用微观方法研究西峰油田长8油层特低渗透砂岩油藏的岩石应力敏感性

廖纪佳，唐洪明，朱筱敏，李 皋，赵 峰，林 丹

(1.中国石油大学地球科学学院，北京 102249;2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;3.西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500)

用微观方法研究西峰油田长8油层特低渗透砂岩油藏的岩石应力敏感性

廖纪佳1，唐洪明2，3，朱筱敏1，李 皋2，赵 峰2，3，林 丹3

(1.中国石油大学地球科学学院，北京 102249;2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;3.西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500)

基于铸体薄片、岩心物性测试及压汞分析认为，西峰油田长8油层属于特低渗透砂岩油藏。通过试验研究孔隙型岩样和裂缝型岩样的应力敏感性，利用特殊设计的裂缝可视化测试系统、毛管流动孔隙结构仪等微观分析测试手段评价裂缝闭合规律及定量表征裂缝宽度变化;基于扫描电镜、X衍射分析等研究方法探讨孔隙和裂缝应力敏感性的损害机制。研究表明：研究区孔隙型岩样应力敏感性较弱，裂缝型岩样应力敏感性强;孔隙衬里绿泥石、局部分布的石英加大、自形程度高的石英雏晶是孔隙型岩石应力敏感损害率低、渗透率恢复率高的主要原因;裂缝表面的微凸起发生弹塑性形变是裂缝应力敏感性损害极强的主要原因。建立的孔隙和裂缝的应力敏感性损害模式可以为高效开发该类油藏提供依据。

西峰油田;长8油层;特低渗透砂岩;孔隙;裂缝;应力敏感性;损害模式

岩石渗透率随围岩应力变化而发生改变的现象称为岩石的应力敏感性［1］。近年来，特低渗储层开发已经成为油气工业发展的热点，而特低渗储层应力敏感性方面的问题是有效开发该类储层面临的重点和难点。前人研究认为，低渗透储层具有较强的渗透率应力敏感性［2-6］。有学者认为影响储层应力敏感性的因素可分为内部因素(岩石组分、孔隙类型、胶结方式、颗粒分选性与接触关系)和外部因素(有效应力、孔隙流体类型及饱和度、储层温度)［7-8］。李传亮［9］认为岩石的应力敏感程度只与岩石硬度有关。当前裂缝应力敏感性研究中缺乏对裂缝闭合规律、空间变化的定量研究，并且没有建立不同储渗空间的应力敏感性损害模式。因此，笔者依据铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等微观分析手段对鄂尔多斯盆地西峰油田长8油层进行岩石学、矿物学及孔隙结构的研究，根据行业标准通过岩心流动试验进行应力敏感性评价，运用可视化装置和毛管流动孔隙结构仪对应力敏感试验中裂缝的闭合规律及微观结构的变化进行定量表征，详细研究敏感性损害机制，建立孔隙和裂缝的应力敏感性损害模式，为高效开发该类油藏提供依据。

1 储集层特征

1.1 岩石组分和孔隙结构特征

西峰油田长8油层岩性以中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，颗粒分选中等，中等结构成熟度，磨圆度以次棱状为主。石英、长石含量平均为28.8%、53.1%，岩屑含量为8.1%，填隙物含量为10%。

储层孔隙空间以残余粒间孔、粒内溶孔为主(图1(a))，其次是杂基孔、黏土矿物晶间微孔(图1(b))。储层孔隙度平均为8%，渗透率平均为2.5×10－3μm2;平均喉道半径为 0.45 μm;中值喉道半径平均为0.36 μm;退汞效率为14.9% ～48.5%，平均为28.48%，认为西峰油田长8油层属于特低渗透砂岩油藏。

图1 西峰油田长8油层主要储集空间类型Fig.1 Main reservoir space types of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

