楊 孝馮勝斌王 炯牛小兵尤 源梁曉偉王維斌

（ 1中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油藏評(píng)價(jià)部；2中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院；3低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 ）

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性及影響因素

楊 孝1馮勝斌2,3王 炯2,3牛小兵2,3尤 源2,3梁曉偉2,3王維斌2,3

（ 1中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油藏評(píng)價(jià)部；2中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院；3低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 ）

致密油采用準(zhǔn)自然能量開發(fā)方式下，對(duì)儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性及其控制因素進(jìn)行研究具有重要的意義?；诘貙訅毫l件下的應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)，明確了鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為滲透率的應(yīng)力敏感性，應(yīng)力敏感性屬弱到中等強(qiáng)度。利用鑄體薄片、恒壓和恒速壓汞、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、微米CT成像等測(cè)試手段，對(duì)長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性類型儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、微觀孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行系統(tǒng)分析和對(duì)比研究，揭示塑性組分含量、填隙物類型及其含量、孔喉尺度是長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性不同的主要控制因素?；陂L(zhǎng)7段致密油開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)實(shí)踐和儲(chǔ)層特征的綜合分析，認(rèn)為在長(zhǎng)7段致密油水平井壓裂裂縫改造區(qū)域，地層壓力的快速下降致使應(yīng)力敏感性對(duì)水平井的石油產(chǎn)量和遞減率產(chǎn)生顯著的影響；同時(shí)，在長(zhǎng)7段致密油開發(fā)過(guò)程中，應(yīng)針對(duì)不同物源體系、不同成因類型、不同物性的儲(chǔ)層制定不同的開發(fā)技術(shù)方案，以降低應(yīng)力敏感性對(duì)致密油產(chǎn)能的影響程度。

鄂爾多斯盆地；長(zhǎng)7段；致密油；應(yīng)力敏感性；巖石學(xué)；孔隙結(jié)構(gòu)

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段致密油是中國(guó)陸相致密油的典型代表，初步評(píng)價(jià)資源量達(dá)20×108t，并于2014年探明了新安邊億噸級(jí)致密油田，致密油是該油田可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要資源保障[1]。針對(duì)長(zhǎng)7段致密油的成藏控制因素和富集規(guī)律，前人從生烴條件、砂體成因與分布特征、儲(chǔ)層微觀孔喉特征及成藏動(dòng)力方面開展過(guò)大量的研究工作[1-9]；對(duì)長(zhǎng)7段致密油開發(fā)影響因素的分析，目前主要從水平井體積壓裂工藝參數(shù)方面探討對(duì)致密油產(chǎn)能和開發(fā)效果的影響，而對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性、儲(chǔ)層滲流特征及儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性等地質(zhì)參數(shù)涉及較少[10-14]。致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型及生產(chǎn)礦場(chǎng)實(shí)例分析結(jié)果表明，儲(chǔ)層的壓敏效應(yīng)對(duì)致密油的產(chǎn)能影響較大[15-16]。長(zhǎng)7段致密油開發(fā)已建成了3個(gè)先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)，水平段+體積壓裂開發(fā)模式的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)揭示，水平井單井初期產(chǎn)量高，含水率低，但遞減率較大，一些井區(qū)第一年產(chǎn)量遞減率達(dá)30%以上，其中，有效補(bǔ)充地層能量保持地層壓力水平是目前實(shí)現(xiàn)致密油經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的關(guān)鍵措施[11]，這種結(jié)果可能預(yù)示著長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層存在應(yīng)力敏感性，并對(duì)致密油產(chǎn)能具有重要的影響。由此可見(jiàn)，有必要對(duì)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性及其控制因素展開研究。本文選取盆地長(zhǎng)7段致密油不同類型儲(chǔ)層的巖心樣品，開展致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性與物性、巖石學(xué)特征和微觀孔隙結(jié)構(gòu)等測(cè)試分析，揭示長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性特征，并探討其控制因素。

