高彥芳，陳勉，林伯韜，金衍，龐惠文

油氣資源與工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國(guó)石油大學(xué)(北京))，北京 102249

稠油油藏SAGD微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)研究
——以新疆風(fēng)城陸相儲(chǔ)層重1區(qū)齊古組為例

高彥芳，陳勉*，林伯韜，金衍，龐惠文

油氣資源與工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國(guó)石油大學(xué)(北京))，北京 102249

SAGD開(kāi)采預(yù)熱之前對(duì)稠油儲(chǔ)層進(jìn)行基于剪切擴(kuò)容(剪脹)和張性擴(kuò)容的微壓裂改造有利于提高SAGD循環(huán)預(yù)熱效率及蒸汽腔發(fā)育速度。微壓裂階段的稠油處于未流動(dòng)狀態(tài)，注水導(dǎo)致油砂骨架被剪脹或等向撐開(kāi)，體應(yīng)變變?yōu)樨?fù)值，壓縮系數(shù)(絕對(duì)值)增大，且壓縮系數(shù)越大代表油砂儲(chǔ)層具有更高的擴(kuò)容量和更好的可注性。論文針對(duì)微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的定義、計(jì)算及測(cè)試等問(wèn)題，以新疆風(fēng)城陸相儲(chǔ)層重1區(qū)齊古組為研究對(duì)象，通過(guò)油砂體積壓縮實(shí)驗(yàn)，開(kāi)展微壓裂注水階段儲(chǔ)層壓縮實(shí)驗(yàn)機(jī)理研究，評(píng)價(jià)考慮不同注壓、注液溫度等條件下油砂體積變形及壓縮規(guī)律。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于剪切擴(kuò)容，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應(yīng)力增加而增加，軟化后則正好相反；減小有效圍壓，降低注液溫度，增加單向變形，壓縮系數(shù)增大。對(duì)于張性擴(kuò)容，平均有效應(yīng)力越小，溫度越低，壓縮系數(shù)越大。該研究成果能夠?yàn)樵u(píng)價(jià)微壓裂過(guò)程中的儲(chǔ)層可注性提供指導(dǎo)。

稠油；SAGD；微壓裂；儲(chǔ)層壓縮系數(shù)

0 引言

微壓裂技術(shù)最早應(yīng)用在加拿大阿爾伯塔地區(qū)油砂的開(kāi)發(fā)中[1]，該儲(chǔ)層為海相沉積，歷史上的冰川作用引起原本相切型的砂粒接觸結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，形成類(lèi)似超固結(jié)土狀態(tài)的“互鎖結(jié)構(gòu)”[2-4]。與加拿大油砂的成藏條件不同，新疆風(fēng)城油砂儲(chǔ)層為陸相沉積，其結(jié)構(gòu)疏松、非均質(zhì)物性?shī)A層發(fā)育，且未經(jīng)歷冰川的壓實(shí)作用[2,4-5]。蒸汽輔助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，簡(jiǎn)稱(chēng)SAGD)是目前風(fēng)城油田主要的熱采方式[2,5-7]，其關(guān)鍵在于通過(guò)預(yù)熱階段在儲(chǔ)層形成均勻的蒸汽腔。為了縮短預(yù)熱周期，嘗試在預(yù)熱階段注蒸汽前通過(guò)注入高壓熱液向水平井對(duì)間儲(chǔ)層施加小型微壓裂致使油砂預(yù)先擴(kuò)容[5,8]。圖1展示了微壓裂注水階段剪脹和張性擴(kuò)容過(guò)程。

微壓裂擴(kuò)容機(jī)理主要有剪切擴(kuò)容和張性擴(kuò)容2種[2,4]。剪切擴(kuò)容又稱(chēng)“剪脹”，指油砂受剪切作用下砂粒發(fā)生翻滾和翻轉(zhuǎn)，導(dǎo)致其體積增大的現(xiàn)象[1-2,9]。張性擴(kuò)容是指在注壓過(guò)程中，油砂孔隙壓力增大致使其體積膨脹；當(dāng)孔隙壓力超過(guò)其抗拉強(qiáng)度時(shí)，砂粒間發(fā)生拉張分離形成微裂縫[1,5]。

國(guó)外一些學(xué)者認(rèn)為流體壓力和溫度綜合影響加拿大阿爾伯塔海相油砂儲(chǔ)層應(yīng)力應(yīng)變演化機(jī)制[10]。Dusseault等[11]通過(guò)電鏡掃描發(fā)現(xiàn)緊密的互鎖結(jié)構(gòu)和砂粒表面粗糙度是決定油砂剪切擴(kuò)容潛力的關(guān)鍵。Agar等[12]采用雙曲線模型模擬了不同溫度和壓力條件下Athabasca油砂應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系。Wong等[13]通過(guò)實(shí)驗(yàn)觀察到Cold Lake油砂變形過(guò)程中顆粒之間存在彈性變形、滾動(dòng)、剪脹及顆粒破碎4種運(yùn)動(dòng)模式。Settari等[14]發(fā)現(xiàn)低有效圍壓下油砂的摩擦角對(duì)井筒周?chē)鷶U(kuò)容區(qū)域范圍和儲(chǔ)層可注性有較大影響。Lin等[2]通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究了不同溫度、圍壓和孔隙壓力下5種不同種類(lèi)油砂的變形規(guī)律。國(guó)內(nèi)一些學(xué)者主要從實(shí)驗(yàn)角度研究稠油儲(chǔ)層變形規(guī)律。林伯韜等[5]認(rèn)為圍壓越小，孔壓越大，油砂剪脹擴(kuò)容量越大。李存寶等[15]認(rèn)為常溫下油砂偏應(yīng)力-應(yīng)變曲線分為彈性、塑性和軟化階段，不同圍壓下的體應(yīng)變變化規(guī)律不同。喬麗平等[16]通過(guò)X射線衍射、SEM掃描等獲得油砂細(xì)觀物理力學(xué)性質(zhì)，通過(guò)三軸剪切實(shí)驗(yàn)獲得不同圍壓下油砂應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系和體應(yīng)變變化特征。

