林伯韜陳森潘竟軍金衍張磊龐惠文

1.中國石油大學（北京）石油工程學院；2.新疆油田工程設計研究院

風城陸相超稠油油砂微壓裂擴容機理實驗研究

林伯韜1陳森2潘竟軍2金衍1張磊2龐惠文1

1.中國石油大學（北京）石油工程學院；2.新疆油田工程設計研究院

風城陸相超稠油油藏非均質性強且原油黏度高，SAGD開發(fā)普遍存在循環(huán)預熱周期長的問題。采用微壓裂技術可縮短預熱周期，由此需要掌握儲層在其實施過程中的擴容機理及規(guī)律。通過選取風城代表性油砂巖心，進行了巖石力學實驗研究，分析了巖心的關鍵力學參數、剪脹和張性擴容機理。研究發(fā)現，風城陸相油砂質地疏松，剪脹角遠小于加拿大阿爾伯塔海相油砂，其力學參數和擴容程度受泥質和油質含量的影響；在近井壁地帶，圍壓越小，孔壓越大，剪脹擴容量越大；而遠井壁地帶的剪脹擴容量非常小。張性擴容可通過減小圍壓和增大孔壓2種方式產生，且塑性強的油砂在張性擴容時產生明顯的塑性體應變。綜合分析可知，現場微壓裂成功的關鍵在于均勻提壓注水并擴大其波及范圍。

風城油田；陸相；油砂；微壓裂；剪脹擴容；張性擴容

蒸汽輔助重力泄油技術（Steam Assisted Gravity Drainage，簡稱SAGD）已成為國內外開采非固結砂巖儲層中的超稠油/瀝青（原位狀態(tài)下黏度高達5×106mPa·s）的關鍵技術［1-4］，并被認為是超稠油開采領域最有效的方式［5］，在加拿大已經商業(yè)化應用10多年。SAGD井開采過程分為預熱及生產兩大階段，預熱階段主要目的為建立上下水平井有效熱力、水力連通，為生產階段提供泄油通道。

新疆風城油田的超稠油油藏具有夾層發(fā)育、滲透率低、非均質性強的特征，帶來階段能耗大、油汽比低、循環(huán)預熱產出液處理壓力大、見產周期長等一系列問題，很大程度制約著SAGD預熱及開發(fā)效果。為了解決預熱周期長這一問題，采用SAGD注采水平井微壓裂儲層改造技術［6-9］，通過對SAGD井擠注20～70 ℃液體介質（前期工程產出液）進行微壓裂，提高井筒周圍油藏孔隙度、滲透率，并建立一定程度的注采井連通性，從而縮短預熱周期；同時改變傳熱方式，從以蒸汽潛熱導熱為主轉換為以凝析液對流為主，借此大幅度提高傳熱效率，改善后續(xù)蒸汽循環(huán)生產效果［7-8］。為了評價風城油砂微壓裂過程的擴容機理及規(guī)律，錄取風城油田具有代表性的油砂巖心，開展了相關室內力學實驗研究。

1　地質背景及巖石物性

Geological setting and petrophysical characteristics

風城油田位于準噶爾盆地西北緣北端，烏夏斷褶帶的夏紅北斷裂上盤中生界超覆尖滅帶上。烏夏斷褶帶為滑脫型褶皺-前緣斷層相關背斜帶構造模式，受前緣二疊系2條隱伏斷層的影響，基底內凹凸相間排列，埋深向南東方向增大。烏夏斷裂帶自石炭紀末期以來經歷了晚海西運動、印支運動、燕山運動的繼承發(fā)育，燕山末期最終覆蓋定型。準噶爾盆地西北緣構造模式如圖1所示。

圖1　準噶爾盆地西北緣構造模式Fig. 1 Structural pattern at the northwestern margin of Junggar Basin

風城油田以陸相稠油、超稠油油藏為主。其中西北緣稠油油藏是在長期的地史演化過程中形成的，早期油藏遭到破壞，油氣沿著克-烏斷裂發(fā)生多次運移，向上至推覆體上盤超覆尖滅帶形成次生油藏，再經輕質組分散失、水洗氧化以及劇烈的生物降解作用，最終生成稠油油藏。其中超稠油油藏主要分布于齊古組和八道灣組，齊古組在全區(qū)廣泛分布，沉積厚度47.5～125.9 m，巖性主要為油砂、泥巖、泥質粉砂巖、細砂巖、中細砂巖、含礫砂巖及砂礫巖。實驗用油砂巖心取自風城重1井區(qū)齊古組。該油藏平均中部埋深320～400 m，油層孔隙度20.9%～41.8%，平均為30.3%；油層絕對滲透率為38.2～5403.4 mD，平均為1 400 mD；含油飽和度為49%～72%，平均為68%。目前開發(fā)區(qū)50℃地面脫氣油黏度7 400 ～42 200 mPa·s。根據泥質和油質成分的相對含量，把油砂巖心分為（1）普通油砂；（2）泥質油砂；（3）油質油砂3類。它們的細粒含量（粒徑＜0.075 mm）比例分別為8.2%、21.5%和6.7%；含油量為8.5%，9.1%，13.7%；含油飽和度為48%，51%和66%。

