付蘭清

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

裂縫對致密砂巖儲層應(yīng)力敏感性及滲流特征影響研究

付蘭清

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

[摘要]裂縫的存在對致密砂巖油藏滲流特征和開發(fā)效果有較大影響。選取松遼盆地北部致密砂巖巖樣，采用恒定驅(qū)替壓差、恒定凈圍壓2種試驗(yàn)方法評價了人工裂縫對致密砂巖巖心應(yīng)力敏感性影響，通過建立考慮啟動壓力梯度的油水相對滲透率計算模型，利用非穩(wěn)態(tài)恒壓法測定得到了致密砂巖儲層巖心造縫前后的油水相對滲透率曲線，分析評價了裂縫對致密砂巖油藏滲流特征的影響規(guī)律。結(jié)果表明,帶裂縫致密砂巖巖心具有強(qiáng)應(yīng)力敏感性，增大孔隙內(nèi)壓可以促進(jìn)裂縫開啟，降低應(yīng)力敏感性損害程度；裂縫的存在，使致密儲層巖心油水相對滲透率曲線的共滲區(qū)范圍增大，驅(qū)油效率增加，殘余油飽和度下水相相對滲透率顯著增大，改善了致密砂巖儲層的整體開發(fā)效果。

[關(guān)鍵詞]致密砂巖；人工裂縫；應(yīng)力敏感；相對滲透率；驅(qū)油效率

近年來致密油成為繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一熱點(diǎn)，我國致密油資源潛力大，地質(zhì)資源量達(dá)200×108t,具備形成規(guī)模儲量和有效開發(fā)的條件[1,2]。由于致密油資源埋藏深、儲層致密、物性極差，一般采用體積壓裂技術(shù)、水平井大規(guī)模多級壓裂技術(shù)進(jìn)行儲層壓裂改造以實(shí)現(xiàn)其有效動用，而裂縫的存在對儲層應(yīng)力敏感性與滲流特征有較大影響[3]。目前對于基質(zhì)巖心的研究比較深入，結(jié)果表明地層壓力下降引起巖石孔隙壓縮、裂縫通道閉合，導(dǎo)致巖石相關(guān)物性參數(shù)發(fā)生不可逆轉(zhuǎn)的變化，并直接造成產(chǎn)能損失，而巖石孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙體積的變化又是影響油水滲流特征的一個重要因素，但對帶裂縫巖心的滲流特征研究較少[4～6]?；诖耍P者采用恒定驅(qū)替壓差、恒定凈圍壓2種試驗(yàn)方法研究帶裂縫致密巖心的應(yīng)力敏感特征, 并開展考慮擬啟動壓力的相對滲透率曲線測定試驗(yàn)，研究裂縫對致密巖心滲流特征的影響。

1試驗(yàn)條件

巖心氣測孔隙度、滲透率等參數(shù)采用美國Coretest 公司的AP608孔滲測試儀測定。試驗(yàn)在恒溫50℃下進(jìn)行。試驗(yàn)用油是過濾后的透平油與變壓器油配制成的模擬油，50℃條件下黏度為4.50mPa·s。試驗(yàn)用水是人工配制注入水，礦化度6778.0mg/L。選取松遼盆地北部致密砂巖巖心4塊，造縫前巖心的基礎(chǔ)物性參數(shù)如表1所示。普通薄片鑒定資料反映研究區(qū)儲層儲集巖主要以長石巖屑砂巖為主，顆粒間為點(diǎn)接觸或點(diǎn)-線接觸，壓實(shí)作用中等偏弱。

造縫采用劈縫法，具有成功率高，重現(xiàn)性好，可模擬裂縫開度等優(yōu)點(diǎn)，一般形成平行于巖樣軸向的單條裂縫(圖1)。假設(shè)小直徑巖心斷面的物理模型為單一裂縫面，忽略裂縫傾角的影響。

