天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 6: 861 - 870

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.011

非常规天然气

考虑应力敏感效应和含水影响的页岩基质表观渗透率模型

  • 李晓平 , 1 ,
  • 刘蜀东 , 1 ,
  • 李纪 2 ,
  • 谭晓华 1
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  • 1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500
  • 2. 中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051
刘蜀东（1990-），男，四川达州人，博士研究生，主要从事气田开发理论与方法研究.E-mail：.

李晓平（1963-），男，四川南充人，教授，博士生导师，主要从事油气藏工程研究.E-mail：.

收稿日期: 2020-10-28

  修回日期: 2021-01-04

  网络出版日期: 2021-05-24

收起

Apparent gas permeability model of shale matrix coupling stress sensitivity and water saturation

  • Xiao-ping LI , 1 ,
  • Shu-dong LIU , 1 ,
  • Ji LI 2 ,
  • Xiao-hua TAN 1
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Oil⁃Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 2. PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chendu 610051，China

Received date: 2020-10-28

  Revised date: 2021-01-04

  Online published: 2021-05-24

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The National Natural Science Foundation of China(51704246)

the Science & Technology of Sichuan Province(18SYXHZ0090)

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本文亮点

为研究页岩气藏开发过程中页岩基质传输能力动态变化特征，基于Langmuir滑移理论、岩石物性、流体物性及赋存特征，建立了考虑吸附—解吸效应、应力敏感效应、含水饱和度及真实气体效应等多种因素综合影响的页岩基质表观渗透率模型。基于实验和LBM模拟数据验证了建立的表观渗透率模型的可靠性，同时分析了各因素对页岩基质表观渗透率的影响。敏感性因素分析表明：页岩气藏降压开发过程中，基质表观渗透率先降低后升高；除滑脱效应和孔径外，应力敏感效应和储层束缚水是基质表观渗透率的主要影响因素，两者都对页岩基质渗流能力产生不利影响，对表观渗透率的影响都是贯穿整个生产阶段；页岩基质表观渗透率随着渗透率应力敏感系数的增大而减小，随着含水饱和度增加而减小。当含水饱和度达到0.3时，基质表观渗透率在两者共同影响下降低幅度达到87.56%。

本文引用格式

李晓平 , 刘蜀东 , 李纪 , 谭晓华 . 考虑应力敏感效应和含水影响的页岩基质表观渗透率模型[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(6) : 861 -870 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.011

Highlights

Based on Langmuir slip condition， properties of rock and gas， storage mechanisms of fluid， an apparent permeability for gas transport in shale matrix is established. Coupling influence of ad/desorption effect， stress sensitivity effect， water saturation， real gas effect and volume content of organic pores is considered in proposed model， which is used to investigate dynamic change characteristics of gas transport capacity of shale matrix in reservoir condition. Then， the reliability of the proposed model is verified by experimental and LBM simulation data from literatures. During reservoir depletion， the apparent gas permeability of shale matrix initially decreases and then increases. What’ more， gas slippage effect， radius， stress sensitivity effect and water saturation have significant impact on apparent gas permeability. The apparent gas permeability of shale matrix decreases with increase of stress sensitivity coefficient and irreducible water saturation. The apparent gas permeability of shale matrix impacted by irreducible water saturation and stress effective effect decreases by 87.56% when water saturation reaches 0.3.The proposed model provides a certain help for evaluating apparent gas permeability of shale matrix in reservoir conditions.

