大量的现场实践表明,水力压裂压开了大面积的、多条次生未支撑裂缝(IU),由于这些裂缝太小,以至于正常的支撑剂都无法进入裂缝,支撑裂缝,那么这些裂缝就会随着生产井的生产而逐渐闭合(Sharma and Manchanda,2015).如果这些大面积的、次生未支撑裂缝(IU)在生产井生产过程中一直处于开启状态,那么就非常有利于提高生产井的产能.因此,在不同的应力条件下和暴露于不同的压裂液中时,这些次生未支撑裂缝(IU)的导流能力是非常重要的.在这项研究中,从Eagle Ford和Utica页岩的残留页岩岩心样品中发现了大规模的次生未支撑裂缝(IU).选择具有不同矿物成分的样品来代表典型页岩岩样的宽阔横截面.前期调研发现:页岩干燥后会导致页岩力学性能发生巨大变化,因此页岩样品必须妥善保存好.使用氮气或盐水来测量页岩岩样中未支撑裂缝的导流能力,发现未支撑裂缝的导流能力与岩样的闭合应力密切相关,并且可以用闭合应力的函数来表示.未支撑裂缝暴露于几种水基压裂液,主要包括:中性盐水、碱性盐水(pH值为11-12)和酸性盐水(pH＜1),而这些水基压裂液有时含有或不含有粘土稳定剂.本文主要研究了流体类型、pH值、粘土稳定剂、页岩矿物成分和循环应力对次生未支撑裂缝(IU)导流能力的影响.还进行了批量测试,来研究由流体与页岩之间的相互作用引起的力学性能和细粉产出的变化.研究表明,未支撑裂缝比支撑裂缝的导流能力要低3～4个数量级,并且更容易受到闭合压力的影响.当未支撑裂缝暴露于水基压裂液中时,其导流能力会降低一个数量级.导流能力减少的主要原因是页岩软化,并且页岩原始所存的天然流体与水基压裂液之间发生水和离子交换,也是造成未支撑裂缝导流能力下降的原因之一.并且在暴露于水基压裂液的页岩岩样测试中,也观察到了页岩软化,并且页岩软化与水基压裂液的pH值无关.除了页岩软化之外,当页岩暴露于碱性或酸性盐水中时,细粉产出也会降低未支撑裂缝的导流能力.含有胺的粘土稳定剂通过减少含有粘土的细粉量来提高未支撑裂缝的导流能力.然而,含有胺的粘土稳定剂不能减少不含粘土的细粉量,因此对于此类未支撑裂缝的导流能力提高帮助不大.页岩矿物成分主要以以下两种方式来影响未支撑裂缝的导流能力:一是页岩矿物成分控制了页岩天然的力学性能,二是页岩矿物成分也影响了页岩流体之间的相互作用.室内实验研究表明,页岩矿物成分和应力之间的相关性比较明显.在淡水或中性pH盐水条件下,富含粘土的样品的应力敏感性很强,而富含方解石的样品的应力敏感性却很弱.即便压力恢复到原始值,高粘土含量的岩样也会降低未支撑裂缝的导流能力.页岩的力学性能如硬度和杨氏模量,在暴露于水基压裂液之前和之后,都与页岩的矿物成分密切相关.未支撑裂缝的导流能力对循环应力的敏感性高于支撑裂缝,并且当循环应力在300-4000 psi之间时,在一个压力循环周期内,未支撑裂缝的导流能力下降80％.上述研究证实,水基压裂液能够显著地影响页岩次生未支撑裂缝(IU)的导流能力,因此必须慎重选择压裂液.