1 長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層基本特征

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段致密油砂巖儲(chǔ)層主要為形成于半深湖的三角洲和深湖的重力流沉積，巖性主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖，其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖；砂巖粒徑主要為0.063～0.18mm，分選中等—較差，為細(xì)?！獦O細(xì)粒砂巖；磨圓度以次棱角狀為主；填隙物含量較高，平均為16.8%，填隙物由水云母、鐵白云石、鐵方解石和綠泥石組成，其中水云母含量最高（平均達(dá)8.5%）；膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，加大—孔隙式膠結(jié)次之，局部地區(qū)發(fā)育薄膜式膠結(jié)；在偏光顯微鏡下可見(jiàn)的孔隙類型主要為長(zhǎng)石溶孔和粒間孔，面孔率較低，平均為1.61%；儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，喉道中值半徑主要為40～150nm，孔隙半徑主要為2～8μm；儲(chǔ)層孔隙度主要為5%～12%，平均為9.2%；滲透率主要為0.01～0.40mD，平均為0.12mD。

2 長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性

本次在鄂爾多斯盆地致密油發(fā)育區(qū)內(nèi)H196井、Z376井、Z193井和W233井的長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層層位，選取了11個(gè)砂巖巖心樣品，開展應(yīng)力敏感性測(cè)試，部分樣品進(jìn)行鑄體薄片、恒壓和恒速壓汞、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、微米CT成像等配套分析。

長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層埋深一般在1700～2300m，地層壓力主要為10.34～19.53MPa，其中，長(zhǎng)7段致密油有利區(qū)儲(chǔ)層平均埋深為2000m，地層壓力平均為15.27MPa。已有研究成果表明，考慮初始有效應(yīng)力下的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)，更符合實(shí)際地層情況下的滲透率變化和生產(chǎn)實(shí)際特征[17-18]。以長(zhǎng)7段致密油有利區(qū)儲(chǔ)層的平均埋深和平均地層壓力計(jì)算，其儲(chǔ)層的初始有效應(yīng)力達(dá)32.16MPa；另外，根據(jù)油氣田在地層壓力衰減50%仍可進(jìn)行生產(chǎn)的實(shí)際情況[18-19]計(jì)算，長(zhǎng)7段致密油有利區(qū)儲(chǔ)層的有效應(yīng)力上限至少為39.80MPa?？梢?jiàn)，石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2010中凈應(yīng)力值最大為20MPa的設(shè)置不能滿足長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的實(shí)際情況。因此按照長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的實(shí)際特征，本次應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)設(shè)定3.5MPa、5MPa、10MPa、20MPa、30MPa、40MPa等6個(gè)凈應(yīng)力測(cè)試點(diǎn)。應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)分析設(shè)備采用CMS-400型高壓孔滲分析儀器。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)凈應(yīng)力由3.5MPa升至40MPa時(shí)，測(cè)試樣品的孔隙度和滲透率均呈減小趨勢(shì)（圖1），相比較，孔隙度的變化幅度較小（孔隙度損失率平均為30.53%），滲透率的變化幅度大（滲透率損失率平均達(dá)81.05%），這說(shuō)明長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性主要表現(xiàn)為滲透率的應(yīng)力敏感性。蘭林等[18]應(yīng)用不同初始條件下的滲透率損失率和應(yīng)力敏感性系數(shù)兩種方法，對(duì)低滲透率與致密砂巖儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性進(jìn)行對(duì)比研究，評(píng)價(jià)結(jié)果表明應(yīng)力敏感性系數(shù)能客觀反映儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性強(qiáng)弱，可作為不同類型儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性評(píng)價(jià)指標(biāo)。因此，本文采用應(yīng)力敏感性系數(shù)法評(píng)價(jià)長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性特征。應(yīng)用應(yīng)力敏感性系數(shù)求取方法[18]對(duì)測(cè)試樣品的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，得到長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品的應(yīng)力敏感性系數(shù)（表1）。根據(jù)應(yīng)力敏感性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[18]，分析長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品應(yīng)力敏感性屬弱到中等強(qiáng)度，其中，中等強(qiáng)度可細(xì)分為中等偏弱和中等偏強(qiáng)兩種類型。為進(jìn)一步分析應(yīng)力敏感性的變化規(guī)律，繪制了應(yīng)力敏感性系數(shù)與孔隙度和滲透率關(guān)系散點(diǎn)圖（圖2），由圖2可見(jiàn)，長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性隨孔隙度和滲透率的減小呈增強(qiáng)的趨勢(shì)，且當(dāng)孔隙度小于8%、滲透率小于0.08mD時(shí)，應(yīng)力敏感性偏強(qiáng)；反之，則應(yīng)力敏感性偏弱。

