风城陆相超稠油油砂微压裂扩容机理实验研究

林伯韬陈森潘竟军金衍张磊庞惠文

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2.新疆油田工程设计研究院

风城陆相超稠油油砂微压裂扩容机理实验研究

林伯韬1陈森2潘竟军2金衍1张磊2庞惠文1

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2.新疆油田工程设计研究院

风城陆相超稠油油藏非均质性强且原油黏度高，SAGD开发普遍存在循环预热周期长的问题。采用微压裂技术可缩短预热周期，由此需要掌握储层在其实施过程中的扩容机理及规律。通过选取风城代表性油砂岩心，进行了岩石力学实验研究，分析了岩心的关键力学参数、剪胀和张性扩容机理。研究发现，风城陆相油砂质地疏松，剪胀角远小于加拿大阿尔伯塔海相油砂，其力学参数和扩容程度受泥质和油质含量的影响；在近井壁地带，围压越小，孔压越大，剪胀扩容量越大；而远井壁地带的剪胀扩容量非常小。张性扩容可通过减小围压和增大孔压2种方式产生，且塑性强的油砂在张性扩容时产生明显的塑性体应变。综合分析可知，现场微压裂成功的关键在于均匀提压注水并扩大其波及范围。

风城油田；陆相；油砂；微压裂；剪胀扩容；张性扩容

蒸汽辅助重力泄油技术（Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD）已成为国内外开采非固结砂岩储层中的超稠油/沥青（原位状态下黏度高达5×106mPa·s）的关键技术［1-4］，并被认为是超稠油开采领域最有效的方式［5］，在加拿大已经商业化应用10多年。SAGD井开采过程分为预热及生产两大阶段，预热阶段主要目的为建立上下水平井有效热力、水力连通，为生产阶段提供泄油通道。

新疆风城油田的超稠油油藏具有夹层发育、渗透率低、非均质性强的特征，带来阶段能耗大、油汽比低、循环预热产出液处理压力大、见产周期长等一系列问题，很大程度制约着SAGD预热及开发效果。为了解决预热周期长这一问题，采用SAGD注采水平井微压裂储层改造技术［6-9］，通过对SAGD井挤注20～70 ℃液体介质（前期工程产出液）进行微压裂，提高井筒周围油藏孔隙度、渗透率，并建立一定程度的注采井连通性，从而缩短预热周期；同时改变传热方式，从以蒸汽潜热导热为主转换为以凝析液对流为主，借此大幅度提高传热效率，改善后续蒸汽循环生产效果［7-8］。为了评价风城油砂微压裂过程的扩容机理及规律，录取风城油田具有代表性的油砂岩心，开展了相关室内力学实验研究。

1　地质背景及岩石物性

Geological setting and petrophysical characteristics

风城油田位于准噶尔盆地西北缘北端，乌夏断褶带的夏红北断裂上盘中生界超覆尖灭带上。乌夏断褶带为滑脱型褶皱-前缘断层相关背斜带构造模式，受前缘二叠系2条隐伏断层的影响，基底内凹凸相间排列，埋深向南东方向增大。乌夏断裂带自石炭纪末期以来经历了晚海西运动、印支运动、燕山运动的继承发育，燕山末期最终覆盖定型。准噶尔盆地西北缘构造模式如图1所示。

图1　准噶尔盆地西北缘构造模式Fig. 1 Structural pattern at the northwestern margin of Junggar Basin

风城油田以陆相稠油、超稠油油藏为主。其中西北缘稠油油藏是在长期的地史演化过程中形成的，早期油藏遭到破坏，油气沿着克-乌断裂发生多次运移，向上至推覆体上盘超覆尖灭带形成次生油藏，再经轻质组分散失、水洗氧化以及剧烈的生物降解作用，最终生成稠油油藏。其中超稠油油藏主要分布于齐古组和八道湾组，齐古组在全区广泛分布，沉积厚度47.5～125.9 m，岩性主要为油砂、泥岩、泥质粉砂岩、细砂岩、中细砂岩、含砾砂岩及砂砾岩。实验用油砂岩心取自风城重1井区齐古组。该油藏平均中部埋深320～400 m，油层孔隙度20.9%～41.8%，平均为30.3%；油层绝对渗透率为38.2～5403.4 mD，平均为1 400 mD；含油饱和度为49%～72%，平均为68%。目前开发区50℃地面脱气油黏度7 400 ～42 200 mPa·s。根据泥质和油质成分的相对含量，把油砂岩心分为（1）普通油砂；（2）泥质油砂；（3）油质油砂3类。它们的细粒含量（粒径＜0.075 mm）比例分别为8.2%、21.5%和6.7%；含油量为8.5%，9.1%，13.7%；含油饱和度为48%，51%和66%。

