不同级别渗透率岩心应力敏感实验对比研究

2011-01-11薛永超程林松

石油钻采工艺 2011年3期

薛永超程林松

（中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

应力敏感是指储层岩石物性随有效应力改变而发生变化的性质。一般而言，随着油藏流体的持续开采，油藏孔隙压力不断降低，导致岩石骨架承受的有效应力增加，致使储层中的一些微孔隙、微裂缝被压缩，从而使储层岩石物性明显下降［1-4］。大量研究表明，渗透率应力敏感远比孔隙度应力敏感强，因此当前研究均以渗透率应力敏感为重点［5，6］。然而，中高渗储层和低渗储层哪类储层应力敏感性更强仍众说纷纭［7-9］。针对这一问题，以室内模拟为手段，通过对比分析，获得了更符合油藏实际的认识，从而为矿场生产提供指导作用。

1 实验方法及流程

实验方法参照中国石油天然气行业标准SY5336—88设计，实验仪器采用高温高压孔渗仪CMS-300，实验流程如图1所示。

图1 实验流程

为了更好地模拟油藏实际状态，将主要实验仪器置于85 ℃可视恒温箱之中。为对比不同级别渗透率岩心应力敏感程度，选取了14块直径38 mm的天然岩心开展对比实验。表1是实验岩心的基本特征参数，可以看出，样品渗透率从0.049×10-3μm2的超低渗岩心到2752.164×10-3μm2的特高渗岩心均有分布，从而保证实验结果对比的可靠性。

对选定的实验样品，首先用1∶3的酒精+苯溶剂在索氏抽提器抽提岩心，当从虹吸管流出的溶液无色透明后，取出样品，在实验室条件下待有机溶剂充分发挥后，再把岩心放入120 ℃恒温箱烘干72 h。实验过程通过压力控制面板控制孔压变化，从而实现有效压力的改变。

2 实验结果

2.1 实验结果分析

表2是实验结果，表2中k2、k5、k10、k15、k20、k25、k30、k35分别代表有效围压2 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa条件下测试的渗透率。由表2可以看出，不论是特高渗岩心样品（>1000×10-3μm2），还是特低渗岩心样品（<1×10-3μm2），其渗透率值均随有效围压增大而减小，即均发生应力敏感现象，但其应力敏感程度却存在较大差别。例如CN1号样品，当有效围压2 MPa时，其渗透率为2752.164×10-3μm2，当有效围压35 MPa时，其渗透率为2396.738×10-3μm2，两者对比可知，渗透率绝对损失达377.637×10-3μm2。而CN14号样品，当有效围压2 MPa时，其渗透率为0.049×10-3μm2，当有效围压35 MPa时，其渗透率为0.014×10-3μm2，两者对比可知，渗透率绝对损失达0.035×10-3μm2。

表1 实验岩心基本参数

表2 不同有效围压下的渗透率 10-3 μm2

图2是不同级别样品渗透率随有效应力变化曲线。由图2可以看出，仅从渗透率损失比值分析，当样品渗透率相对较高时（2752.164~ 234.632×10-3μm2），增加有效应力，渗透率损失比值较小，即“应力敏感相对较弱”；而当样品渗透率相对较小时（18.213~0.049×10-3μm2），增加有效应力，渗透率损失比值相对较大，即“应力敏感性较强”。造成该现象的原因是渗透率的变化主要与储层孔隙结构有关。对于低渗透岩心，其渗流通道主要是微喉和小喉，即影响储层渗透率的平均喉道半径非常小，有效应力的增加易造成这些微喉和小喉闭合，从而使得储层渗透率下降较大，所以有效应力对低渗透岩心渗透率的影响较明显。

图2 渗透率随有效压力的变化

如果从渗透率绝对损失值分析，当样品渗透率相对较大时，增加有效应力，其渗透率绝对值损失较大，即“应力敏感较强”。比如CN5号样品，当有效应力从2 MPa依次增至5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa时，渗透率绝对值损失分别达16.525×10-3μm2、12.983×10-3μm2、10.425×10-3μm2、6.637×10-3μm2、5.445×10-3μm2、2.969×10-3μm2、1.746 ×10-3μm2。而当样品渗透率相对较小时，增加有效应力，其渗透率绝对值损失较小，即“应力敏感较弱”。比如CN13号样品，当有效应力从2 MPa增至5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa时，渗透率绝对值损失分别达0.0631×10-3μm2、0.031× 10-3μm2、0.019×10-3μm2、0.018×10-3μm2、0.011×10-3μm2、0.012×10-3μm2、0.014×10-3μm2。

综合以上可知，如果从渗透率损失绝对值分析，随有效应力增加，中高渗岩心渗透率绝对损失值较大；如果从渗透率损失相对值分析，随有效应力增加，低渗岩心渗透率相对损失值较大。

2.2 应力敏感模式

依据实验结果，做出渗透率损失比值单次分布直方图和累计概率曲线。分析可知，实验样品渗透率损失比值有 “平缓型”和“先陡后缓型” 两种模式。“平缓型”以CN5号样品为代表，即随着有效应力增加，渗透率损失比值逐渐平缓减小（图3）。属于该模式的有CN1~CN6号样品，基本为中高渗岩心。“先陡后缓型”以CN13号样品为代表，即随着有效应力增加，渗透率损失比值开始非常大，突破某一极限后，再逐渐平缓减小（图3）。属于该模式的有CN7~CN14号样品，基本为低渗岩心。

造成该现象的主要原因是低渗岩心均不同程度发育微裂缝，一旦有效应力增加，这些微裂缝就优先闭合，从而造成渗透率大幅度降低；一旦裂缝闭合，继续增加有效应力，该阶段则主要是压缩喉道，所以此后的渗透率损失比值幅度就较小。

图3 渗透率随有效压力的变化

3 应力敏感对油田开发的影响

不论中高渗油藏还是低渗油藏，一旦投入开发，油藏压力下降，必然出现应力敏感现象。虽然中高渗油藏渗透率绝对值降低比低渗大，但其相对值却比低渗小，所以应力敏感对中高渗油藏开发影响不大。然而低渗透油藏开发过程中，为了提高低渗油藏单井产能，一般都降低井底流压，这样会使油井附近的压降漏斗不断扩大，使得应力敏感伤害不断增加，抑制了油井产能。因此，对于低渗油藏，必须使井底流压控制在合理范围内，采取“超前注水”技术政策，使油藏压力保持较高水平，从而保持油井产能。