圖1 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品孔隙度（左圖）、滲透率（右圖）隨凈應(yīng)力的變化規(guī)律

表1 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品應(yīng)力敏感性分析結(jié)果

圖2 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品應(yīng)力敏感性系數(shù)與孔隙度（左圖）、滲透率（右圖）交會(huì)圖

3 應(yīng)力敏感性影響因素分析

在有效應(yīng)力作用下的結(jié)構(gòu)變形和本體變形是導(dǎo)致巖石出現(xiàn)應(yīng)力敏感的主要原因[20]，而這兩種變形主要受巖石組分、膠結(jié)物類型、巖石顆粒接觸方式、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)等因素的影響[21-24]，因此本文主要討論巖石組分、填隙物組合和儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)等內(nèi)部因素對(duì)長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性的控制作用。

3.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征對(duì)應(yīng)力敏感性的影響

對(duì)應(yīng)弱、中等偏弱和中等偏強(qiáng)3種應(yīng)力敏感性強(qiáng)度類型，對(duì)儲(chǔ)層樣品的巖石學(xué)分析數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（表2至表5）。

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油砂巖儲(chǔ)層巖石骨架顆粒主要由石英、長(zhǎng)石、云母和變質(zhì)巖屑組成，但不同應(yīng)力敏感性強(qiáng)度的儲(chǔ)層，其骨架顆粒組成和含量存在差異（表2）。弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中抗壓強(qiáng)度大的石英和長(zhǎng)石含量達(dá)58.20%，而中等偏弱和中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中，石英和長(zhǎng)石的含量小于50%；弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層，沉積巖屑組分不發(fā)育，相反，中等偏弱和中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中，含有沉積巖屑組分，且變質(zhì)巖屑的含量增高，并且力學(xué)性質(zhì)不穩(wěn)定的片巖、千枚巖和板巖等變質(zhì)巖屑含量較高，由此致使中等偏弱和中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中的塑性組分含量約是弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中的兩倍。

由表2、表3可見(jiàn)，長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性強(qiáng)度的砂巖儲(chǔ)層中填隙物的含量相近，但填隙物的組合類型及其含量存在較大的差異。弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中填隙物以高嶺石和硅質(zhì)為主（圖3a），中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中填隙物以絲縷狀形態(tài)充填于孔隙中的水云母為主（圖3b），另外，弱和中等偏弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中發(fā)育垂直于孔隙壁生長(zhǎng)的包殼狀或襯邊狀綠泥石（圖3c）。

表4表明，不同應(yīng)力敏感性強(qiáng)度的砂巖儲(chǔ)層在巖石顆粒粒徑、分選性和粒級(jí)分布等方面具有較大的差異。相比中等偏弱和中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層，弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層巖石顆粒粒徑粗、細(xì)砂粒級(jí)的含量高、粉砂和泥質(zhì)的含量低、分選性好。

另外，在偏光顯微鏡下，弱和中等偏弱應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中孔隙直徑較大的長(zhǎng)石溶蝕孔和粒間孔相對(duì)發(fā)育，面孔率較高（表5、圖3a、c、d）；相反，中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性砂巖儲(chǔ)層中可見(jiàn)孔不發(fā)育，但發(fā)育微裂隙，面孔率極低（圖3e、f）。