圖1 風(fēng)城SAGD油砂儲(chǔ)層微壓裂物理模型圖示[2,8]Fig. 1 Physical model of micro-fracturing in oil sand reservoirs[2,8]

國(guó)外研究以加拿大海相油砂剪脹過(guò)程中的力學(xué)機(jī)理為主，對(duì)油砂張性擴(kuò)容的研究較少。新疆風(fēng)城油砂為陸相沉積，其擴(kuò)容主要為張性擴(kuò)容[8]。張性裂縫使井筒附近儲(chǔ)層滲透率升高，注蒸汽時(shí)雙水平井對(duì)間更容易發(fā)生汽竄[17]，通過(guò)控制采油速度[18]、降低注汽壓力[19]等方法可以有效降低SAGD循環(huán)預(yù)熱階段和生產(chǎn)階段井對(duì)間發(fā)生汽竄的可能性。國(guó)內(nèi)學(xué)者針對(duì)陸相油砂細(xì)觀物理力學(xué)做了一些實(shí)驗(yàn)研究，但針對(duì)巖芯尺寸、實(shí)驗(yàn)方法、實(shí)驗(yàn)條件(溫度、孔壓、圍壓)等實(shí)驗(yàn)因素考慮不足。目前，國(guó)內(nèi)外尚無(wú)關(guān)于油砂SAGD微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的研究。楊勝來(lái)、劉榮和、Fjar等人[20-22,24]給出了油氣生產(chǎn)階段常規(guī)儲(chǔ)層孔隙壓縮系數(shù)的定義，Xu等[26]基于歷史擬合建立了用于加拿大海相油砂微壓裂過(guò)程的有限元模型，Lin等[5,8]建立了用于風(fēng)城陸相油砂微壓裂的本構(gòu)模型。這些文獻(xiàn)為研究油砂微壓裂階段的儲(chǔ)層壓縮系數(shù)提供了借鑒。

SAGD微壓裂階段稠油處于未流動(dòng)狀態(tài)，巖石固有骨架和未流動(dòng)的稠油構(gòu)成儲(chǔ)層新骨架，注水導(dǎo)致油砂新骨架被剪脹或等向撐開(kāi)，表現(xiàn)為體應(yīng)變變?yōu)樨?fù)值，壓縮系數(shù)(絕對(duì)值，下同)顯著增大。儲(chǔ)層壓縮系數(shù)作為影響油砂微壓裂改造的關(guān)鍵因素，其對(duì)儲(chǔ)層擴(kuò)容量和可注性具有重要的工程意義。本文重點(diǎn)研究SAGD微壓裂注水階段的稠油儲(chǔ)層變形規(guī)律，通過(guò)油砂體積壓縮實(shí)驗(yàn)，獲取應(yīng)力應(yīng)變及儲(chǔ)層壓縮系數(shù)變化曲線，分析2種擴(kuò)容方式下儲(chǔ)層壓縮系數(shù)隨儲(chǔ)層受力狀態(tài)和溫度的變化規(guī)律。該研究能夠?yàn)樵u(píng)價(jià)微壓裂過(guò)程中的儲(chǔ)層可注性提供指導(dǎo)。

1 SAGD微壓裂注水階段油砂儲(chǔ)層壓縮系數(shù)定義和計(jì)算方法

1.1 油砂儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的定義

儲(chǔ)層巖石由骨架及孔隙內(nèi)流體組成[20-22]，視體積、流體體積和固體體積之間的關(guān)系為：

油砂等疏松介質(zhì)無(wú)法進(jìn)行單軸壓縮實(shí)驗(yàn)，必須施加一定圍壓[5,15-16]，其體積變形由平均有效應(yīng)力決定[5,22]。平均有效應(yīng)力表達(dá)式為：

三軸剪切擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)中平均有效應(yīng)力表示為：

三軸等向靜水壓擴(kuò)容力學(xué)實(shí)驗(yàn)中，由于無(wú)剪切作用，平均有效應(yīng)力表示為：

現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外壓縮系數(shù)的定義主要是針對(duì)室溫下的干巖樣，假設(shè)巖石處于單向壓縮狀態(tài)，測(cè)試結(jié)束時(shí)巖石軸向應(yīng)變是可變的，且只給出特定測(cè)試條件下的一個(gè)固定值[20-24]，存在與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際不一致的情況：1) SAGD雙水平井井壁圍巖處于三向應(yīng)力狀態(tài)，巖石變形不僅受到上覆巖層壓力的影響，還與圍壓有關(guān)[23]，此時(shí)巖石的體積應(yīng)變由平均有效應(yīng)力控制[5,22]；2) 干巖樣并不能反映儲(chǔ)層的真實(shí)狀態(tài)，巖石孔隙內(nèi)的流體對(duì)儲(chǔ)層壓縮系數(shù)有一定影響[22]；3) 溫度對(duì)儲(chǔ)層壓縮性有一定影響[22]；4) 應(yīng)變加載的情況下，巖石壓縮的難易程度與巖石軸向應(yīng)變大小有關(guān)。因此，儲(chǔ)層壓縮系數(shù)是隨有效圍壓、溫度、單向形變和應(yīng)力加載路徑及歷史等測(cè)試條件的變化而動(dòng)態(tài)變化的，可將應(yīng)變加載壓縮實(shí)驗(yàn)下的SAGD雙水平井井壁圍巖儲(chǔ)層的壓縮系數(shù)定義為：

