致密油储层应力敏感性评价研究

陈 璨　杨胜来　马铨峥　方 勇　王敉邦

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)



致密油储层应力敏感性评价研究

陈 璨杨胜来马铨峥方 勇王敉邦

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)

摘要：针对致密油藏应力敏感性问题，采用非稳态和稳态渗透率测试方法，研究在围压一定，流压逐渐降低的过程中致密岩石气测渗透率的变化情况。研究结果表明：在流压降低的过程中，致密岩石渗透率损失率达到90%，存在强应力敏感性；对于同一岩样，不同流压下的非稳态渗透率比稳态渗透率小；有效围压小于20 MPa时，渗透率快速下降，当有效围压大于20 MPa时，渗透率下降速度逐渐减缓。

关键词：致密油储层； 非稳态渗透率； 脉冲衰减法； 渗透率损失率； 应力敏感

致密储层地下渗透率一般小于0.1×10-3μm2，孔隙度一般小于10%。在实际生产中，随着油气不断被开采，储层孔隙压力逐渐降低，岩石骨架的有效应力增大，导致储层发生弹塑性压实变形。当油层产生弹塑性变形或压实时，油藏的渗透率降低，影响油井产能。

对于低渗透致密储层，学者通过大量试验，研究储层渗透率随应力的变化关系，建立了相关模型，发现致密低渗透储层应力敏感性普遍较强。由于试验中所用岩心物性的差异及所采用研究手段的不同，导致研究结果存在较大差异[1]，并且研究过程中大都采用稳态法研究应力敏感效应。对于致密储层，传统稳态法测试效率低、测试时间长、实验过程易受环境温度影响、流速计量误差偏大[2-3]。此外，由于流体在致密储层中很难达到稳定流动状态，为模拟油层真实条件下的应力敏感效应，应同时采用非稳态法和稳态法测研究致密储层的应力敏感性。Brace等人于1968年提出了基于非稳态渗流理论的脉冲衰减法渗透率测试技术[4]，后经Jones加以改进，这种非稳态快速测量渗透率的方法可以大大缩短测量时间[5]。测量过程中只需要监测压力而无需流量，实验系统精度能得到很好的保证。鉴于此，本次研究采用脉冲衰减法对致密岩石的应力敏感进行研究，并与常规稳态法测量结果进行对比分析。

1脉冲衰减法测定原理

与常规稳态法测渗透率原理不同，脉冲衰减法是基于一维非稳态渗流理论，通过测试岩样一维非稳态渗流过程中孔隙压力随时间的衰减数据，并结合相应的数学模型，通过对渗流方程的精确解答和合适的误差控制、简化，从而获得测试岩样渗透率的一种方法。

脉冲衰减法渗透率测量系统主要由上游大腔室和小腔室、下游小腔室和大腔室及固定岩样的岩心夹持器组成，如图1所示。2个小腔室的容积相等(均为5 cm3)，2个大腔室内部容积均为100 cm3，开关阀门时，阀门内均无体积变化。将致密岩样放入岩心夹持器中并在样品周围施加一定围压，两端连接容器，使得实验装置中的上游腔室、下游腔室和岩样孔隙压力相等且达到平衡状态。在整体实验系统内部达到压力平衡时，一个小的压力脉冲作用于岩心夹持器上游腔内，此时，实验系统内形成一维渗流，随后，压力脉冲穿过岩样并进入下游腔内。然后，上游腔内的压力逐渐降低，下游腔内的压力逐渐升高，直到达到新的压力平衡。

根据质量守恒原理及达西定律，不考虑重力作用时气体在岩样一维非稳态渗流的数学模型[6-7]为：

(1)

图1　实验原理图

脉冲衰减法测试前，首先使仪器腔室和岩样孔隙压力均等于0。脉冲衰减开始后，连接岩样入口和出口的上游和下游腔室压力将随脉冲衰减而发生变化。对应式(1)的初始条件和边界条件分别为：

p(x,0)=0，0

(2)

p(0,t)=p1(t)，t≥0

(3)

p(L,t)=p2(t)，t≥0

(4)

(5)

p1(0)=p0

(6)

(7)

p2(0)=0

(8)

