四川盆地侏罗系页岩凝析气藏具有良好的勘探开发前景，是陆相碎屑岩油气增储上产的重要目标^[1–2]。陆相页岩气规模化开发时普遍采取压裂改造措施，压后闷井期间有大量压裂液滞留在地层中^[3–6]。其中，复兴地区页岩黏土含量普遍较高，富含凝析油气，且地层水矿化度高，压裂液滞留对储层渗流的影响规律不明。因此，有必要开展复兴地区高黏土页岩储层的渗吸排驱试验，明确高含黏土页岩凝析气藏的压后闷井作用机理。

渗吸是非常规储层压裂后闷井返排过程中油液置换增产的主要机理。通常认为压裂液渗吸可提高初期产能，缩短开井见产时间。然而，大量压裂液滞留在储层中与黏土矿物发生物理化学反应，也会给储层带来各种伤害，造成储层有效渗透率降低^[7–11]。目前，国内外学者对页岩储层水相渗吸作用进行了大量的试验研究，大部分试验聚焦于常温常压或高温高压的自发渗吸，通常采用称重法或体积法获取渗吸量，采用CT、电镜及核磁等手段定性分析孔喉的微观结构变化和渗吸液赋存状态，初始条件大多是饱和油的岩心或干燥的岩心，关于渗吸作用受温度、界面张力、岩石物性、孔隙结构等因素的影响规律已经取得较为丰富的研究成果^[12–19]。但是，高含黏土页岩储层渗吸作用的效果受多因素的综合影响：一方面，水相渗吸明显提高储层含水饱和度，导致气相渗透率明显降低^[7]；同时，黏土的水化膨胀作用改变岩石孔隙结构，使岩石渗透率降低。另一方面，延长闷井时间使压裂液进入储层深部，置换出更多的油气，缓解近井或近裂缝的水锁伤害，提高初期产能^[20–21]。也有试验表明，渗吸液向基质深部扩散、水岩反应产生微裂隙是部分页岩储层“水锁解除”的主要机理^{[9，22–26]}。此外，凝析气藏存在反凝析现象，高价值的凝析油从气相析出后，往往大量滞留在储层中，压裂液的滞留势必对储层中凝析油的渗流特征产生影响^[27–35]。目前，针对压裂液滞留对凝析油滞留及渗流特征影响的研究较少。

基于上述情况，笔者选取复兴地区凉高山组页岩岩心，开展了高温高压动态渗吸排驱试验，结合核磁共振扫描，表征了基质孔隙内流体分布特征，结合气测渗透率分析了不同含水含油饱和度下气相有效渗透率的变化，定量表征了液体饱和度和岩石水化特征对气测渗透率的影响。

1.   动态渗吸排驱试验方法与原理

1.1   试验装置

试验搭建的高温高压岩心渗吸驱替装置如图1所示。采用核磁共振仪测定渗吸驱替后岩心内液体分布，所用核磁共振设备为中尺寸核磁共振成像分析仪，磁场主频率12 MHz，信号叠加64次，回波间隔0.1 ms，等待时间3 000 ms。

图  1  高温高压渗吸排驱试验流程示意

Figure  1.  Experiment workflow of high temperature and high pressure imbibition and displacement

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1.2   试验材料

试验岩样为复兴地区侏罗系凉高山组页岩岩样，岩样总计8块，其中6块用于气水渗吸排驱试验，2块用于三相渗吸排驱试验。岩样洗油干燥后，测其长度为4.51～5.22 cm，直径为2.49～2.50 cm；采用覆压孔渗测试仪测定岩样孔隙度为0.64%～4.88%、气测渗透率为0.006 9～0.028 4 mD；采用X射线衍射分析方法确定岩样黏土含量为20.8%～57.1%（见表1）。本区黏土矿物主要由高岭石、伊利石、伊/蒙混层及绿泥石等4种矿物组成，伊/蒙混层的膨胀性强，其相对含量为23.0%～37.0%（平均28.5%），地层水矿化度为50 415.87 mg/L。