2　風城油砂巖石力學參數分析

Analysis on rock mechanics parameters of oil sand in Fengcheng Oilfield

風城油砂巖石力學參數綜合分析如表1所示。表中的巖石力學參數取自三軸力學實驗結果，分析基于Drucker-Prager彈塑性力學本構模型［10］。由于微壓裂過程為注入液往井筒四周水滲的過程，油砂由井筒向外滲水的飽和度逐漸降低［11］，因此有必要研究近井壁呈飽和狀態(tài)的油砂和遠井壁不飽和狀態(tài)油砂的力學參數。其中有效圍壓σ3'的表達式為

式中，σ3為圍壓，MPa；pw為孔壓，MPa。

由于油砂屬于疏松型地質體（類似于壓實土），比奧系數α取值為1［12-13］。油砂質地疏松，無法用單軸壓縮實驗獲取其彈性模量，需要施加一定的有效圍壓。因此，表1中的各模量對應于0.5 MPa有效圍壓。

剪脹角是衡量油砂剪切擴容（簡稱剪脹）能力的主要指標［7］。剪脹指相互接觸的油砂顆粒受剪力作用發(fā)生顆粒相對翻滾和翻轉而導致的基質孔隙體積增大現象。由表1可知，風城油砂的剪脹角隨泥質、油質成分的增加或飽和度的降低而減小，且遠小于阿爾伯塔油砂高達48o的剪脹角［7］。

表1　風城齊古組油砂巖石力學參數分析Table 1 Rock mechanics parameters of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield

3　巖石力學實驗過程及結果

Process and results of rock mechanics tests

3.1巖石力學三軸實驗

Triaxial rock mechanics test

風城油砂質地異常疏松，在常溫下可用手工刀具切削修整，且隨著溫度的升高，稠油黏度大幅降低，油砂塑性進一步增強。為保持油砂的原狀結構，必須在運輸、儲存和處理的過程中盡可能地保持其堅硬冷凍狀態(tài)。研究采用干冰包裹的方式運輸現場巖心，并用保持溫度在-20 ℃的冰柜儲存現場巖心和試驗巖心。由于在取心過程中，取心機鉆進過程中產生大量的熱量，給試件制取帶來了難度。為獲取實驗用巖心，實驗采用了液氮取心的方式［11］，過程如圖2所示。三軸實驗所用的儀器為GCTS公司的RTR-1500高溫高壓巖石三軸儀，如圖2（c）所示。

3.2剪切擴容機理研究

Shear dilation mechanism analysis

在現場微壓裂過程中，隨著注入壓力的不斷加大，注入液從井周逐步滲入地層。由此，近井壁地帶和遠井壁地帶的油砂儲層的含水飽和度發(fā)生改變，勢必對相應的剪脹擴容程度造成深刻影響。這里的近井壁和遠井壁是相對的概念；近井壁指水完全滲入儲層的區(qū)域，遠井壁是指水尚未滲入或部分滲入儲層的區(qū)域。針對近井壁地帶條件的油砂，選取有效圍壓σ3'為0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa的樣品，孔壓pw固定為5 MPa，獲取B值為0.86～0.92，測試環(huán)境溫度為20 ℃。應力應變和體積應變結果如圖3所示。其中體積應變正值代表壓縮，負值代表膨脹。

圖2　液氮取心過程示意圖Fig. 2 Process of liquid nitrogen coring

圖3　飽和普通油砂在不同有效圍壓下的應力應變曲線和體積應變曲線Fig. 3 Stress-strain and volumetric strain curves of saturated regular oil sand under various effective confining pressures

針對遠井壁區(qū)域的油砂，同樣選取有效圍壓σ3' 為0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa。這里的孔壓pw為0，即不施加任何孔壓、不飽和樣品，壓力室圍壓等效于有效圍壓，測試環(huán)境溫度為20 ℃。獲得的應力應變曲線和體積應變曲線如圖4所示。

圖4　不飽和普通油砂在不同有效圍壓下的應力應變曲線和體積應變曲線Fig. 4 Stress-strain and volumetric strain curves of unsaturated regular oil sand under various effective confining pressures