0 引言

我国页岩气资源丰富，目前已经在四川盆地及其周围实现了海相页岩气商业化开采，2019年全国页岩气产量超过143.6×108 m3，约占全国天然气总产量的8.72%［1］。页岩气在非常规天然气资源中占比较大，随着勘探开发技术的进步，页岩气有望成为常规能源的重要战略接替资源［2］。由于页岩基质极其致密，气井产量在早期迅速下降，并进入较长的低产阶段，气井产量曲线呈现“L”型，页岩气井总产量绝大部分是在低产阶段产出的［3］。数值模拟研究表明在长期生产过程中，基质传输能力对累计产气量的影响最为显著［4］。因此，准确评价页岩基质的传输能力对提高页岩气藏的采收率和经济效益具有重要意义。
页岩基质内发育有大量的纳米孔隙，基质传输能力受到压力、孔径、应力、滑脱及流体赋存状态等因素的耦合影响，目前国内外多采用表观渗透率进行表征［5］。研究页岩基质表观渗透率的方法主要有3类：实验方法、模拟方法和解析方法［6-8］。页岩气藏为自生自储型气藏，在经历沉积成藏、生烃排水以及汽化携液等阶段后，页岩气藏处于超低含水饱和状态（储层原始含水饱和度远小于利用毛管力曲线预测的含水饱和度）。目前国内开发的页岩储层含水饱和度介于0.1~0.6之间，矿场生产数据显示页岩气井产量与储层含水饱和度相关，储层含水饱和度越低，气井产量越高［9］。胡志明等［10］测试了川南龙马溪组页岩在不同含水饱和度下的吸附气量和表观渗透率，当基质含水饱和度达到0.5时，表观渗透率降低了66%。实验和数值模拟表明，储层束缚水以水膜或者水桥的形式存在于孔隙表面或者喉道，阻碍气体的流动，导致页岩基质的传输能力降低［11-12］。相对于中高渗气藏，储层水对低渗透、致密岩心气体渗透率的影响更大，因此忽略含水饱和度的影响会高估页岩基质的传输能力，但目前对含水页岩基质表观渗透率的研究较少［13］。
针对上述问题，基于气体滑移理论、岩石物性和流体赋存状态，分别建立了有机质和无机质表观渗透率模型，将两者叠加得到应力敏感效应、含水饱和度、真实气体效应、吸附—解吸效应等多因素综合影响下的页岩基质表观渗透率模型。有机质孔隙表观渗透率模型考虑吸附气对滑移边界的影响和表面扩散，无机质孔隙表观渗透率中特别考虑了含水饱和度的影响。基于建立的模型分析了含水饱和度、应力敏感效应对表观渗透率的影响规律。本文建立的岩石和流体物性、流体赋存状态、表面效应等多种因素耦合影响下的表观渗透率模型，可为合理评估实际储层条件下页岩基质传输能力提供一定的帮助。

1 模型建立

1.1　物理模型

页岩基质中的孔隙可分为有机孔和无机孔，纳米孔隙孔径主要分布在1~1 000 nm之间［14］。由于2种类型孔隙在组成和润湿性等方面存在差异，气体在不同孔隙内赋存状态和流动规律不同，需要分别建立相应的气体传输模型［6］。等效孔径是页岩基质气体流动规律研究的重要参数，因此本文用有机质孔隙和无机质孔隙等效孔径来建立表观渗透率模型［15］。表观渗透率物理模型如下：①假设页岩基质内的储渗空间由一系列平行的有机质和无机质毛细管组成；②有机孔孔径相等，气体以吸附和游离气形式存在，气体传输方式包括吸附气表面扩散和游离气流动；③无机孔孔径相等，由于无机质富含黏土和石英，储层原生水以水膜的形式赋存在孔壁，并包围游离气；④页岩基质是可压缩的（图1）。
图1 页岩基质内气体流动和赋存规律示意

Fig.1 The schematic diagram of gas flow and occurrence regularity in shale matrix