表  1  试验岩样的基本参数

Table  1.  Basic parameters of experimental cores

岩样编号	孔隙度， %	气测渗透率/ mD	黏土矿物总量， %	伊/蒙混层， %	黏土矿物含量，%			渗吸液类型	试验类型
					伊利石	高岭石	绿泥石
A-1	0.97	0.015 3	29.1	32	17	28	23	5%KCl+蒸馏水	气水渗吸 排驱试验
A-2	0.64	0.021 2	42.9	27	25	22	26	5%KCl+蒸馏水
A-3	0.78	0.021 8	20.8	37	21	19	23	3%KCl+蒸馏水
A-4	0.90	0.048 4	43.6	25	38	25	12	3%KCl+蒸馏水
A-5	1.10	0.022 0	25.9	23	35	18	24	1%KCl+蒸馏水
A-6	2.96	0.006 9	57.1	30	34	9	27	1%KCl+蒸馏水
B-1	4.55	0.017 2	30.5	28	42	21	9	5%KCl+重水	三相渗吸 排驱试验
B-2	4.88	0.016 9	28.7	26	39	24	11	5%KCl+重水

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试验用渗吸液为蒸馏水及重水，依据试验设计分别配制不同浓度的KCl溶液。试验用油为该地区侏罗系东岳地面凝析油，黏度0.3 mPa·s（70 ℃），密度0.78 kg/L（70 ℃）。试验用气为纯度99.99%的氮气。

1.3   试验方法

复兴地区凉高山组储层中深约2550 m，地层压力31.45～43.59 MPa，地层温度68.65～70.40 ℃。基于储层的基本地质参数，试验温度设为70 ℃，为使试验岩样与地层岩石所受有效应力保持一致，参考了实际储层的上覆岩层压力，围压设为40 MPa。为防止岩样在试验过程中破损，采用塑料热缩管将岩样侧面提前包裹，仅岩样端面接触流体。气水渗吸排驱试验流程为：

1）测试试验岩样初始质量m₀，进行核磁扫描。再将岩样放置在岩心夹持器中，保持试验围压和温度，通过气体增压泵将入口压力增大至30 MPa，回压保持在10 MPa，进行氮气驱。待气体流量及驱替前后压差稳定后，记录10 min试验数据，计算岩样初始气测渗透率K_g0。

2）关闭出口阀门，持续气驱至夹持器进出口压力一致。将渗吸液加压至35 MPa，接入岩样，开始气水渗吸试验，记录进出口压力变化。待压力基本不变后（1 h压力波动小于10 kPa）视为渗吸结束，取出岩样擦拭掉表面多余水分后测量岩样的质量m₁，进行核磁扫描；根据质量变化计算渗吸后岩样的含水饱和度S_w1。

3）将岩样反向放置在岩心夹持器中，保持试验围压和温度，进行渗吸后的排驱试验。与步骤1）过程相同，驱替至气体流量及驱替前后压差稳定，计算此时岩样的气测渗透率K_g1；取出岩样测量其质量m₂，进行核磁扫描；根据质量变化计算渗吸排驱后岩样的含水饱和度S_w2。

三相渗吸排驱试验流程为：

1）测试试验岩样初始质量m₀，进行气驱，测试岩样初始气测渗透率K_g0。

2）取出岩样，利用中间容器加压饱和原油，测量试验岩样的质量m₁，计算岩样的含油饱和度S_o1；进行核磁扫描，计算T₂图谱峰面积S₁。

3）进行氮气驱至流量及压差稳定，记录数据并计算岩样的气测渗透率K_g1；测量试验岩样的质量m₂，计算岩样的含油饱和度S_o2；进行核磁扫描，计算T₂图谱峰面积S₂。

4）将岩样重新洗油并烘干，同气水渗吸排驱试验流程2）、3），依次进行渗吸、排驱试验。计算排驱完成后岩样的气测渗透率K_g2，测量排驱后岩样的质量m₃，计算渗吸后、排驱后岩样的含水饱和度S_w1。

