致密油气藏储层应力敏感各向异性及其微观机制——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层为例

张志强，师永民，李　鹤

(北京大学 地球与空间科学学院，北京 100871)



致密油气藏储层应力敏感各向异性及其微观机制
——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层为例

张志强，师永民，李鹤

(北京大学 地球与空间科学学院，北京 100871)

中国陆相致密储层应力敏感各向异性研究对低渗透油气藏开发过程中储层伤害评价具有重要作用。鉴于注水开发过程中的实际问题，选取鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层3块典型岩样，分别从水平X,Y及垂直Z方向钻取小岩心柱，并依次恢复至地层条件下变化围压测定渗透率，并结合铸体薄片、扫描电镜及XRD等实验，对致密油气藏储层渗透率应力敏感各向异性及其微观机制进行分析。研究结果表明：不同岩样的应力敏感性存在差异，且同一岩样不同方向的应力敏感性也存在差异，应力敏感性指数由强到弱分别为细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑质石英粉砂岩和中细粒岩屑长石砂岩，各向异性系数由强到弱分别为长石岩屑质石英粉砂岩、中细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩。通过微观实验可知，不同类型储层的矿物成分、排列方式及孔隙结构特征差异大，是造成储层应力敏感各向异性的关键因素。因此认为，致密油气藏不同类型储层应力敏感及各向异性存在较大差异，而储层微观非均质性特征是应力敏感及各向异性的主要影响因素。这一结论对鄂尔多斯盆地陆相致密非均质性储层的高效开发具有重要意义。

应力敏感性；各向异性；微观非均质性；油田开发；致密油气藏；鄂尔多斯盆地

油气藏主要受到上覆岩石压力、构造应力和孔隙流体压力的控制而处于相对平衡状态。而这种平衡随着油气藏深入开发而发生变化，随着有效应力的逐渐增加，储层的孔隙空间不断减小，表征岩石渗流特性的渗透率也将减小，这一现象称为储层岩石的渗透率应力敏感性。致密储层油气资源丰富，逐渐成为全球战略重心之一，在中国陆相油气藏中，低渗、特低渗及致密储层所占比例超过50%[1-3]。而在致密储层开发过程中，渗透率是影响油气田有效开发最重要的岩石物性参数之一[4-5]。

近年来国内外学者针对低渗、特低渗及致密油气藏储层应力敏感性开展了大量的理论与实验研究分析，但尚未形成统一认识。部分学者认为低渗、特低渗及致密储层存在较强的应力敏感性[6-9]。然而，有一部分学者通过研究发现该类储层并不存在较强的应力敏感性[10-14]。针对这一问题，通过对鄂尔多斯盆地长6油层的3类典型致密储层取心钻柱，利用TAW1000岩石三轴伺服实验系统进行应力敏感性测试，结合有效应力理论对实验结果进行分析，针对致密储层应力敏感性对低渗透油气藏开发的影响进行深入探究。这对低渗透油气藏开发过程中渗透率变化规律研究，及时采取合理的开发方案，确保油田持续增产和长期稳产具有重要的实际意义[15]。

低渗透油气藏储层岩石渗透率各向异性特征一直是岩石力学和渗流力学领域的重要研究内容之一。L.W.Lake指出,若储层的渗透性与储层内部的方向性有关，则该储层是渗透率各向异性,反之，则是渗透率各向同性[16]。随着低渗透油气藏深入开发，储层应力条件会不断发生变化，并且由于沉积环境的差异，多数陆相储层渗透率表现出较强的各向异性特征[17]。M.S.Bruno等研究发现,弱胶结储层的微观非均质性导致渗透率存在各向异性[18]。刘月田等测量储层岩心不同方向的流量确定最大和最小渗透率的主方向，建立平面内渗透率各向异性[19]。P.C.Iheanacho等通过对砂岩储层研究发现,渗透率在垂向和水平存在各向异性[20]。而针对储层渗透率应力敏感各向异性特征鲜有研究。虽然N.Zisser和孙东生分别对致密砂岩各向异性取心进行应力敏感各向异性分析[21-22],但针对渗透率应力敏感各向异性的微观机制展开的研究甚为匮乏，而这恰好是油田开发过程中亟需研究并解决的重要实际问题之一。

