基于裂缝重构评价酸蚀对碳酸盐岩应力敏感性的影响

2022-03-10陈华兴唐洪明

特种油气藏 2022年1期

庞铭，陈华兴，唐洪明，卢浩，王昭

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300450；2.西南石油大学，四川成都 610500)

0 引言

中国碳酸盐岩油气藏油气资源极其丰富，占全国油气资源总量的40%以上[1]。应力敏感性损害是碳酸盐岩储层的主要的储层损害方式之一[2-4]。前人针对有效应力、储层类型、裂缝充填程度与充填类型对应力敏感性损害的影响已进行大量的岩心实验、有限元数值模拟及离散元数值模拟。研究普遍认为：溶蚀孔隙、溶蚀孔洞的发育弱化了裂缝型碳酸盐岩储层的应力敏感性损害[5-6]；裂缝充填程度越大，应力敏感性损害越弱[7]；缝面接触关系是影响应力敏感性损害的关键因素[8-11]。碳酸盐岩储层通常需要进行酸化解除固相堵塞以提高油气生产效率[12]，甚至需要进行酸化压裂产生人工裂缝以沟通储集体[13-14]。油气开采过程中，不同有效应力下的酸蚀裂缝导流能力(长期导流能力)是油藏开采效率的重要指标，酸蚀前后裂缝型碳酸盐岩储层的应力敏感性损害存在差异，而目前针对酸蚀对裂缝型碳酸盐岩应力敏感性损害的影响研究基本处于空白。由于应力敏感性实验流程(SY/T 5338—2010)对岩心具有不可逆破坏作用，目前尚未建立一套针对酸蚀前后的裂缝型碳酸盐岩储层应力敏感性损害系统评价方法。因此，选用LH油田奥陶系裂缝型碳酸盐岩储层岩心，利用裂缝三维特征扫描获取缝面微凸体及缝宽的分布、分形特征，在裂缝重构的基础上，利用有限元方法模拟裂缝闭合过程，对不同闭合阶段的裂缝流动空间特征和渗透率变化进行量化分析，明确酸蚀前后裂缝的应力敏感性变化，对指导裂缝型碳酸盐岩储层高效开发具有现实意义。

1 实验方法

1.1 实验材料

实验样品取自LH油田奥陶系，属于裂缝-孔隙(孔洞)型储层，岩心孔隙度为0.11%～8.97%，平均为1.38%；渗透率为0.002～320.254 mD，平均为1.390 mD。裂缝受构造过程控制并经过成岩作用改造。该区裂缝以构造缝为主，裂缝多呈高角度缝特征，主要为微缝(缝宽小于0.10 mm)和小缝(缝宽为0.10～1.00 mm)；局部地区发育大缝、中缝，占总裂缝的17.2%，是重要的油气渗流通道。全充填缝约占总裂缝的30.0%，半充填缝约占总裂缝的10.0%，非充填缝占总裂缝的60.0%。将岩心样品制成长度为50 mm，直径为100 mm的圆柱状，裂缝内未充填。

实验所使用的光栅扫描系统为江苏先临公司生产的shinning 3D系列，扫描精度为0.01 mm，扫描时CCD相机分辨率可达1 280×1 024像素，10 s内的一次测量可以得到数量为130×104的点云集合，能够达到表征微凸体特征的精度。

1.2 实验过程

酸蚀裂缝渗流能力受裂缝有效应力、缝宽、渗透率等因素决定，缝宽的变化也会引起渗透率的变化，即缝宽对渗流能力的影响大于双渗透率的影响。首先对比酸蚀前后裂缝缝宽的分布特征，然后施加有效应力，得到应力作用后的缝宽特征，最后评价不同有效应力下的渗流特性。具体数值模拟流程：①使用3D光栅扫描系统测量酸蚀前裂缝的表面形貌，然后用10%的盐酸对裂缝表面进行均匀刻蚀(酸化反应时间2 h)，再次测量酸蚀后裂缝的表面形貌。②将酸蚀前后裂缝的点云数据进行逆向重构并实体化，将实体化裂缝导入有限元软件中并网格化处理，模拟裂缝闭合过程。③输出每个闭合步长的裂缝流动空间，计算不同闭合程度下的裂缝渗透率。由于对每个裂缝面进行单独扫描，为保证缝面耦合时的准确性，需要使缝面单独扫描与样品整体扫描时处于同一坐标系下。采用特征扫描技术可有效解决该问题，将样品外部添加的标志点及表面已扫描点云数据作为特征点，先将样品整体扫描，再单独扫描2个缝面，扫描时进行特征识别，通过确定的特征点空间相对位置关系，重新建立与岩心样品扫描时相同的局部坐标系[15]。