表1　巖心造縫前基礎(chǔ)物性參數(shù)表

圖1　巖心人工造縫前后對比

2帶裂縫巖心應(yīng)力敏感性試驗(yàn)

為對比帶裂縫致密巖心應(yīng)力敏感性隨圍壓與凈圍壓的變化情況，采用2種試驗(yàn)方法測試巖樣的應(yīng)力敏感特征：一是保持驅(qū)替壓差3MPa不變，圍壓由5、7、10、15、20、25、30MPa依次增加，壓力穩(wěn)定時間為50min；二是保持凈圍壓(圍壓與驅(qū)替壓差的差值)3MPa不變，按照同樣次序增加圍壓，并同步增加驅(qū)替壓差，依次測算每個壓力點(diǎn)對應(yīng)的滲透率。選取圍壓5MPa下滲透率為滲透率基值，計算某一圍壓下的滲透率與滲透率基值的比值，得到滲透率保留率(圖2)以衡量滲透率應(yīng)力敏感性的強(qiáng)弱。

圖2　滲透率保留率隨圍壓變化

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[7],計算應(yīng)力敏感引起的滲透率損害率，并參照該標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行評價，結(jié)果如表2所示。由表2可見，4塊巖心滲透率損害程度都為強(qiáng)，其中損害程度最大的是巖心FY-2，滲透率損害率達(dá)到86.30%。

表2　巖心滲透率應(yīng)力敏感性評價

如圖2所示，在恒定驅(qū)替壓差條件下，凈圍壓上升的初始階段，滲透率急劇下降，曲線在10MPa處有明顯拐點(diǎn)，拐點(diǎn)處4塊巖心滲透率損害率均超過53%，占增壓過程總降幅66%以上，造縫前氣測滲透率大于1mD的巖心FY-1、FY-3滲透率損害率分別為53.09%、59.00%，而滲透率小于1mD的巖心FY-2、FY-4滲透率損害率分別為57.53%、69.23%。在凈圍壓超過拐點(diǎn)后，滲透率下降趨于平緩。滲透率損害主要發(fā)生在達(dá)到拐點(diǎn)前較低的應(yīng)力范圍內(nèi)。

在恒定凈圍壓時，同步增加圍壓與驅(qū)替壓差，滲透率下降相對穩(wěn)定，曲線無明顯拐點(diǎn)，巖心FY-2滲透率損害率最大為85.37%。4塊巖樣滲透率損害程度處于同一評價級別內(nèi)，在上覆壓力點(diǎn)(約25MPa)，恒定凈圍壓條件下的滲透率損害率均低于恒定驅(qū)替壓差條件的試驗(yàn)結(jié)果。

2種試驗(yàn)方法的巖心應(yīng)力敏感性損害機(jī)制不同。恒定驅(qū)替壓差，裂縫巖心在加載過程中滲透率變化分為2個階段：①加壓達(dá)到拐點(diǎn)前，發(fā)生巖石本體與骨架顆粒的壓縮變形，受力變形以裂縫閉合和喉道壓縮為主，處于擬塑性變形階段，滲透率大幅下降；②凈應(yīng)力隨著圍壓繼續(xù)增加，巖石骨架不斷被壓實(shí)，圍壓達(dá)到分界壓力(10MPa)后，裂縫巖心從擬塑性形變過渡到彈性形變階段，剩余細(xì)小裂縫閉合的難度逐步增大，剩下難以壓縮的孔隙和細(xì)小喉道，巖石本體與骨架顆粒向孔隙中心移動的壓縮形變量較小，滲透率下降較為平緩[8,9]。而恒定凈圍壓，隨著圍壓增加，孔隙中流體受力也逐漸增加，由于裂縫的存在和巖心本體的非均質(zhì)性，巖心裂縫的閉合狀態(tài)和骨架顆粒的壓縮處于動態(tài)變化中，裂縫巖心的滲透率下降相對均勻平緩，表明增大孔隙內(nèi)壓可以在一定程度上抵抗裂縫閉合，降低裂縫巖心的應(yīng)力敏感性。