1.2 裂缝特征

通过岩心、岩石薄片分析认为，研究区以斜交层面的构造缝及成岩破裂缝(裂缝倾角为80°～90°)为主，未充填，利于提高储层的渗流能力。特低渗透砂岩储层的成岩作用强烈，岩石致密，脆性程度高，在强烈的成岩作用和后期的构造挤压作用下，近水平成岩裂缝和与层面近垂直的高角度构造裂缝发育［10］。通过岩心观察发现构造缝易于识别，延伸较远，裂缝面平直(图2)，个别裂缝面被成岩晚期碳酸盐(主要为铁方解石)胶结物充填;成岩缝在镜下主要以因压实破裂并溶蚀扩大的长石破裂缝为主，其延伸较短，是成岩过程中形成的主要喉道之一。

图2 西峰油田长8油层垂直层面的构造裂缝Fig.2 Tectonic fractures showing vertical stratification of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

1.3 黏土矿物特征

根据Stokes试验沉降原理，利用沉降法抽提砂岩中的黏土矿物，通过X-射线衍射分析得知(表1)，长8油层黏土矿物以伊利石和绿泥石为主，见少量伊/蒙间层矿物，不含高岭石。伊利石含量平均为49.8%;绿泥石含量平均为43.52%;伊/蒙间层含量平均为6.68%。不同类型的黏土矿物产状差异明显：绿泥石主要呈粒表衬垫附着于颗粒表面(图3(b));伊利石呈桥接式产状分割储集空间(图3(a))，其结果是减小孔隙空间，将原有较大孔喉改造成大量的微细孔喉。

表1 西13-17井区长8油层黏土矿物XRD分析Table 1 XRD analysis result of clay in Chang 8 oil formation in western 13-17 well district

图3 西峰油田长8油层黏土矿物微结构Fig.3 Clay's microstructure of Chang 8 oil formation in Xifeng Oilfield

2 试验评价

2.1 试验方法

储层岩石的应力敏感性与单井产能和储层最终采收率密切相关。本研究采用岩心驱替试验评价岩石的应力敏感性，试验标准为SY/T5358-2002。试验样品为圆柱状岩心，样品规格为Φ2.5 cm×5 cm，孔隙型岩心两个，裂缝型岩心4个(均为人工造缝)。

常规应力敏感性评价的目的主要是考察岩心渗流能力在有效应力变化情况下的变化规律。根据西峰油田长8油层的孔隙、裂缝发育情况和注采压差，分别在1、2.5、5、7.5、10、15 和 20 MPa 有效应力下测定孔隙型岩样和裂缝型岩样的气体和液测渗透率变化情况。

2.2 孔隙应力敏感性分析

长8油层孔隙型岩样渗透率随有效应力变化敏感性程度较弱。董66-63井和西232井孔隙型岩样的气测渗透率分别为1.31×10－3和0.846×10－3μm2，随着有效应力增加，渗透率均呈下降趋势。有效应力增加的早期(2.5～10 MPa)，渗透率下降幅度相对较大，而在有效应力增加的后期(10～20 MPa)，渗透率下降幅度相对较小;当有效应力增加到一定程度时渗透率趋于不变，此时有效应力的变化对渗透率的影响已趋于极限。有效应力由2.5增加至20 MPa时，岩石渗透率分别下降33.6%和27.2%，属于中等偏弱到弱应力敏感性。有效应力增加至5～10 MPa过程为渗透率下降的主要过程。随着有效应力的降低，岩样渗透率又逐渐增加，但是在相同有效应力下卸载时的岩样渗透率小于加载时的渗透率，表现出较明显的渗透率滞后效应。如有效应力由20卸载至初始的2.5 MPa后，渗透率恢复程度高，分别为87.8%和99.3%(图4)。