5）保持岩样含水饱和度S_w1，放入岩心夹持器中改用原油驱替。待下游压力升至10 MPa后打开出口阀门，发现气液分离器中有油滴被吹出，即认为原油已经驱替至整个岩心，停止原油驱替，上游接氮气继续气驱。驱替至稳定状态后，记录试验数据，计算岩样的气测渗透率K_g3；称取岩样的质量m₄，进行核磁扫描，计算T₂图谱峰面积S₃。通过计算核磁峰面积结合称取的质量，确定此时岩样的含油饱和度S_o3及含水饱和度S_w2。

1.4   试验原理

1.4.1   确定岩样含水饱和度和含油饱和度

本次气水渗吸排驱试验中，根据岩样渗吸排驱试验前后的质量变化确定岩样的液体饱和度（覆压孔隙度条件下）。同时，由于试验时排驱至气体驱替稳定，认为此时渗吸液不再流动，因此 S_w2为束缚水饱和度S_wc。具体计算公式为：

式中：S_w1和S_w2为岩样含水饱和度；m₀, m₁和m₂分别为干岩样质量和岩样渗吸后及排驱后的质量，g；d为岩样直径，cm；L为岩样长度，cm；ϕ为岩样的覆压孔隙度；ρ_w为渗吸液密度，g/cm³。

三相渗吸排驱试验中，依据式（1）、式（2）同理可计算出含油饱和度S_o1和S_o2。S_o2即为油气两相流动过程中气驱后的残余油饱和度S_org，凝析气藏中也称之为凝析油临界可流动饱和度S_om。渗吸及排驱试验完成后，岩样内同时含有油水两相，此时岩样内的含油饱和度S_o3是束缚水条件下的残余油饱和度（写作S_om(S_wc)），而含水饱和度S_w2实际为残余油条件下的束缚水饱和度（写作S_wc(S_om)）。

当岩样内同时含有油水两相液体时，称重法不能直接确定油水各自的含量。考虑T₂图谱的峰面积代表所测样品中H原子的信号总值，重水渗吸液不含H原子，此时T₂图谱所扫描到的H原子均来源于岩样内滞留的原油。因此，假设T₂图谱的峰面积与原油含量正相关，则可以根据峰面积的变化间接计算出含油饱和度的变化，进而结合称重法确定含水饱和度的变化。为验证上述假设，对试验前的干岩样进行一次核磁扫描；在三相渗吸排驱试验流程2）中，取未完全饱和的岩样额外进行了一次核磁扫描及称重，结合试验过程中2次测量的T₂图谱峰面积（S₁，S₂）及含油饱和度（S_o1，S_o2），绘制T₂图谱的累加峰面积与原油含量的关系，如图2所示。证明T₂图谱的峰面积与原油含量具有良好的相关性。

图  2  T₂图谱峰面积与原油含量的关系

Figure  2.  Relationship between peak area of peak area of T₂ spectrum and crude oil content

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基于以上分析，核磁峰面积结合称重确定油水饱和度的具体计算步骤。核磁T₂图谱峰面积的计算公式为：

式中：S为T₂图谱的峰面积；${a}_{i}$为不同T₂点的振幅，i=1，2，…，n。

含油饱和度S_o3的计算公式为：

式中：S₁，S₂和S₃分别为初始饱和原油条件、残余油饱和度条件及三相共存条件下的T₂图谱峰面积；S_o1，S_o2和S_o3 分别为初始饱和原油条件、残余油饱和度条件及三相共存条件下的含油饱和度。

结合岩样称重的方法，可进一步计算含水饱和度S_w2，其计算公式为：

式中：S_w2为油驱后的岩样束缚水饱和度；ρ_o为凝析油密度，kg/L。

1.4.2   确定岩样气测渗透率

试验所得气测渗透率均是在驱替至稳态条件下测量的，此时渗吸液及原油均不再流动。在气水渗吸排驱试验中，K_g0和K_g1的测量条件是仅有单相气在岩样中流动，通过K_g0与K_g1的比值，确定束缚水条件下的水锁伤害。具体公式为：