在稠油開(kāi)采過(guò)程中，包括巖石固有骨架、未流動(dòng)的稠油(微壓裂階段可以看作骨架)和孔隙內(nèi)流體[25]在內(nèi)的整個(gè)儲(chǔ)層以平均有效應(yīng)力為參考應(yīng)力計(jì)算得到的壓縮系數(shù)才是關(guān)注的重點(diǎn)。在式(9)中，當(dāng)i取tot，j取1時(shí)，即得到儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的定義式：

其物理意義為：在一定溫度、有效圍壓和軸向應(yīng)變下，平均有效應(yīng)力降低單位壓力時(shí)，單位視體積儲(chǔ)層巖石中骨架及孔隙內(nèi)流體的總體積縮小值。由式(10)可知當(dāng)體積和應(yīng)力同時(shí)增加或減小時(shí)，為正值，壓縮系數(shù)為負(fù)值；當(dāng)體積和應(yīng)力其中一者增加而另一者減小時(shí)，為負(fù)值，壓縮系數(shù)為正值。這說(shuō)明壓縮系數(shù)的正負(fù)不能完全決定體積擴(kuò)容與否，還與應(yīng)力加載路徑有關(guān)。應(yīng)力加載下壓縮系數(shù)為負(fù)值或應(yīng)力卸載下壓縮系數(shù)為正值時(shí)都發(fā)生體積擴(kuò)容。

1.2 油砂SAGD微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的計(jì)算

油砂儲(chǔ)層具有以下基本特點(diǎn)：1)油砂是砂粒、黏土和瀝青的混合物，剛度小，質(zhì)地特別疏松[2,25]；2)粒徑為0.1～1 mm，主要以砂為主[2,5]；3)油砂絕對(duì)滲透率很高，為300～4 000 mD[2,5]。除此之外，微壓裂階段的油砂儲(chǔ)層還有以下特點(diǎn)：1)現(xiàn)場(chǎng)微壓裂階段一對(duì)SAGD雙水平井注水量為320～460方[2,6,8]；2)微壓裂階段的稠油處于未流動(dòng)狀態(tài)，此時(shí)由巖石骨架和未流動(dòng)稠油構(gòu)成儲(chǔ)層新的骨架[2]。微壓裂階段油砂儲(chǔ)層物化性質(zhì)決定其孔隙、滲流和注水特性。油砂SAGD微壓裂階段通過(guò)向儲(chǔ)層注水，利用油砂剪脹和張性擴(kuò)容特性，使其孔隙體積擴(kuò)大，從而提高儲(chǔ)層可注性[5,6,8]。

稠油儲(chǔ)層流固耦合計(jì)算方面應(yīng)采用有效應(yīng)力原理[5-6,8,26]，認(rèn)為微壓裂階段油藏處于水飽和狀態(tài)，注入流體導(dǎo)致孔隙的擴(kuò)容。對(duì)于微壓裂階段儲(chǔ)層，重點(diǎn)研究油砂骨架的壓縮系數(shù)cfr1。一定溫度條件下，用平均有效應(yīng)力原理表示的儲(chǔ)層骨架本構(gòu)方程的全微分形式為：

由式(11)可知一定溫度下油砂骨架體積壓縮系數(shù)為：

式(12)是式(9)表示的壓縮系數(shù)中的一種，在飽和油砂剪切擴(kuò)容和張性擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)情況下，采用式(12)計(jì)算的骨架壓縮系數(shù)可近似看作微壓裂階段的儲(chǔ)層壓縮系數(shù)。事實(shí)上，對(duì)于式(9)當(dāng)i取fr，j取1，并用dεv代替時(shí)，便可得式(12)。式(12)表示的壓縮系數(shù)(切線壓縮系數(shù))可以反映油砂在任一應(yīng)力狀態(tài)下的瞬時(shí)壓縮程度，而割線壓縮系數(shù)則可以反映油砂從初始狀態(tài)到某一特定應(yīng)力狀態(tài)為止的總體壓縮程度的變化趨勢(shì)，兩者是局部與整體的關(guān)系。本文所定義的壓縮系數(shù)，無(wú)論是切線壓縮系數(shù)還是割線壓縮系數(shù)都是隨測(cè)試條件動(dòng)態(tài)變化的，而已有文獻(xiàn)[24]中的測(cè)試方法是針對(duì)特定測(cè)試條件下的割線壓縮系數(shù)固定值。

2 巖石力學(xué)基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)

2.1 巖樣的制作

試樣取自新疆風(fēng)城油田重1區(qū)齊古組地層，埋深303～304 m左右。風(fēng)城油砂質(zhì)地疏松，隨著溫度升高，稠油黏度顯著降低，油砂塑性進(jìn)一步增強(qiáng)。為了保證巖心的完整性，減少巖心原始結(jié)構(gòu)的擾動(dòng)，防止氣體和水分的揮發(fā)，對(duì)巖心的運(yùn)輸和儲(chǔ)存進(jìn)行全程冷凍處理，將現(xiàn)場(chǎng)和實(shí)驗(yàn)用的巖心使用冰塊或干冰包裹的方式運(yùn)輸并放置其于-20 ℃的冰柜儲(chǔ)存[2,5]。本實(shí)驗(yàn)采用液氮取心方式獲取25 mm×50 mm尺寸垂向標(biāo)準(zhǔn)巖心。取心過(guò)程和取出的巖心如圖2所示。