實(shí)際儲層有效應(yīng)力是儲層上覆壓力與孔隙中流體壓力之差，在采取壓裂等人工造縫措施后，隨著地層壓力下降，近井地帶儲層流體孔隙壓力降低，導(dǎo)致有效應(yīng)力增加，加劇裂縫應(yīng)力敏感性損害程度，致使地層滲流能力下降。因此，致密油開采過程中, 應(yīng)補(bǔ)充地層能量，以減緩地層壓力下降。

3致密砂巖巖心相對滲透率曲線測定

巖心相對滲透率和水驅(qū)油效率的測定在參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[10]的基礎(chǔ)上，為防止驅(qū)替液沿裂縫竄流，選取凈圍壓5MPa進(jìn)行恒壓驅(qū)替，并對數(shù)據(jù)處理方法進(jìn)行了修正。由于致密砂巖巖心進(jìn)行驅(qū)替試驗(yàn)時的滲流速度極低，不能滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中恒速法注水速度的試驗(yàn)條件，故測量油相啟動壓力梯度和相滲曲線時采取恒壓法驅(qū)替。筆者處理相滲曲線數(shù)據(jù)時在油相運(yùn)動方程中加入擬啟動壓力梯度，得到考慮啟動壓力梯度的油水相對滲透率計算公式，當(dāng)啟動壓力梯度為零時，該式與JBN公式相同，并參照引文中的乘冪函數(shù)擬合方法做數(shù)據(jù)處理[11,12]。由于相對滲透率曲線的計算過程用到擬啟動壓力梯度，在進(jìn)行致密巖心造縫前后相對滲透率曲線測定過程中只測定擬啟動壓力梯度，未采用巖心實(shí)際的最小啟動壓力梯度。

巖心FY-2、FY-3造縫前后的相對滲透率曲線如圖3所示，并將相滲曲線特征參數(shù)列于表3。由圖3可以看出，造縫前基質(zhì)巖心相對滲透率曲線特征是：①束縛水飽和度及殘余油飽和度高，隨著含水飽和度上升，油相相對滲透率曲線陡直下降，水相滲透率上升緩慢，曲線貼近橫坐標(biāo)軸，殘余油飽和度下的水相滲透率極低，平均9.21%；②油水兩相共滲區(qū)狹窄，平均18.91%，等滲點(diǎn)低，對應(yīng)含水飽和度平均為51.94%，等滲點(diǎn)右側(cè)的油相和水相有效滲透率均較低。

與造縫前相比，帶裂縫巖心相對滲透率曲線的總體特征為：①殘余油飽和度降低，水相滲透率提高，殘余油飽和度下的水相滲透率平均18.12%，造縫后巖心水驅(qū)采出程度提高；②等滲點(diǎn)右移，對應(yīng)含水飽和度平均為55.54%，油水兩相共滲區(qū)范圍增加，平均23.89%。

圖3　巖心油水相對滲透率曲線

巖心號類別出口端含水飽和度/%原始含油飽和度/%驅(qū)油效率/%兩相跨度/%最大水相相對滲透率/%FY-2造縫前44.1038.1835.0017.728.06造縫后43.0431.6444.4425.3220.41FY-3造縫前38.5341.3832.6920.0910.36造縫后40.9036.6438.0022.4615.83

為驗(yàn)證造縫后巖心滲透率改善效果，得到巖樣FY-2、FY-3水驅(qū)油效率試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。在起始階段，隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，在造縫前后2塊巖心驅(qū)油效率都迅速上升，當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)平均達(dá)到0.14PV時的驅(qū)油效率占最終驅(qū)油效率60%以上，而后上升速度逐漸減緩直至不再增加。造縫后2塊巖心水驅(qū)油效率都得到提升，平均提高9.44%，而滲透率較低的巖心FY-2，在造縫后需要注入更多孔隙體積倍數(shù)以達(dá)到最終驅(qū)油效率，表明裂縫的存在可以提高水驅(qū)油效率，而且裂縫巖心達(dá)到最終驅(qū)油效率需要比造縫前注入更多的孔隙體積倍數(shù)。