為了評價油藏非均質性特別是泥質和油質含量對儲層巖石力學行為的影響，通過實驗對比了飽和的普通油砂、泥質油砂和油質油砂在0.5 MPa和5 MPa有效圍壓下的應力應變和體積應變曲線，如圖5所示。

圖5　飽和普通油砂、泥質油砂和油質油砂的應力應變曲線和體積應變曲線Fig. 5 （a） Stress-strain and （b） volumetric strain curves of saturated regular oil sand， mud-rich sand and bitumen-rich sand

3.3張性擴容機理

The tensile parting mechanism

為研究張性擴容的影響，完成了多組三軸等向靜水壓擴容力學實驗；與之前的剪切實驗不同，這幾組實驗通過改變有效平均應力p'，固定偏應力q 為0（即不施加任何偏應力，無剪切作用）的形式來實現。有效平均應力p'的計算公式為

式中，σ1'為軸向有效應力。

獲取的普通油砂、泥質油砂和油質油砂的張性擴容曲線如圖6所示。

圖6　飽和普通油砂、泥質油砂和油質油砂的張性擴容體積應變、曲線Fig. 6 Volumetric strain curves of saturated regular sand， mudrich sand and bitumen-rich sand by tensile dilation

4　擴容機理探討和現場指導意義

Discussion on dilation mechanisms and its significance for field application

飽和油砂試樣在不同圍壓條件下的三軸實驗結果（圖3）顯示，油砂在低圍壓條件下具有較強的剪脹效應，在0.5 MPa有效圍壓下呈現高達7.1%的體積擴容量（圖 3b）。同時，在該圍壓下的剪脹擴容量（剪切導致的體積增量）隨單向（軸向）形變的增加而增大。由上可知，現場可通過（1）不間斷注水使井壁周圍區(qū)域有效圍壓降低；（2）根據地層埋深逐級提高相應的注入壓，從而使儲層產生較大單向形變來增強擴容效果。

不飽和油砂試樣的實驗結果（圖4）表明，遠井壁注水未波及地帶剪脹程度很低，即使在0.5 MPa有效圍壓下也無明顯剪脹（圖 4b）。這是由于在剪切過程中砂粒間的瀝青-黏土混合膠結物運移充填未被水侵入的孔隙空間，抵消了砂粒翻轉致使的體積增量。由此說明，油砂的體積擴容和水的注入這兩種機制是相互耦合的：擴容有利于水的注入，而注水波及區(qū)域的油砂才能實現較高程度的擴容。因此，微壓裂施工的成功關鍵在于均勻注入足夠多的能達到提壓效果的水（非漏失于天然裂縫的水）。由于現場工況操作能控制的僅有壓力和排量2個參數；因此，必須了解如何控制這些參數隨時間變化，借此獲取最優(yōu)的擴容效果。實現該目標必須借助下一階段的數值模擬工作。

從圖5可知，隨泥質和原油成分的增多，砂粒接觸點變少，油砂強度降低。飽和普通油砂在0.5 MPa 和5 MPa有效圍壓下的峰值偏應力分別為3.8 MPa 和10.7 MPa，而飽和泥質油砂對應的數值為1.6 MPa 和3.9 MPa，飽和油質油砂對應的數值為6.7 MPa和6.8 MPa。泥質成分對油砂強度的影響較之原油更為強烈，這是因為伊蒙混層等黏土成分水化膨脹形成弱面，有利于剪切時基質塊體之間的錯動。另一方面，隨著原油成分增加，砂粒膠結程度增大，油質油砂的強度對圍壓的敏感性較低。同時，在較低圍壓下（0.5 MPa）由于泥質和油質成分減弱了砂粒間的接觸，減小了砂粒間翻轉的幾率，從而導致泥質油砂和油質油砂的剪脹程度低于普通油砂。有趣的是，油質油砂在較高有效圍壓（5 MPa）下呈現顯著剪脹（圖5b）。這是由于其瀝青介質塑性極強，受高圍壓作用變形顯著，原本不接觸或接觸點少的砂粒在高圍壓作用下被壓實至明顯接觸甚至嵌合，從而造成強烈的剪脹效應。普通油砂、泥質油砂和油質油砂的最大剪切擴容量綜合如表2所示。表2中負值表示剪縮。

表2　風城齊古組油砂在不同有效圍壓下的剪切擴容量Table 2 Shear dilation of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield under various effective confining pressures