2.2 實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)所使用儀器為GCTS公司的RTR-1500高溫高壓巖石三軸儀[5,8]，如圖3所示。

圖3 GCTS RTR-1500高溫高壓巖石力學(xué)三軸儀Fig. 3 High pressure and high temperature triaxial test system

圖2 液氮取心過(guò)程及取心結(jié)果Fig. 2 Process and results of liquid nitrogen coring

2.3 實(shí)驗(yàn)?zāi)康?、流程和步驟

針對(duì)剪切擴(kuò)容的模擬，對(duì)試樣分別施加①5.5 MPa圍壓和5 MPa孔壓②10 MPa圍壓和 5 MPa孔壓，研究其在①0.5 MPa有效圍壓(簡(jiǎn)稱(chēng)低有效圍壓)和②5 MPa有效圍壓(簡(jiǎn)稱(chēng)高有效圍壓)下，以0.03 mm/min的應(yīng)變加載速度施加軸向壓力逐步進(jìn)行剪切直至試樣破壞(至軸向應(yīng)變?yōu)? %左右)，同時(shí)監(jiān)測(cè)各種形變和應(yīng)力數(shù)值的演變。關(guān)于張性擴(kuò)容的探討，對(duì)試樣施加三軸等靜水壓力10 MPa，孔壓從5 MPa以0.1 MPa/min的加載速度、0.5 MPa的壓力間隔逐漸增加到9.8 MPa來(lái)模擬注入壓力逐漸增大的過(guò)程，同時(shí)記錄應(yīng)力應(yīng)變曲線。每加載0.5 MPa孔壓后觀測(cè)應(yīng)變直至穩(wěn)定后再進(jìn)行下一步加載。對(duì)于兩種擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)，分別改變壓力室溫度為20 ℃、45 ℃、70 ℃和100 ℃，模擬注液溫度對(duì)油砂壓縮性能的影響。

圖4 油砂(a)偏應(yīng)力和(b)體應(yīng)變變化曲線Fig. 4 (a) Deviatoric stress and (b) volumetric strain evolutions of oil sand with axial strain

3 結(jié)果和討論

3.1 剪切擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

油砂三軸剪切實(shí)驗(yàn)得到的偏應(yīng)變和體應(yīng)變曲線如圖4所示，其中偏應(yīng)力。據(jù)圖4a，當(dāng)軸應(yīng)變小于1 %時(shí)，偏應(yīng)力線性增加；軸應(yīng)變大于1 %后，高有效圍壓下偏應(yīng)力非線性增加，低有效圍壓下偏應(yīng)力反而下降，發(fā)生軟化現(xiàn)象。由圖4b可知，當(dāng)軸應(yīng)變?yōu)? %時(shí)(一般現(xiàn)場(chǎng)條件下軸向變形最大值)，高有效圍壓下油砂70 ℃的剪縮(體應(yīng)變?yōu)檎?程度與常溫相當(dāng)，而低有效圍壓下70 ℃的體應(yīng)變(絕對(duì)值)從常溫下的4 %降低為1 %，剪脹(體應(yīng)變?yōu)樨?fù)值)程度大為降低。由此可知，降低有效圍壓和注液溫度，增加軸向變形增加了擴(kuò)容效果。

圖4(b)的軸應(yīng)變-體應(yīng)變曲線反映了油砂的剪脹擴(kuò)容規(guī)律和體積膨脹率變化情況，但未直接給出油砂剪脹過(guò)程中的壓縮系數(shù)變化。為了進(jìn)一步分析一定應(yīng)力條件下油砂的壓縮系數(shù)，結(jié)合式(12)，本文求取壓縮系數(shù)的關(guān)鍵步驟為：①已知軸向應(yīng)變和偏應(yīng)力的關(guān)系(圖4a)，在0.5 MPa和5 MPa有效圍壓下，根據(jù)可得軸向應(yīng)變與有效軸壓的關(guān)系，進(jìn)而根據(jù)式(7)可得軸向應(yīng)變與平均有效應(yīng)力的關(guān)系，如圖5；②已知軸向應(yīng)變和體應(yīng)變的關(guān)系(圖4b)，聯(lián)立軸向應(yīng)變與平均有效應(yīng)力的關(guān)系(圖5)，可得平均有效應(yīng)力與體應(yīng)變的關(guān)系，如圖6；③由式(12)繪出一定平均有效應(yīng)力條件下的切線壓縮系數(shù)，觀察平均有效應(yīng)力對(duì)壓縮系數(shù)的影響，如圖7。圖5中A、B兩點(diǎn)分別代表0.5 MPa有效圍壓下20 ℃和70 ℃溫度的油砂可以承受的平均有效應(yīng)力的最大值，稱(chēng)之為軟化點(diǎn)。由圖5可見(jiàn)，溫度升高，油砂的最大平均有效應(yīng)力變小，達(dá)到軟化點(diǎn)所需的軸向應(yīng)變變大。圖6(a)中A、B兩點(diǎn)的含義與圖5相同。軟化點(diǎn)前，隨著平均有效應(yīng)力增大，體應(yīng)變緩慢增大；軟化點(diǎn)后，平均有效應(yīng)力轉(zhuǎn)而變小，體應(yīng)變急劇增大。為反映全過(guò)程應(yīng)力狀態(tài)下的壓縮程度變化，計(jì)算圖6曲線上各點(diǎn)切線斜率得到圖7的壓縮系數(shù)。

