造成流体渗流能力下降^[16]；③储层岩石发生随时间累积的黏弹性变形；④生产阶段孔隙压力降低导致有效应力增大，支撑结构被压实，导流效率降低；⑤水岩相互作用（水化作用）对岩石强度与裂缝稳定性造成不利影响^[17-20]。

页岩中富含的矿物和有机物成分使其在长期应力作用下表现出时效变形特性^[21]。即使外部施加的应力保持不变，岩石内部应变仍可能缓慢增长，这表明岩石的变形行为不仅取决于受力大小，还与加载时间密切相关。在更高应力条件下，达到相同变形程度所需的时间会显著缩短。水力压裂裂缝是流体的主要渗流通道，若裂缝开度受到严重影响，局部渗流能力会大幅下降。页岩储层在长期开采过程中，其结构会经历持续的蠕变演化过程，导致支撑剂逐渐嵌入裂缝面，引发裂缝闭合与缝宽减小，造成裂缝导流能力下降，进而影响单井产气水平^[22]。导流能力的降低会进一步影响开发效果^[23-24]。同时，裂缝的存在会显著加速蠕变发展过程，并对裂缝导流特性产生深远影响。水平井大规模体积压裂是页岩气有效开采的重要手段，前人对压裂裂缝行为进行了广泛的研究。针对单井储量高效动用问题，姚志广等^[25]建立了一套三维储层数值模型，旨在分析裂缝扩展结构的空间配置需求。研究在详细识别地层裂缝结构的基础上，分别建立了岩石基质和裂缝系统的力学-渗流模块，并通过高精度水力压裂模拟，系统评估并优化了裂缝簇布置方式、液体注入速率及工作液参数。亓倩等^[26]基于有效应力理论，综合考虑了气体滑脱流动、吸附气解吸以及页岩变形等因素，构建了基质与裂缝系统多尺度耦合作用下的孔隙度与渗透率演化模型。随后提出了一套页岩气水平井产能预测的流固耦合模型，揭示了多级压裂后储层内部非线性渗流机制，并探讨了影响井产能的关键地质与工程因素。研究表明，缝网区域的耦合效应尤为显著。

近年来，越来越多的学者认识到蠕变效应对页岩储层压裂后的长期开发的显著影响^[27-28]。SONE等^[21]对美国多个主要页岩区域的基质岩石开展了蠕变实验。结果显示，相较于应力加载历程，页岩的矿物成分对基质蠕变量的影响更为显著。BANDARA等^[29]对不同支撑剂填充方式（包括完全均匀、部分均匀及多层布置）的压裂粉砂岩样品进行了为期144 h的渗透率实验。实验发现，多层支撑剂填充模式能最大限度保持裂缝的导流能力，其嵌入过程主要受弹性机制控制；而其他填充方式则同时受到弹性与蠕变机制的共同作用。上述研究在一定程度上推动了对页岩蠕变行为认知的深入发展。基于这一认识，相关研究进一步探索了蠕变条件下基质物性参数的演化规律。根据持续时间的不同，蠕变对基质性质的影响可划分为短期与长期两个研究维度。在有效应力施加初期，蠕变影响可被视为应力响应的一部分，并可将其纳入已有的应力敏感模型中进行处理^[30-33]。相比之下，长期蠕变是指岩石在恒定应力水平下长时间持续变形，即使应力保持不变，其物性参数也难以快速达到稳定状态。

然而，目前关于页岩储层水力压裂后形成的基质、支撑缝和未支撑缝在蠕变效应对渗透率损伤的研究较少，且未探讨不同有效应力水平下蠕变效应的影响程度。本研究选取同一深度的深层页岩岩心，依据压裂改造特征，分别表征井筒周围的支撑缝区、未支撑缝区和基质区三类区域。基于自主研发的蠕变效应-渗透率测试装置及方法，研究了变应力条件下蠕变效应对这三类分区渗透率变化的影响程度，分析了其影响规律与机理，为页岩储层开发提供理论支撑和工程指导。

1　实验样品及装置

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为探究页岩中基质、支撑缝和未支撑缝的蠕变效应对渗透率变化的影响，揭示蠕变效应对储层渗流的作用机制，开展3种岩心分别在25、45、65 MPa压力下的蠕变效应-渗透率测试。