低渗透致密岩石发生渗透率应力敏感的根本原因在于应力状态的改变导致骨架颗粒与孔喉结构间的原始关系发生变化，进而引起渗流通道的变化。岩石的孔隙结构包括孔隙和喉道两部分，由孔、喉变形理论可知，致密岩石受压时，首先被压缩的是喉道而并非孔隙［12］，因此岩石的渗透率主要受喉道制约。特低渗透率的砂岩也具类似性质，当有效应力增加时，变化较为敏感的是相对较小的喉道，小喉道半径所占的比例越大，喉道减小或闭合的数量越多，因此渗透率下降的幅度越大。随着有效应力的进一步加大，骨架颗粒不断被压实，未闭合喉道的数量逐渐减少，且多数不易闭合，因此渗透率降低的趋势会逐渐减小。

图4 长8油层孔隙型岩石应力敏感性曲线Fig.4 Stress sensitivity curves of porosity rocks in Chang 8 oil formation

对比董66-63井、西232井试验岩样的微观特征发现，两者自生绿泥石含量和自生石英含量偏高。董66-63井岩样绿泥石含量为4.2%，其产状主要为包裹长石等易溶组分而形成铸模孔，抗压强度降低;自生石英含量为7.9%。西232井绿泥石含量6.3%，其产状主要为垂直于颗粒表面呈集合体生长的绿泥石包膜;自生石英含量10.1%。相比而言，西232井岩样的渗透率在有效应力增加的过程中减小程度小于董66-63井岩样，且卸载有效应力后西232井岩样的渗透率恢复程度高于董66-63井岩样的。综合分析岩样的微观差异和试验数据，认为西峰油田长8油层孔隙型岩石应力敏感损害率低、渗透率恢复高的主要原因为：①垂直颗粒壁向中心生长的绿泥石包膜增强了颗粒的抗压性(图5(a)、(b))［13-17］，降低喉道缩小的程度，对喉道有一定的保护作用，如果在颗粒接触处没有绿泥石，则压实可能造成颗粒的塑性形变［14］;②在孔隙衬里绿泥石不发育的地方局部分布的石英加大(图5(d))增加了骨架颗粒的强度;③在绿泥石发育的孔隙中，自形程度高、相对较孔隙衬里绿泥石晚形成的石英雏晶(图5(c))发育于喉道处，当有效应力增加时，此类石英可作为支点保护喉道。

图5 长8油层喉道表面特征Fig.5 Surface features of throats in Chang 8 oil formation

2.3 裂缝应力敏感性分析

裂缝具有极强应力敏感性。由于难以通过钻井取心的方式获取天然裂缝岩样，对西210井和董84-65井各2块岩样通过人工造缝来进行应力敏感性试验。西210井和董84-65井模拟裂缝的气测渗透率分别为388 ×10－3和153 ×10－3μm2，随有效应力增加，裂缝渗透率快速下降，在有效应力由2.5增加至20 MPa时，两裂缝岩样的气测渗透率分别下降86.6%和98.9%，发生极强应力敏感性损害(图6(c)、(d))。西210井和董84-65井用于液测裂缝应力敏感性试验岩样的渗透率分别为481×10－3和319×10－3μm2，随有效应力增加，裂缝渗透率迅速下降;在有效应力增至20 MPa时渗透率下降幅度为99.8%和98.8%，几乎不具备裂缝渗流能力(图6(a)、(b))。对比气测和液测结果，裂缝渗透率在有效应力增加至5～10 MPa过程中降低幅度最大，并且在卸载后裂缝的渗透率恢复率不超过27.8%。这说明长8油层裂缝比孔隙的应力敏感程度要强得多，并且损害后极难恢复。

图6 长8油层裂缝岩石应力敏感性曲线Fig.6 Stress sensitivity curves of factured rocks in Chang 8 oil formation

3 裂缝闭合规律及裂缝宽度变化

裂缝的应力敏感性受裂缝在有效应力增加过程中的闭合规律和闭合过程中裂缝的空间结构演化的控制。利用特殊设计的可视化光学测量系统和毛管流动孔隙结构仪进行裂缝闭合规律和孔隙空间结构演化研究，以深入认识该油层的裂缝应力敏感性效应。