裂缝闭合有限元数值模拟采用ABAQUS6.4软件进行，裂缝重构模型网格划分采用修正的二次四面体网格单元(C3D10M)。将裂缝的下表面岩块设置为法向约束，上表面岩块施加位移边界条件，每个步长的位移量为0.05 mm，在闭合过程中缝面间施加硬接触，进而分析裂缝闭合过程中裂缝面上微凸体的应力应变情况。在地层条件下，裂缝侧面的变形特征与其周围的岩石变形应相同，因此，在侧面施加对称边界条件，对称边界条件同时能够约束裂缝岩块受转动产生的刚性位移，有利于计算收敛。根据岩心的实测岩石力学参数设置其他条件：弹性模量为30.6 GPa，泊松比为0.32，内聚力为23.78 MPa，内摩擦角为58.6 °。在每一步长后，提取裂缝上部岩块顶表面上的平均应力作为每个时间步的法向应力，并输出裂缝流动空间，分析裂缝渗透率变化。

将每个时间步的裂缝流动空间导入计算流体动力学软件中，并在水平方向施加压力梯度，模拟不同方向的渗透率变化。在渗流模拟过程中假设：①由于裂缝渗透率远大于基质渗透率，忽略基质渗透率和基质-裂缝的物质交换；②流体为不可压缩牛顿流体；③在雷诺数较小的情况下，忽略惯性效应；④裂缝中水平方向上的速度梯度远小于法向上的速度梯度。流体控制方程为[16-17]：

(1)

式中：p为裂缝中的流体压力，MPa；w为局部裂缝宽度，m；x、y分别为裂缝缝面横、纵坐标。

2 结果分析

2.1 酸蚀前后裂缝特征

研究裂缝时，通常将裂缝面假设为光滑的平面，裂缝宽度固定或渐变。然而在实际储层中，裂缝依靠缝面上粗糙、不规则的微凸体自支撑从而保留一定的渗流空间，缝面微凸体之间的耦合规律复杂，极大地影响对裂缝闭合规律的研究。为定量研究储层裂缝空间特性及其闭合规律，需要对缝面微凸体及其耦合特征进行测量及描述，而评价缝面微凸体分布的重要参数为裂缝粗糙度系数[18-24]。表1为裂缝缝面酸蚀前后的粗糙度。由表1可知，酸蚀后裂缝粗糙度明显增加，这是由于矿物组分差异、储集空间发育不均引起的非均匀酸蚀造成的。

表1 酸蚀前后裂缝缝面粗糙度对比

裂缝由一对粗糙裂缝缝面耦合而成，影响闭合规律的关键因素不是单一缝面微凸体分布特征，而是2个缝面合成之后的物理结构。合成的裂缝表面反映了2个粗糙缝面之间的相关程度，体现了2个粗糙缝面微凸体之间的接触特性，可以用来分析裂缝受力、微凸体接触变形特征。缝面合成方法采用Brown & Scholz合成表面原理，将裂缝2个缝面的接触过程简化为合成表面与基准面之间的接触关系[17]。裂缝缝宽可由下式计算：

w(x，y)=z1(x，y)-z2(x，y)-min[z1(x，y)-z2(x，y)]

(2)

式中：z1和z2分别为裂缝上下表面相对于基准面的高度，mm。

裂缝合成后的缝宽分布特征如图1所示，缝宽基本参数如表2所示，其中，分形维数采用三菱柱法进行计算。由表2可知：酸蚀后平均缝宽增加了近0.5 mm，最大缝宽增加了近2.0 mm，均方根值增加了0.2 mm，分形维数增加0.06，表明酸蚀后缝宽分布非均质特征更加严重，裂缝面间耦合性变差。对比酸蚀前后缝宽(图1)可知，酸蚀导致左上角产生了一条明显的沟槽，右上角产生多个较大的酸蚀孔洞。通过对碳酸盐岩裂缝酸蚀形貌特征的研究进行调研发现，由于难溶矿物的支撑、酸岩反应不均一等因素，碳酸盐岩裂缝酸蚀后普遍存在沟槽结构，而有效应力下裂缝的机械变形和水力性质受缝面影响，其应力敏感性损害存在较大差异。

图1 酸蚀前后裂缝宽度分布特征

表2 酸蚀前后裂缝宽度参数

2.2 裂缝闭合过程中的变形机理

在地应力作用下，微凸体之间的不完全耦合导致裂缝不能完全闭合，保持一定的渗流空间。在裂缝受到有效应力而闭合的过程中，缝面上突起较高的微凸体(主要微凸体)首先支撑并抗拒闭合。随有效应力的继续增大，主要微凸体发生压缩形变，缝面间的距离变小，突起较低的微凸体(次级微凸体)开始起到支撑作用，进一步增加了裂缝面的抗闭合能力。