式中：p(x,t) — 岩样孔隙压力，MPa；

cg— 岩样孔隙流体压缩系数，MPa-1；

μg— 气体黏度，mPa·s；

φ— 致密岩样孔隙度，%；

K— 致密岩样渗透率，10-3μm2；

L — 岩样长度，cm；

t — 脉冲衰减时间，s；

V1 — 仪器上游腔室容积，cm3；

V2 — 下游腔室容积，cm3；

p1 — 上游腔室压力，MPa；

p2 — 下游腔室压力，MPa；

p0 — 施加压力脉冲后的压力，MPa。

由式(1)并结合初始条件和边界条件式(2) — (8)进行理论解析，在误差可控范围内进行适当简化，即可获得计算岩样脉冲渗透率的数学模型[5]：

(9)

式中：Kg— 岩样脉冲渗透率，10-3μm2；

m1— 无量纲压力的对数值与时间关系曲线的斜率；

fz— 气体压宿性矫正系数；

f1— 质量流矫正系数；

A— 岩样横截面积，cm2。

2致密岩心应力敏感性实验

储层岩石所受到的压力主要包括上覆地层压力(外压)和孔隙流体压力(内压)。有效压力即为上覆地层压力与孔隙流体压力之差。当储层岩石所受的有效压力发生变化时，岩石就会发生变形，渗透率和孔隙度会随之变化，产生应力敏感[8]。实验室内都是通过模拟有效应力的变化来评价储层岩石的敏感性。在油气藏实际开发过程中，随着生产的进行，岩石的上覆压力不变，孔隙流体压力不断降低。因此，为反映储层开采过程的真实情况，本次实验采取定外压，变内压的方法进行应力敏感性研究。

2.1实验材料

选择新疆油田某致密油藏真实岩心(如图2)，具体物性参数见表1。

表1　实验岩样基本参数

图2　实验用致密岩样

2.2实验条件

(1)实验温度为室温。

(2)采用定围压，变流压的方法进行实验，围压设定为上覆地层压力30 MPa，流压分别为25，20，15，10，8，6，4，2 MPa。

(3)实验用气体为高纯氮(纯度大于99.999%)。

2.3实验方法和步骤

非稳态脉冲衰减渗透率测试在美国Core Lab公司研制的高压气测孔隙度渗透率仪的PDP-200脉冲衰减模块上进行。该系统包括压力自动控制系统和数据自动采集系统。该仪器对传统脉冲渗透率仪器进行了适当改进，使得脉冲衰减前系统压力平衡所需的等待时间明显减小，提高了试验测试效率，适用于渗透率分布在(0.01~0.10)×10-3μm2的致密岩石。运行该仪器需要高压气源和稳定的围压施加装置，气源提供压力不小于7 MPa。本次试验中使用氮气瓶提供高压气源。

(1)非稳态测试。试验前 30 min预热脉冲渗透率仪，检查密封性后将岩样放入夹持器，施加30 MPa 围压，然后打开脉冲渗透率仪器相关阀门，施加一定的孔隙压力。按照仪器提示等待仪器上游腔室、岩样孔隙及下游腔室压力达到热平衡后，手动降低下游腔室压力约0.1 MPa 形成初始衰减压力脉冲，与仪器相连的计算机会自动测试压力衰减数据并计算出脉冲衰减渗透率数值。在围压、外界环境条件不变的情况下，不断地降低流压，测试相应的渗透率值。

(2)稳态法测试。常规稳态法气测渗透率首先准确测定岩心孔隙体积。围压和流压由氮气瓶提供，围压模拟地层岩样所承受的上覆岩石所产生的覆盖压力，流压则模拟油藏流体的压力，大小由回压阀控制。在测定时，通过改变流压来改变净有效围压，待流动稳定后测定某压力点下的渗透率。测定完后再降低流压改变净有效围压进行下一压力点测试，实验参照标准《SYT6385 — 1999覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》。

3实验结果分析与讨论

本次研究采用非稳态法和稳态法在不同流压下(由大到小)测定6块致密岩样的气测渗透率(见表2)。可以看出采用非稳态法测试时，6块岩样的气测渗透率损失率最大可达96.50%，最低可达88.17%；而采用稳态法测试时，气测渗透率损失率最大可达93.28%，最低可达78.71%。不同测试方法结果显示，致密岩样均具有极强的应力敏感性，且非稳态法测得的渗透率损失率大于稳态法测得的渗透率损失率。