圖5 試樣應(yīng)變加載下的平均有效應(yīng)力變化Fig. 5 Mean effective stress evolutions under strain loading

圖7(a) 表明0.5 MPa有效圍壓下，隨著平均有效應(yīng)力變化，壓縮系數(shù)經(jīng)歷了由正到負(fù)再到正的三個(gè)階段。第一階段，隨著平均有效應(yīng)力逐漸增大，油砂孔隙壓密，骨架壓實(shí)，出現(xiàn)輕微的剪縮；第二個(gè)階段，隨著平均有效應(yīng)力逐漸增大，油砂顆粒受到剪切力作用發(fā)生翻轉(zhuǎn)、翻滾，體積擴(kuò)容，至A、B點(diǎn)瞬時(shí)的壓縮系數(shù)最大(絕對(duì)值)；第三個(gè)階段，油砂軟化后，體應(yīng)變?nèi)匀辉黾?圖4b)，但是平均有效應(yīng)力逐漸減小，此時(shí)壓縮系數(shù)迅速變?yōu)檎?。第三個(gè)階段的壓縮系數(shù)雖然為正值，但是由于該階段的應(yīng)力加載路徑為應(yīng)力逐漸減小，所以實(shí)質(zhì)上油砂體積仍在膨脹。45 ℃條件下的壓縮系數(shù)并沒(méi)有完整經(jīng)歷以上三個(gè)階段，其曲線較不規(guī)整，且并不是20 ℃和70 ℃相應(yīng)曲線的過(guò)渡情況。由此可見(jiàn)，隨著溫度升高，當(dāng)油砂從剛性往流變性過(guò)渡時(shí)內(nèi)部力學(xué)過(guò)程極其復(fù)雜，在某些溫度區(qū)間相應(yīng)機(jī)理尚不明確。

圖6 (a) 0.5 MPa和(b) 5 MPa有效圍壓下體應(yīng)變隨平均有效應(yīng)力的變化曲線Fig. 6 volumetric strain evolutions with mean effective stress under (a) 0.5 MPa and (b) 5 MPa effective conf i ning pressure

圖7 (a) 0.5 MPa和 (b) 5 MPa有效圍壓下壓縮系數(shù)隨平均有效應(yīng)力的變化曲線Fig. 7 Compressibility evolutions with mean effective stress under (a) 0.5MPa and (b) 5MPa effective conf i ning pressure

由圖7可知，5 MPa有效圍壓下油砂的壓縮系數(shù)為正值(45 ℃除外)，應(yīng)力加載路徑為應(yīng)力增加，油砂發(fā)生剪縮；0.5 MPa有效圍壓下的壓縮系數(shù)先負(fù)值后正值(忽略孔隙壓密導(dǎo)致的輕微剪縮)，應(yīng)力加載路徑為先增加后減小，油砂發(fā)生剪脹。這說(shuō)明相對(duì)較低的有效圍壓是油砂發(fā)生剪脹的前提條件。圖7(a)顯示，0.5 MPa有效圍壓下，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應(yīng)力增加而增加，軟化后則正好相反。結(jié)合圖7(a)可知油砂在0.5 MPa有效圍壓和20 ℃溫度下的最大平均有效應(yīng)力為1.75 MPa左右，這說(shuō)明當(dāng)現(xiàn)場(chǎng)井口壓力較小時(shí)油砂可能受到高平均有效應(yīng)力而發(fā)生軟化，此時(shí)壓縮系數(shù)呈指數(shù)式增加，一般都會(huì)超過(guò)0.01 MPa-1。

由于剪切擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)中油砂出現(xiàn)了應(yīng)力軟化現(xiàn)象，導(dǎo)致壓縮系數(shù)(切線壓縮系數(shù))變化非常復(fù)雜(圖7)，難以分析溫度和軸向應(yīng)變對(duì)壓縮系數(shù)的影響，同時(shí)無(wú)法看出油砂到底發(fā)生了剪脹還是剪縮。因此，采用從初始狀態(tài)到某一特定應(yīng)力狀態(tài)為止的割線壓縮系數(shù)表示該段曲線的等效壓縮系數(shù)。為了評(píng)價(jià)在一段相對(duì)較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)油砂體積的總體擴(kuò)容或壓縮程度，分析溫度和軸向應(yīng)變對(duì)壓縮程度的影響，根據(jù)圖6過(guò)起始點(diǎn)的割線斜率得到從初始狀態(tài)到任一應(yīng)力狀態(tài)為止的割線壓縮系數(shù)，同時(shí)根據(jù)圖5軸向應(yīng)變與平均有效應(yīng)力的關(guān)系，得到從初始狀態(tài)到任一單向形變?yōu)橹沟母罹€壓縮系數(shù)變化曲線如圖8所示。

圖8 割線壓縮系數(shù)隨軸向應(yīng)變的變化曲線Fig. 8 Secant compressibility evolutions with axial strain