式中：K_g为气测渗透率，mD；Q为岩样出口端气体流量，cm³/s；p₀为大气压，取0.1 MPa；μ为气体黏度，mPa·s； p₁为岩样入口压力，MPa；p₂为岩样出口压力，MPa；D_w为页岩岩样水锁伤害率。

在三相渗吸排驱试验中，获取了残余油饱和度条件下的气相渗透率K_g1、束缚水饱和度条件下的气相渗透率K_g2，以及存在束缚水和残余油时的气相渗透率K_g3。

2.   动态渗吸排驱试验结果分析

2.1   页岩渗吸及排驱特征

对试验前后的4块岩样做核磁共振测试，观察渗吸液在岩样中的分布特征，如图3所示。4块岩样的T₂弛豫谱图均表现为双峰形态。气水渗吸排驱3块岩样的渗吸及排驱T₂图谱，均表现出左峰峰值有所降低，右峰信号大幅度降低，表明渗吸液大部分滞留在微小孔隙中无法排出。A-4岩样的双峰特征最明显，其初测渗透率最高，在排驱后双峰的峰值降幅最大，表明岩样的小孔和中孔连通性最好，排驱过程中有部分渗吸液可以沿小孔及中孔被排出。A-6岩样的T₂图谱在渗吸后出现了明显的弛豫时间大于100 ms的核磁信号，说明渗吸过程中有微裂缝因水化作用而开启，并形成液支撑裂缝，排驱后大于100 ms的核磁信号消失，表明微裂缝闭合或者微裂缝中的渗吸液全部排出。B-2岩样的T₂图谱对比了不同含水条件下岩样中原油的分布特征，渗吸排驱后的T₂谱曲线峰面积更小，表明压裂液渗吸排驱过程使岩样内残余油饱和度降低。

图  3  岩样渗吸转排驱前后T₂弛豫谱的变化

Figure  3.  Variation of T₂ spectrums before and after switching imbibition to displacement in the core

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通过称重法计算气水渗吸排驱试验的渗吸液饱和度变化，进一步确定了岩样的渗吸采收率及返排率，如图4、图5所示。由图4、图5可知，在不同矿化度渗吸液和不同黏土含量条件下，岩样的渗吸采收率为50.22%～57.14%，规律性无差异，而渗吸液返排率随着渗吸液矿化度的降低而降低。分析认为，此次渗吸排驱试验在岩心夹持器中进行，为模拟压后地层压力非均匀特征，为渗吸液提供了初始高压，渗吸液进入岩心的动力为自发渗吸和带压驱替。由于岩样尺度问题，仅依靠自发渗吸进入岩样深处的渗吸液量较小，因此渗吸采收率较难体现矿化度差异引起的自发渗吸动力差异。而渗吸液的返排率随着矿化度降低而降低这一现象，体现了黏土矿物的吸水特征。当渗吸液矿化度更低时，吸附在黏土层的交换性阳离子更趋向于从黏土中分离出来，同时渗吸液中的水分子更容易吸附在黏土表面，形成定向水膜。

图  4  不同岩样的渗吸采收率

Figure  4.  Imbibition recovery of different cores

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图  5  不同岩样的渗吸液返排率

Figure  5.  Imbibition fluids flowback rates of different cores

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试验研究表明，多孔介质的孔径分布与弛豫时间呈正相关^[14–15]。根据T₂弛豫时间划分孔隙^[14]：微孔的弛豫时间短于1 ms，对应的孔隙半径小于0.052 μm；小孔弛豫时间为［1 ms，10 ms），对应的孔隙半径为［0.052 μm，1.038 μm）；中孔的弛豫时间为［10 ms，100 ms），对应的孔隙半径为［1.038 μm，8.040 μm）；大孔的弛豫时间长于100 ms，对应的孔隙半径大于8.040 μm。统计了A-2、A-4和A-6等3块岩样不同孔隙的渗吸采收率和渗吸液返排率，如图6所示。由图6可知，微孔和小孔对渗吸采收率起主要贡献，占岩样渗吸采收率的78.2%～93.0%。渗吸液返排主要由小孔和中孔贡献，占岩样渗吸液返排率的81.8%～83.9%，微孔内渗吸液返排率极低。