表2 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層巖石組成對(duì)比表單位：%

表3 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層填隙物組成對(duì)比表單位：%

表4 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層巖石粒度分析對(duì)比表

表5 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層樣品孔隙類型對(duì)比表單位：%

圖3 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品顯微照片（a）H196號(hào)樣品，2354.98m，溶蝕孔、粒間孔較發(fā)育，高嶺石充填孔隙并發(fā)育晶間孔，發(fā)育硅質(zhì)膠結(jié)物；(b）Z393-2號(hào)樣品，2076.78m，絲縷狀水云母充填孔隙；(c）W233號(hào)樣品，1915.48m，襯邊狀綠泥石垂直孔隙壁生長(zhǎng)；(d）Z376-1樣品，2328.82m，溶蝕孔、粒間孔較發(fā)育，高嶺石充填孔隙并發(fā)育晶間孔；(e）Z193-3號(hào)樣品，1736.16m，水云母充填孔隙，粒間孔和溶蝕孔不發(fā)育，發(fā)育微裂隙；(f）Z376-3號(hào)樣品，2329.9m，水云母充填孔隙，發(fā)育少量的溶蝕孔

上述分析表明，巖石骨架顆粒組分及其含量、填隙物類型及其含量、巖石顆粒粒徑和粒級(jí)分布、孔隙類型對(duì)長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性具有重要的影響，其中塑性組分和水云母發(fā)育、粒徑小、分選差、可見(jiàn)孔含量低的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性強(qiáng)；相反，高嶺石和綠泥石發(fā)育、細(xì)砂粒級(jí)和可見(jiàn)孔含量高、分選好的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性弱。

3.2 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與應(yīng)力敏感性的關(guān)系

圖4 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力和滲透率貢獻(xiàn)值曲線

3種應(yīng)力敏感性典型儲(chǔ)層巖心的恒壓壓汞分析結(jié)果表明（圖4），弱和中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力相對(duì)較低（小于1.8MPa）、孔喉分選較好且偏向粗歪度、滲透率貢獻(xiàn)值最大的孔喉半徑主要分布于0.25～1 μ m；中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力較高（大于2.0MPa）、孔喉分選較差且偏向細(xì)歪度、滲透率貢獻(xiàn)值最大的孔喉半徑主要分布于0.1～0.4μm。

恒速壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，不同應(yīng)力敏感性強(qiáng)度的儲(chǔ)層在喉道半徑與孔喉半徑比值（孔隙半徑/喉道半徑）存在較大的差異（圖5、圖6）。弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的喉道半徑主要分布于0.2～0.6μm，孔喉半徑比值主要分布于330～570；中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的喉道半徑主要分布于0.3～0.5μm，孔喉半徑比值主要分布于300～480；中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的喉道半徑主要分布于0.15～0.25μm，孔喉半徑比值相對(duì)較大，主要分布于590～840。

選擇具弱、中等偏弱、中等偏強(qiáng)3類應(yīng)力敏感性強(qiáng)度的典型儲(chǔ)層巖心樣品進(jìn)行了微米CT掃描成像分析，建立研究樣品的喉道三維立體結(jié)構(gòu)模型（圖7），發(fā)現(xiàn)在同一尺度（棱長(zhǎng)為0.4mm的立方體）和同一分辨率（0.35～0.5μm）下，弱和中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層中，喉道數(shù)量多（2536～6158個(gè)），在三維空間中廣泛分布；相反，中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層的喉道數(shù)量（1526個(gè)）遠(yuǎn)小于前兩種應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層，且在三維空間分布不均。

圖5 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層喉道半徑分布（a）弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(b）中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(c）中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層

圖6 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段不同應(yīng)力敏感性致密油儲(chǔ)層孔喉半徑比值分布（a）弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(b）中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(c）中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層

圖7 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層樣品喉道三維立體結(jié)構(gòu)模型（a）弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(b）中等偏弱應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層；(c）中等偏強(qiáng)應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層