本文对鄂尔多斯盆地长6油层3类典型致密储层取心，分别从水平X,Y和垂直Z方向各钻取3块小柱，利用TAW1 000岩石三轴伺服实验系统，将孔隙压力、温度及流体饱和度恢复到地层原位条件下，通过改变围压(12～50 MPa)进行渗透率测试，得到致密储层3个样品的应力敏感及各向异性特征与变化规律，借助线性拟合方程建立应力敏感性指数与各向异性系数。结合岩石铸体薄片、扫描电镜及XRD等实验手段，对3类岩样的矿物成分、性质及孔隙结构等微观特征进行分析，揭示致密储层应力敏感及其各向异性特征的内在机制，对储层微观非均质性进行定量表征。这将为低渗透油气藏开发中后期储层改造提供较为重要的科学依据。

1　典型储层岩心实验

1.1实验原理及设备

储层的应力敏感性是由于储层所受的应力发生变化，导致岩石变形，继而导致渗透率发生变化的性质，因此研究储层应力敏感性主要是研究渗透率与有效应力的关系。实验恢复孔隙压力至地层条件，通过改变围压的方法来改变岩石的有效应力，继而分析岩石应力敏感性特征。有效应力公式如下：

(1)

式中：peff表示有效应力，MPa；pc为围压，MPa；pp为孔隙压力，MPa。

气体在岩样中流动时，由气体一维稳定渗滤达西定律可得渗透率计算公式：

(2)

式中:ka为岩心气体渗透率，10-3μm2；QO为出口气体流量，mL/s；pa为大气压力，MPa；μ是液体的粘度，mPa·s；L是样品长度，cm；p1为入口压力，MPa；p2为出口压力，MPa;A为样品截面积，cm2。

实验装置采用TAW1 000岩石三轴伺服实验系统。全套装置由高温高压三轴室、围压、轴压、孔压控制系统及数据自动采集控制系统等几大部分组成，可以进行应力-渗流耦合等实验，实验流程如图1所示。

图1　原位条件下应力敏感性评价流程

整个过程应力以0.02 MPa/min的速度进行加载，都是在计算机控制系统的精准控制之下完成。实验流体为氮气，在控制不同有效应力条件下，实验流体以一定流速流过岩心，同时数据采集与处理终端实时获取岩心渗透率的变化情况，测量分辨率高达1/200 000。实验装置系统的具体参数表1。

1.2实验方法及岩心参数

实验样品选取鄂尔多斯盆地长6油层3块典型岩样(表2)，从水平X，Y及垂向Z分别钻取小岩心柱，3个样品可以代表3类具有典型成分、结构构造特征的致密砂岩储层。在实验测试之前，对岩样进行预处理，主要包括岩样的洗油和烘干，洗油用酒精和苯的混合物，烘干温度控制在45 ℃，连续烘干36 h。岩样具体的信息如表2所示，岩样孔隙度为3.26%～15.52%，平均为8.72%，渗透率为(0.002 0～0.815 2)×10-3μm2，平均为0.202 9×10-3μm2。

2　实验结果

2.1岩样1

图2a是岩样1的渗透率随有效应力的绝对变化值。3个钻柱的渗透率都随有效应力的增加而降低，当有效应力增加到40 MPa时，渗透率绝对变化值分别为0.132 0×10-3，0.103 8×10-3和0.043 1×10-3μm2；当有效应力从40 MPa恢复到10 MPa时，3个样品储层岩心渗透率分别恢复了85.23%，92.00%和95.17%，由于地下应力状态变化，岩石在不同方向发生不同程度的弹塑性变形。图2b是岩样1的渗透率随有效应力的相对变化值。3个方向的渗透率在随着有效应力增加过程中，渗透率都是先快速下降，之后降速相对变缓，相对变化率分别为18.46%，15.82%和35.92%，3个方向储层应力敏感性差异较大，X和Y方向敏感性较为接近，而与Z方向差异大。这一现象表明，岩石受到压缩变形，水平和垂直方向的储层特征存在差异，会导致岩石发生不同的变形特征，因此，渗透率的应力敏感在水平与垂直方向存在较大差异。

表1　实验仪器技术规格

2.2岩样2

图3a是岩样2的渗透率随有效应力的绝对变化值。3个岩心柱的渗透率都随着有效应力的增加而降低，当有效应力增加到40 MPa时，渗透率绝对变化值分别为0.003 9×10-3，0.003 4×10-3和0.001 1×10-3μm2；当有效应力从40 MPa恢复到10 MPa时，3个样品储层岩心渗透率分别恢复了43.11%，51.31%和61.54%。地下应力状态变化，岩石在不同方向发生不同程度的弹塑性变形，且塑性变形程度较岩样1大。图3b是岩样2的渗透率随有效应力的相对变化值。3个方向的渗透率在随有效应力增加过程中，渗透率都是先快速下降，之后降速相对变缓，相对变化率分别为72.29%，79.24%和62.94%，3个方向储层应力敏感性差异较大，X和Y及Z方向下降程度都超过60%。这一现象表明，不同方向的结构存在差异，岩石压缩过程中会发生不同的变形特征，因此渗透率的应力敏感不同方向存在各向异性。

