廖紀佳，唐洪明，朱筱敏，李 皋，趙 峰，林 丹

(1.中國石油大學地球科學學院，北京 102249;2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500;3.西南石油大學資源與環(huán)境學院，四川成都 610500)

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力敏感性

廖紀佳1，唐洪明2，3，朱筱敏1，李 皋2，趙 峰2，3，林 丹3

(1.中國石油大學地球科學學院，北京 102249;2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500;3.西南石油大學資源與環(huán)境學院，四川成都 610500)

基于鑄體薄片、巖心物性測試及壓汞分析認為，西峰油田長8油層屬于特低滲透砂巖油藏。通過試驗研究孔隙型巖樣和裂縫型巖樣的應力敏感性，利用特殊設計的裂縫可視化測試系統(tǒng)、毛管流動孔隙結(jié)構(gòu)儀等微觀分析測試手段評價裂縫閉合規(guī)律及定量表征裂縫寬度變化;基于掃描電鏡、X衍射分析等研究方法探討孔隙和裂縫應力敏感性的損害機制。研究表明：研究區(qū)孔隙型巖樣應力敏感性較弱，裂縫型巖樣應力敏感性強;孔隙襯里綠泥石、局部分布的石英加大、自形程度高的石英雛晶是孔隙型巖石應力敏感損害率低、滲透率恢復率高的主要原因;裂縫表面的微凸起發(fā)生彈塑性形變是裂縫應力敏感性損害極強的主要原因。建立的孔隙和裂縫的應力敏感性損害模式可以為高效開發(fā)該類油藏提供依據(jù)。

西峰油田;長8油層;特低滲透砂巖;孔隙;裂縫;應力敏感性;損害模式

巖石滲透率隨圍巖應力變化而發(fā)生改變的現(xiàn)象稱為巖石的應力敏感性［1］。近年來，特低滲儲層開發(fā)已經(jīng)成為油氣工業(yè)發(fā)展的熱點，而特低滲儲層應力敏感性方面的問題是有效開發(fā)該類儲層面臨的重點和難點。前人研究認為，低滲透儲層具有較強的滲透率應力敏感性［2-6］。有學者認為影響儲層應力敏感性的因素可分為內(nèi)部因素(巖石組分、孔隙類型、膠結(jié)方式、顆粒分選性與接觸關系)和外部因素(有效應力、孔隙流體類型及飽和度、儲層溫度)［7-8］。李傳亮［9］認為巖石的應力敏感程度只與巖石硬度有關。當前裂縫應力敏感性研究中缺乏對裂縫閉合規(guī)律、空間變化的定量研究，并且沒有建立不同儲滲空間的應力敏感性損害模式。因此，筆者依據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射等微觀分析手段對鄂爾多斯盆地西峰油田長8油層進行巖石學、礦物學及孔隙結(jié)構(gòu)的研究，根據(jù)行業(yè)標準通過巖心流動試驗進行應力敏感性評價，運用可視化裝置和毛管流動孔隙結(jié)構(gòu)儀對應力敏感試驗中裂縫的閉合規(guī)律及微觀結(jié)構(gòu)的變化進行定量表征，詳細研究敏感性損害機制，建立孔隙和裂縫的應力敏感性損害模式，為高效開發(fā)該類油藏提供依據(jù)。

1 儲集層特征

1.1 巖石組分和孔隙結(jié)構(gòu)特征

西峰油田長8油層巖性以中—細粒長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，顆粒分選中等，中等結(jié)構(gòu)成熟度，磨圓度以次棱狀為主。石英、長石含量平均為28.8%、53.1%，巖屑含量為8.1%，填隙物含量為10%。

儲層孔隙空間以殘余粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主(圖1(a))，其次是雜基孔、黏土礦物晶間微孔(圖1(b))。儲層孔隙度平均為8%，滲透率平均為2.5×10－3μm2;平均喉道半徑為 0.45 μm;中值喉道半徑平均為0.36 μm;退汞效率為14.9% ～48.5%，平均為28.48%，認為西峰油田長8油層屬于特低滲透砂巖油藏。

圖1 西峰油田長8油層主要儲集空間類型Fig.1 Main reservoir space types of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