2　风城油砂岩石力学参数分析

Analysis on rock mechanics parameters of oil sand in Fengcheng Oilfield

风城油砂岩石力学参数综合分析如表1所示。表中的岩石力学参数取自三轴力学实验结果，分析基于Drucker-Prager弹塑性力学本构模型［10］。由于微压裂过程为注入液往井筒四周水渗的过程，油砂由井筒向外渗水的饱和度逐渐降低［11］，因此有必要研究近井壁呈饱和状态的油砂和远井壁不饱和状态油砂的力学参数。其中有效围压σ3'的表达式为

式中，σ3为围压，MPa；pw为孔压，MPa。

由于油砂属于疏松型地质体（类似于压实土），比奥系数α取值为1［12-13］。油砂质地疏松，无法用单轴压缩实验获取其弹性模量，需要施加一定的有效围压。因此，表1中的各模量对应于0.5 MPa有效围压。

剪胀角是衡量油砂剪切扩容（简称剪胀）能力的主要指标［7］。剪胀指相互接触的油砂颗粒受剪力作用发生颗粒相对翻滚和翻转而导致的基质孔隙体积增大现象。由表1可知，风城油砂的剪胀角随泥质、油质成分的增加或饱和度的降低而减小，且远小于阿尔伯塔油砂高达48º的剪胀角［7］。

表1　风城齐古组油砂岩石力学参数分析Table 1 Rock mechanics parameters of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield

3　岩石力学实验过程及结果

Process and results of rock mechanics tests

3.1岩石力学三轴实验

Triaxial rock mechanics test

风城油砂质地异常疏松，在常温下可用手工刀具切削修整，且随着温度的升高，稠油黏度大幅降低，油砂塑性进一步增强。为保持油砂的原状结构，必须在运输、储存和处理的过程中尽可能地保持其坚硬冷冻状态。研究采用干冰包裹的方式运输现场岩心，并用保持温度在-20 ℃的冰柜储存现场岩心和试验岩心。由于在取心过程中，取心机钻进过程中产生大量的热量，给试件制取带来了难度。为获取实验用岩心，实验采用了液氮取心的方式［11］，过程如图2所示。三轴实验所用的仪器为GCTS公司的RTR-1500高温高压岩石三轴仪，如图2（c）所示。

3.2剪切扩容机理研究

Shear dilation mechanism analysis

在现场微压裂过程中，随着注入压力的不断加大，注入液从井周逐步渗入地层。由此，近井壁地带和远井壁地带的油砂储层的含水饱和度发生改变，势必对相应的剪胀扩容程度造成深刻影响。这里的近井壁和远井壁是相对的概念；近井壁指水完全渗入储层的区域，远井壁是指水尚未渗入或部分渗入储层的区域。针对近井壁地带条件的油砂，选取有效围压σ3'为0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa的样品，孔压pw固定为5 MPa，获取B值为0.86～0.92，测试环境温度为20 ℃。应力应变和体积应变结果如图3所示。其中体积应变正值代表压缩，负值代表膨胀。

图2　液氮取心过程示意图Fig. 2 Process of liquid nitrogen coring

图3　饱和普通油砂在不同有效围压下的应力应变曲线和体积应变曲线Fig. 3 Stress-strain and volumetric strain curves of saturated regular oil sand under various effective confining pressures

针对远井壁区域的油砂，同样选取有效围压σ3' 为0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa和5.0 MPa。这里的孔压pw为0，即不施加任何孔压、不饱和样品，压力室围压等效于有效围压，测试环境温度为20 ℃。获得的应力应变曲线和体积应变曲线如图4所示。

图4　不饱和普通油砂在不同有效围压下的应力应变曲线和体积应变曲线Fig. 4 Stress-strain and volumetric strain curves of unsaturated regular oil sand under various effective confining pressures