風城油砂擴容的第2種方式是張性擴容，即通過注液加大孔壓（靜水壓）后等向撐開油砂骨架。為了研究張性擴容的作用，采用通過改變有效圍壓σ3'、監(jiān)測樣品體積形變的方法來研究該項機制。由式（1）可知，改變σ3'存在2種不同的方式：（1）固定圍壓而增大孔壓（對于地層某一深度的點）和（2）固定孔壓而減小圍壓（對應不同的深度）均能達到張性擴容的效果。這2種效果隨儲層油砂物性的不同（普通油砂、泥質油砂、油質油砂）而不同，相對大小也隨之變化（圖6）。該擴容效果雖然比不上剪脹，但要求的單向形變程度小且對注入壓反應敏感。普通油砂、泥質油砂和油質油砂最大張性擴容量（σ3'從5 MPa減小至0）可歸納為表3的形式。

表3　風城齊古組油砂的剪切擴容量Table 3 Tensile dilation of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield

從圖6和表3可得，對于普通油砂和油質油砂采用方式（1）比方式（2）擴容效果好，而對于泥質油砂正好趨勢相反。這是因為泥質油砂相對普通油砂和油質油砂來說具有較高的泥質含量，這些泥質成分阻礙了孔隙壓力在樣品中的擴散。因此，孔隙壓力不能在樣品中均勻傳遞，造成局部的高孔壓和低孔壓區(qū)，達不到預期擴容效果。相反，減小圍壓激發(fā)了樣品的回彈，該作用在泥質油砂中尤為明顯，促進了其體積擴容。然而在現場微壓裂施工中，對于特定圍壓的儲層而言，方式（1）是唯一能夠采用的張性擴容方式。同時，利用方式（2）對不同深度、不同地應力條件、不同物性成分的儲層進行張性擴容潛力的評估和預測。通過對各物性成分的剪脹和張性擴容程度的橫向對比分析可知，剪脹擴容和張性擴容造成的最大體積擴容量并無太大區(qū)別。這說明現場微壓裂操作必須綜合考慮2種擴容機理的共同作用。因此，基于室內實驗結果的數值模擬工作需要耦合這2種機理的作用。

此外，圖6顯示普通油砂和油質油砂的體應變εv相對平均有效應力p'的斜率（?εv/?p'）的絕對值隨p'的減小逐漸增大，而對于泥質油砂而言該值為常數。由此可見，普通油砂和油質油砂在張性擴容過程中產生了塑性體應變，而泥質油砂的體應變保持為線彈性狀態(tài)。為了正確描述油砂儲層的張性擴容性狀，必須采用帶蓋帽的Ducker-Prager模型［10］。該模型考慮了靜水壓（或p'）導致的塑性體應變，能更真實地反映實際儲層的變形情況。

擴容導致的滲透率增量是評價儲層改造效果的重要指標。然而，由于巖心受剪切導致的端面效應的影響［15-16］，三軸儀器所測試的剪切后的滲透率并不能真實反映樣品實際的滲透率。端面效應指剛性壓頭在剪切過程中對塑性樣品接近壓頭的區(qū)域造成壓實性破壞，使得樣品即便在體積增大的情況下仍發(fā)生滲透率顯著降低的現象［14-15］。換而言之，塑性樣品受剪切后的中部部位才能真實反映剪切后的微結構，而上下兩端受到機械作用明顯。端面效應在測試油砂這種塑性高的樣品時尤為顯著；如測試頁巖等剛度高的樣品，則該效應可忽略不計。同時，張性擴容過程由于無剪切作用，端面效應不存在；然而，滲透率測試過程要求對樣品兩端施加一定壓差，該壓差會破壞樣品在張性擴容過程中只受靜水壓加載的情況。針對油砂受剪脹和張性擴容作用下的滲透率演變的測試方法需做進一步的研究。目前，預測油砂由于擴容導致的滲透率演變規(guī)律可采用Kozeny-Poiseuille方程［16］

式中，k0和k分別為擴容前后的滲透率，φ0為擴容前的孔隙度，εv為擴容導致的體應變（膨脹為負）。

如圖3～圖6所示。由于固態(tài)油砂的熱膨脹系數較低（10-4/℃），在微壓裂施工溫度范圍內（注入液溫度為20～70 ℃）對油砂巖石力學參數影響很?。?8］，對孔隙體積的影響也很小，因此，研究油砂儲層在微壓裂中的孔滲變化可忽略溫度的影響。

5　結論

Conclusions

（1）相對于歷史上受過冰川壓實作用、質地密實、砂粒內嵌咬合的加拿大阿爾伯塔油砂，新疆風城油砂歷史上未經歷冰川作用、質地疏松、砂粒松散分布于瀝青-黏土混合膠結基質中，剪脹角僅為前者的一半甚至更小，且物性非均質性強，儲層微壓裂改造難度大。