圖8顯示，當(dāng)溫度和單向形變相同時(shí)，有效圍壓較低時(shí)的割線壓縮系數(shù)為負(fù)值，而應(yīng)力改變量始終是正的，故油砂體積發(fā)生剪脹，說(shuō)明低有效圍壓是油砂發(fā)生剪脹的條件。同時(shí)，油砂在較低有效圍壓下發(fā)生剪脹時(shí)，相同單向形變下的割線壓縮系數(shù)隨溫度的增加而減小。0.5 MPa有效圍壓下20 ℃的割線壓縮系數(shù)大于70 ℃的割線壓縮系數(shù)，而5 MPa有效圍壓下20 ℃和70 ℃的割線壓縮系數(shù)幾乎相同。李寶存等[15]認(rèn)為高圍壓下油砂變形存在一個(gè)臨界溫度，在臨界溫度上下分別以熱膨脹變形和圍壓產(chǎn)生的壓縮變形為主，低圍壓下則不存在臨界溫度。圖8表明，當(dāng)軸向應(yīng)變相同時(shí)，低有效圍壓下油砂剪脹存在一個(gè)臨界溫度(45 ℃左右)，在臨界溫度處的壓縮系數(shù)最小，高有效圍壓下油砂剪縮程度與溫度關(guān)系不大。

圖8顯示，油砂發(fā)生剪脹時(shí)割線壓縮系數(shù)隨單向形變?cè)黾佣龃蟆?.5 MPa有效圍壓下，20 ℃和70 ℃時(shí)3%軸向應(yīng)變下的壓縮系數(shù)相對(duì)原位狀態(tài)分別增加了0.03 MPa-1和0.01 MPa-1左右，而5 MPa有效圍壓下的壓縮系數(shù)受軸向應(yīng)變影響很小。

相對(duì)于歷史上受過(guò)冰川壓實(shí)作用、質(zhì)地密實(shí)、砂粒內(nèi)嵌咬合的加拿大阿爾伯塔油砂，新疆風(fēng)城油砂歷史上未經(jīng)歷冰川作用，質(zhì)地疏松，砂粒松散分布于瀝青-黏土混合膠結(jié)基質(zhì)中，剪脹角僅為前者的一半甚至更小，且物性非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層微壓裂改造難度大[2,5-6]。國(guó)外學(xué)者Agar和Settari等人[14,25]研究表明，阿爾伯塔地區(qū)Athabasca海相油砂剪脹趨勢(shì)較大，但規(guī)律一致。

3.2 張性擴(kuò)容實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

為研究張性擴(kuò)容對(duì)壓縮系數(shù)的影響，進(jìn)行了一組三軸等向靜水壓擴(kuò)容力學(xué)實(shí)驗(yàn)；與之前的剪切實(shí)驗(yàn)不同，該實(shí)驗(yàn)通過(guò)改變平均有效應(yīng)力p′，固定偏應(yīng)力q為0(即不施加任何偏應(yīng)力，無(wú)剪切作用)的形式來(lái)實(shí)現(xiàn)。其中平均有效應(yīng)力通過(guò)固定圍壓、增大孔壓的方式實(shí)現(xiàn)。圖9給出不同溫度下樣品隨平均有效應(yīng)力的體應(yīng)變曲線，根據(jù)公式(12)可得圖9曲線中各點(diǎn)切線斜率即為樣品壓縮系數(shù)變化曲線如圖10所示。

圖9 試樣體應(yīng)變變化曲線Fig. 9 Volumetric strain evolutions with mean effective stress of samples

圖10 試樣壓縮系數(shù)變化曲線Fig. 10 Compressibility evolutions with mean effective stress of samples

由圖9和圖10可知，隨著注水壓力增大，平均有效應(yīng)力減小，體應(yīng)變和壓縮系數(shù)變大。平均有效應(yīng)力從5 MPa 降至4 MPa左右，壓縮系數(shù)曲線在波動(dòng)中上升了0.000 5 MPa-1左右，可能是由于實(shí)驗(yàn)初始階段儀器壓力系統(tǒng)未穩(wěn)定以及試樣端面不平造成不均勻壓縮導(dǎo)致。平均有效應(yīng)力從4 MPa降到1 MPa左右時(shí)，儲(chǔ)層壓縮系數(shù)近似線性增加了0.001 5 MPa-1左右。平均有效應(yīng)力小于1 MPa時(shí)，儲(chǔ)層壓縮系數(shù)呈指數(shù)增加。

隨著溫度升高，壓縮系數(shù)變小。這是因?yàn)闇囟壬邔?dǎo)致油砂基質(zhì)的塑性大為增強(qiáng)，砂粒迅速充填張性擴(kuò)容部分孔隙，骨架壓縮性變差；另一方面，溫度導(dǎo)致油砂基質(zhì)體積膨脹，儲(chǔ)層變得疏松，壓縮性改善——兩者形成競(jìng)爭(zhēng)關(guān)系且前者占優(yōu)勢(shì)。圖11給出了平均有效應(yīng)力分別為1.0 MPa、2.0 MPa、3.0 MPa、4.0 MPa時(shí)，由于溫度變化導(dǎo)致的試樣的壓縮系數(shù)變化情況。由圖可見(jiàn)，在一定范圍內(nèi)升溫對(duì)壓縮系數(shù)具有抑制作用，在50～70 ℃左右時(shí)的抑制作用最明顯。溫度為65 ℃左右時(shí)，平均有效應(yīng)力為3 MPa和4 MPa的壓縮系數(shù)曲線交叉，說(shuō)明較高平均有效應(yīng)力下溫度成為影響張性擴(kuò)容壓縮系數(shù)的主要因素，而平均有效應(yīng)力的影響很小。