1.2 裂縫特征

通過巖心、巖石薄片分析認為，研究區(qū)以斜交層面的構(gòu)造縫及成巖破裂縫(裂縫傾角為80°～90°)為主，未充填，利于提高儲層的滲流能力。特低滲透砂巖儲層的成巖作用強烈，巖石致密，脆性程度高，在強烈的成巖作用和后期的構(gòu)造擠壓作用下，近水平成巖裂縫和與層面近垂直的高角度構(gòu)造裂縫發(fā)育［10］。通過巖心觀察發(fā)現(xiàn)構(gòu)造縫易于識別，延伸較遠，裂縫面平直(圖2)，個別裂縫面被成巖晚期碳酸鹽(主要為鐵方解石)膠結(jié)物充填;成巖縫在鏡下主要以因壓實破裂并溶蝕擴大的長石破裂縫為主，其延伸較短，是成巖過程中形成的主要喉道之一。

圖2 西峰油田長8油層垂直層面的構(gòu)造裂縫Fig.2 Tectonic fractures showing vertical stratification of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

1.3 黏土礦物特征

根據(jù)Stokes試驗沉降原理，利用沉降法抽提砂巖中的黏土礦物，通過X-射線衍射分析得知(表1)，長8油層黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，見少量伊/蒙間層礦物，不含高嶺石。伊利石含量平均為49.8%;綠泥石含量平均為43.52%;伊/蒙間層含量平均為6.68%。不同類型的黏土礦物產(chǎn)狀差異明顯：綠泥石主要呈粒表襯墊附著于顆粒表面(圖3(b));伊利石呈橋接式產(chǎn)狀分割儲集空間(圖3(a))，其結(jié)果是減小孔隙空間，將原有較大孔喉改造成大量的微細孔喉。

表1 西13-17井區(qū)長8油層黏土礦物XRD分析Table 1 XRD analysis result of clay in Chang 8 oil formation in western 13-17 well district

圖3 西峰油田長8油層黏土礦物微結(jié)構(gòu)Fig.3 Clay's microstructure of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

2 試驗評價

2.1 試驗方法

儲層巖石的應力敏感性與單井產(chǎn)能和儲層最終采收率密切相關。本研究采用巖心驅(qū)替試驗評價巖石的應力敏感性，試驗標準為SY/T5358-2002。試驗樣品為圓柱狀巖心，樣品規(guī)格為Φ2.5 cm×5 cm，孔隙型巖心兩個，裂縫型巖心4個(均為人工造縫)。

常規(guī)應力敏感性評價的目的主要是考察巖心滲流能力在有效應力變化情況下的變化規(guī)律。根據(jù)西峰油田長8油層的孔隙、裂縫發(fā)育情況和注采壓差，分別在1、2.5、5、7.5、10、15 和 20 MPa 有效應力下測定孔隙型巖樣和裂縫型巖樣的氣體和液測滲透率變化情況。

2.2 孔隙應力敏感性分析

長8油層孔隙型巖樣滲透率隨有效應力變化敏感性程度較弱。董66-63井和西232井孔隙型巖樣的氣測滲透率分別為1.31×10－3和0.846×10－3μm2，隨著有效應力增加，滲透率均呈下降趨勢。有效應力增加的早期(2.5～10 MPa)，滲透率下降幅度相對較大，而在有效應力增加的后期(10～20 MPa)，滲透率下降幅度相對較小;當有效應力增加到一定程度時滲透率趨于不變，此時有效應力的變化對滲透率的影響已趨于極限。有效應力由2.5增加至20 MPa時，巖石滲透率分別下降33.6%和27.2%，屬于中等偏弱到弱應力敏感性。有效應力增加至5～10 MPa過程為滲透率下降的主要過程。隨著有效應力的降低，巖樣滲透率又逐漸增加，但是在相同有效應力下卸載時的巖樣滲透率小于加載時的滲透率，表現(xiàn)出較明顯的滲透率滯后效應。如有效應力由20卸載至初始的2.5 MPa后，滲透率恢復程度高，分別為87.8%和99.3%(圖4)。

低滲透致密巖石發(fā)生滲透率應力敏感的根本原因在于應力狀態(tài)的改變導致骨架顆粒與孔喉結(jié)構(gòu)間的原始關系發(fā)生變化，進而引起滲流通道的變化。巖石的孔隙結(jié)構(gòu)包括孔隙和喉道兩部分，由孔、喉變形理論可知，致密巖石受壓時，首先被壓縮的是喉道而并非孔隙［12］，因此巖石的滲透率主要受喉道制約。特低滲透率的砂巖也具類似性質(zhì)，當有效應力增加時，變化較為敏感的是相對較小的喉道，小喉道半徑所占的比例越大，喉道減小或閉合的數(shù)量越多，因此滲透率下降的幅度越大。隨著有效應力的進一步加大，骨架顆粒不斷被壓實，未閉合喉道的數(shù)量逐漸減少，且多數(shù)不易閉合，因此滲透率降低的趨勢會逐漸減小。