圖4　巖心水驅(qū)油效率曲線

由此可見，相同恒定圍壓與驅(qū)替壓力作用下，保持孔隙內(nèi)壓有助于裂縫開啟，注入水先進(jìn)入裂縫中驅(qū)油，直至裂縫及兩側(cè)的孔隙介質(zhì)被水充滿后，才滲入滲透性較差的區(qū)域，故裂縫巖心與造縫前相比，表現(xiàn)出驅(qū)油效率上升更快、最終驅(qū)油效率更高的開采特征，但需要水驅(qū)注入孔隙體積的倍數(shù)也更多。

4結(jié)論

1)壓裂后投產(chǎn)初期，隨地層壓力下降有效應(yīng)力增加，裂縫巖心滲透率顯著下降，表現(xiàn)出強(qiáng)應(yīng)力敏感性，而增大孔隙內(nèi)壓可以在一定程度上促進(jìn)裂縫開啟，降低應(yīng)力敏感性影響。

2)人工造縫在一定程度上提高了巖心的滲流能力，相對滲透率曲線表現(xiàn)出殘余油飽和度降低，水相滲透率提高，兩相共滲區(qū)范圍增加，達(dá)到的最終驅(qū)油效率更高，提高了致密砂巖儲層的整體開發(fā)效果。

[參考文獻(xiàn)]

[1]鄒才能，陶士振，楊智，等.中國非常規(guī)油氣勘探與研究新進(jìn)展[J]. 礦物巖石地球化學(xué)通報，2012, 31(4): 312～322.

[2]王社教，蔚遠(yuǎn)江，郭秋麟，等.致密油資源評價新進(jìn)展[J]. 石油學(xué)報，2014, 35(6): 1095～1105.

[3]鄒才能，陶士振，侯連華，等.非常規(guī)油氣地質(zhì)[M]. 北京: 地質(zhì)出版社, 2011.

[4]盧家亭，李閩．低滲砂巖滲透率應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)研究[J].天然氣地球科學(xué), 2007, 18(3): 339～341.

[5]杜玉山，楊勇，郭迎春，等.低滲透油藏地層壓力保持水平對油水滲流特征的影響[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2015, 22( 3) : 72～76.

[6]郭沫貞，肖林鵬，張生兵，等.低滲透砂巖油層相對滲透率曲線特征、影響因素及其對開發(fā)的影響[J]. 沉積學(xué)報, 2008, 26(3)：445～451.

[7] SY /T 5358—2010，儲層敏感性流動實(shí)驗(yàn)評價方法[S].

[8]單鈺銘.致密砂巖中裂縫的變形特性及對滲流能力的控制作用[J]. 成都理工大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2010, 37(4):457～462.

[9]廖紀(jì)佳，唐洪明，朱筱敏，等.用微觀方法研究西峰油田長8油層特低滲透砂巖油藏的巖石應(yīng)力敏感性[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2012, 36(2): 27～33.

[10] GB/T 28912—2012，巖石中兩相流體相對滲透率測定方法[S].

[11]董大鵬，馮文光，趙俊峰，等.考慮啟動壓力梯度的相對滲透率計算[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(10): 95～96.

[12]董大鵬.非穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的處理方法[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2014, 36(6): 110～116.

[編輯]黃鸝

[收稿日期]2016-03-22

[作者簡介]付蘭清(1989-)，男，助理工程師，主要從事油氣田開發(fā)工程方面的研究，fulanqing@petrochina.com.cn。

[中圖分類號]TE312

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)20-0014-05

[引著格式]付蘭清.裂縫對致密砂巖儲層應(yīng)力敏感性及滲流特征影響研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版), 2016,13(20):14～18.