不同微裂缝致密砂岩应力敏感性试验研究

摘要

针对致密储层的应力敏感性问题与不同的裂隙,H油田的核心和J油田不同裂隙通过骨折实验,以研究气体渗透率的变化在致密砂岩核心塞在围压的变化。此外，利用岩心饱和前后的核磁共振波谱来验证岩心是否成功破裂。基于太扎吉有效应力原理，渗透率损害率(D)和应力敏感系数( ）用于评价岩心的应力敏感性，在评价应力敏感性方面表现出一致性。同时，利用薄片(TS)和扫描电镜(SEM)对致密砂岩的岩石学特征进行了详细研究。结果表明，微裂缝的存在是致密砂岩高应力敏感性的主要因素。此外，由于致密储层岩心喉道较小，当上覆应力增大时喉道关闭。因此，致密砂岩孔隙尺寸大大减小，渗透率逐渐降低。因此，在致密储层开发中，不仅要考虑压裂产生的复杂缝网，还要注意应力敏感性对储层造成的永久性损害。

1.介绍

致密储层具有典型的低孔低渗特征[1］．致密油气通常没有天然产能，其生产能力的开发往往依赖于大规模的水力压裂[2- - - - - -6］．裂缝系统是致密储层流体渗流的主要通道。与孔隙相比，裂缝支撑结构更不稳定，更容易受到有效应力变化的影响。在生产初期，大部分裂缝处于张开状态，是油气运输的高速通道。随着生产的不断进行和地层压力的降低，部分裂缝逐渐闭合，生产井的高速通道逐渐被堵死，导致储层渗透率显著降低，油井产量显著下降[7，8］．因此，研究裂缝性致密储层的应力敏感性具有重要的理论和实践意义。

Fatt和Davis首次观测到渗透应力敏感性已有近70年的历史，应力敏感性理论得到进一步发展并在地下工程领域得到广泛应用[9］．目前，随着非常规油气资源的开发，致密储层应力敏感性越来越受到石油工程师的重视[10- - - - - -12］．一些报告还记录了裂缝性储层的应力敏感性。Jones讨论了裂缝性碳酸盐岩的应力敏感性，指出裂缝渗透率随有效应力的变化呈对数递减[13］．Chen等研究了页岩应力敏感性，建立了基质渗透率与有效应力、裂缝渗透率与地层压力的关系[14］．Zhang等利用核磁共振(NMR)方法研究了孔隙和裂缝随应力条件的不均匀变化，并将其分为两个阶段[15］．虽然前人做了大量的工作，但对裂缝性致密砂岩储层应力敏感性的研究还不够充分，很多研究集中在基质砂岩储层的评价上[16- - - - - -21］．

在本研究中，我们利用三轴压缩系统模拟水力压裂储层，在致密砂岩岩心塞中制造微裂缝。此外，微裂缝(<0.1 mm)只有通过岩心样品的光学和电子显微镜才能充分表征[22]，在这些致密油砂岩储层中常见[23- - - - - -25］．

通过对比压裂前后饱和水岩心的T2谱，对微裂缝的形成进行复核。此外，采用太扎吉有效应力对岩心塞应力敏感性进行了评价，并对其进行了对比和利用D［26)和［27基于微裂缝的岩心岩芯应力敏感性评价方法。最后分析了储层岩石学特征对应力敏感性的影响。为裂缝性致密砂岩储层应力敏感性的计算和评价提供了理论依据。

2.样本与实验方法

2．1．致密砂岩样品

目前，鄂尔多斯盆地致密油勘探开发取得了显著进展。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组是一个演化于鄂尔多斯内陆坳陷湖盆的多源沉积盆地。根据沉积旋回特征，将延长组从上至下(长1 ~长10)划分为10个油层组[28，29］．H油田和J油田的长8、长9油层是致密油开发的主要油层。其中，长8储层致密砂岩类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，含少量长石砂岩。长9储层岩性以岩屑长石砂岩为主，其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩[30.］．本次研究共选取了14个岩心，其中长9储层5个，长8储层9个。根据实测孔隙度/渗透率资料，孔隙度在6.23% ~ 17.00%之间，平均孔隙度为11.96%。渗透率在0.115 × 10之间⁻³μ米²4.238 × 10⁻³μ米²，平均渗透率为1.082 × 10⁻³μ米²．因此，这些岩心塞是目标区块典型的致密砂岩。岩心塞的详细参数信息见表1．