2.3岩样3

图4a是岩样3的渗透率随着有效应力的绝对变化值。3个岩心的渗透率都随有效应力的增加而降低，当有效应力增加到40 MPa时，渗透率绝对变化值分别为0.014 4×10-3，0.011 4×10-3和0.008 5×10-3μm2；当有效应力从40 MPa恢复到10 MPa时，3个样品储层岩心渗透率分别恢复了37.35%,38.95%和41.29%。地下应力状态变化，岩石发生较大程度的塑性变形，从而对油气藏产生不可恢复的破坏。如图4b所示，在不同有效应力条件下，岩样3的渗透率变化相对于岩样2而言，应力敏感性减弱。3个方向相对变化率分别为80.44%，81.86%和78.85%，都超过75%，但差异很小。这一现象表明，岩石受到压缩变形，储层不同方向的结构非均质性较弱，会导致岩石发生程度类似的变形特征，因此渗透率的应力敏感各向异性较小。

表2　实验岩心钻柱参数统计

图2　岩样1的渗透率与有效应力关系

图3　岩样2的渗透率与有效应力关系

图4　岩样3的渗透率与有效应力关系

岩样编号岩性钻柱方向K0/(10-3μm2)AkR2损害程度1中细粒岩屑长石砂岩X0.90030.1530.961弱Y0.81740.1210.917弱Z0.21980.3160.964弱2长石岩屑质石英粉砂岩X0.01960.7370.898中等偏强Y0.03680.9420.915强Z0.00340.4630.852中等偏弱3细粒岩屑长石砂岩X0.11960.9350.946强Y0.08930.9620.922强Z0.07360.9160.956强

3　讨论

3.1应力敏感各向异性

3.1.1应力敏感性

分析实验得到的3类样品渗透率随有效应力变化关系，借助幂指数方程拟合可以表示为[23]：

(3)

式中:K(peff)是有效应力为peff时样品的渗透率，10-3μm2；K0为有效应力为零时样品的渗透率，10-3μm2；Ak是拟合得到的应力敏感指数，无量纲。

3个样品致密储层应力敏感性存在明显差异(表3)，实验结果的相关系数在0.852～0.964，相关性好。岩样1的3个方向应力敏感指数分布在0.121～0.316，平均为0.197，应力敏感性较弱，X和Y方向比较接近，二者与Z方向的敏感指数存在差异。岩样2在3个方向的应力敏感指数分布于0.463～0.942，应力敏感性中等偏强，3个方向应力敏感性差异较大。岩样3应力敏感指数为0.916～0.962，平均为0.938，为强应力敏感性，3个方向的差异小。

3.1.2各向异性

实验样品中X，Y与Z三个方向相互垂直，因此通过实验测得X，Y与Z三个方向的渗透率，就相应的得到了YZ，XZ与XY三个平面的渗透率，三个平面内的渗透率各向异性用αk表示[21]：

(4)

通过代入渗透率与压力的幂函数方程式(3)，渗透率各向异性方程式(4)可用下式表示：

(5)

(6)

(7)

式中：di，dj代表方向；Ki，Kj表示不同有效应力条件下的渗透率，10-3μm2(i，j代表X，Y，Z中任意二者)。

经计算得到所测样品3个平面内的渗透率各向异性随有效应力的变化规律(表4)。αk0可以表示有效应力为零时，在YZ，XZ与XY平面内的渗透率各向异性系数。岩样1在水平方向上渗透率差异较小，而水平与垂直方向的各向异性明显。岩样2在三维空间内存在明显的各向异性特征。分析岩样3认为，各个方向的渗透率变化都比较接近，各向异性最弱。

为直观分析不同样品的不同平面间的渗透率各向异性随有效应力的变化趋势，将渗透率各向异性参数进行归一化处理，得到归一化的渗透率各向异性(αkg)(图5)。在有效应力40 MPa范围内，XY平面内的渗透率各向异性随有效应力的增加而变化不大；YZ和XZ平面内的渗透率各向异性随有效应力的增加而出现差异性变化，且变化幅度差异较大，最大的渗透率各向异性达到9.33(YZ平面)。因此，对于陆相致密储层应力敏感各向异性参数变化不能一概而论，需要结合储层微观非均质特征进行分析。