1.2　有机质孔隙表观渗透率模型

1.2.1　有机质有效孔隙半径

在页岩气藏开采过程中，随着地层压力的增大，储层有效应力的增大导致基质孔喉减小，引起渗透率和孔隙度降低。相对于常规储层，页岩基质孔喉半径更小，受到应力敏感效应的影响更大。实验结果表明页岩基质渗透率、孔隙度与有效应力满足指数关系［16］：
kt⁃stress = k t 0 e - C a p c - p
ϕ s t r e s s = ϕ 0 e - C p p c - p
式中：k t0为初始状态下的渗透率，m2；C a为渗透率应力敏感系数，Pa-1；p c为上覆地层压力，Pa；C p为孔隙度应力敏感系数，Pa-1；p为地层压力，Pa。
根据哈根—泊肃叶理论，多孔介质渗透率与等效孔径和孔隙度关系如下［17］：
k 0 = ϕ 0 ⋅ r 0 2 8 τ
式（3）中：τ为迂曲度，无因次；r 0为初始状态等效孔径，m。
将式（1）、式（2）带入式（3）中，得到考虑应力敏感效应影响的等效孔径表达式如下：
r s t r e s s = r 0 e - 0.5 C a - C p p c - p
式（4）中：r stress为考虑应力敏感效应影响的孔径，m。
页岩基质内发育有大量的有机质孔，由于亲油性和巨大的比表面性，有机质孔是吸附气的主要赋存场所。基质内有机孔主要以介孔为主，与CH4分子直径相近，因此需要考虑吸附层厚度对有效流动半径的影响。基于Langmuir单层吸附理论可以得到有机质孔隙表面吸附气覆盖度表达式如下［18］：
θ = p / Z p L + p / Z
式（5）中：p L为兰氏压力，Pa； Z为基质纳米孔隙内气偏差系数，无因次。
纳米孔隙内实际气体偏差系数表达式如下［19］：
Z = 0.702 e - 2.5 T p r p p r 2 - 5.524 e - 2.5 T p r p p r + 0.044 T p r 2 - 0.164 T p r + 1.15
因此考虑吸附气影响的有效有机孔半径表达式如下：
r e f f - o r = r s t r e s s - o r - r a d
r a d = d m ⋅ θ
式中：r eff-or为考虑吸附气和应力敏感效应的有机孔有效流动半径，m；r stress-or为考虑应力敏感效应的有机质有效流动半径，m；d m为气体分子直径，3.8×10-10 m；r ad为吸附层气体厚度，m。
在毛细管模型假设条件下，孔隙度与孔隙半径满足平方关系，因此考虑吸附气影响下的有机质孔隙度表达式如下：
ϕ e f f - o r = η o r ϕ s t r e s s 1 - r a d r s t r e s s 2
式（9）中：η or为页岩有机质孔体积分数，无因次。

1.2.2　表面扩散

当储层压力降低后，有机质内吸附气脱吸附成为游离气，在浓度梯度或者密度梯度的驱动下，吸附气以表面扩散的形式在纳米孔隙中传输，吸附气表面扩散质量流量可用跳跃模型描述［20］。
J s = M A s D s C s m a x d θ d p ∇ p = M A s D s C s m a x Z p L Z p L + p 2 ∇ p
式（10）中：J s为表面扩散质量流量，kg/s；A s 为有机孔内吸层圆环面积，m2；D s为表面扩散系数，m2/s；C smax为页岩样品最大吸附气浓度，mol/m3；M为气体摩尔质量，kg/mol。
吸附气层圆环的面积和页岩样品的最大气浓度表示为：
A s = π r e f f - o r 2 - π r e f f - o r - r a d 2
C s m a x = ρ s V L V s t d ψ t
式（12）中：ρ s为页岩样品密度，kg/m3；V std 为气体摩尔体积，m3/mol；V L为兰氏体积，m3/m3；ψ t为总有机碳含量，%。
表面扩散系数的表达式可参考文献［5］。根据达西定律，得到有机孔内表面扩散表观渗透率的表达式如下：
k s = μ M D s C s m a x Z p L ρ b Z p L + p 2 1 - r a d 2 r e f f - o r 2
式（13）中：ρ b为游离气密度，kg/m3；
页岩基质纳米孔隙内气体黏度表达式如下［21］：
μ g = μ 1 a t m 1 + 7.9 T r 5 p r 4 T r 20 + p r 4 + 9 ×
10 - 6 p r T r 2 + 0.28 p r T r