與加拿大海相油砂相比，風(fēng)城陸相油砂粒徑以砂為主，砂泥巖夾層發(fā)育明顯，剛度較大[5]，張性擴(kuò)容量小，但總體大于剪切擴(kuò)容量[8]。Wong等人[13]研究表明，阿爾伯塔地區(qū)Cold Lake海相油砂張性擴(kuò)容趨勢(shì)較大，但規(guī)律一致。

圖11 溫度導(dǎo)致的壓縮系數(shù)變化Fig. 11 Temperature-induced evolutions of compressibility

4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果的應(yīng)用

本文通過(guò)壓縮系數(shù)的大小評(píng)價(jià)油砂儲(chǔ)層可注性的好壞，壓縮系數(shù)越大，儲(chǔ)層的可注性越好。微壓裂注水階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的大小與儲(chǔ)層巖性、原始地應(yīng)力和井口壓力有關(guān)。微壓裂施工過(guò)程中，儲(chǔ)層巖性和原始地應(yīng)力狀態(tài)是無(wú)法改變的，但可以通過(guò)逐步提高井口壓力改變儲(chǔ)層的有效應(yīng)力。隨著井口壓力逐漸提高，井筒附近儲(chǔ)層孔壓逐漸增加，有效圍壓和平均有效應(yīng)力逐漸減小，剪脹和張性擴(kuò)容導(dǎo)致的壓縮系數(shù)變化規(guī)律分別與圖7和圖10類(lèi)似。

以重1區(qū)A井(注水井A-I和生產(chǎn)井A-P)為例，采用文獻(xiàn)[6,8]的處理方法將現(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜的井口壓力簡(jiǎn)化為6個(gè)注壓階段(表1)，并選取其中3個(gè)注壓時(shí)間較長(zhǎng)的穩(wěn)壓階段(階段2、階段4和階段6)計(jì)算其對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層壓縮系數(shù)。通過(guò)測(cè)井資料、小型壓裂測(cè)試和Kaiser聲發(fā)射試驗(yàn)得到風(fēng)城重1區(qū)儲(chǔ)層的垂向地應(yīng)力梯度σv為0.021 MPa/m，水平最小主應(yīng)力梯度σh為0.012 MPa/m，水平最大主應(yīng)力梯度σH為0.018 MPa/m[6]。表2為A-I井和A-P井在3個(gè)穩(wěn)壓階段期間井筒附近儲(chǔ)層剪脹和張性擴(kuò)容導(dǎo)致的壓縮系數(shù)(取絕對(duì)值)計(jì)算過(guò)程及結(jié)果。

由表2可知，A-I井和A-P井井筒附近儲(chǔ)層所處的實(shí)際平均有效圍壓在0.144 ～1.21 MPa之間，處于低有效圍壓下的剪脹和張性擴(kuò)容狀態(tài)，其壓縮系數(shù)變化規(guī)律分別可用圖7(a)和圖10近似描述。

表1 A井簡(jiǎn)化后的井口注入壓力Table 1 Simplif i ed wellhead pressures of wellpair A

對(duì)于注水導(dǎo)致的剪脹過(guò)程，隨現(xiàn)場(chǎng)井口壓力逐步增加，平均有效應(yīng)力減小，壓縮系數(shù)逐漸降低，一般在0.003～0.02 MPa-1之間。對(duì)于注水導(dǎo)致的張性擴(kuò)容過(guò)程，隨著現(xiàn)場(chǎng)井口壓力逐漸增加，平均有效應(yīng)力減小，壓縮系數(shù)增加，一般在0.001～0.003 MPa-1之間。

關(guān)于微壓裂注水過(guò)程中何種擴(kuò)容方式占據(jù)主導(dǎo)地位的問(wèn)題，目前尚無(wú)定論，文獻(xiàn)[6,8]進(jìn)行了部分探討。本文通過(guò)實(shí)際注壓條件下兩種擴(kuò)容方式單獨(dú)導(dǎo)致的壓縮系數(shù)的變化幅度來(lái)看，剪脹過(guò)程中的壓縮系數(shù)變化幅度明顯大于張性擴(kuò)容的變化幅度。關(guān)于兩種擴(kuò)容方式如何耦合分析以及兩種擴(kuò)容方式導(dǎo)致的壓縮系數(shù)如何疊加的問(wèn)題，將是下一步研究的重點(diǎn)。

文獻(xiàn)[27]給出利用壓縮系數(shù)推算儲(chǔ)層彈性能量的方法，若獲取整個(gè)儲(chǔ)層的動(dòng)態(tài)壓縮系數(shù)場(chǎng)便可以計(jì)算儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)彈性能量。從井筒附近往地層深處延伸，儲(chǔ)層巖性、原始地應(yīng)力和孔隙壓力都會(huì)發(fā)生變化，儲(chǔ)層壓縮系數(shù)顯著不同。本文研究的壓縮系數(shù)僅為井筒附近儲(chǔ)層的壓縮系數(shù)，遠(yuǎn)井筒儲(chǔ)層的壓縮系數(shù)影響因素復(fù)雜，需要結(jié)合有限元分析作深入研究。如何由井筒附近儲(chǔ)層的局部壓縮系數(shù)推廣到整個(gè)儲(chǔ)層的壓縮系數(shù)場(chǎng)，將是評(píng)估儲(chǔ)層彈性能量的關(guān)鍵。

表2 A井穩(wěn)壓階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)Table 2 Reservoir compressibility during stage 2, stage 4 and stage 6 of wellpair A