图2为酸蚀前后的裂缝表面Mises应力随着有效应力增加的变化，图3展示了裂缝接触面积和平均裂缝宽度随有效应力的变化。由图2、3可知：随有效应力增加，缝面微凸体接触面积明显增加，裂缝逐渐闭合，裂缝缝宽减小。当有效应力小于10 MPa时，裂缝接触面积较小，裂缝抗闭合能力较弱，裂缝快速闭合，裂缝缝宽快速减小。该阶段酸蚀前裂缝的接触面积略大，占比为2.82%，而酸蚀后裂缝的接触面积较小，占比仅为1.03%，这是因为酸蚀导致裂缝耦合变差，进一步影响裂缝的抗闭合能力。当有效应力为5 MPa时，酸蚀前大部分裂缝均已闭合，而酸蚀后的裂缝仍然具有酸蚀形成的沟槽，保留了较好的渗流能力。当有效应力超过10 MPa时，缝面微凸体接触面积明显增加，此时次级微凸体逐渐开始对裂缝产生支撑作用，裂缝闭合速度减缓。由图2c、d可知，该阶段部分微凸体所承受的Mises应力大于1 000 MPa，超过了一般岩石的弹性形变极限。这表明当岩石裂缝发生闭合变形后，主要微凸体已经发生不可恢复的损伤，即使储层的压力恢复，裂缝的宽度和流动能力也难以恢复。

图2 酸蚀前后裂缝在闭合过程中的应力分布对比

图3 酸蚀前后裂缝的闭合规律

2.3 应力敏感性损害程度评价

酸蚀导致的裂缝耦合度变化、有效应力导致的裂缝闭合均会造成裂缝中渗流场发生改变。因此，对不同有效应力下酸蚀前后裂缝的渗流场进行了计算(图4)，进而利用数值模拟结果绘制酸蚀前后有效应力与渗透率保留率的关系曲线(图5)。由图4可知：当有效应力为5 MPa时，酸蚀前后的裂缝渗流速度均有所减缓，但存在较大差异，酸蚀前的裂缝几乎不可见优势渗流通道，而酸蚀后的裂缝依然具有优势渗流通道(即酸蚀形成的沟槽)，该通道可以有效减缓应力敏感性损害。由图5可知：当有效应力增至40 MPa时，酸蚀前裂缝渗透率损害率大于95%，而酸蚀后裂缝渗透率损害率小于75%，应力敏感性损害减弱。这是因为裂缝经过酸蚀后，缝面粗糙程度增加，缝面间耦合程度降低，形成了明显的沟槽。随着法向有效应力的增加，酸蚀后的裂缝闭合量和缝面接触率均较酸蚀前的裂缝小，造成渗透率保留率仍然相对较大，应力敏感性损害程度相对较低。裂缝应力敏感性损害受缝面接触关系、岩石力学性质和渗流能力影响，其中，缝面接触关系是基础，岩石力学性质是直接诱因，渗流能力降低是最终表现。在碳酸盐岩油气藏开发过程中，对井筒进行酸洗、对储层进行酸化压裂，不仅有助于增加储层人工裂缝渗透性，还能增加缝面间的非耦合性，降低生产过程中的应力敏感性损害，防止裂缝闭合。

图4 不同法向应力下的酸蚀前后裂缝渗流差异

图5 裂缝闭合过程中的渗流规律变化

3 结果验证

为验证数值模拟方法研究结果的准确性，采用石油天然行业标准SY/T 5358—2010中的内压变换方式，对研究区裂缝型碳酸盐岩储层相邻的4块岩心进行酸蚀应力敏感性损害实验。岩心基本参数如表3所示，实验结果见图6。

表3 岩心基本参数

图6 应力敏感性损害实验中裂缝岩心渗透率变化

由图6可知：随着地层压力的降低，渗透率逐渐减小；当地层压力为48 MPa时，有效应力增大，渗透率降低幅度逐渐变小，即渗透率随着地层压力的降低逐渐稳定。当地层压力降至30 MPa时，酸蚀后的裂缝应力敏感性损害为50%～70%，损害程度中等偏强；未酸蚀的裂缝渗透率损害率为76%～99%，损害程度强。与未酸蚀的裂缝相比，酸蚀后裂缝应力敏感性损害变弱，这是因为酸蚀不均匀形成的蚓洞等优势渗流通道或非酸溶矿物(如半充填自生石英)对裂缝起到了一定的支撑作用，防止了裂缝完全闭合。实验结果与数值模拟结果基本一致，说明该方法准确，结果可靠。