由此可見(jiàn)，儲(chǔ)層的喉道數(shù)量、喉道半徑和孔喉半徑比值、喉道的三維空間分布特征影響其應(yīng)力敏感性，喉道半徑越小、孔喉半徑比值越大、三維空間中喉道不發(fā)育的儲(chǔ)層在有效應(yīng)力作用下，喉道變形或閉合的可能性就越大、滲透率損失率越大，從而應(yīng)力敏感性越強(qiáng)。

4 生產(chǎn)意義

對(duì)長(zhǎng)7段致密油開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的油藏壓力動(dòng)態(tài)變化監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)，X233井區(qū)的3口水平井在投產(chǎn)4個(gè)月后，比距離其300m的監(jiān)測(cè)井的地層壓力低3.7 MPa，這預(yù)示著長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層由于喉道細(xì)微、滲流能力差，致使水平井壓裂裂縫改造區(qū)域外的儲(chǔ)層基質(zhì)補(bǔ)給能量難，地層壓力下降快，在短期內(nèi)開發(fā)單元油層所承受的有效壓力大于其初始有效應(yīng)力。因此，雖然長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性屬弱和中等強(qiáng)度，但目前長(zhǎng)7段致密油開發(fā)主要采用水平井體積壓裂準(zhǔn)自然能量開發(fā)方式[11-12]，這無(wú)疑加大了儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性對(duì)致密油產(chǎn)能遞減速度的影響。由此可見(jiàn)，長(zhǎng)7段致密油在開發(fā)過(guò)程中應(yīng)控制初期產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差，延長(zhǎng)體積壓裂滯留液的能量補(bǔ)充作用，保持相對(duì)較長(zhǎng)時(shí)期的油藏壓力水平，從而降低儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性對(duì)產(chǎn)能的影響。

巖石組分、填隙物組合和儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性耦合關(guān)系的研究說(shuō)明，長(zhǎng)7段致密油砂巖儲(chǔ)層因碎屑成分及其含量、填隙物類型及其含量、巖石顆粒粒徑和粒級(jí)分布、孔隙結(jié)構(gòu)差異導(dǎo)致應(yīng)力敏感性存在不同，而這種差異的本質(zhì)是受長(zhǎng)7段儲(chǔ)集砂體的沉積成因類型和物源體系控制所致[1]，其中，東北物源體系控制的砂巖主要為三角洲水下分流河道成因類型，其長(zhǎng)石碎屑組分含量高，填隙物組合以綠泥石、高嶺石和硅質(zhì)為主；粒間孔和溶蝕孔發(fā)育，喉道半徑大，孔喉半徑比值小，因而儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性總體表現(xiàn)為弱—中等偏弱；西南物緣體系控制的砂巖分為砂質(zhì)碎屑流和濁積巖兩種重力流成因類型，總體以長(zhǎng)石含量低、填隙物以水云母為主、巖屑中發(fā)育沉積巖屑為特征，但砂質(zhì)碎屑流與濁流沉積在砂巖分選、砂巖粒徑、水云母和塑性組分的含量等方面具有較大的不同，相比較，砂質(zhì)碎屑流沉積砂巖的分選好、粒徑粗、水云母和塑性組分含量低，因此，砂質(zhì)碎屑流沉積砂巖儲(chǔ)層的應(yīng)力敏感性表現(xiàn)為中等偏弱為主，而濁流沉積砂巖儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性總體表現(xiàn)為中等偏強(qiáng)。另外，研究發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)7段致密油砂巖儲(chǔ)層存在以孔隙度8%、滲透率0.08mD為界限的應(yīng)力敏感性強(qiáng)弱變化規(guī)律。因此，在開發(fā)過(guò)程中需針對(duì)不同物源體系、不同成因類型、不同物性的砂巖儲(chǔ)層制定不同的開發(fā)技術(shù)方案，以降低應(yīng)力敏感性對(duì)致密油產(chǎn)能的影響程度。