1.1　岩心样品制备

实验所用岩心为现场取心获得的样品。用于切割及模拟改造的3块岩心均取自四川盆地威远构造区块的龙马溪组，以确保岩心物性一致。将岩心清洗、烘干后，测量其孔隙度、渗透率等基础物性参数，岩心样品基本参数如表1所示。储层有机碳含量为1.8%，黏土含量为42.4%，石英、长石和碳酸盐矿物含量分别为30.0%、6.8%和8.3%。

根据实验设计方案，1号岩心作为基质岩心，用于表征基质区。2号、3号岩心需进行人工造缝处理（图1）。其中，2号岩心压裂后不填充支撑剂，以表征未支撑缝区；3号岩心压裂后充填支撑剂，以表征支撑缝区。所选支撑剂为100目石英砂（占比≤50%）+40/70目陶粒（占比≥50%）的组合。填砂完成后使用热缩管塑封，以防止裂缝面轻易产生变形；岩心两端贴有滤纸，以防止支撑剂运移。

1.2　实验流程与步骤

根据实验设计，采用岩心驱替流动实验装置开展相应实验。具体实验步骤如下：

1）实验准备：依据实验流程（图2），连接实验仪器设备，并检验其密封性。实验流体为高纯氮气。

2）有效应力设计：由于该区块地层原始压力为64 MPa，在开采过程中有效应力逐渐增大，设置了3级有效应力水平，分别为25、45、65 MPa。

3）渗透率测试：对岩心夹持器施加恒定围压，调整入口气源压力和回压并保持稳定，有效应力即为围压与回压之差。有效应力设置恒定为25 MPa，每隔12 h测定1次气测渗透率，总的应力施加时长为108 h。增大有效应力至45 MPa和65 MPa，重复上述实验步骤。渗透率测试方法依据中华人民共和国国家标准《岩心分析方法》（GB/T 29172—2012）。

k g = 2 p 0 Q g μ g L A p 12 - p 22

（1）

式中：

k g

为气测渗透率，单位10^-3μm²；

p 1

为岩心入口绝对压力，单位MPa；

p 2

为岩心出口绝对压力，单位MPa；

Q g

为稳定时气体流量，单位mL/s；

p 0

为大气压，单位MPa；

μ g

为气体在实验条件下的动态黏度，单位mPa·s；

L

为岩心轴向长度，单位cm；

A

为岩心横截面积，单位cm²。

4）结束实验，缓慢卸压，取出岩心，整理实验数据。

2　实验结果与分析

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2.1　蠕变实验结果

根据实验结果，计算得到分别在25、45、65 MPa有效应力下加载108 h后3块岩心的渗透率随时间变化关系（图3—图5）。未支撑缝岩心在3种应力条件下的渗透率损害程度相似，均在24 h以内降至初始渗透率的9.8%，24 h后变化幅度较小，有小幅度波动，总体趋势呈指数关系变化，且各岩心渗透率的指数拟合精度均高于98%。有效应力越大，在相同时间内，同一块岩心的渗透率衰减越快，且渗透率损害越大。未支撑缝岩心在3种应力条件下施加108 h后最终渗透率水平较为接近，原因是未支撑裂缝在一定的应力水平以上施加足够的时间便会趋于闭合。因此，3种有效应力条件下对未支撑裂缝岩心的影响程度差异不大（图3）。

由于支撑剂的存在，支撑缝岩心在25 MPa的有效应力48 h后渗透率降为初始渗透率的8.4%，相较于未支撑缝蠕变效应的影响更迟缓，3种有效应力的影响程度同样未体现出较大差异，变化规律与未支撑缝相似，有效应力与渗透率变化程度呈正相关（图4）。

基质岩心在低应力下（25 MPa）持续108 h后渗透率衰减为初始渗透率的44.1%，远低于未支撑缝岩心和支撑缝岩心在25 MPa下持续108 h后的渗透率衰减率。基质岩心在45 、65 MPa有效应力下分别衰减为初始渗透率的9.28%、6.52%（图5）。研究表明：未支撑缝在3种岩心的应力敏感程度最高，在较高应力下裂缝迅速闭合导致导流能力急剧下降，支撑缝岩心次之，基质岩心应力敏感程度最弱，这与蠕变效应的影响规律有一定相似性^[34]。