3.1 裂缝可视化观测

裂缝可视化观测系统是一种直观、实用、简便的室内试验研究方法，主要利用改进的体视显微镜直观地观察有效应力变化下裂缝整体宽度以及每一个微凸体的动态变化。

试验步骤为选取有效应力点，分别为1、2.5、5、7.5、10、15 MPa，在每个应力点记录裂缝变化特征。由于天然裂缝难以钻取到，本试验岩心的裂缝均为人造裂缝，试验结果见图7。

图7 不同有效应力下裂缝闭合规律的可视化过程Fig.7 Visualization research of law of fractures closure under different effective stresses

图7为采用可视化测量系统直接观察到的裂缝闭合过程。裂缝表面实际上是由不同尺寸的微凸体构成，在裂缝的闭合过程中微凸体具有支撑作用。其中A、B、C、D分别为裂缝不同位置的4个微凸体，从测量结果可以看出，有效应力从1 MPa增加到5～7.5 MPa的过程中，裂缝发生明显闭合，裂缝机械宽度明显变窄，微凸体先后接触(图7(a)～(d))，相应的裂缝渗透率大幅下降。在有效应力大于10 MPa以后，由于裂缝两表面微凸体形成的接触点数量增多，支撑作用增强，裂缝宽度不再发生明显变化，但仍由于微凸体本身的弹塑性变形(图7(e))，裂缝的渗透率有一定的降低。随着有效应力的进一步增加(10～15 MPa)，不同部位的微凸体基本完全接触另一裂缝面(图7(f))。这表明随着有效应力的逐渐增大，裂缝空间逐渐被分割成多个相互连通程度不同的次级裂缝空间。在有效应力增加过程中，裂缝表面结构遭受破坏以及裂缝的力学性能发生了变化，导致卸载后裂缝的宽度和渗透率恢复率低。

3.2 裂缝宽度变化规律

当有效应力增加时，裂缝渗透率不断降低，本质上是由于裂缝发生闭合，即宽度变窄。因此，研究裂缝宽度的变化是探索裂缝应力敏感性的重点。

由于裂缝表面通常有许多大小不同的微凸体，这些微凸体将裂缝内部空间划为一系列大小不同的毛管，因而可将整条裂缝视为由多个大小不一的毛管组成的毛管束［18］，即裂缝宽度的变化实际上体现为毛管束直径分布的变化。本次研究裂缝宽度的变化主要采用毛管流动孔隙结构仪(Capillary flow porometer，以下简称CFP)，该仪器是以水相作为非润湿相，根据气、水两相流动原理，可对同一岩心样品的孔径分布进行多次测试。因此，可利用CFP测定裂缝内部的毛管直径分布情况，进而得到裂缝的机械宽度分布［11］。

试验步骤为选取有效应力点，分别为2.5、5.0、7.5、10.0、15.0 MPa，利用 CFP 测量在不同有效应力下裂缝机械宽度的分布规律。

图8为采用CFP测定的裂缝宽度变化规律。研究表明：当有效应力为2.5 MPa时，裂缝宽度主要分布在36～46 μm;有效应力为5 MPa时，裂缝宽度主要分布在26～36 μm;有效应力为7.5 MPa时，裂缝宽度主要分布在16～30 μm;有效应力为10 MPa时，裂缝宽度主要分布在18～26 μm;有效应力为15 MPa时，裂缝宽度主要分布在12～22 μm。

随着有效应力的增大，裂缝宽度呈减小趋势，且减小趋势逐渐减弱。在应力加载的初期和中期(2.5～7.5 MPa)，裂缝闭合速度较快，说明大裂缝不断闭合形成小裂缝;在应力加载的后期(7.5～15 MPa)，随着裂缝中相互接触的微凸体数量越来越多，裂缝闭合的阻力越来越大，小裂缝闭合形成更小的裂缝难度增大，在应力加载的后期裂缝机械宽度的变化不太明显。但是，随着有效应力的不断增加，相互接触后的微凸起会发生一定的弹塑性变形，所以裂缝仍会发生一定程度的闭合。有效应力增加的初期和中期，渗透率迅速下降;有效应力增加的后期，渗透率下降幅度明显减小，且渗透率趋于稳定。