5 結(jié)論

(1）在地層壓力條件下，對(duì)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層開展了應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)。長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為滲透率的應(yīng)力敏感性，應(yīng)力敏感性屬弱到中等強(qiáng)度，且應(yīng)力敏感性隨著儲(chǔ)層物性變差而增強(qiáng)。

(2）儲(chǔ)層巖石骨架顆粒組分及其含量、填隙物類型及其含量、巖石顆粒粒徑和粒級(jí)分布、孔隙結(jié)構(gòu)差異是長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性不同的主要控制因素。塑性組分和水云母發(fā)育、粒徑小、分選差、可見(jiàn)孔含量低、喉道尺度小、孔喉半徑比值大的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性強(qiáng)；高嶺石和綠泥石發(fā)育、細(xì)砂粒級(jí)和可見(jiàn)孔含量高、砂巖分選好、喉道尺度大、孔喉半徑比值小的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性弱。

(3）長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層喉道細(xì)微與滲流能力差導(dǎo)致儲(chǔ)層基質(zhì)補(bǔ)給能量難，水平井壓裂裂縫改造區(qū)域的儲(chǔ)層在短期內(nèi)地層壓力快速下降，儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性對(duì)井的石油產(chǎn)量和產(chǎn)能遞減速度產(chǎn)生明顯的影響，因此針對(duì)長(zhǎng)7段致密油不同應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層需制定不同的開發(fā)技術(shù)方案，以降低應(yīng)力敏感性對(duì)致密油產(chǎn)能的影響程度。

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Stress sensitivity and its influence factors of tight oil reservoir in Chang 7 Member, Ordos Basin

Yang Xiao1, Feng Shengbin2,3, Wang Jiong2,3, Niu Xiaobing2,3, You Yuan2,3, Liang Xiaowei2,3, Wang Weibin2,3
( 1 Department of Reservoir Evaluation, PetroChina Changqing Oilfield Company; 2 Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company; 3 National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development )

It is important to identify the stress sensitivity of tight oil reservoir and its influence factors, when the tight oil reservoir is developed by quasi-natural energies. Stress sensitivity experiment was conducted on the tight oil reservoir in Chang 7 Member of Yanchang Formation in the Ordos Basin under the reservoir pressure. It is indicated that the permeability of the Chang 7 tight oil reservoir is of medium to weak stresssensitive. The petrology and micro-pore structure of the Chang 7 tight oil reservoirs with different types of stress sensitivity were analyzed and compared by the techniques of cast thin section, constant pressure mercury intrusion, constant-rate mercury intrusion, field emission scanning electron microscopy and Micro-CT, etc. The results suggest several influence factors on stress sensitivity, including the content of plastic components, types and contents of interstitial materials, and pore throat size. Through comprehensive analysis of the practices in the pilot development zone and the reservoir characteristics of Chang 7 tight oil reservoirs, it is found that the stress sensitivity affects greatly the oil production rate and the decline rate of horizontal wells due to sharp decrease of formation pressure in the stimulated intervals of Chang 7 reservoirs. Moreover, different development plans are prepared for the Chang 7 tight oil reservoirs depending on provenances, origins and physical properties, so as to mitigate the influence of stress sensitivity on productivity.

Ordos Basin, Chang7 Member, tight oil, stress sensitivity, petrology, pore structure

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.05.007

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973）項(xiàng)目“淡水湖盆細(xì)粒沉積與富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖形成機(jī)理研究”（2014CB239003）；國(guó)家科技重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地致密油資源潛力、甜點(diǎn)區(qū)預(yù)測(cè)與關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用”（2016ZX05046005）。

楊孝（1980-），男，陜西渭南人，碩士，2006 年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），工程師，現(xiàn)主要從事石油地質(zhì)綜合研究及石油勘探與油藏評(píng)價(jià)方面的工作。地址：陜西省西安市未央?yún)^(qū)鳳城四路長(zhǎng)慶油田公司油藏評(píng)價(jià)部，郵政編碼：710018。E-mail：yangxiao_cq@petrochina.com.cn

2016-06-24；修改日期：2017-07-16