圖4 長8油層孔隙型巖石應力敏感性曲線Fig.4 Stress sensitivity curves of porosity rocks in Chang 8 oil formation

對比董66-63井、西232井試驗巖樣的微觀特征發(fā)現(xiàn)，兩者自生綠泥石含量和自生石英含量偏高。董66-63井巖樣綠泥石含量為4.2%，其產(chǎn)狀主要為包裹長石等易溶組分而形成鑄?？?，抗壓強度降低;自生石英含量為7.9%。西232井綠泥石含量6.3%，其產(chǎn)狀主要為垂直于顆粒表面呈集合體生長的綠泥石包膜;自生石英含量10.1%。相比而言，西232井巖樣的滲透率在有效應力增加的過程中減小程度小于董66-63井巖樣，且卸載有效應力后西232井巖樣的滲透率恢復程度高于董66-63井巖樣的。綜合分析巖樣的微觀差異和試驗數(shù)據(jù)，認為西峰油田長8油層孔隙型巖石應力敏感損害率低、滲透率恢復高的主要原因為：①垂直顆粒壁向中心生長的綠泥石包膜增強了顆粒的抗壓性(圖5(a)、(b))［13-17］，降低喉道縮小的程度，對喉道有一定的保護作用，如果在顆粒接觸處沒有綠泥石，則壓實可能造成顆粒的塑性形變［14］;②在孔隙襯里綠泥石不發(fā)育的地方局部分布的石英加大(圖5(d))增加了骨架顆粒的強度;③在綠泥石發(fā)育的孔隙中，自形程度高、相對較孔隙襯里綠泥石晚形成的石英雛晶(圖5(c))發(fā)育于喉道處，當有效應力增加時，此類石英可作為支點保護喉道。

圖5 長8油層喉道表面特征Fig.5 Surface features of throats in Chang 8 oil formation

2.3 裂縫應力敏感性分析

裂縫具有極強應力敏感性。由于難以通過鉆井取心的方式獲取天然裂縫巖樣，對西210井和董84-65井各2塊巖樣通過人工造縫來進行應力敏感性試驗。西210井和董84-65井模擬裂縫的氣測滲透率分別為388 ×10－3和153 ×10－3μm2，隨有效應力增加，裂縫滲透率快速下降，在有效應力由2.5增加至20 MPa時，兩裂縫巖樣的氣測滲透率分別下降86.6%和98.9%，發(fā)生極強應力敏感性損害(圖6(c)、(d))。西210井和董84-65井用于液測裂縫應力敏感性試驗巖樣的滲透率分別為481×10－3和319×10－3μm2，隨有效應力增加，裂縫滲透率迅速下降;在有效應力增至20 MPa時滲透率下降幅度為99.8%和98.8%，幾乎不具備裂縫滲流能力(圖6(a)、(b))。對比氣測和液測結(jié)果，裂縫滲透率在有效應力增加至5～10 MPa過程中降低幅度最大，并且在卸載后裂縫的滲透率恢復率不超過27.8%。這說明長8油層裂縫比孔隙的應力敏感程度要強得多，并且損害后極難恢復。

圖6 長8油層裂縫巖石應力敏感性曲線Fig.6 Stress sensitivity curves of factured rocks in Chang 8 oil formation

3 裂縫閉合規(guī)律及裂縫寬度變化

裂縫的應力敏感性受裂縫在有效應力增加過程中的閉合規(guī)律和閉合過程中裂縫的空間結(jié)構(gòu)演化的控制。利用特殊設計的可視化光學測量系統(tǒng)和毛管流動孔隙結(jié)構(gòu)儀進行裂縫閉合規(guī)律和孔隙空間結(jié)構(gòu)演化研究，以深入認識該油層的裂縫應力敏感性效應。

3.1 裂縫可視化觀測

裂縫可視化觀測系統(tǒng)是一種直觀、實用、簡便的室內(nèi)試驗研究方法，主要利用改進的體視顯微鏡直觀地觀察有效應力變化下裂縫整體寬度以及每一個微凸體的動態(tài)變化。

試驗步驟為選取有效應力點，分別為1、2.5、5、7.5、10、15 MPa，在每個應力點記錄裂縫變化特征。由于天然裂縫難以鉆取到，本試驗巖心的裂縫均為人造裂縫，試驗結(jié)果見圖7。

圖7 不同有效應力下裂縫閉合規(guī)律的可視化過程Fig.7 Visualization research of law of fractures closure under different effective stresses

