致密油藏液测应力敏感特征及微观作用机理＊

田虓丰程林松薛永超毛文辉张苗怡侯 涛杨彦柳王翊民

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室 北京 102249； 2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249；3.中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司地质研究所 山西晋城 048000；4.中国石油长庆油田分公司第二采油厂工艺研究所 甘肃庆阳 745100； 5.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300450）

致密油藏液测应力敏感特征及微观作用机理＊

田虓丰1程林松1薛永超1毛文辉1张苗怡2侯 涛3杨彦柳4王翊民5

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室 北京 102249； 2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249；3.中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司地质研究所 山西晋城 048000；4.中国石油长庆油田分公司第二采油厂工艺研究所 甘肃庆阳 745100； 5.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300450）

以鄂尔多斯盆地长7致密油藏岩心（K＜0.1 mD）为研究对象，采用煤油和氮气作为实验流体，开展了应力敏感实验，结合铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞实验结果，分析了致密油藏应力敏感特征的微观作用机理。从实验结果发现，致密油藏孔喉越细微，铁方解石胶结和石英加大作用越强烈，对孔喉的支撑作用越明显，因此液测应力敏感渗透率损失程度随着岩心渗透率的降低先增大后减小，但是恢复程度一直减小，最终出现完全不恢复的现象。同时，由于边界层的作用导致液体的临界孔喉半径远大于气体，而临界孔喉的影响导致液测应力敏感的渗透率损失程度和恢复程度与气测的差异随着渗透率的降低而增大。本文实验结果可为致密油藏产能预测及开发策略制定提供依据。

致密油藏；应力敏感；液测；渗透率损失；渗透率恢复；孔喉结构；作用机理

长7沉积期是鄂尔多斯盆地延长期湖盆发育的鼎盛时期［1］，陇东地区位于半深湖—深湖环境，滑塌沉积形成的浊积砂体已成为该地区增储上产最重要的储集砂体类型之一［2］，该类浊积砂体具有沉积厚度大、发育层位多、分布面积广、识别标志好、岩石结构细、成因复杂等特点［3－4］。陇东地区长7段主要储集体是浊积砂体，平均孔隙度为9.54%，平均渗透率为0.1 mD［3］，是典型的致密油藏［5］。该致密油藏岩石成分中对应力敏感程度影响较大的刚性石英含量为40%，较特低和超低渗透油藏显著增加［3，6－7］，导致岩石类型发生改变；另外，填隙物中塑性的水云母含量急剧增加［3］，导致应力敏感特性发生改变。

目前应力敏感实验所用的流体以气体为主，实验岩心渗透率均大于0.1 mD［8－11］。随着渗透率的降低，笔者发现了气测渗透率与液测渗透率的差别增大（图1），因此对于渗透率相对较大的特低渗透油藏，气测应力敏感特征仍可以代表油藏液体的应力敏感程度；然而致密油藏渗透率极低，气测应力敏感特征不能真实反映致密油藏应力敏感特征。另外，应力敏感性实验初始有效应力远小于油藏真实的有效应力［8－11］，导致实验得到的油藏应力敏感程度被放大。

图1 长7致密油藏气测渗透率与液测渗透率的差异Fig.1 Permeability difference between gas and liquid measurement method in Chang 7tight oil reservoir

因此，本文以渗透率极低的致密油藏岩心（K＜0.1 mD）为研究对象，以油藏初始有效应力为起点，选用煤油作为实验介质，模拟油田生产的压力变化过程，揭示了致密油藏液测应力敏感特征，进一步对比了与气测应力敏感的差异性，并通过恒速压汞实验从微观孔喉角度解释了应力敏感的作用机理，从而为致密油田产能评价及预测提供了理论基础，也为开发策略的制定提供了依据。

1 实验方法及流程

实验岩心取自鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏，岩心基本参数如表1所示。1～4号岩心用于研究致密油藏应力敏感特征，5～9号岩心用于研究气测和液测应力敏感的差异。油藏地层压力为15 MPa，据油层平均深度1 800 m估算上覆岩石压力为40 MPa，则初始有效应力为25 MPa。