2．2.实验方法

为模拟水力压裂储层致密砂岩，设计了三轴岩心压缩试验系统，如图所示1．实验系统主要由六个部分组成:氮气缸(N₂)、稳压装置(调压器)、三轴芯座、围压泵(手动泵)、轴压泵(Quizix泵)、微流量计。氮气瓶提供排量压力。压力稳定装置精确调节排量压力。手动泵控制岩心的围压。Quizix泵提供芯的轴向压力。三轴型芯支架固定和压缩型芯。内置微型流量计，可准确测量流体流量。

岩心人工微破裂实验步骤如下:(1）首先，测量芯的长度、直径和干重。（2）关闭所有阀门，将准备好的干型芯固定在三轴型芯固定器中。（3）给予一定围压(3mpa)和轴向压力后，打开氮气瓶阀门，使氮气稳定通过芯体。观察气体流量计，稳定后记录数据。然后，计算渗透率。（4）不断增加轴向压力。当气体流量达到稳定状态时，开始记录流量数据并计算渗透率值。（5）通过计算岩心渗透率变化率约为20%(图2，点B)，实验停止。此时，关闭氮气瓶的阀门，移除轴向压力和围压。

数字2给出了典型岩心渗透率与轴向压力的关系;渗透率变化率通过计算 在哪里气体渗透性是否没有轴向压力，×10⁻³μ米²,不同轴向压力下的气体渗透率为×10吗⁻³μ米²．

研究发现，当轴向压力小于15 MPa时，岩心桥塞渗透率变化率为负值，并保持在较小范围内;这是因为随着轴向压力的增加，致密砂岩孔隙被压缩，渗透率下降缓慢。轴向压力为15 ~ 38 MPa时，渗透率变化率由负向正逐渐变化，变化幅度较大;这表明岩心中正在形成微裂缝。当轴向压力大于38 MPa时，渗透率变化率增加非常明显;这是由于在岩心中形成了可见的裂缝。因为在体积压裂过程中，地下储层会形成大量的微裂缝。我们的工作目的是研究微裂缝储层的应力敏感性，因此我们使用点B(图2)作为压裂的上限。

核磁共振(NMR)技术是检测目标材料(在石油工业领域，我们经常研究饱和水或油的岩心塞)中是否存在氢核，从而导致核磁共振现象的发生。本研究采用中国科学院孔流与流体力学研究所自主研发的RecCore 2500核磁共振仪进行核磁共振实验。主要测试参数如下:谐振频率2.38 MHz，回波时间0.25 ms，等待时间3000 ms;回声数为2048;实验温度为25℃。选取3个岩心样品，分别在压裂前后进行水饱和试验，测试其T2谱。

储层应力敏感性是由致密砂岩的变形和渗透率的变化引起的[31］．储层渗透率的变化是有效应力变化的结果，因此储层应力敏感性的研究主要是渗透率与有效应力的关系[32，33］．有效应力的变化是在保持注入流体压力不变的情况下，通过控制围压的变化来实现的。在具体实验过程中，参照石油行业标准SY/T 5358-2010。

此外，我们还利用太萨基有效应力来评估岩心应力敏感性。计算公式如下[10]： 在哪里为有效应力，MPa;σ为覆盖层压力，MPa;和p_p为孔隙压力，MPa。

本文中评价致密砂岩应力敏感性的有效应力指的是太沙基有效应力。任意内压下致密砂岩渗透率计算公式p如下所示[34]： 在哪里K致密砂岩的渗透率是10吗⁻³μ米²；致密砂岩在原始地层压力×10下是否具有渗透性⁻³μ米²；b应力敏感性常数MPa⁻¹；p_我为原始地层压力，MPa;和p为致密砂岩内部压力，MPa。