表4　渗透率各向异性系数

图5　归一化的渗透率各向异性αkg随有效应力变化

3.2应力敏感性内在机制

致密储层渗透率应力敏感性主要受到矿物成分、排列方式及微观孔隙结构等因素的综合影响[24-25]。将3组岩样共9个钻柱制成铸体薄片置于偏光显微镜下观察(图6)。就岩样1而言，岩石颗粒成分以石英、钙长石为主，含量大于80%，岩屑含量少(表5)，岩石受应力主要发生本体变形，弹性变形远大于塑性变形程度，因此3个方向的渗透率降幅较小，最大不超过40%，属于较弱的应力敏感性，且在卸压加载过程中，3个方向的渗透率恢复率都大于85%。

X和Y方向(图6a，b)样品颗粒排列方向性较强，且X方向发育明显微裂缝，孔隙多以定向排列的粒间孔为主，因此在受压过程中，渗透率下降率接近。Z方向(图6c)颗粒排列方向性较弱，孔隙较小且分布较为分散，由于钙长石大量破碎形成粒内孔-缝为主的结构，微裂缝受压容易闭合，导致变有效应力条件下Z样品的渗透率下降率大于X和Y样品，与之前通过线性回归计算得到的应力敏感指数Ak(X≈Y

分析可知，岩石受到压缩变形，水平与垂直方向的岩石结构非均质性强，因此渗透率的应力敏感存在各向异性，通过岩石薄片对其微观机制分析可以得到应力敏感性在水平(XY平面)和垂直方向(XZ和YZ平面)出现明显的差异，各向异性顺序为YZ≈XZ>XY，这与归一化的渗透率各向异性随有效应力变化情况一致(αkX≈αkY>αkZ≈0)。

岩样2以残余粒间孔隙为主，粘土杂基含量较高(表5)，矿物颗粒之间被大量粘土矿物充填，导致连通性差。岩石受应力主要发生结构变形，塑性变形大于弹性变形程度，在应力达到40 MPa的压缩过程中，3个方向的渗透率降幅较大，X，Y及Z向损害程度都超过60%，在卸压加载过程中，3个方向的渗透率恢复率平均小于50%。

3个方向储层应力敏感性差异较大。X方向(图6d)岩石颗粒定向排列，发育明显的微裂缝，导致YZ平面渗透率存在很大的差异；Y方向(图6e)孔隙呈半定向排列，存在细小的微裂缝，因此在XZ平面渗透率差异性小于YZ面；Z方向(图6f)颗粒分选磨圆好，定向性较差，因此XY平面渗透率差异性较小。这直接导致变有效应力条件下X，Y及Z样品的渗透率损害率都存在差异，顺序为Y>X>Z，与拟合计算得到的应力敏感指数Ak(Y>X>Z)结果一致。

分析可知，非均质性强较强的岩石受压变形，渗透率的应力敏感在不同方向存在较大的各向异性，通过岩石薄片对其微观机制分析可以得到应力敏感性在三维空间内(XY，XZ及YZ平面)出现明显的差异，储层岩石微观非均质性顺序为X>Y>Z，分析得到3个平面渗透率各向异性顺序为YZ>XZ>XY，这与之前的归一化的渗透率各向异性随有效应力变化情况一致(αkX>αkY>αkZ)。

岩样3以非定向的粒间孔隙为主，岩石颗粒如石英、长石含量高(表5)，长石的大量溶蚀形成粒内孔隙，孔渗通道分布较为复杂，总孔隙度较岩样1和2大。X，Y及Z方向岩石孔隙空间较大，而喉道较细，且被粘土矿物充填，导致3个平面渗透率在有效应力逐渐增加情况下，喉道快速闭合而渗透率损失大，3个样品的损失率都在80%左右，具有较强的应力敏感性。并且长石大量溶蚀，导致骨架颗粒硬度下降，在增压过程中容易被压实变形，发生较大程度的结构变形，因此卸压后，渗透率恢复仅40%。

X，Y及Z方向(图6g—i)岩石颗粒均呈现非定向排列，粒间孔隙分布均匀，在YZ，XZ和XY平面渗透率的差异很小，导致变有效应力条件下X，Y及Z样品压缩变形机制相似，其渗透率损害幅度X≈Y≈Z，与计算得到的应力敏感指数Ak结果一致。