表1 长7致密油藏岩心基本参数Table 1 Basic parameters of cores in Chang 7tight oil reservoir

采用长庆油田超低渗透油藏和致密油藏超前注水策略，初始地层压力会有一定程度的增加，因此将实验初始地层压力提高到25 MPa。由于实验条件下，岩心中流体平均压力是驱替压力和回压的平均值，因此模拟上覆岩石压力40 MPa，驱替压力30MPa，回压20 MPa，可得初始地层压力为25 MPa，初始有效应力15 MPa。驱替压力依次调整为25、20、15、10、15、20、25、30 MPa，回压相应调整为15、10、5、0、5、10、15、20 MPa。为了消除水敏对实验结果的影响，实验流体采用粘度为1.3 mPa·s的煤油。由于岩心渗透率极低，煤油流量极小，因此稳定时间长达24 h，采用毛细计量管来精确计量煤油流量。

实验中采用了与致密油藏真实流体性质相近的液体作为渗流介质，采用渗透率小于0.1 mD的致密油藏岩心，因此液体在微纳米级孔喉中渗流的微尺度效应得以体现。

2 应力敏感特征

2.1 液测应力敏感特征

图2是长7致密油藏4块岩心（K＜0.1 mD）液测应力敏感的实验结果。从图2可以看出，随着岩心渗透率的下降（1～2号岩心），应力敏感渗透率损失程度先增大；随着岩心渗透率的进一步降低（2～4号岩心），渗透率损失程度反而逐渐减小。但是，应力敏感渗透率恢复程度随着岩心渗透率的降低不断减小（1～2号岩心），最终完全不恢复（2～4号岩心）。

图2 长7致密油藏液测应力敏感实验结果Fig.2 Results of permeability stress sensitivity experiments in Chang 7tight oil reservoir by using liquid measurement method

2.2 气测与液测应力敏感特征对比

为了对比气测与液测应力敏感的差异，选取分别与1号和4号岩心气测渗透率相近的2块岩心（8号、9号）进行气测应力敏感实验，岩心基本参数见表1。图3是长7致密油藏岩心气测与液测应力敏感实验结果对比图，可以看出，气测应力敏感的渗透率损失程度和恢复程度均大于液测。随着岩心渗透率的降低，气测与液测应力敏感的渗透率损失程度和恢复程度的差异均在增大。对比本文的液测应力敏感结果（1～7号岩心）与调研的气测应力敏感结果［12］发现（图4），随着渗透率的增大，气测应力敏感和液测应力敏感渗透率损失的差异逐渐减小。

图3 长7致密油藏气测与液测应力敏感实验结果对比Fig.3 Comparison results of permeability stress sensitivity experiments in Chang 7tight oil reservoir by using gas and liquid measurement method

图4 气测与液测应力敏感差异与渗透率关系Fig.4 Relationship between the permeability stress sensitivity difference using gas and liquid measurement method and permeability

3 微观作用机理

3.1 液测应力敏感渗透率损失作用机理

岩心的渗透率主要受喉道控制，因此渗透率的应力敏感现象本质上是喉道受到有效应力而发生形变的过程。实验所用岩心的气测渗透率极低，均小于0.1 mD，属于真正意义上的致密油藏岩心。致密油藏喉道半径越小，石英次生加大和铁方解石二次胶结作用越强烈［13］。正是由于铁方解石和石英等刚性物质对微细喉道的支撑作用（图5），在相同有效应力作用下，较小喉道发生形变的绝对量小于较大喉道，但形变的程度却比大喉道更严重。由于边界层的存在，液测应力敏感还应考虑临界孔喉半径的影响（当r＜rc，液体无法通过喉道）。

图5 长7致密油藏铸体薄片实验结果Fig.5 Results of casting thin sections in Chang 7 tight oil reservoir

液测应力敏感渗透率损失程度由两部分组成：①完全损失，这部分喉道受压后半径小于rc，渗透率完全损失；②部分损失，这部分喉道受压后喉道半径仍大于rc，对渗透率仍有贡献。随着渗透率的降低，小喉道对渗透率的贡献增大（图6），当完全损失的渗透率贡献率达到最大时，此时渗透率损失程度由完全损失控制。当岩心渗透率进一步降低时，完全损失对渗透率贡献率减小，完全损失的渗透率减小，因此液测应力敏感渗透率损失程度减弱。

图6 长7致密油藏不同渗透率下喉道对渗透率贡献率分布图Fig.6 Distribution of throats′contribution to cores permeability under different permeability in Chang 7tight oil reservoir

3.2 液测应力敏感渗透率恢复作用机理

对于同一块岩心，岩石成分相同，不同半径喉道的弹性极限也相同。由于较大喉道发生形变的绝对量较大，其形变首先达到弹性极限，产生塑性变形，导致有效应力减小时，半径越大的喉道，弹性恢复的程度越小。当有效应力减小时，较大喉道由于发生塑性变形而不能恢复，弹性恢复主要在较小喉道中产生，但是随着岩心渗透率的降低，喉道半径减小（图7），岩心受压后半径小于rc的喉道增多，发生弹性恢复的喉道半径小于rc，因此对液测渗透率没有贡献，便出现了致密油藏液测应力敏感渗透率不恢复的现象。