图  6  不同孔隙的渗吸采收率和渗吸液返排率

Figure  6.  Imbibition recovery and flowback rates of imbibition fluids in different pores

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2.2   页岩渗吸排驱过程液锁伤害特征

试验测试了气水渗吸排驱及三相渗吸排驱试验中不同条件下的气相有效渗透率，以干岩心的气测渗透率作为液锁伤害前的初始渗透率，计算了水锁伤害率及液锁（含油）伤害率，结果如图7所示。

图  7  渗吸和排驱时的液锁伤害

Figure  7.  Liquid lock damage during imbibition and displacement

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由图7（a）可知，水锁伤害率在65.59%～90.17%，且渗吸液矿化度越低，水锁伤害越严重。分析认为，试验岩样均采用了塑料热缩管提前包裹，且在夹持器中加围压条件进行试验，真实模拟了地下覆压条件，在此条件下岩样的体积受限，黏土水化膨胀导致孔隙体积缩小。岩样黏土矿物接触了不配伍的低矿化度渗吸液后发生水化膨胀，改变了孔喉渗流通道，加剧了水锁伤害。对比相同渗吸液类型岩样的水锁伤害率，发现黏土矿物含量不同岩样试验前后水锁伤害率的差异小于4.2%（A-1与A-2的水锁伤害率之差为4.16%），这是因为，试验岩样的黏土含量普遍较高（均大于20%），因其孔隙结构所限，水化膨胀能力已接近于可膨胀上限。

由图7（b）可知，油锁伤害率普遍低于水锁伤害率，这是因为油相较水相而言润湿角更大，占据较小孔喉的能力更弱。而油气共存时的总体液锁伤害率高达90%以上，同时发现总体液锁伤害率小于油锁和水锁伤害率之和。分析认为，这是因为渗吸液占据了较小孔喉，致使油相的可束缚孔隙空间减小，即油相的残余饱和度降低，可流动性增强，对气相渗透率的伤害降低。

液锁伤害程度与液相的滞留饱和度相关。结合核磁图谱和称重法，计算了排驱后油相和渗吸液各自的饱和度，结果如图8所示。

图  8  渗吸排驱后的岩心液体饱和度对比

Figure  8.  Comparison of core liquid saturation after imbibition and displacement

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结合图7（a）和图8（a）发现，水锁伤害与束缚水饱和度具有良好的一致性，同时表明黏土水化膨胀伤害与外来流体的矿化度负相关。由图8（b）可知，岩样的束缚水饱和度（S_wc，S_wc(S_om)）均高于相同条件下油相的临界可流动饱和度（S_om，S_om(S_wc)），同时岩样的束缚水饱和度（S_wc）和油相的临界可流动饱和度（S_om）分别高于排驱后的饱和度（S_wc(S_om)，S_om(S_wc)），其中岩样油相的临界可流动饱和度因束缚水降低了16%～23%。结合三相渗吸排驱试验流程分析认为，试验测得的液体饱和度在气驱至稳定状态后获取，气驱水相较于气驱油流度比更大，微观上其黏性指进更严重，同时水相的润湿性更强，致使气驱水的驱替效率更低，进而束缚水饱和度高于油相的临界可流动饱和度。油水同存时，尽管岩样总体表现为水湿，但由于孔喉结构复杂，仍会存在毛细管力附加阻力，使油相可能取代部分大孔喉内的水，造成束缚水饱和度降低；而岩样束缚液体的能力有限，当岩心存在束缚水时，油相在孔喉内不可流动区间被压缩，造成油相临界可流动饱和度降低。