为了评价油藏非均质性特别是泥质和油质含量对储层岩石力学行为的影响，通过实验对比了饱和的普通油砂、泥质油砂和油质油砂在0.5 MPa和5 MPa有效围压下的应力应变和体积应变曲线，如图5所示。

图5　饱和普通油砂、泥质油砂和油质油砂的应力应变曲线和体积应变曲线Fig. 5 （a） Stress-strain and （b） volumetric strain curves of saturated regular oil sand， mud-rich sand and bitumen-rich sand

3.3张性扩容机理

The tensile parting mechanism

为研究张性扩容的影响，完成了多组三轴等向静水压扩容力学实验；与之前的剪切实验不同，这几组实验通过改变有效平均应力p'，固定偏应力q 为0（即不施加任何偏应力，无剪切作用）的形式来实现。有效平均应力p'的计算公式为

式中，σ1'为轴向有效应力。

获取的普通油砂、泥质油砂和油质油砂的张性扩容曲线如图6所示。

图6　饱和普通油砂、泥质油砂和油质油砂的张性扩容体积应变、曲线Fig. 6 Volumetric strain curves of saturated regular sand， mudrich sand and bitumen-rich sand by tensile dilation

4　扩容机理探讨和现场指导意义

Discussion on dilation mechanisms and its significance for field application

饱和油砂试样在不同围压条件下的三轴实验结果（图3）显示，油砂在低围压条件下具有较强的剪胀效应，在0.5 MPa有效围压下呈现高达7.1%的体积扩容量（图 3b）。同时，在该围压下的剪胀扩容量（剪切导致的体积增量）随单向（轴向）形变的增加而增大。由上可知，现场可通过（1）不间断注水使井壁周围区域有效围压降低；（2）根据地层埋深逐级提高相应的注入压，从而使储层产生较大单向形变来增强扩容效果。

不饱和油砂试样的实验结果（图4）表明，远井壁注水未波及地带剪胀程度很低，即使在0.5 MPa有效围压下也无明显剪胀（图 4b）。这是由于在剪切过程中砂粒间的沥青-黏土混合胶结物运移充填未被水侵入的孔隙空间，抵消了砂粒翻转致使的体积增量。由此说明，油砂的体积扩容和水的注入这两种机制是相互耦合的：扩容有利于水的注入，而注水波及区域的油砂才能实现较高程度的扩容。因此，微压裂施工的成功关键在于均匀注入足够多的能达到提压效果的水（非漏失于天然裂缝的水）。由于现场工况操作能控制的仅有压力和排量2个参数；因此，必须了解如何控制这些参数随时间变化，借此获取最优的扩容效果。实现该目标必须借助下一阶段的数值模拟工作。

从图5可知，随泥质和原油成分的增多，砂粒接触点变少，油砂强度降低。饱和普通油砂在0.5 MPa 和5 MPa有效围压下的峰值偏应力分别为3.8 MPa 和10.7 MPa，而饱和泥质油砂对应的数值为1.6 MPa 和3.9 MPa，饱和油质油砂对应的数值为6.7 MPa和6.8 MPa。泥质成分对油砂强度的影响较之原油更为强烈，这是因为伊蒙混层等黏土成分水化膨胀形成弱面，有利于剪切时基质块体之间的错动。另一方面，随着原油成分增加，砂粒胶结程度增大，油质油砂的强度对围压的敏感性较低。同时，在较低围压下（0.5 MPa）由于泥质和油质成分减弱了砂粒间的接触，减小了砂粒间翻转的几率，从而导致泥质油砂和油质油砂的剪胀程度低于普通油砂。有趣的是，油质油砂在较高有效围压（5 MPa）下呈现显著剪胀（图5b）。这是由于其沥青介质塑性极强，受高围压作用变形显著，原本不接触或接触点少的砂粒在高围压作用下被压实至明显接触甚至嵌合，从而造成强烈的剪胀效应。普通油砂、泥质油砂和油质油砂的最大剪切扩容量综合如表2所示。表2中负值表示剪缩。

表2　风城齐古组油砂在不同有效围压下的剪切扩容量Table 2 Shear dilation of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield under various effective confining pressures