3.结果

3．1.岩心裂缝测试结果

采用三轴压缩试验系统对不同渗透率岩心进行了微裂缝形成实验。结果如下。从图中可以看出3.在轴向压力不断增大的过程中，共经历了三个阶段。当轴向压力开始增大时，渗透率略有降低。然后，随着轴向压力的增加，渗透率开始增加，然后出现拐点。此时，岩心有肉眼无法观察到的微微裂缝。随着渗透率变化速率的不断增大，岩心内产生的微裂缝也越来越多。为了验证微裂缝形成后岩心是否破裂，我们还利用核磁共振技术测试了饱和水下致密砂岩样品微裂缝前后的T2谱。从图4，可以看出微裂缝形成后岩心饱和水态T2谱高于微裂缝形成前的饱和水态T2谱。T2谱高的部分原因是岩心裂缝的饱和。这也说明岩心在微裂缝形成后还会产生微裂缝。微裂缝后3个岩心中微裂缝的比例分别为11.12%、15.67%和12.33%。同时，核磁共振测试表明，岩心微裂缝产生或开启微裂缝。如果发生大规模裂缝，核磁共振谱的右端会出现第三个峰。

此外，不同岩心的压裂压力也不同。所有岩心的压裂压力均在20 ~ 30 MPa之间。其中，HH56-18岩心的压裂压力最低，为20 MPa, HH190-25岩心的压裂压力最高，为30 MPa。随着轴向压力的增大，HH190-25型岩心渗透率变化率最大。这可能是岩心中形成高角度微裂缝的结果。

３．２．应力敏感性

选取三个典型岩心，在微裂缝形成前后分别进行应力敏感性实验(见图)5)．应力敏感性曲线分为两个阶段。在20 MPa之前，有效应力曲线变陡，但随着有效应力的增加，曲线变缓。此外，岩心微裂缝前后的应力敏感性曲线并不一致，岩心微裂缝形成后的应力敏感性强于微裂缝形成前。随着渗透率的降低，岩心的应力敏感性增大。在加载过程中，渗透率的变化与有效应力(R²> 0.9)。

实验铁芯存在应力敏感迟滞现象。有效应力释放后，岩心塞的渗透率无法完全恢复，存在一定的渗透率损失。当有效应力超过一定值时，增压相和卸压相渗透率保留率的变化曲线一致。说明有效应力提前增大，岩心发生结构变形和体变形，渗透率变化明显。但当有效应力超过一定值时，岩心孔隙结构变化趋于稳定，岩心变形即为体变形。同时，渗透率的变化也变得稳定。这一现象与Cao等人的研究结果一致[11］．

4.讨论

4．1.应力敏感性评估

应力敏感性评价方法研究较多。国内学者通常采用行业标准SY/T 5358-2010来评价致密砂岩的应力敏感性[26，35］．致密砂岩一般具有很强的应力敏感性。在本研究中，我们也采用了这种评价方法，并将其与年代_年代确定储层致密砂岩的应力敏感性，研究致密砂岩的应力敏感性。首先，我们使用方程(4)，计算有效应力增加过程中不同有效应力下渗透率的变化率(SY/T 5358-2010): 在哪里D为有效应力增加过程中，不同有效应力下渗透率的变化率，%;初始有效应力下岩心渗透率为10吗⁻³μ米²；和在有效应力增加过程中，不同有效应力下岩心渗透率是否为10⁻³μ米²．

此外，我们还使用了应力敏感系数年代_年代提出了在27]对储层岩石应力敏感性进行分类。应力敏感系数的计算方法如下: 在哪里K岩心渗透率是10吗⁻³μ米²；渗透率是否在参考有效应力下σ_裁判, 10⁻³μ米²；年代_年代为对数模型的应力敏感系数，无量纲;为有效应力，MPa;和为参考有效应力，MPa。

