砾岩储层砾缘缝应力敏感性实验评价研究

杨 龙,王朝明，吕道平,寇 根,王子强,刘同敬,王 佳

(1.中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000； 2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101； 3.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京 102249； 4.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 5.北京金士力源科技有限公司，北京 102200)

0 引 言

砾岩储集层主要为山麓洪积扇相沉积，颗粒大小混杂，分选差，普遍具有复模态和层状结构(图1)，存在多种岩性界面和微观裂缝，渗透率差异大，非均质性十分严重。水驱开发砾岩油藏，油井多为单层，单向见效、见水，水驱储量动用差。砾岩露头、取芯资料分析和开发动态资料显示，砾岩油藏在水驱开发过程中存在较为明显的应力敏感性特征[1-5]。新疆油田六中东区、七东一区等砾岩油藏水驱过程中，注水速度上升至一定强度后，注入压力不上升或上升不明显(图2)。

图1 储集层岩石结构模态示意图

图2 新疆油田典型砾岩油藏注水强度与注水压力关系图

目前，国内外学者主要开展了针对砾岩油藏地质特征、油藏开发技术和方法等方面的研究，而砾岩注水开发过程中存在的应力敏感性实验却缺少必要的室内实验研究。如胡复唐[6]通过对砾岩油藏静态资料的分析，提出了非典型孔隙介质渗流特征，水驱过程中速敏和流体不均匀流动的三个储层特征；许长福等[7]从储集层特征分析和渗流机理研究着手，通过室内试验，研究了砾岩储层水驱油和渗吸过程中微观孔隙动用规律；SHAFIEI等[8]通过室内试验，总结了砾岩的地质力学特征；SIMOLOTE等[9]通过对大量砂砾岩注水开发资料的分析，评价了Barrnncas油田注水开发效果和采收率。

因此，本文利用不同砾径的砾石、砂粒充填压实制作典型一维及三维砾岩岩芯，完成了室内砾岩岩芯驱替实验，并对砾岩岩芯及砂岩岩芯渗流过程展开了对比分析[10]，再现了注水速度和压差的非线性关系，验证了砾缘缝的存在是导致应力敏感的主要原因，刻画了砾岩变异和水窜主特征，明确了砾岩油藏水驱开发过程中具有明显的压力梯度界限。

1 实验设计和流程

1.1 一维岩芯

1.1.1 实验材料和制作过程

实验材料：按一定配比的砂砾混合物若干，由直径0.106～0.212 mm砂子、石英砂、环氧树脂、固化剂、酒精等配制成的细砂混合物，砂岩部分液测渗透率在550 mD左右；厚度为3～5 mm、直径为15～30 mm的砾石若干；一定量的环氧树脂。

一维砾岩岩芯制作过程:①平铺一层准备好的砂粒混合物置于模具底部，保持底部细砂的平整；②将准备好的大砾石、小砾石，依次分别各铺两条砾石在设计位置(保证切割后砾石位于方岩芯的中心位置)，并留出砂岩岩芯的位置；③用细砂覆盖在砾石上部，找平；④放入岩芯制备装置加压，压制时间12 h以上；⑤取出岩芯放入烘箱，设定烘箱温度105 ℃烘烤1 h左右，取出岩芯。一维砂岩岩芯制作过程与一维砾岩岩芯制作过程类似，仅省略步骤②，不放入砾石。

根据设计方案，完成岩芯分割，岩芯规格：截面为正方形,边长为4.3 cm，岩芯长度30 cm。一维方岩芯设计方案见图3，实验流程见图4。

图3 一维方岩芯设计图

图4 小尺寸实验流程图

1.1.2 一维岩芯实验流程

1) 将岩芯放入岩芯夹持器中，抽真空饱和水，测得岩芯孔隙度。

2) 考虑一注一采，注入端设置注水速度为0.5 mL/min、1 mL/min、1.5 mL/min、2 mL/min、2.5 mL/min、4 mL/min、6 mL/min、8 mL/min、10 mL/min 9个流速，生产井连接大气压，继续开展水驱测试，流速调整时间间隔为10 min，观察注入压力随流量上升的变化情况。

1.2 三维岩芯

1.2.1 实验材料和制作过程

实验材料。一定配比的砂粒混合物若干,由直径0.106～0.212 mm砂子、石英砂、环氧树脂、固化剂、酒精等配制成的细砂混合物，砂岩部分液测渗透率在550 mD左右；厚度为3～5 mm、直径为15～30 mm的砾石若干；一定量的环氧树脂；模拟井若干，内径1 mm，外径3 mm；下部打孔，孔径1 mm，孔间距5 mm。

三维砾岩岩芯制作。① 平铺一层砂置于容器底部；② 预埋井并平铺一层砾石，保持砾石间相互接触；③ 在砾石上面铺一层砂，覆盖在第一层砾石上面；④ 铺第二层砾石，保持砾石间相互接触；⑤ 在第2层砾石上面铺一层砂,并找平；⑥ 放入岩芯制备装置加压，压制时间12 h以上；⑦ 取出岩芯放入烘箱，设定烘箱温度105 ℃烘烤1 h左右，取出岩芯。直径为40 cm，厚度4.3～4.5 cm的圆饼状三维立体岩芯，三维砾岩及砂岩岩芯示意图见图5，岩芯制作具体参数见表1。