1.2.3　自由气传输模型

由于有机质孔内气体与孔隙壁面复杂的相互作用，部分气体分子与壁面碰撞后并不是马上发生弹性反弹，而是被孔隙壁面所吸附，在达到平衡前以一定的速度逃逸回游离气中。考虑气体与纳米孔隙壁面的相互作用下的气体滑移速度，可用利用Langmuir滑移模型进行描述［22］：
v h = θ v s + 1 - θ v s g
式（15）中： v s为表面扩散速度，m/s； v s g为孔隙附近气体滑脱速度，m/s。
不考虑吸附气影响时，壁面附近气体速度可以采用B&K模型进行描述，表达式如下［23］：
v s g = 2 K n 1 - b K n ⋅ r e f f - o r 2 4 μ g d p d x
K n = λ r e f f - o r = μ g r e f f - o r p π Z R T 2 M
式中：Kn为气体Knudsen数，无因次；dp/dx为纳米孔隙流动方向压力梯度，Pa/m。
结合N-S方程，可以得到单个毛细管内径向速度剖面表达式如下：
u r = r e f f - o r 2 4 μ g 1 - r 2 r e f f - o r 2 + 1 - θ 2 K n 1 - b K n d p d x + θ J s A s ρ a
对式（18）沿着管径方向积分可以得到管内自由气体传输流量：
q b = ∫ 0 r e f f - o r 2 π r ⋅ u r d r = π r e f f - o r 4 8 μ g 1 + 1 - θ 4 K n 1 - b K n d p d x + π r e f f - o r 2 θ J s A s ρ a
考虑气体稀薄效应的影响，式（19）可以改写为：
q b = π r e f f - o r 4 8 μ g 1 + α K n 1 + 1 - θ 4 K n 1 - b K n d p d x + π r e f f - o r 2 θ J s A s ρ a
稀薄效应系数表达式如下：
α = 128 15 π 2 t a n - 1 4.0 K n t 0.4
因此有机孔内游离气表观渗透率模型表达式如下：
K b = r e f f - o r 2 8 1 + α K n 1 + 1 - θ 4 K n 1 - b K n + μ θ M D s C s m a x Z p L ρ a Z p L + p 2

1.2.4　有机质表观渗透率

页岩有机孔内气体传输方式包括表面扩散和游离气流动2类，总质量流量为2种传输方式之和，因此页岩有机孔总质量流量表达式如下：
J o r = N J b + J s = π r e f f - o r 2 ρ b N K s + K b μ Δ p l
式（23）中：N为页岩基质截面内有机质孔数量，无因次。
结合达西定律，有机质内的质量流量可以表示为表观渗透率形式：
J o r = A o r ρ b K a p p - o r μ Δ p L
因此得到有机质内表观渗透率表达式如下所示：
K a p p - o r = ϕ e f f - o r τ K s + K b = ϕ o r r e f f - o r 2 8 τ 1 + α K n 1 + 1 - θ 4 K n 1 - b K n + 　 　 　 　 ϕ e f f - o r τ μ M D s C s m a x Z p L ρ b Z p L + p 2 ρ b θ ρ a + 1 - r a d 2 r e f f 2
式（25）中：τ为迂曲度，无因次。

1.3　无机质孔隙表观渗透率模型

页岩气藏初始含水饱和度约为0.1~0.6，由于页岩无机质富含强亲水黏土矿物（绿泥石、蒙脱石等）和石英，因此束缚水主要赋存在无机质孔隙中。分子模拟和实验结果指出，束缚水主要以水膜或水桥等方式赋存在无机质孔隙的表面，降低基质的流动半径和气体传输能力。由于黏土矿物具有强亲水性，储层水膜在低压力梯度条件下几乎不参与流动，无机质孔隙内为束缚水条件下的单相气体流动。
如图2所示，目前国内外研究水对岩心流动的影响主要有3个模型：①均介模型［图2（a）］，所有无机质毛细管等径，水膜均匀分布在孔壁，降低等效孔径和渗透率；②非均质毛细管束模型［图2（b）］，多孔介质等效为一系列毛细管束，水主要分布在小孔隙中［24-25］；③孔喉结构模型［图2（c）］，以水膜分布于孔隙壁面，以水桥的形式分布于小的喉道处，堵塞流动通道从而降低渗透率。
图2 无机质孔内气水分布关系