我们使用对致密砂岩的应力敏感性进行分类> 0.40为较强的应力敏感性;< 0.25为弱应力敏感性;和0.25≤≤0.4为中等应力敏感性[27］．

计算和评价结果如表所示2．从表中可以看出2这两个D和方法可以用来评估应激敏感性。当岩心塞的渗透率小于1 × 10时⁻³μ米²，两种方法可以有很好的一致性。当岩心渗透率大于1 × 10时⁻³μ米²,年代_年代方法表明，岩心具有中、弱灵敏度。但D结果表明，岩心存在较弱的应力敏感性。虽然两种方法在不同渗透率区间的评价结果不同，但行业标准在评价应力敏感性时仅使用最大渗透率值和最小渗透率值。的年代_年代方法是通过对所有实验数据的拟合得到的。一个致密砂岩样品对应一个年代_年代，具有整体性和独特性，评价更加客观。此外，我们可以从图中看出6当岩心塞渗透率小于1 × 10时⁻³μ米²当孔隙度小于10%时，岩心表现出较强的应力敏感性。这与以往对应力敏感性强的致密砂岩的研究结果相一致。

4．2．储层岩石学特征对应力敏感性的影响

有效应力作用下的变形是影响岩心应力敏感性的主要因素[36］．从图中可以看出7研究区孔隙系统主要包括粒间孔空间、粒内孔空间和微裂缝。致密砂岩成分、颗粒接触方式和孔隙类型对变形有一定影响。因此，将应力敏感性的控制与两个油田(H和J油田)的致密砂岩成分、致密砂岩颗粒接触方式、储层孔隙类型进行对比。首先，H、J油田储层岩心发育不同规模的微裂缝(图)7 (b)和7 (e))．这是储层应力敏感性强的主要原因2)．H油田致密砂岩主要由石英、长石和岩屑组成，其中石英含量小于50%。颗粒间的接触主要是线性接触和凹凸接触。细粒和中粒碎屑颗粒比例均在90%以上，比例大致相同。同时，岩心粒间孔隙不发育，连通性差。部分致密砂岩存在粒内溶孔，孔隙度较低(图)7(一))．孔径分布范围为0.02 ~ 0.21 mm。此外，通过对H油田储层岩石样品的扫描电镜(SEM)分析，发现部分颗粒边缘被侵蚀，存在少量粒间溶蚀孔和溶蚀微孔(图)7 (c))．粒间充填体主要由自生高岭石、伊利石、伊利蒙脱石混合物和泥浆组成(图)7 (c))．充填体的晶间微孔较少，致密砂岩的粒间孔不发育。表面百分率小于1%，平均粘土含量约为15%。J油田分布的粘土矿物高岭石和伊利石使砂岩孔隙度降低，储层物性恶化。颗粒间的接触关系主要为点线接触，孔径范围为0.01 mm ~ 0.08 mm。此外，利用扫描电镜(SEM)对J油田储层岩石颗粒进行了中等偏析(图)7 (f))．粒间充填物以伊利石、伊利蒙混层、高岭石、自生石英为主。由于粒间孔不发育，面孔隙度较低。部分致密砂岩中石英含量略有增加，长石溶解在部分致密砂岩中。粒间孔和粒间溶孔较少。平均粘土含量约为20%。致密砂岩喉道小，对压力非常敏感[37，38］．当上覆应力轻微增大时，小喉道极易发生压力闭合，导致孔喉尺寸大幅减小，渗透率迅速下降。

5.结论

设计了岩心制缝实验系统，获得了不同微裂缝发育程度的岩心。采用固定围压和孔隙压力应力敏感性研究了不同微裂缝发育岩心的应力敏感性。致密砂岩岩心具有较强的应力敏感性。微裂缝越发育，应力敏感性越强。同时，我们用D和评价致密砂岩岩心塞应力敏感性;只有当岩心渗透率小于1 × 10时⁻³μ米²两种方法能否有较好的一致性。两种方法均表明致密砂岩具有较强的应力敏感性。但当岩心渗透率大于1 × 10时⁻³μ米²,方法表明，岩心具有中、弱灵敏度。此外，H、J段致密砂岩微裂缝发育较好。通过岩石学特征分析，认为致密油储层岩心颗粒接触关系、孔喉尺寸、孔喉类型对应力敏感性有一定的影响。

数据可用性

用于支持本研究发现的数据可由通讯作者要求提供。

信息披露

王志远是共同第一作者。

的利益冲突

所有作者声明这篇文章的发表没有利益冲突。

致谢

国家科技重大专项(no. 2017ZX05013-001、no. 2017ZX05069-003);国家自然科学基金(no. 2017ZX05013-001);基金资助:国家自然科学基金资助项目(1724469);MJY19032)。

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