综上所述，岩石受到压缩变形，均质性好的岩石结构差异小，因此渗透率的应力敏感各向异性较小，通过岩石薄片对其微观机制分析可以得到渗透率损害程度在三维空间内(XY，XZ及YZ平面)差异很小，3个方向的储层岩石微观非均质性X≈Y≈Z，分析得到3个平面渗透率各向异性为YZ≈XZ≈XY，结果与归一化的渗透率各向异性随有效应力变化情况一致(αkX≈αkY≈αkZ≈0)。

图6　3个样品在X，Y及Z方向的铸体薄片特征

岩样编号石英/%长石/%云母/%粘土矿物/%钾长石钠长石钙长石白云母黑云母高岭石蒙脱石绿泥石伊利石124.717.9610.0639.782.720.582.111.152.528.41221.799.298.6725.015.021.371.963.403.6119.88327.2012.5913.6928.971.210.440.400.942.9610.72

4　结论

1) 本文选取鄂尔多斯盆地长6油层组致密储层3块典型岩样，从水平X,Y及垂向Z钻柱，依次恢复至地层条件下变围压进行渗透率测定实验，借助线性拟合，建立渗透率随有效应力之间的幂函数方程，并得到各岩样的应力敏感指数Ak，分析可发现不同类型的岩样渗透率应力敏感性表现出不同的特征。

2) 3块岩样在不同方向的渗透率应力敏感各向异性指数αk同样也是有效应力的函数，且随着有效应力的增加，不同岩样在不同平面内的渗透率各向异性表现出完全迥异的变化规律。结合铸体薄片、扫描电镜及XRD等实验分析，可知岩石矿物成分、排列方式，孔隙结构等储层微观非均质性特征起主要控制作用。

3) 陆相致密储层应力敏感及其各向异性评价不能笼统的称作强或弱敏感性，而是要根据不同储层微观非均质特征来进行深入的分类研究，对储层损害能有一个合理的评价，继而根据储层实际特征来选择合理的开发方式，这对低渗透油田开发中的提高采收率及储层损害评价具有重要的指示意义。

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(编辑张亚雄)

Stress sensitivity anisotropy and its microscopic mechanism of tight oil and gas reservoirs:A case from the Chang-6 reservoir in Ansai oilfield of Ordos Basin

Zhang Zhiqiang，Shi Yongmin，Li He

(SchoolofEarthandSpaceScience，PekingUniversity，Beijing100871，China)

Study on stress sensitivity anisotropy of continental tight reservoirs in China plays an important role in evaluation of reservoir damage during the exploitation of low permeability oilfield.In view of the practical problems，the X，Y and Z columns from three inter-perpendicular orientation of three typical samples from Chang-6 reservoir in Ansai oilfield of Ordos Basin are used to test permeability by changing confining pressure under the in-situ condition and study the relationship between permeability and effective stress.In addition，microscopic mechanism and anisotropy of stress sensitivity in tight oil and gas reservoirs are analyzed through integrating various data including casting thin sections，scanning electron microscopy and XRD，etc.The results demonstrate that stress sensitivities of different rock samples are different and stress sensitivities of the same rock sample are also quite different in different directions.The ranking of stress sensitivity index from strong to weak is fine-grained lithic feldspathic sandstone，feldspar lithic quartz siltstone and medium to fine-grained lithic feldspathic sandstone，and the ranking of anisotropy coefficient from strong to weak is feldspar lithic quartz siltstone，medium to fine-grained lithic feldspathic sandstone and fine-grained lithic feldspathic sandstone.Microscopic experiments indicate that mineral composition，the arrangement and pore structure characteristics of different types of reservoir are key factors to cause reservoir stress sensitivity anisotropy.Therefore，stress sensitivity anisotropies are quite different in different types of tight reservoirs，and the microscopic heterogeneity characteristics of reservoirs are the major factors influencing stress sensitivity and anisotropy.This understanding is of great significance to highly-efficient exploitation of the continental heterogeneous tight reservoirs in Ordos Basin.

stress sensitivity，permeability anisotropy，microscopic heterogeneity，oilfield development,tight Oil & Gas reservoir，Ordos Basin

2015-06-03;

2016-01-04。

张志强(1990—)，男，硕士，低渗油田开发地质。E-mail:zhiqiangzhang@pku.edu.cn。

简介：师永民(1966—)，男，研究员，低渗油田开发和储层地质。E-mail:sym@pku.edu.cn。

国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2009CB219302)。

0253-9985(2016)01-0117-08

10.11743/ogg20160116

TE311

A