风城油砂扩容的第2种方式是张性扩容，即通过注液加大孔压（静水压）后等向撑开油砂骨架。为了研究张性扩容的作用，采用通过改变有效围压σ3'、监测样品体积形变的方法来研究该项机制。由式（1）可知，改变σ3'存在2种不同的方式：（1）固定围压而增大孔压（对于地层某一深度的点）和（2）固定孔压而减小围压（对应不同的深度）均能达到张性扩容的效果。这2种效果随储层油砂物性的不同（普通油砂、泥质油砂、油质油砂）而不同，相对大小也随之变化（图6）。该扩容效果虽然比不上剪胀，但要求的单向形变程度小且对注入压反应敏感。普通油砂、泥质油砂和油质油砂最大张性扩容量（σ3'从5 MPa减小至0）可归纳为表3的形式。

表3　风城齐古组油砂的剪切扩容量Table 3 Tensile dilation of Qigu Formation oil sand in Fengcheng Oilfield

从图6和表3可得，对于普通油砂和油质油砂采用方式（1）比方式（2）扩容效果好，而对于泥质油砂正好趋势相反。这是因为泥质油砂相对普通油砂和油质油砂来说具有较高的泥质含量，这些泥质成分阻碍了孔隙压力在样品中的扩散。因此，孔隙压力不能在样品中均匀传递，造成局部的高孔压和低孔压区，达不到预期扩容效果。相反，减小围压激发了样品的回弹，该作用在泥质油砂中尤为明显，促进了其体积扩容。然而在现场微压裂施工中，对于特定围压的储层而言，方式（1）是唯一能够采用的张性扩容方式。同时，利用方式（2）对不同深度、不同地应力条件、不同物性成分的储层进行张性扩容潜力的评估和预测。通过对各物性成分的剪胀和张性扩容程度的横向对比分析可知，剪胀扩容和张性扩容造成的最大体积扩容量并无太大区别。这说明现场微压裂操作必须综合考虑2种扩容机理的共同作用。因此，基于室内实验结果的数值模拟工作需要耦合这2种机理的作用。

此外，图6显示普通油砂和油质油砂的体应变εv相对平均有效应力p'的斜率（∆εv/∆p'）的绝对值随p'的减小逐渐增大，而对于泥质油砂而言该值为常数。由此可见，普通油砂和油质油砂在张性扩容过程中产生了塑性体应变，而泥质油砂的体应变保持为线弹性状态。为了正确描述油砂储层的张性扩容性状，必须采用带盖帽的Ducker-Prager模型［10］。该模型考虑了静水压（或p'）导致的塑性体应变，能更真实地反映实际储层的变形情况。

扩容导致的渗透率增量是评价储层改造效果的重要指标。然而，由于岩心受剪切导致的端面效应的影响［15-16］，三轴仪器所测试的剪切后的渗透率并不能真实反映样品实际的渗透率。端面效应指刚性压头在剪切过程中对塑性样品接近压头的区域造成压实性破坏，使得样品即便在体积增大的情况下仍发生渗透率显著降低的现象［14-15］。换而言之，塑性样品受剪切后的中部部位才能真实反映剪切后的微结构，而上下两端受到机械作用明显。端面效应在测试油砂这种塑性高的样品时尤为显著；如测试页岩等刚度高的样品，则该效应可忽略不计。同时，张性扩容过程由于无剪切作用，端面效应不存在；然而，渗透率测试过程要求对样品两端施加一定压差，该压差会破坏样品在张性扩容过程中只受静水压加载的情况。针对油砂受剪胀和张性扩容作用下的渗透率演变的测试方法需做进一步的研究。目前，预测油砂由于扩容导致的渗透率演变规律可采用Kozeny-Poiseuille方程［16］

式中，k0和k分别为扩容前后的渗透率，φ0为扩容前的孔隙度，εv为扩容导致的体应变（膨胀为负）。

如图3～图6所示。由于固态油砂的热膨胀系数较低（10-4/℃），在微压裂施工温度范围内（注入液温度为20～70 ℃）对油砂岩石力学参数影响很小［18］，对孔隙体积的影响也很小，因此，研究油砂储层在微压裂中的孔渗变化可忽略温度的影响。

5　结论

Conclusions

（1）相对于历史上受过冰川压实作用、质地密实、砂粒内嵌咬合的加拿大阿尔伯塔油砂，新疆风城油砂历史上未经历冰川作用、质地疏松、砂粒松散分布于沥青-黏土混合胶结基质中，剪胀角仅为前者的一半甚至更小，且物性非均质性强，储层微压裂改造难度大。

