渤海湾盆地渤南洼陷沙四段岩相的岩石力学性质差异

李志鹏，卜丽侠

(1.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；2.中国石化 胜利油田分公司 东辛采油厂，山东 东营 257015)

沉积岩的岩性、矿物成分、岩石结构都存在较大的差异，可以划分为不同类型的岩相。其岩性、岩石结构及成岩作用等的差异从本质上会造成力学性质的不同[1-5]，进而影响地应力场的分布[6-8]。而地应力是控制低渗透油气藏水力压裂裂缝形态及井网部署的重要因素[9-12]。随着国内外低渗透油藏开发的不断进行，特别是致密油气藏的大规模压裂开发[13-16]，地应力、岩石力学性质的差异成为了低渗透油气藏井网部署、调整及压裂等研究的重要基础。因此，明晰不同岩相的岩石力学性质差异，是进行地应力场预测、压裂施工设计等的关键。本文以渤海湾盆地渤南洼陷沙四段低渗透油藏[17-18]为研究对象，根据取心井资料，研究了其岩相类型，利用不同岩相常规三轴压缩实验分析资料，建立了静态岩石力学参数油藏围压条件的恢复图版，分析了不同岩相间静态力学参数及应力—应变关系的差异性，旨为渤南洼陷沙四段低渗透油藏的地应力预测、钻井、压裂工艺设计提供借鉴。

1 岩相类型划分

渤南洼陷沙四段低渗透油藏主要为扇三角洲沉积，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，同时发育砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、泥质砂岩及灰质砂岩等。砂岩岩性复杂多样，根据沉积特征、岩性及物性特征等，可将砂岩划分为粗粒砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相、泥质砂岩相及碳酸盐质砂岩相5种岩相(表1)。自粗粒砂岩相—细砂岩相—粉砂岩相，沉积水动力条件不断减弱，粒度变细，孔隙度降低，以上3种岩相泥质含量较低，以钙质和泥质胶结为主。泥质砂岩相泥质含量较高，大于30%，以泥质胶结为主。碳酸盐质砂岩相碳酸盐含量较高，大于25%，为钙质和白云质胶结，胶结程度较高；一般发育在砂体顶底与泥岩接触的部位，为后期成岩作用形成的一类岩石，发育相对较少。该岩相岩石脆性大，取心过程中易于破碎。

2 实验样品及数据

本文实验样品的取样，是在相同岩相、相近深度(深度差异小于200 m)钻取4～5块直径为25 mm、长度大于50 mm的岩样。通过岩样岩石薄片观察，岩石组分以石英、长石和岩屑为主，石英平均含量35%，长石平均含量32%，岩屑平均含量29%，为岩屑质长石砂岩或长石质岩屑砂岩(图1)。利用美国GCTS公司的RTX高温高压岩石三轴仪进行三轴压缩实验。为了使实验条件更接近油藏条件，将岩样饱和水[19]，再用密封薄膜将岩样密封，保证实验过程中岩心中的流体不外溢。实验为室温条件，三轴围压分别加载0.1，12，22，32 MPa，对相同岩相的样品进行分别实验，得到不同围压条件下岩样的杨氏模量及泊松比(表2)。

表1 渤海湾盆地渤南洼陷沙四段低渗透油藏砂岩岩相类型划分

Table 1 Lithofacies classification of sandstones in low permeability reservoirs of fourth member

of Shahejie Formation, Bonan Subsag, Bohai Bay Basin

图1 渤海湾盆地渤南洼陷沙四段实验样品典型薄片

3 岩相的岩石力学性质差异性

3.1 静态力学参数油藏围压条件矫正

根据渤南洼陷沙四段低渗透油藏埋藏深度(3 300～4 500 m)与水平应力大小的统计关系(式1)，渤南洼陷沙四段低渗透油藏围压(SH+Sh)/2要在68 MPa以上。

(1)

式中：SH为水平最大主应力，MPa；Sh为水平最小主应力，MPa；D为油藏的埋藏深度，m。

围压对岩石力学参数影响较大[20]，研究岩相力学参数差异性前，需对实验室内测量的静态岩石力学参数进行油藏围压条件下的矫正。利用本次实验的有限测试数据，尝试建立了渤南洼陷低渗透油藏各岩相杨氏模量、泊松比与围压的关系图，并拟合了杨氏模量与围压、泊松比与围压的关系式(表3)。根据目前的有限测试数据，各岩相杨氏模量、泊松比与围压呈指数关系，相关性较好。