Fig.2 The distribution of gas and water in inorganic pores

以均介模型为例对其进行推导，基质含水饱和度为孔隙内水膜面积与孔隙面积之比，无机质初始含水饱和度表达式如下［26］：
S w - 0 = 1 - 1 - h r 0 2
式（26）中：h为无机质孔隙表面水膜厚度，m。
开采过程中储层压力降低，孔隙收缩，储层内的含水饱和度增大，因此考虑应力敏感效应影响的储层含水饱和度如下：
S w - s t r e s s = S w - 0 e C p p c - p
考虑应力敏感效应和束缚水影响的无机质有效孔隙度表达式如下：
ϕ e f f - i o m = 1 - η o r ϕ s t r e s s 1 - S w - s t r e s s
无机质孔隙考虑应力敏感效应的无机孔有效流动半径可参考式（4），考虑束缚水和应力敏感效应影响下的页岩无机孔有效流动半径表达式如下：
r e f f - i o m = r s t r e s s - i o m 1 - S w - s t r e s s 0.5
式（29）中：r eff-iom为考虑多种因素的无机孔有效流动半径，m；r stress-iom为考虑应力敏感效应的无机孔有效流动半径，m。
对于均质储层，等效孔径与含水饱和度满足上述关系。但实际上，岩心非均质性严重，束缚水容易堵塞孔喉导致岩心渗流能力大幅度降低，因此根据文献研究成果引入非均质修正系数对等效孔径进行修正［27］。
r e f f - i o m = r s t r e s s 1 - S w - s t r e s s γ
式（30）中：γ为考虑含水影响下的等效孔径非均质修正系数，无因次。
对于模型2，非均质毛细管束模型，水主要赋存于小孔隙，因而对流动的影响小，因此γ<0.5。然而对于大多数实际储层而言，束缚水容易堵塞孔喉处，导致渗透率大大降低，非均匀介质γ的取值范围为0.5~2，具体取值可根据数字岩心或者岩心孔喉结构确定。
将式（25）中 θ取值为0时，可以得到无机质的表观渗透率表达式如下：
k a p p - i o m = f K n k ∞ = 1 + α K n K n 1 + 4 K n 1 - b K n ϕ e f f - i o m r e f f - i o m 2 8 τ

1.4　页岩基质表观渗透率模型

页岩基质内孔隙包含有机孔和无机孔2类，因此计算基质表观渗透率时需要将两者进行耦合，当已知页岩储层内有机孔、无机孔有效流动半径和孔隙度时，页岩基质表观渗透率表达式如下：
k a p p = k a p p - i o m + k a p p - o r
页岩有机质具有憎水性，而页岩无机质富含亲水的黏土矿物和石英，因此储层原始水主要赋存在无机孔中，页岩基质含水饱和度表达式如下：
S w - s h a l e = S w - s t r e s s 1 - η o r

2 模型验证

页岩基质具有低孔、超低渗、多种传输机制并存的特点，目前难以在实验室开展涵盖所有因素的流动实验，因此本文分别根据文献数据验证建立的有机质孔隙和无机质孔隙的表观渗透率模型，以此来验证本文建立的页岩基质表观渗透率模型。如图3所示，本文建立的有机质孔表观渗透率模型与YU等［28］采用LBM方法得到的结果相近，平均误差为5.61%，因此本文基于Langmuir滑脱模型可准确地描述有机孔内气体传输规律。
图3 有机质孔模型理论计算结果与文献数据对比

Fig.3 Comparison between theoretical calculation results of organic pore model and literature data

目前国内外关于束缚水下页岩流动能力的研究多基于数字岩心和LBM方法，缺乏相应的实验结果，无相应的孔径分布数据。由于致密砂岩内也发育有大量的纳米孔隙，因此本文采用文献［27］中微达西级的致密砂岩流动实验结果来验证建立的模型，模型计算结果与测试数据如图4所示。表观渗透率与压力和含水饱和度有关，随着含水饱和度和压力的增加而降低。模型计算结果与实验测试数据误差为4.97%，表明建立得到表观渗透率模型具有一定的可靠性。因此本文建立的页岩基质表观渗透率模型在一定程度上能够合理地评价含水页岩流动能力。
图4 无机质理论模型计算结果与文献数据对比