2.2　渗透率损害程度分析

根据岩心渗透率最大损害率计算公式，评价3块岩心的初始渗透率损伤情况，计算得到不同应力条件下3块岩心的渗透率最大损害率情况如表2所示，并绘制了渗透率最大损害率与有效应力变化关系图（图6）。3条曲线均说明，渗透率最大损害率与有效应力呈正相关。其中，基质岩心在低应力向中应力过渡阶段的渗透损害增幅最为显著，有效应力从25 MPa上升至45 MPa后，渗透率最大损害率从55.93%增加至90.72%，增幅远大于有效应力从45 MPa上升至65 MPa时渗透率最大损害率的增幅。页岩的孔隙特征可能会影响其力学性质。裂缝通道可提供更多的空间，当外力作用时，这些裂缝可能更容易被压缩或塌陷。而微小孔隙结构可能更紧密，抵抗变形的能力更强，裂缝周围的岩石骨架可能更薄弱，导致容易压缩。同时，若裂缝面不平整，粗糙度较高，导致应力集中，容易在压力下发生变形。而微小孔隙可能分布更均匀，形状更规则，应力分布更均匀，不易被压实。基质岩心在25 MPa有效应力时渗透率损害程度远低于带裂缝的岩心，这是由于微小孔隙结构较强，能暂时抵抗应力压实作用。在有效应力持续作用一定时间后，若不产生剪切破碎，岩心的渗透率便不会产生大幅度波动，由此说明有效应力增大对基质岩心的渗透率影响程度逐渐减小。从图6也可以看出：基质岩心的渗透率在3种岩心中受蠕变效应影响最小，未支撑缝岩心受蠕变效应影响最大，支撑缝岩心次之；支撑缝岩心与未支撑缝岩心的渗透率在不同有效应力下的影响差异不大，呈线性相关关系。

D s t m a x = K 1 - K m i n K 1 × 100 %

（2）

式中：

K 1

为岩心初始渗透率，单位10^-3 μm²；

K m i n

为蠕变后最小渗透率，单位10^-3 μm²；

D s t m a x

为最大应力下的渗透率损害率，%。

3　结论

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1）微裂缝、人工裂缝的存在有效地提升了页岩储层的渗流能力，但持续作用的有效应力对裂缝的渗透率影响也至关重要。实验表明，有效应力越大，相同时间内，同一块岩心渗透率损害越大。基质、未支撑缝和支撑缝的渗透率随着时间增加呈指数式衰减，其敏感性顺序为：未支撑缝>支撑缝>基质。实验结果亦揭示，有效应力越高，渗透率衰减越快。因此，在实际生产中，若能长期维持储层有效应力在较低水平并保持稳定，可有效延缓裂缝的闭合。

2）不同有效应力作用下持续 108 h 后，岩心渗透率变化如下：25 MPa时，基质岩心、支撑缝岩心和未支撑缝岩心的渗透率分别降低为初始渗透率的44.07%、4.21%和1.55%；45 MPa时，基质岩心、支撑缝岩心和未支撑缝岩心的渗透率分别降低为初始渗透率的9.28%、3.81%和1.02%；65 MPa时，基质岩心、支撑缝岩心和未支撑缝岩心的渗透率分别降低为初始渗透率的6.52%、2.56%和0.86%。最终，未支撑缝岩心渗透率降至10^-5μm²级别（2.631×10^-5 μm²），支撑缝岩心渗透率降至10^-4μm²级别（1.308×10^-4 μm²），基质岩心降至10^-8 μm²级别（19.472×10^-8 μm²）。

3）基质岩心因孔隙通道微小，分布密集，颗粒间接触点更多，形成了更为稳定的网络结构，能更有效地分散应力，故抗压能力更强。此外，微小孔隙中较强的毛细管压力可能增强了颗粒间的黏附力，使其能够在短期内有效抵抗压实作用。这解释了在25 MPa有效应力下作用108 h后，基质岩心的渗透率损害远小于含裂缝岩心的现象。

参考文献

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文献

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参考文献引证文献

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2026年第16卷第3期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025204

接收时间：2025-07-21
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-05-26

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出版历史

收稿日期：2025-07-21

基金

作者信息

¹　中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，四川　　成都　610051

²　西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川　　成都　610500

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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