5 結(jié)論

(1)儲(chǔ)層壓縮系數(shù)是隨有效圍壓、溫度、單向形變和應(yīng)力加載路徑及歷史等測(cè)試條件的變化而動(dòng)態(tài)變化的。

(2)SAGD微壓裂注水階段的稠油處于未流動(dòng)狀態(tài)，通過(guò)向儲(chǔ)層注水，利用油砂剪脹和張性擴(kuò)容特性，使其孔隙體積擴(kuò)大，從而提高儲(chǔ)層可注性。

(3)影響儲(chǔ)層壓縮系數(shù)的主要因素有軸向應(yīng)變、圍壓、孔壓、溫度。對(duì)于剪切擴(kuò)容，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應(yīng)力增加而增加，軟化后則正好相反；減小圍壓，降低注液溫度，增加單向變形，壓縮系數(shù)增大。對(duì)于張性擴(kuò)容，平均有效應(yīng)力越小，溫度越低，壓縮系數(shù)越大。

(4)為了增加儲(chǔ)層可注性，現(xiàn)場(chǎng)可通過(guò)①不間斷注水使井壁周?chē)鷧^(qū)域有效圍壓降低，②根據(jù)儲(chǔ)層埋深逐級(jí)提高相應(yīng)的注入壓，從而使儲(chǔ)層產(chǎn)生較大單向形變，③盡可能降低注液溫度，抑制油砂塑性增強(qiáng)對(duì)剪脹造成的負(fù)作用。

(5)SAGD開(kāi)發(fā)油藏一般埋深較淺，常規(guī)壓裂難度較大。對(duì)于物性較好的油砂儲(chǔ)層，微壓裂技術(shù)是目前切實(shí)可行的方法之一。但是，如果儲(chǔ)層存在隔夾層，通過(guò)微壓裂注水、高壓注蒸汽等物理方法難以突破夾層，此時(shí)可以借助酸壓、ES-SAGD(膨脹溶劑蒸汽輔助重力泄油)以及酸壓-溶劑-聚合物/熱蒸汽驅(qū)等化學(xué)方法實(shí)現(xiàn)。另外，加拿大SAGD現(xiàn)場(chǎng)操作結(jié)果表明，超破裂壓力注入會(huì)影響蓋層穩(wěn)定性，這要求微壓裂注水啟動(dòng)階段和注蒸汽生產(chǎn)階段的注入壓力略小于破裂壓力，這樣既保證了注水/汽效果，又保證了蓋層的穩(wěn)定性。

(6)微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)對(duì)研究油砂擴(kuò)容，增加儲(chǔ)層滲透率，提高可注性具有重要的工程指導(dǎo)意義。該階段的壓縮系數(shù)只適用于儲(chǔ)層微壓裂改造階段，儲(chǔ)層改造結(jié)束后，將在150 ℃以上高溫下注入蒸汽加熱稠油至其黏度低于2 000 mPa·s。下一步將重點(diǎn)研究高溫下注汽循環(huán)預(yù)熱及注汽生產(chǎn)階段的壓縮系數(shù)對(duì)SAGD生產(chǎn)的影響，彼時(shí)考慮的因素將更加復(fù)雜，包括相態(tài)變化、毛細(xì)管力等。

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GAO Yanfang, CHEN Mian, LIN Botao, JIN Yan, PANG Huiwen
State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China

Micro-fracturing of the wells before preheating circulation phase can shorten the circulating preheating cycle and improve the propagation of steam chamber in SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) development. Injecting water to the immobile ultra-heavy oil sand reservoir during micro-fracturing phase will cause shear dilation and tensile parting dilation of the framework, which lead to volumetric expansion and increase in compressibility. A larger magnitude in coefficient of compressibility implies a greater volumetric dilation and an improved injectivity. In view of the built-in problems associated the def i nition, calculation and testing methods related to the compressibility under water injection, the core samples obtained from Middle Jurassic Qigu Formation of Xinjiang Junggar Basin were investigated. In this study, the volume compression/expansion tests were designed to study the compression mechanisms during micro-fracturing phase, based on which the volume change behavior under various pressure and temperature circumstances was investigated. It is revealed that the compressibility of oil sand under shear increases with increasing mean effective stress before softening, but displays an opposite trend after softening. Furthermore, the compressibility under shear dilation increases with decreasing effective conf i ning pressure and temperature, as well as increasing uniaxial strain. The tensile dilation tests revealed that the compressibility is in inverse proportion to the mean effective pressure or temperature. The fi ndings of this study can be used to estimate the injectivity of the reservoir for implementation of micro-fracturing in the fi eld.

heavy oil; SAGD; micro-fracturing; coeff i cient of compressibility

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.02.022

(編輯 馬桂霞)

高彥芳, 陳勉, 林伯韜, 金衍, 龐惠文. 稠油油藏SAGD微壓裂階段儲(chǔ)層壓縮系數(shù)研究——以新疆風(fēng)城陸相儲(chǔ)層重1區(qū)齊古組為例. 石油科學(xué)通報(bào), 2017, 02： 240-250

GAO Yanfang, CHEN Mian, LIN Botao, JIN Yan, PANG Huiwen. Study on compressibility during micro-fracturing in continental ultra-heavy oil sand reservoirs—Taking the Qigu Formation of Xinjiang Fengcheng Oilf i eld Z1 Block for instance. Petroleum Science Bulletin, 2017, 02： 240-250.doi：10.3969/j.issn.2096-1693.2017.02.022

*通信作者, chenmian@vip.163.com

2016-10-11

國(guó)家杰出青年基金(51325402)和國(guó)家青年科學(xué)基金(51404281)資助