圖7為采用可視化測量系統(tǒng)直接觀察到的裂縫閉合過程。裂縫表面實際上是由不同尺寸的微凸體構(gòu)成，在裂縫的閉合過程中微凸體具有支撐作用。其中A、B、C、D分別為裂縫不同位置的4個微凸體，從測量結(jié)果可以看出，有效應力從1 MPa增加到5～7.5 MPa的過程中，裂縫發(fā)生明顯閉合，裂縫機械寬度明顯變窄，微凸體先后接觸(圖7(a)～(d))，相應的裂縫滲透率大幅下降。在有效應力大于10 MPa以后，由于裂縫兩表面微凸體形成的接觸點數(shù)量增多，支撐作用增強，裂縫寬度不再發(fā)生明顯變化，但仍由于微凸體本身的彈塑性變形(圖7(e))，裂縫的滲透率有一定的降低。隨著有效應力的進一步增加(10～15 MPa)，不同部位的微凸體基本完全接觸另一裂縫面(圖7(f))。這表明隨著有效應力的逐漸增大，裂縫空間逐漸被分割成多個相互連通程度不同的次級裂縫空間。在有效應力增加過程中，裂縫表面結(jié)構(gòu)遭受破壞以及裂縫的力學性能發(fā)生了變化，導致卸載后裂縫的寬度和滲透率恢復率低。

3.2 裂縫寬度變化規(guī)律

當有效應力增加時，裂縫滲透率不斷降低，本質(zhì)上是由于裂縫發(fā)生閉合，即寬度變窄。因此，研究裂縫寬度的變化是探索裂縫應力敏感性的重點。

由于裂縫表面通常有許多大小不同的微凸體，這些微凸體將裂縫內(nèi)部空間劃為一系列大小不同的毛管，因而可將整條裂縫視為由多個大小不一的毛管組成的毛管束［18］，即裂縫寬度的變化實際上體現(xiàn)為毛管束直徑分布的變化。本次研究裂縫寬度的變化主要采用毛管流動孔隙結(jié)構(gòu)儀(Capillary flow porometer，以下簡稱CFP)，該儀器是以水相作為非潤濕相，根據(jù)氣、水兩相流動原理，可對同一巖心樣品的孔徑分布進行多次測試。因此，可利用CFP測定裂縫內(nèi)部的毛管直徑分布情況，進而得到裂縫的機械寬度分布［11］。

試驗步驟為選取有效應力點，分別為2.5、5.0、7.5、10.0、15.0 MPa，利用 CFP 測量在不同有效應力下裂縫機械寬度的分布規(guī)律。

圖8為采用CFP測定的裂縫寬度變化規(guī)律。研究表明：當有效應力為2.5 MPa時，裂縫寬度主要分布在36～46 μm;有效應力為5 MPa時，裂縫寬度主要分布在26～36 μm;有效應力為7.5 MPa時，裂縫寬度主要分布在16～30 μm;有效應力為10 MPa時，裂縫寬度主要分布在18～26 μm;有效應力為15 MPa時，裂縫寬度主要分布在12～22 μm。

隨著有效應力的增大，裂縫寬度呈減小趨勢，且減小趨勢逐漸減弱。在應力加載的初期和中期(2.5～7.5 MPa)，裂縫閉合速度較快，說明大裂縫不斷閉合形成小裂縫;在應力加載的后期(7.5～15 MPa)，隨著裂縫中相互接觸的微凸體數(shù)量越來越多，裂縫閉合的阻力越來越大，小裂縫閉合形成更小的裂縫難度增大，在應力加載的后期裂縫機械寬度的變化不太明顯。但是，隨著有效應力的不斷增加，相互接觸后的微凸起會發(fā)生一定的彈塑性變形，所以裂縫仍會發(fā)生一定程度的閉合。有效應力增加的初期和中期，滲透率迅速下降;有效應力增加的后期，滲透率下降幅度明顯減小，且滲透率趨于穩(wěn)定。

圖8 不同有效應力下裂縫寬度分布Fig.8 Fractures width distribution under different effective stresses

4 應力敏感性損害模式的建立

根據(jù)巖石的變形理論［19］，巖石在載荷的作用下首先發(fā)生的物理現(xiàn)象就是變形。巖石的形變類型主要有彈性變形、塑性變形以及彈塑性變形3種。其中彈性變形可逆，而塑性變形以及彈塑性變形不可逆。根據(jù)孔喉的變形特征，巖石在受到有效應力作用時巖石的喉道開始閉合。隨著有效應力的增加，巖石逐漸壓實，孔隙體積收縮。在卸載過程中，隨著有效應力的降低，受到壓縮的喉道不能迅速恢復，最終也不能恢復到原來的孔喉尺寸。加載、卸載過程導致巖心滲透率的降低不可恢復，對儲層造成的傷害也不可修復［20］。因此，有必要建立研究區(qū)的應力敏感性損害模式，為長8油層的高效開發(fā)提供依據(jù)。