1.2.2 三维岩芯实验流程

1) 抽空。加围压3 MPa，轴压5 MPa；中心井首先进行抽真空，时间为3.5 h；中心井抽真空结束后，1#井、2#井、3#井、4#井分别抽真空2 h。

2) 饱和水。围压3 MPa，轴压5 MPa，中心井首先进行注水，待压力上升至2 MPa时，记录注水量。其后1#井、2#井、3#井、4#井分别注水，待压力上升至2 MPa时，记录注水量和累积注水量。

3) 中心井注水。1口模拟井生产的情况下，采用不同注入流速开展砾岩岩芯压力测试实验。注采顺序及流速设置见表2，流速调整时间间隔为10 min，观察注入压力随流量上升的变化情况。

整理新疆典型砾岩油藏历年系统试井结果及米吸水指数，见图6，实验注入流速设计为0.5～10 mL/min，单位厚度吸水指数5.08～16.36 m3/(d·MPa·m)。

图5 三维砾岩及砂岩岩芯示意图

表1 三维圆饼岩芯设计

表2 注采顺序及参数设计

2 实验结果和分析

2.1 一维水驱实验结果及分析

将岩芯放入岩芯夹持器中，抽真空饱和水，测得一维砂岩岩芯和一维砾岩岩芯孔隙度分别为21.99%和22.08%，岩芯参数见表3。

注水速度分别为0.5 mL/min、1 mL/min、1.5 mL/min、2 mL/min、2.5 mL/min、4 mL/min、6 mL/min、8 mL/min、10 mL/min 9个流速，砾岩和砂岩芯压力测试结果见图7。

图6 新疆典型砾岩油藏米吸水指数

表3 岩芯参数

图7 注入压力与不同流速关系曲线

由图7可见，一维岩芯的注入压力都随着流速的增快而上升，压力与流速呈线性关系，即随着压力的增加，注水量均匀增加，并没有出现注水速度与注入压力的非线性关系。分析认为，一维砂岩岩芯，没有砾缘缝存在，且岩芯周围围压均匀，导致应力敏感性弱；而一维砾岩岩芯，虽然存在砾缘缝，但由于岩芯周围围压均匀，砾缘缝无法张开，应力敏感弱。

同时，一维砂岩岩芯注入压力明显高于一维砾岩岩芯。分析认为，这是由于一维砂岩岩芯中加入砾石后，渗流面积减小，储层渗流能力降低，渗透率降低，注水压力升高。根据实验测试的压力及流量数据，利用达西公式得到了每块岩芯水测渗透率，见表4。

2.2 三维水驱实验过程及分析

三维砂岩岩芯中心井注水，注水速度分别为2.5 mL/min、3 mL/min、4 mL/min、5 mL/min、6 mL/min、7 mL/min、8 mL/min、9 mL/min、10 mL/min时，注入压力与流速关系见图8。由图8可见，三维砂岩岩芯随着流速的增快，注入压力上升，压力与流速呈近线性关系。

三维砾岩岩芯中心井注水，注水速度分别为2.5 mL/min、3 mL/min、4 mL/min、5 mL/min、6 mL/min、7 mL/min、8 mL/min、9 mL/min、10 mL/min时，注入压力与流速关系见图9。

表4 岩芯渗透率测算

图8 三维砂岩岩芯不同流速与注入压力关系

图9 三维砾岩不同流速与注入压力关系

由图9可见，随着流速的增快，注入压力先线性上升，当流量超过4～5 mL/min时，注入压力上升幅度明显趋缓，注入压力呈非线性上升。

通过对比分析发现，考虑到一维岩芯和三维岩芯制作过程中加压50 MPa，而注水实验过程中围压3 MPa，轴压5 MPa，虽然压实作用及实验围压大，但从砂岩岩芯可以证实注入强度增加，仍然难以形成新的裂缝。而砾岩岩芯不同，由于存在不规则的几何形状，注水过程中砾石各面受力不均匀，很容易造成砾缘缝的张开。图10为砂岩和砾岩水驱后对比剖面图，砾岩岩芯驱替实验中，砾石-砂岩界面被注入的流体染为蓝色(深色)，岩芯其他部分保持初始颜色(浅色)；砂岩岩芯驱替实验中，水驱前缘分布均匀。结合压力-速度曲线及注入流体窜流位置，判断砾岩岩芯驱替过程中，砾缘缝存在,且是砾岩水窜的主要通道。因此，三维砾岩岩芯出现当注入速度增加到一定强度时，压力上升缓慢或不上升，应力敏感性强的特点。

图10 砂岩和砾岩水驱后剖面对比图

3 结 论

1) 无论是一维砾岩岩芯还是一维砂岩岩芯，其注水压力均随着流速的上升呈线性上升，即随着压力的增加，注水量均匀的增加。对于砂岩岩芯，其主要是由于一维条件下，砂岩岩芯没有砾缘缝存在，且周围围压均匀，导致应力敏感性弱；而一维砾岩岩芯，虽然存在砾缘缝，但由于周围围压均匀，砾缘缝无法张开， 应力敏感弱， 因此， 一维小尺寸岩芯不能用于评价注水引起的砾岩应力敏感特征。

2) 通过对比三维砾岩岩芯和砂岩岩芯驱替实验，表明砾岩岩芯随着流速的增快，注入压力呈非线性上升，反映出砾岩应力敏感性高：注入流速低时，压力上升呈近线性上升，表示岩芯吸水量与注水压力成正比，即随着压力的增加，注水量均匀的增加；当流速大于4～5 mL/min时，压力上升趋缓，主要是由于砾缘缝的张开导致岩芯渗流能力增大，这与现场系统试井结果一致，表明砾岩油藏水驱开发过程中油水井间具有明显的压力梯度界限。