气驱应力敏感性实验

实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。

（一）常规孔渗分析

1.氦孔隙度

样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

颗粒体积计算：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：P₁为参比室中的压力，MPa;V_re_f为参比室体积，cm³;P₂为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;V_matrix为岩心柱体积，cm³;V_grain为样品的颗粒体积，cm³。

柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：V_p为孔隙体积，cm³;V_b为总体积，cm³。

2.空气渗透率

使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：K为渗透率，10^-3μm²;P_atm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P₁为进口压力，psi;P₂为出口压力，psi;Q_a为流速，cm³/s;A为截面积，cm²;L为长度，cm。

（二）覆压孔渗分析

1.测试过程

岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。

实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。

2.实验结果校正

实验测定的孔隙度φ_（1）、渗透率k_a（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ_（2）、渗透率K_a（2），校正步骤如下：

a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ_（1）、渗透率K_a（1）分别除以常压条件下孔隙度φ_（0）、渗透率K_a（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ_（1）＝φ_（1）/φ_（0）、渗透率变化系数FK_a（1）=K_a（1）/K_a（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。

b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ_（2）：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：φ_（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ_（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ_（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。

c.校正后单轴孔隙度φ_（2）除以常压条件下孔隙度φ_（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ_（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。

d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FK_a（2）。

e.单轴向渗透率变化系数FK_a（2）乘以常压下渗透率值K_a（0），即为单轴向渗透率值。

（三）实验结果及分析

实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10^-3pm²，平均值为26.93×10^-3pm²。定义参数——渗透率百分数＝K_pi/K₀×100%，孔隙度百分数＝φ_p/φ₀×100%。式中：φ_pi、K_pi为某一净覆压力（p_i）下的孔隙度、渗透率；φ₀，K₀为初始孔隙度、渗透率（p_i=0）。

1.渗透率与净覆压力的关系

图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系

图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化

分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10^-3μm²,89×10^-3μm²）好于低渗储层（10×10^-3μm²-3μm²），特低渗储层（1×10^-3μm²-3μm²）好于超低渗储层（K<1×10^-3μm²）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。

图版4-2-1

随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。

岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。

净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。

2.孔隙度与净覆压力的关系

由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。

净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。

由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。

比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。

由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。

图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系

图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系

3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性

深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。

图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数

由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10^-3μm²，渗透率不可逆损失率为4%～10%。

由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。

深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征^[103-105]:

a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。

b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。

4.加压方式对渗透率变化的影响

为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。

（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响

采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。

图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响

分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。

根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。

（2）慢速连续加压－恢复循环实验

通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。

增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。

图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压

经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。

因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。

5.应力敏感的时间效应

岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（K_g=41.1×10^-3μm²）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。

图4-2-8 渗透率变化的时间效应

（四）应力敏感性评价结果

以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI<0为负敏感；SI<0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI>0.3为强敏感；SI>0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。

表4-2-1 实验岩心编号与基本参数

表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据

表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据

图4-2-9 净覆压力与物性的关系图