（2）油砂在饱和状态和低有效围压下剪胀程度最高，且剪胀扩容量随着单向形变的增加而增大。这说明微压裂成功的关键在于均匀提压注水并扩大其波及范围。一方面，注水饱和了波及区域油砂的粒间未充填孔隙；另一方面，注水提高波及范围内的孔压，降低了有效围压。因此，在地层应力和注水工况综合导致的偏应力作用下，波及范围内的油砂能产生较大幅度的剪胀。同时，孔压的增大也促进了张性扩容的作用。

（3）油藏的物性非均质性对储层的扩容有显著影响。随着泥质或油质成分增加，油砂砂粒间接触点减少，受剪时翻转几率降低，剪胀程度减小。相反，由于沥青质较强的塑性，油质油砂张性扩容效果显著。因此，评价油砂储层的微压裂扩容情况必须综合考虑剪胀扩容和张性扩容2种机制的作用。

（4）下一步的工作将基于实验结果，采用考虑塑性体应变的带盖帽的Drucker-Prager弹塑性力学本构模型对储层微压裂过程进行有限元数值模拟，综合考虑2种扩容机制的作用并实施现场验证。此外，还需开发能避免剪切端面效应和评价张性扩容作用的三轴渗透率测试仪器，从实验层面上直接研究油砂随扩容过程的渗透率演变规律。

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（修改稿收到日期 2016-03-30）

〔编辑 薛改珍〕

Experimental study on dilation mechanism of micro-fracturing in continental ultra-heavy oil
sand reservoir， Fengcheng Oilfield

LIN Botao1， CHEN Sen2， PAN Jingjun2， JIN Yan1， ZHANG Lei2， PANG Huiwen11. College of Petroleum Engineering， China Uniνersity of Petroleum， Beijing 102249， China；2. Oil Production Technology Research Institute， PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay， Xinjiang 834000， China

The ultra-heavy oil reservoir in the Fengcheng Oilfield is characterized by high viscosity and strong heterogeneity， which lead to the long circulating preheating cycle in SAGD （steam assisted gravity drainage） development. The micro-fracturing technology can shorten the preheating cycle. Accordingly， it is necessary to understand the dilation mechanism and rules of reservoirs in the process of micro-fracturing. The representative oil sand core samples were taken from the Fengcheng Oilfield for rock mechanics tests， so as to analyze key mechanical parameters and shear and tensile dilation mechanisms. It is shown that the continental oil sand in the Fengcheng Oilfield is unconsolidated and its dilation angles are much smaller than those of the Alberta marine oil sand in Canada. Furthermore， its mechanical parameters and dilation degree are dependent on mud or bitumen content. The shear dilation near the wellbore increases with the decreasing of confining pressure and the increasing of pore pressure， but that far from the wellbore is tiny. The tensile dilation can be realized by either decreasing confining pressure or increasing pore pressure. The oil sand with strong plasticity can develop apparent

Fengcheng Oilfield； continental； oil sand； micro-fracturing； shear dilation； tensile dilation

金衍（1972-），中国石油大学（北京）石油工程学院教授、博导，主要从事石油工程岩石力学的研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号。电话：010-89733799。E-mail： 13701222683@vip.163.complasticity strain during the tensile dilation. It is concluded that the key to the successful in-situ micro-fracturing is to increase the pressure uniformly for water injection and to enlarge its sweep areas.

TE357

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0359- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.016

LIN Botao， CHEN Sen， PAN Jingjun， JIN Yan， ZHANG Lei， PANG Huiwen. Experimental study on dilation mechanism of micro-fracturing in continental ultra-heavy oil sand reservoir， Fengcheng Oilfield ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016，38（3）: 359-364， 408.

国家杰出青年基金“石油工程岩石力学”（编号：51325402）和国家青年科学基金“超稠油SAGD开采陆相含泥岩夹层油砂扩容机理及渗流评价研究”（编号：51404281）。

林伯韬（1983-），中国石油大学（北京）石油工程学院副教授、硕导，主要从事稠油油砂地质力学和页岩岩石力学的研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号。电话：010-89732165。E-mail： linbotao@vip.163.com

引用格式：林伯韬，陈森，潘竟军，金衍，张磊，庞惠文.风城陆相超稠油油砂微压裂扩容机理实验研究［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：359-364，408.