（2）油砂在飽和狀態(tài)和低有效圍壓下剪脹程度最高，且剪脹擴容量隨著單向形變的增加而增大。這說明微壓裂成功的關鍵在于均勻提壓注水并擴大其波及范圍。一方面，注水飽和了波及區(qū)域油砂的粒間未充填孔隙；另一方面，注水提高波及范圍內的孔壓，降低了有效圍壓。因此，在地層應力和注水工況綜合導致的偏應力作用下，波及范圍內的油砂能產生較大幅度的剪脹。同時，孔壓的增大也促進了張性擴容的作用。

（3）油藏的物性非均質性對儲層的擴容有顯著影響。隨著泥質或油質成分增加，油砂砂粒間接觸點減少，受剪時翻轉幾率降低，剪脹程度減小。相反，由于瀝青質較強的塑性，油質油砂張性擴容效果顯著。因此，評價油砂儲層的微壓裂擴容情況必須綜合考慮剪脹擴容和張性擴容2種機制的作用。

（4）下一步的工作將基于實驗結果，采用考慮塑性體應變的帶蓋帽的Drucker-Prager彈塑性力學本構模型對儲層微壓裂過程進行有限元數值模擬，綜合考慮2種擴容機制的作用并實施現場驗證。此外，還需開發(fā)能避免剪切端面效應和評價張性擴容作用的三軸滲透率測試儀器，從實驗層面上直接研究油砂隨擴容過程的滲透率演變規(guī)律。

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（修改稿收到日期 2016-03-30）

〔編輯 薛改珍〕

Experimental study on dilation mechanism of micro-fracturing in continental ultra-heavy oil
sand reservoir， Fengcheng Oilfield

LIN Botao1， CHEN Sen2， PAN Jingjun2， JIN Yan1， ZHANG Lei2， PANG Huiwen11. College of Petroleum Engineering， China Uniνersity of Petroleum， Beijing 102249， China；2. Oil Production Technology Research Institute， PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay， Xinjiang 834000， China

The ultra-heavy oil reservoir in the Fengcheng Oilfield is characterized by high viscosity and strong heterogeneity， which lead to the long circulating preheating cycle in SAGD （steam assisted gravity drainage） development. The micro-fracturing technology can shorten the preheating cycle. Accordingly， it is necessary to understand the dilation mechanism and rules of reservoirs in the process of micro-fracturing. The representative oil sand core samples were taken from the Fengcheng Oilfield for rock mechanics tests， so as to analyze key mechanical parameters and shear and tensile dilation mechanisms. It is shown that the continental oil sand in the Fengcheng Oilfield is unconsolidated and its dilation angles are much smaller than those of the Alberta marine oil sand in Canada. Furthermore， its mechanical parameters and dilation degree are dependent on mud or bitumen content. The shear dilation near the wellbore increases with the decreasing of confining pressure and the increasing of pore pressure， but that far from the wellbore is tiny. The tensile dilation can be realized by either decreasing confining pressure or increasing pore pressure. The oil sand with strong plasticity can develop apparent

Fengcheng Oilfield； continental； oil sand； micro-fracturing； shear dilation； tensile dilation

金衍（1972-），中國石油大學（北京）石油工程學院教授、博導，主要從事石油工程巖石力學的研究工作。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學路18號。電話：010-89733799。E-mail： 13701222683@vip.163.complasticity strain during the tensile dilation. It is concluded that the key to the successful in-situ micro-fracturing is to increase the pressure uniformly for water injection and to enlarge its sweep areas.

TE357

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0359- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.016

LIN Botao， CHEN Sen， PAN Jingjun， JIN Yan， ZHANG Lei， PANG Huiwen. Experimental study on dilation mechanism of micro-fracturing in continental ultra-heavy oil sand reservoir， Fengcheng Oilfield ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016，38（3）: 359-364， 408.

國家杰出青年基金“石油工程巖石力學”（編號：51325402）和國家青年科學基金“超稠油SAGD開采陸相含泥巖夾層油砂擴容機理及滲流評價研究”（編號：51404281）。

林伯韜（1983-），中國石油大學（北京）石油工程學院副教授、碩導，主要從事稠油油砂地質力學和頁巖巖石力學的研究工作。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學路18號。電話：010-89732165。E-mail： linbotao@vip.163.com

引用格式：林伯韜，陳森，潘竟軍，金衍，張磊，龐惠文.風城陸相超稠油油砂微壓裂擴容機理實驗研究［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：359-364，408.