Fig.4 Comparison of results of theoretical model of inorganic substance and literature data

3 敏感性参数分析

页岩基质传输能力受多种因素的制约，基于建立的页岩基质表观渗透率模型分析了在不同生产阶段中的压力、孔径、应力敏感效应及束缚水饱和度等参数对表观渗透率的影响特征。计算参数如表1所示，页岩基质物性和气体特征参数主要来源于文献［14］、［16］和［29］。
表1 页岩岩石物性和气体特性参数

Table 1 Physical properties and gas characteristics parameter of shale

参数 取值 参数 取值
等效有机质孔径(r 0-or)/ nm 10.2 等效无机质孔径(r 0-iom)/nm 75.94
有机质孔隙度(Ф or) 0.018 无机质孔隙度(Ф iom) 0.05
温度(T)/K 353 理想气体黏度(μ g0)/(mPa·s) 1.49×10-2
孔隙压力(P)/MPa 0.1~50 上覆地层压力(P c)/MPa 50
Langmuir压力(P L)/MPa 13.7 Langmuir体积(V L)/（m3/m3） 10
最大气体浓度(C max)/(mol/m3) 328.7 有机质含量(ψ t)/% 0.05
孔隙度应力敏感系数(C a)/ MPa-1 0.002 渗透率应力敏感系数(C p)/MPa-1 0.048
束缚水饱和度(Sw) 0.15~0.6 吸附气密度(ρ a)/(kg/m3) 394.1
如图5所示，压力和孔径是影响页岩基质传输能力的2个重要因素，页岩基质表观渗透率随孔径的增大而增大。压力对表观渗透率的影响主要通过滑脱效应和应力敏感效应来影响基质传输能力。在降压的过程中，表观渗透率先降低后增加。滑脱效应促进气体流动，而应力敏感效应降低基质的传输能力，高压时应力敏感效应是主导因素，在低压时滑脱效应是主导因素。表面扩散对小孔隙的气体传输能力影响较大，对大孔隙的影响小。
图5 压力和孔径对表观渗透率的影响

Fig.5 Influence of pressure and pore size on apparent gas permeability

为研究各因素对页岩基质表观渗透率的影响程度。根据表1中数据，计算了多种因素耦合下的表观渗透率如图6所示。含水饱和度和应力敏感效应是基质传输能力的主要影响因素，两者的存在都将降低基质表观渗透率。对比了理想气体（Z=1）与真实气体的表观渗透率，两者的误差低于1.8%，表明真实气体效应的影响较小。滑脱效应对基质表观渗透率的影响主要表现在低压下。当S w=0.3时，只考虑应力敏感效应时平均表观渗透率降低了63.24%，只考虑含水影响时平均表观渗透率降低了64.49%，而同时考虑两者时平均表观渗透率降低了87.56%。
图6 不同物理因素耦合对表观渗透率的影响

Fig.6 Influence of coupling of different physical factors on apparent gas permeability

如图7所示，有机质孔隙对表观渗透率的贡献随着含水饱和度的增加而增加，随着压力的降低而增加。由于孔径和孔隙度都远小于无机质孔隙，有机质孔隙对页岩基质表观渗透率的贡献较低，但在低压和高含水饱和度下有机质孔隙对表观渗透率的贡献不能忽略。
图7 有机质孔对表观渗透率的贡献

Fig.7 The contribution of organic matrix to apparent gas permeability

ZHANG等［16］根据实验测试得到页岩基质渗透率应力敏感系数为0~0.12 MPa-1，因此计算得到不同应力敏感系数下的表观渗透率值。如图8所示，随着应力敏感系数的增加，表观渗透率曲线下凹越明显，表观渗透率值越小。随着应力敏感系数的增加，等效孔径不断减小，虽然滑脱效应增强了基质传输能力，但其增加幅度远小于孔径减小引起的渗透率降低值。因此在页岩气藏开发过程时，需要控制生产压差，防止在近井地带产生较强的应力伤害。
图8 应力敏感效应对表观渗透率的影响