图7 长7致密油藏不同渗透率下喉道分布图Fig.7 Distribution of throats under different permeability in Chang 7tight oil reservoir

3.3 气测与液测应力敏感差异作用机理

通过上面分析可知，由于rc的作用，使被压缩程度最严重的喉道对渗透率的影响反映不到液测渗透率上，但是由于氮气分子直径只有0.304 nm，基本能够进入所有的喉道，因此气测应力敏感可以反映所有喉道的形变，导致气测应力敏感渗透率损失程度强于液测。随着岩心渗透率的降低，喉道半径分布范围缩小，rc以下的喉道对渗透率贡献率增大，导致气测与液测应力敏感损失程度的差异随着渗透率的降低而增大。

同理，由于rc的存在，发生弹性恢复的喉道对渗透率的影响反映不到液测渗透率上，但是气测渗透率却能够反映全部喉道的恢复情况，因此气测应力敏感的恢复程度大于液测。随着气测渗透率的降低，喉道半径分布范围缩小，rc以下的喉道对渗透率贡献率增大，导致气测与液测应力敏感恢复程度的差异随着渗透率的降低而增大。

4 结论

1）由于铁方解石和石英对孔喉的支撑作用，随着岩心渗透率的降低，致密油藏液测应力敏感渗透率损失程度先增大后减小，但是恢复程度一直减小，最终出现不恢复的情况。

2）由于临界孔喉的作用，致密油藏气测与液测应力敏感渗透率损失程度和恢复程度的差异随着岩心渗透率的降低逐渐增大。

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Characteristics and micro－mechanism of stress sensitivity by using liquid measurement method in tight oil reservoirs

Tian Xiaofeng1Cheng Linsong1Xue Yongchao1Mao Wenhui1Zhang Miaoyi2Hou Tao3Yang Yanliu4Wang Yimin5
（1.Education Ministry Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China；2.National Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration，China University of Petroleum，Beijing102249，China；3.Institute of CBM Geology，PetroChina Huabei Oilfield Company，Jincheng，Shanxi 048000，China；4.The Second Oil Production Company，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang，Gansu745100，China；5.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300450，China）

Stress sensitivity experiments were conducted using cores with permeability less than 0.1 mD which were taken from Chang 7 tight oil reservoir in Ordos Basin.The fluids used in the experiments are kerosene and nitrogen.In addition，casting thin section，SEM and constant－speed mercury injection experiments were performed to analyze the mechanism of the stress sensitivity.It was found that the effects of secondary cementing of ferrocalcite and secondary enlargement of quartz become more severe with decrease in throat sizes of tight oil reservoirs.However，the supporting effects on throats are more significant.Therefore，in the beginning the fraction of permeability reduction increases and then decrease with the permea－bility of the cores decreasing.But the fraction of permeability recovery of liquid－measured stress sensitivity decreases all the time.At worst，the process of recovery disappears.In addition，due to the effect of boundary layers，the critical throat size of liquid is far larger than that of gas，resulting in the fact that the differences of fraction of permeability reduction and recovery become larger as permeability decreases.The experiment results can be the basis for predicting production and establishing strategies for tight oil reservoirs.

tight oil reservoir；stress sensitivity；liquid measurement method；permeability reduction；permeability recovery；micro－pore－throat structure；mechanism

TE312

A

2014－08－20改回日期：2014－12－02

（编辑：杨 滨）

田虓丰，程林松，薛永超，等.致密油藏液测应力敏感特征及微观作用机理［J］.中国海上油气，2015，27（2）：63－67.

Tian Xiaofeng，Cheng Linsong，Xue Yongchao，et al.Characteristics and micro－mechanism of stress sensitivity by using liquid measurement method in tight oil reservoirs［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：63－67.

1673－1506（2015）02－0063－05

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.011

＊国家自然科学基金“特低渗油藏天然缝与人工缝耦合作用的渗流机理与模型（编号：51174215/E0403）”、高等学校博士学科点专项科研基金“致密油藏亚微米－超纳米级孔喉渗流机理研究（编号：20130007120014）”部分研究成果。

田虓丰，男，中国石油大学（北京）在读博士研究生，主要从事油气田开发方面研究。E－mail：txf5160＠163.com。