图8 不同有效应力下裂缝宽度分布Fig.8 Fractures width distribution under different effective stresses

4 应力敏感性损害模式的建立

根据岩石的变形理论［19］，岩石在载荷的作用下首先发生的物理现象就是变形。岩石的形变类型主要有弹性变形、塑性变形以及弹塑性变形3种。其中弹性变形可逆，而塑性变形以及弹塑性变形不可逆。根据孔喉的变形特征，岩石在受到有效应力作用时岩石的喉道开始闭合。随着有效应力的增加，岩石逐渐压实，孔隙体积收缩。在卸载过程中，随着有效应力的降低，受到压缩的喉道不能迅速恢复，最终也不能恢复到原来的孔喉尺寸。加载、卸载过程导致岩心渗透率的降低不可恢复，对储层造成的伤害也不可修复［20］。因此，有必要建立研究区的应力敏感性损害模式，为长8油层的高效开发提供依据。

4.1 孔隙的应力敏感性损害模式

基于试验结果及岩样的微观特征分析，笔者认为研究区孔隙的应力敏感性主要受控于：①广泛发育的孔隙衬里绿泥石;②在孔隙衬里绿泥石不发育的地方局部分布的石英加大;③在绿泥石发育的孔隙中，自形程度高、相对较孔隙衬里绿泥石晚形成的石英雏晶。当有效应力增加时喉道首先受到应力作用，发育于喉道处的绿泥石薄膜、石英加大边及石英雏晶发生弹性形变，这些矿物增强了岩石的抗压性，使得大部分喉道在有效应力减小后能够恢复，而缺少此类矿物的喉道处则发生闭合(图9)。

图9 长8油层孔隙的应力敏感性损害模式Fig.9 Damage mode of pore's stress sensitivity in Chang 8 oil formation

4.2 裂缝的应力敏感性损害模式

通过以上裂缝的应力敏感性试验和裂缝闭合规律及裂缝宽度的研究，建立裂缝的应力敏感性损害模式［21］(图10)。裂缝的表面由不同粗糙程度和大小的微凸体构成，当有效应力增加时裂缝表面的微凸体发生弹性变形，微凸体间的间距分布也随之改变，进而表现为渗透率下降;一旦微凸体发生塑性变形，即使卸载有效应力后，渗透率恢复也极低。

图10 长8油层裂缝的应力敏感性损害模式Fig.10 Damage mode of fracture's stress sensitivity in Chang 8 oil formation

5 结论

(1)西峰油田长8油层是以残余粒间孔、粒内溶孔为主，发育裂缝的特低渗透砂岩油藏。黏土矿物以伊利石和绿泥石为主，主要呈粒表衬垫和桥接式产状产出。

(2)长8油层具有较弱的孔隙应力敏感性和极强的裂缝应力敏感性。

(3)广泛发育的孔隙衬里绿泥石增强了颗粒的抗压性，对喉道有一定的保护作用;局部分布的石英加大增加了骨架颗粒的强度;发育于喉道处的自形程度高、相对孔隙衬里绿泥石晚形成的石英雏晶作为支点，保护喉道。这3种因素是长8油层孔隙型岩石应力敏感损害率低、渗透率恢复高的主要原因。

(4)裂缝宽度的变化实际上体现为毛管束直径分布的变化，表面的微凸起在有效应力作用下发生弹塑性形变是裂缝应力敏感性损害极强、裂缝宽度和渗透率恢复率低的主要原因。

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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

国家油气重大专项课题(2008ZX05001－002)

廖纪佳(1983－)，男(汉族)，四川绵竹人，博士研究生，主要从事沉积学及储层地质学研究。

(编辑 徐会永)