3.   渗流特性表征及液锁伤害评价

3.1   三相相对渗透率模型

相对渗透率曲线是表征多孔介质多相渗流特性的重要参数，高含黏土页岩的气相相对渗透率不仅是饱和度的函数，也受到渗吸液矿化度的影响。首先，基于非稳态法^[36]获取了目标区块岩样气水相对渗透率数据（图9中黑色数据点），发现非稳态法无法测量液相饱和度较低水平时（S_w<0.71）的相对渗透率；其次，结合气水渗吸排驱试验获取的气水相对渗透率数据（图9中绿色数据点），采用指数形式相渗模型^[37]拟合试验结果，形成了可以描述压裂液水锁伤害的气水相对渗透率曲线（见图9）。根据3条气相相对渗透率曲线（图9中3条蓝色曲线），对不同矿化度渗吸液的试验结果分别进行拟合，以此表征黏土水化膨胀作用引起的气相渗透率损失。

图  9  气水相对渗透率曲线

Figure  9.  Water and gas relative permeability curves

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采用指数形式相渗模型描述试验所得的多相渗流特性，公式为^[37]：

式中：K_rg和K_rw分别为气相和水相的相对渗透率；K_rgmax和K_rwmax分别为气、水相对渗透率的端点值；S_gn和S_wn分别为无因次含气、含水饱和度；L_g，E_g，T_g，L_w，E_w和T_w为拟合试验结果的经验参数。

S_gn和S_wn的具体表达式为：

指数形式相渗模型输入参数见表2。

表  2  指数形式相渗模型输入参数

Table  2.  Input parameters of exponential relative permeability model

相对渗透率	Lg/Lw	Eg/Ew	Tg/Tw	Sgc/Swc
Krg(5%)	1.6	2.5	1.0	0.198
Krg(3%)	2.3	2.5	1.0
Krg(1%)	3.2	2.5	1.0
Krw	2.6	1.8	1.1	0.315

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凝析气藏排采过程中，流体压力降至露点压力以下时凝析油从气相中析出并在储层逐渐堆积，当凝析油饱和度超过其临界可流动饱和度后开始流动^[27–28,30]。考虑到油相临界可流动饱和度S_om受到含水饱和度的影响，假设S_om(S_w)在0<S_w<S_wc时与S_w呈线性相关^[27，38]，建立S_om(S_w)的计算公式：

式中：当S_w≥S_wc时，α=1；当0<S_w<S_wc时，α=S_w/S_wc。

根据多孔介质内多相渗流理论，相较于水相和气相，油相是中间润湿相，其相渗特征不仅与自身饱和度相关，也受到水相和气相饱和度的影响^[38–39]。基于Stone提出的利用两相相渗数据计算三相相渗曲线的方法^[38]，确定凝析油的相对渗透率K_ro的计算公式为：

3.2   矿场尺度水锁伤害评价

基于复兴地区页岩凝析气藏储层的某口压裂水平井的基本参数，采用商业模拟软件CMG建立了压后闷井数值模型。该模型采用双重介质网格表征次级裂缝及页岩基质，采用对数加密网格表征压后水力裂缝，所建矿场尺度模型如图10所示。

图  10  矿场单压裂段尺度的压后闷井数值模型示意

Figure  10.  Numerical model of well socking at scale in the single fracturing stage of the reservoir

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该井试气水平段长1 560 m，分25段131簇进行压裂，平均单段入地液量为1 868 m³，实际模拟区域为由5条水力裂缝构成的单段裂缝控制改造区，不考虑重力作用，因此模型纵向设置1层网格。模型的基本输入参数：压裂段长60 m，储层厚度20 m，储层压力31.45 MPa，初始含水饱和度10%，基质渗透率0.02 mD，基质孔隙度3.5%，储层流体初始矿化度50 400 mg/L，压裂液矿化度1 000 mg/L；凝析气露点压力27.54 MPa，气油比1 500 m³/m³；次级裂缝密度3 条/m，次级裂缝导流能力0.1 D·cm，水力裂缝导流能力8 D·cm，水力裂缝半长125 m。基质的毛细管力曲线是通过纯基质岩心自发渗吸模型拟合目标区块页岩岩样的自发渗吸试验结果得到的，次级裂缝毛细管力曲线是由平行板间毛细管力公式结合理想毛细管束模型计算得到的，不考虑水力裂缝内的毛细管力。