Fig.8 Influence of stress sensitivity on apparent gas permeability

当不考虑储层非均质性的影响时，计算了不同含水饱和度下的页岩基质表观渗透率值，如图9所示。随着含水饱和度的增加，页岩基质有效流动孔径不断减小，导致表观渗透率值不断减小。当S w-shale=0.3时，页岩基质表观渗透率降低幅度达到63.24%，表明束缚水是页岩基质传输能力的重要影响因素。
图9 束缚水饱和度对表观渗透率的影响

Fig.9 Effect of irreducible water saturation on apparent gas permeability

图10为页岩基质无因次渗透率与含水饱和度之间的关系，无因次渗透率为含水页岩基质与不含水页岩基质表观渗透率的比值。随着含水饱和度的增大，页岩无因次渗透率值降低，且降低幅度不断减小。在相同含水饱和度下，压力对页岩无因次渗透率的影响较小。
图10 压力对页岩基质无因次渗透率的影响

Fig.10 Influence of pressure on dimensionless permeability of shale matrix

计算了不同非均质系数影响下的无因次渗透率曲线，如图11所示。随着非均质修正系数的增大，基质内孔喉半径比越大，束缚水堆积在孔隙喉道处，增大了气体流动的阻力，从而导致无因次渗透率越小。实际储层无因次渗透率介于非均质修正系数取值为0.5和2时的2根曲线之间，因此本文研究可为合理认识地层条件下的页岩基质渗流能力提供一定的帮助。
图11 非均质系数对页岩基质无因次渗透率的影响

Fig.11 Influence of heterogeneous coefficient on dimensionless permeability of shale matrix

4 结论

（1）页岩气藏基质表观渗透率受多种因素综合影响，基质孔隙孔径、滑脱效应、应力敏感效应和含水饱和度是影响表观渗透率的重要因素，真实气体效应对页岩基质表观渗透率的影响较小。
（2）在应力敏感效应和滑脱效应的综合影响下，页岩气藏开发过程中基质表观渗透率先降低后升高，高压状态时应力敏感效应为表观渗透率的主要影响因素，而滑脱效应为低压状态下表观渗透率的主要影响因素。滑脱效应对基质传输能力的改善是页岩气井能够保持较长生命周期的重要因素。
（3）页岩基质表观渗透率随着应力敏感系数和含水饱和度的增加而降低，当含水饱和度为0.3时，两者共同影响下，页岩基质表观渗透率降低了87.56%。当考虑储层非均质性的影响时，相同含水饱和度时，表观渗透率随着非均质系数的增大而减小。
（4）本文建立了考虑多种因素影响下的页岩基质表观渗透率模型，明确页岩基质表观渗透率在开发过程中的变化特征，可为合理认识和评价页岩基质传输能力能够提供一定的帮助。

栏目名称:会议消息

第十八届全国有机地球化学学术会议拟于2021年11月在湖南长沙召开

由中国石油学会石油地质专业委员会、中国地质学会石油地质专业委员会、中国矿物岩石地球化学学会沉积学专业委员会主办，中国石油大学（华东）、中南大学、湖南省地质学会承办的“第十八届全国有机地球化学学术会议”拟于2021年11月在湖南长沙召开。会议将秉承传统，汇集学界精英，畅所欲言，集思广益，为国内外同行提供一个学术交流、成果展示、共享合作的平台，共同推动我国有机地球化学学科发展。热忱欢迎有机地球化学界的同仁踊跃参加本届学术会议。

此届会议拟就有机地球化学研究及相关学科领域取得的新进展、新成果进行广泛的交流讨论。会议包括9个专题：

1.地球多圈层演化与碳循环

2.烃源岩地球化学

3.石油、天然气与煤地球化学

4.油气生成与成藏地球化学

5.非常规油气地球化学

6.深层—超深层油气生成与演化

7.分子同位素有机地球化学

8.生物与环境有机地球化学

9.地球化学实验技术与方法

此届会议设大会和分会两类报告，以及展报现场交流。会议投稿为符合会议主题的未发表的摘要，摘要截止时间为2021年7月31日。

其他信息详见会议一号通知。

据“第十八届全国有机地球化学学术会议”一号通知

参考文献

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