4.1 孔隙的應力敏感性損害模式

基于試驗結(jié)果及巖樣的微觀特征分析，筆者認為研究區(qū)孔隙的應力敏感性主要受控于：①廣泛發(fā)育的孔隙襯里綠泥石;②在孔隙襯里綠泥石不發(fā)育的地方局部分布的石英加大;③在綠泥石發(fā)育的孔隙中，自形程度高、相對較孔隙襯里綠泥石晚形成的石英雛晶。當有效應力增加時喉道首先受到應力作用，發(fā)育于喉道處的綠泥石薄膜、石英加大邊及石英雛晶發(fā)生彈性形變，這些礦物增強了巖石的抗壓性，使得大部分喉道在有效應力減小后能夠恢復，而缺少此類礦物的喉道處則發(fā)生閉合(圖9)。

圖9 長8油層孔隙的應力敏感性損害模式Fig.9 Damage mode of pore's stress sensitivity in Chang 8 oil formation

4.2 裂縫的應力敏感性損害模式

通過以上裂縫的應力敏感性試驗和裂縫閉合規(guī)律及裂縫寬度的研究，建立裂縫的應力敏感性損害模式［21］(圖10)。裂縫的表面由不同粗糙程度和大小的微凸體構(gòu)成，當有效應力增加時裂縫表面的微凸體發(fā)生彈性變形，微凸體間的間距分布也隨之改變，進而表現(xiàn)為滲透率下降;一旦微凸體發(fā)生塑性變形，即使卸載有效應力后，滲透率恢復也極低。

圖10 長8油層裂縫的應力敏感性損害模式Fig.10 Damage mode of fracture's stress sensitivity in Chang 8 oil formation

5 結(jié)論

(1)西峰油田長8油層是以殘余粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，發(fā)育裂縫的特低滲透砂巖油藏。黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，主要呈粒表襯墊和橋接式產(chǎn)狀產(chǎn)出。

(2)長8油層具有較弱的孔隙應力敏感性和極強的裂縫應力敏感性。

(3)廣泛發(fā)育的孔隙襯里綠泥石增強了顆粒的抗壓性，對喉道有一定的保護作用;局部分布的石英加大增加了骨架顆粒的強度;發(fā)育于喉道處的自形程度高、相對孔隙襯里綠泥石晚形成的石英雛晶作為支點，保護喉道。這3種因素是長8油層孔隙型巖石應力敏感損害率低、滲透率恢復高的主要原因。

(4)裂縫寬度的變化實際上體現(xiàn)為毛管束直徑分布的變化，表面的微凸起在有效應力作用下發(fā)生彈塑性形變是裂縫應力敏感性損害極強、裂縫寬度和滲透率恢復率低的主要原因。

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Study on stress sensitivity in ultra-low permeability sandstone reservoir of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield based on microscopic methods

LIAO Ji-jia1，TANG Hong-ming2，3，ZHU Xiao-min1，LI Gao2，ZHAO Feng2，3，LIN Dan3
(1.College of Geosciences in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation in Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China;3.School of Resources and Environment in Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China)

Based on thin sections of casting，physical property analysis and mercury penetration analysis，the Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield belongs to the ultra-low permeability sandstone reservoir.The stress sensitivity of porosity and fractured rock samples was studied by experimental methods.The fracture closure laws were evaluated and fracture width change was characterized quantitatively by specially designed fracture visualization test system and capillary flow porometer.The damage mechanism of the stress sensitivity of pore and fracture was researched through research methods such as scanning electron microscope，X-ray diffraction analysis.The results show that in the research area，the stress sensitivity of porosity rock samples is weak and that of the fractured ones is strong.The chlorite in pore's liner，the quartz secondary distributed partly and the high automorphic quartz crystallite are main causes of the low stress sensitivity injury rate and the high permeability recovery for porosity rock.Elastic-plastic deformation of micro-salient on surface of fracture is the chief reason to severe damage of the fracture stress sensitivity.The established stress sensitivity damage modes of porous and fractured rock can provide the basis for efficient development of such reservoirs.

Xifeng Oilfield;Chang 8 oil formation;ultra-low permeability sandstone;pore;fracture;stress sensitivity;damage mode

TE 122.2

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.02.005

1673-5005(2012)02-0027-07

2011－07－16

國家油氣重大專項課題(2008ZX05001－002)

廖紀佳(1983－)，男(漢族)，四川綿竹人，博士研究生，主要從事沉積學及儲層地質(zhì)學研究。

(編輯 徐會永)