采用前文所述三相相对渗透率模型，模拟矿化度对水锁伤害的影响。模拟时作以下假设：水相中的唯一溶质为KCl，考虑其在水相中的对流传质及溶质扩散过程；矿化度对水锁伤害的影响全部因伊/蒙混层吸水膨胀所致，不考虑黏土矿物成分差异的影响。气相的实际相对渗透率由不同水相矿化度下的多条气相相渗曲线经过线性插值确定。线性插值的公式形式为：

式中：Cⁱ，C^A和C^B为水相矿化度，mg/L；$K_{\mathrm{rg}}^i$，$K_{\mathrm{rg}}^A$和$K_{\mathrm{rg}}^B$为水相矿化度为Cⁱ，C^A和C^B时的气相相对渗透率。

采用GEM多相多组分渗流模拟器完成以上模型求解，在2 h内向单段裂缝注入1 868 m³压裂液后关井，模拟了压后闷井过程中储层的液锁伤害特征。裂缝壁面至基质的气相相对渗透率分布如图11所示。

图  11  改造区内气相相对渗透率的分布

Figure  11.  Distribution of gas phase relative permeability in stimulated areas

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模拟结果显示，压裂液的水锁伤害主要集中在水力裂缝周围1 m范围内，闷井前5 d内压裂液快速向基质深部渗吸；随着闷井时间增长，裂缝周围1 m范围内的气相渗透率逐渐升高，说明闷井在一定程度上可以缓解近裂缝基质的水锁伤害。

模拟分析裂缝簇间全部基质和近缝1 m基质的气相相对渗透率均值随闷井时间的变化规律，结果如图12所示。

图  12  改造区内平均气相相对渗透率随闷井时间的变化特征

Figure  12.  Variation characteristics of average gas phase relative permeability with well soaking time in stimulated areas

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由图12可知，近缝1 m内基质的气相渗透率先降低后升高。闷井7～8 d之内，近缝1 m内基质的气相渗透率持续降低，这是因为，裂缝内滞留的压裂液逐渐向基质内渗吸，而基质内的压裂液向基质深处的渗吸速度较慢，因此含水饱和度持续上升，气相渗透率持续降低。而闷井约8 d后，近缝1 m内基质的气相渗透率出现升高趋势并保持相对稳定，这是因为，此时压裂液由裂缝向基质的渗吸速度变慢，压裂液整体体现出向基质深处渗吸的特点，近裂缝基质的水锁伤害得到了适当缓解。同时发现，簇间全部基质的气相渗透率持续降低，这是因为，压裂液进入储层，造成储层平均含水饱和度升高，气相渗透率受损，因此认为，闷井不能缓解储层整体的水锁伤害。模拟结果发现，闷井20～30 d时，近缝1 m基质内的气相渗透率约为最低值的2倍。因此，如果以闷井解除近裂缝水锁伤害为闷井目标，则应适当延长闷井时间，使压裂液充分渗吸进入基质，建议闷井时间为20～30 d。

4.   结　论

1）通过气水渗吸排驱试验，量化了高含黏土页岩压裂液渗吸排驱特征。岩样的渗吸采收率在50.22%～57.14%，由于黏土矿物吸附交换性阳离子的特性，压裂液返排率随着矿化度降低而降低；水锁伤害率在65.59%～90.17%，且渗吸液矿化度越低，水锁伤害越严重。

2）通过三相渗吸排驱试验，量化了页岩凝析气藏排驱过程中油气水三相共存情况下的液锁伤害程度。油气共存时总体液锁伤害率高达90%以上，而总体液锁伤害率小于油锁和水锁伤害率之和；岩样油相临界可流动饱和度因束缚水降低了16%～23%。

3）基于试验结果建立了油气动态相渗曲线模型，通过模拟矿场尺度闷井，若以闷井解除近裂缝水锁伤害为闷井目标，建议压裂后闷井20～30 d。