表2 渤海湾盆地渤南洼陷沙四段样品岩石力学参数实验测试结果

表3 渤海湾盆地渤南洼陷沙四段低渗透油藏岩石力学参数与围压拟合关系式

注：E为杨氏模量，GPa；P为围压，MPa；λ为泊松比；R为相关系数。

图2 渤海湾盆地渤南洼陷沙四段低渗透油藏岩石力学参数与围压关系

渤南洼陷沙四段低渗透油藏不同岩相间力学参数差异性较大(图2)。相同围压条件下，随着岩相粒度变细，杨氏模量下降，反映了岩石颗粒越细，颗粒与颗粒之间支撑作用相对越弱的特点，泥质含量的增加会大幅降低岩石的杨氏模量(图2a)。岩相对泊松比的影响较复杂，总体上随着岩相粒度变细及泥质含量的增加，泊松比增加，粗粒砂岩相不符合上述规律，较细砂岩相要稍高(图2b)。同一岩相随着围压增大，杨氏模量及泊松比都呈现指数增加，杨氏模量增加幅度较泊松比大，两参数都存在拐点，岩相间拐点出现的早、晚受岩石本身抗压实作用的影响，粒度越粗，抗压实作用越强，拐点出现得越早(图2)。

3.2 岩相静态力学参数差异

根据式(1)和表3的拟合关系式，对渤南洼陷沙四段低渗透油藏不同岩相的杨氏模量及泊松比进行了油藏围压条件的矫正。统计发现粗粒砂岩相、细砂岩相及粉砂岩相杨氏模量差异较小，泥岩相杨氏模量相对较低(图3a)；粗粒砂岩相与细砂岩相泊松比相近，粗粒砂岩相较细砂岩相稍高，粉砂岩相泊松比较粗粒砂岩相高，较泥岩相低，泥岩相泊松比最高(图3b)。相同岩相内杨氏模量与泊松比差异并不大，可认为基本为一个均质的力学参数体。

3.3 岩相应力—应变关系差异

从图2看，渤南洼陷沙四段低渗透油藏各岩相在围压达22MPa后，岩石力学参数变化幅度明显减小，选取围压35 MPa条件下的应力—应变曲线(图4)，研究其应力—应变关系。粗粒砂岩相颗粒粗，颗粒间支撑作用强，在轴压作用下，颗粒重排列塑性变形段基本不发育，线弹性变形段长，后期高轴压作用下，微裂隙形成的塑性变形段短。细砂岩相与粉砂岩相的应力—应变关系相似，在低轴压作用下颗粒首先发生较短的重排列塑性变形段，线弹性段较长，高轴压微裂隙形成的塑性变形段较短；与细砂岩相比，粉砂岩相两端的塑性段要长，线弹性段要短。泥岩相的应力—应变关系与其他3类岩相差异较大，低轴压下的颗粒重排列塑性变形段明显变长，线弹性段发育短，高轴压塑性变形段长。综上，渤南洼陷低渗透油藏粗粒砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相可以近似为线弹性材料；泥岩相为弹塑性材料，在地应力模拟等应用过程中，一定要引起重视，不应将油藏条件下的泥岩相也近似为弹性材料。

图4 渤海湾盆地渤南洼陷低渗透油藏

图3 渤海湾盆地渤南洼陷低渗透油藏围压条件下岩石力学参数

综合以上分析及渤南洼陷现场测试地应力的实际结果，受地质体复杂展布的影响，力学性质差异是非常复杂的，应该引起足够的重视和警惕。目前大部分商业软件，利用有限元、有限差分等数值模拟技术正演地应力场的分布，受计算机计算能力及运算方式等影响，地质框架模型注重刻画构造形态，但对于不同力学性质地质体的展布形态刻画不足，导致力学参数模型为了节省模拟时间大部分采用了层内的均质模型，造成模拟结果水平最大应力方向基本与区域主应力方向一致，应力方向在整个油藏内几乎不发生较大的变化。油藏地应力模拟应首先利用岩心室内测试，明晰不同地质体力学性质的差异性。地质模型着重刻画不同地质体空间展布形态，对砂泥岩油气藏，着重刻画砂体的展布形态，对不同的地质体选用不同的力学参数建立力学参数模型。有条件的情况下，甚至可以建立力学参数的三维非均质模型，并对不同地质体选择合适的本构定律。在此基础上，进行有限元或有限差分的地应力场模拟，得到油气藏非均质的地应力场，为油田的油藏工程设计、钻井工程设计及压裂设计等提供尽可能准确的地应力场。

4 结论

(1)渤南洼陷沙四段低渗透油藏砂泥岩可以划分为粗粒砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相、泥质砂岩相、碳酸盐质砂岩相及泥岩相6种类型。

(2)初步建立了不同岩相杨氏模量及泊松比与围压的关系图版，同一岩相，围压越大，杨氏模量及泊松比不断增加。随着岩相粒度的不断变粗，杨氏模量增加，泊松比减小，但粗粒砂岩相的泊松比不遵循整体趋势，较细粒砂岩相大，比粉砂岩相小。

(3)岩相粒度越粗，颗粒重新排列塑性变形段变短，高轴压塑性变形段变短，线性弹性段增加。粗粒砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相可以近似为线弹性材料，泥岩相为弹塑性材料。

致谢：本文在研究过程中得到了胜利油田分公司勘探开发研究院低渗透油藏研究室同仁在资料等方面的大力支持，在此致以衷心感谢！