表2　压力敏感性实验结果

根据实验数据结果绘制渗透率应力敏感曲线(见图3)。可以发现，随着有效围压的增大，即流压的降低，非稳态渗透率和稳态渗透率均呈明显降低的趋势，但下降速度逐渐减缓。在生产初期，即在有效围压小于20 MPa时，渗透率随流压的降低快速下降，压力敏感性较强；当有效围压增加到20 MPa以后，渗透率下降幅度明显减小，压力敏感性明显减弱。因此，在实际生产过程中，应该合理控制生产压差，尽量减小压敏效应对开发过程带来的影响。

此外，同一块岩心非稳态渗透率变化曲线与稳态渗透率变化曲线相差较大。在同一有效围压下，非稳态渗透率比稳态渗透率大。通过对比可以发现：有效围压较低，即流压较高时，稳态渗透率比非稳态渗透率大得多；随着有效围压的增加，非稳态渗透率与稳态渗透率差距逐渐减小。这是由于在常规稳态法渗透率测试过程中，首先给岩样施加一个较小的围压，施加入口压力后同步缓慢增加围压和入口压力以达到有效围压设定值。而非稳态脉冲衰减渗透率实验过程中，直接对岩样增至设定的围压，之后施加孔隙压力，即脉冲衰减过程中岩样在实验初期短时间内承受了较高的围压作用，其对致密岩石微观孔隙结构可能产生较为明显的压缩变形，包括部分不可恢复的塑性变形。即使后期施加了较高的孔隙压力，岩样孔隙结构的塑性变形也无法恢复。由此使得岩样非稳态脉冲渗透率小于常规稳态法渗透率。

图3　不同岩心非稳态法和稳态法压力敏感实验曲线

将渗透率损失率[9-10]用k′表示：

(9)

式中：k′ — 渗透率伤害程度，%；

kmax— 最大流压时的气测渗透率，10-3μm2；

kmin— 最小流压下的气测渗透率，10-3μm2。

6块岩心的渗透率损失率计算结果见表3。

表3　不同岩心的渗透率损失率结果　%

从表3中可以看出，利用非稳态方法测得的渗透率损失率大于用稳态法测得的渗透率损失率，且非稳态法测得的渗透率损失率平均在90%以上，说明致密岩心存在强压敏效应。造成该现象的原因可能与致密岩石的孔隙结构有关[11-12]。致密储层中存在许多扁平或板状喉道、微细毛管和成岩微裂缝发育，流压降低时，可导致微小喉道关闭，渗透率大为降低。鉴于此致密油储层不宜采用衰竭方式开采，应及时给地层补充能量。

4结语

(1)非稳态脉冲衰减法实验表明，随着孔隙压力的降低，致密油储层的渗透率损失率达到90%以上，远高于常规低渗油藏。强应力敏感性是致密油储层的一个重要特征。

(2)对于致密储层，非稳态脉冲衰减渗透率损失率大于相同有效围压条件下的常规的稳态法测试结果。

(3)在开采致密油藏时应尽量使油藏压力保持相对稳定或控制好生产压差，以最大限度地减轻应力敏感对开发的不利影响。

参考文献

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Study on the Stress Sensitivity of Tight Oil Reservoir

CHENCanYANGShenglaiMAQuanzhengFANGYongWANGMibang

(Key Laboratory of Petroleum Engineering of Ministry of Education, China University

of Petroleum (Beijing), Beijing 102249,China)

Abstract:As for the stress sensitivity of tight oil reservoir, the unsteady method to measure permeability change is adopted under the condition of constant confining pressure and decreasing flow pressure. The result indicates that as the flowing pressure decreases, the permeability damage can achieve as high as 90%, showing that tight rock exists tense stress sensitivity. For the same sample, the unsteady permeability is smaller than steady permeability. When the effective confining pressure is less than 20 MPa, the permeability decreases sharply, while the decreasing rate slows down as the effective pressure exceeds 20 MPa.

Key words:tight reservoir; unsteady permeability; pulse decay method; permeability damage; stress sensitivity

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2015)03-0047-05

中图分类号：P618

作者简介：陈璨(1991 — )，女，山东人，中国石油大学(北京)在读硕士研究生，研究方向为油藏渗流机理。

基金项目：国家自然科学基金项目“超深层油气藏岩石物性垂向分布规律及渗流特征研究”(50874114)

收稿日期：2014-12-10