固相侵入对裂缝性碳酸盐岩应力敏感性的影响

固相侵入对裂缝性碳酸盐岩应力敏感性的影响
康毅力;郑德壮;刘修善;杜春朝
【摘要】以往裂缝性碳酸盐岩储集层应力敏感性研究多关注于基块和无固相侵入裂缝的情况，而对固相侵入后的裂缝应力敏感性鲜有研究。

钻遇裂缝性储集层时易发生固相侵入损害，注入水悬浮固相亦不可避免会进入裂缝。

固相颗粒在裂缝壁面形成的滤饼将影响应力作用下的裂缝闭合。

制备致密裂缝碳酸盐岩露头岩样，开展工作液动态损害后的应力敏感性评价实验，研究了无固相侵入裂缝和固相侵入裂缝应力敏感性，用扫描电镜分析了裂缝壁面及固相侵入带的微观结构。

结果表明，无固相侵入裂缝岩样应力敏感性系数平均值仅为0．21，固相侵入裂缝岩样应力敏感性系数平均为0．52，应力敏感程度显著增强。

固相侵入使裂缝渗透率恢复率更低，导致储集层永久性损害。

%The previous studies about stress sensitivity of fractured carbonate reservoir mostly focused on that of matrix block and solid- free invaded fracture, while less attention was paid to that of fractures with solids invasion. It is a fact that damage of leakage solid invasion on fractured reservoirs readily occurs when drilling, and suspended solids invading into fractures is inevitable during waterflooding. The in- ternal and external cakes formed by solid particles on both sides of fracture wall are able to impact the fracture closure behavior under stress. This paper prepared the samples of carbonate rocks outcrop with tight fractures, carried out the stress sensitivity evaluation experi- ment after working fluid dynamic damage, made a comparison of stress sensitivity between solid-free invading fractured sample and solid in- vaded ones, and analyzed the microstructures of the fracture walls and the solid-
invaded zones by means of SEM. The results show that the average stress sensitivity coefficient of solid-free invading fracture samples is 0.21, while that of solid invading fracture ones is 0.52, the lat- ter＇ s sensitivity is remarkably increased. Hence solid invasion may cause much lower fracture return permeability ratio than solid-free inva- sion, resulting in permanent damage of rock permeability.
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2012(033)003
【总页数】4页(P366-369)
【关键词】裂缝性油气藏;碳酸盐岩;储集层;固相;应力敏感;渗透率;水质
【作者】康毅力;郑德壮;刘修善;杜春朝
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;中国石化工程技术研究院,北京100101;中国石化西北油田分公司,乌鲁木齐830013
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.221
在钻井、完井及注水等作业中，当有效应力发生变化时会引起裂缝闭合或张开，易引起钻（完）井液滤失或漏失，导致固相侵入损害，进而改变储集层的渗流系统和油气流通通道，加重应力敏感损害。

文献［1-3］给出了应力敏感性研究的实验方法。

文献［4，5］建议采用应力敏感性系数法评价储集层的应力敏感程度。

文献［6］建议采用本体有效应力研究油藏岩石的应力敏感性。

文献［7-10］分别考虑
岩石组分、裂缝、温度、含水饱和度、施压次数及固相侵入等因素对致密砂岩应力敏感性进行了评价。

通过对比实验得出裂缝-孔隙型储集层岩样应力敏感程度强于
孔隙型储集层岩样［11］。

文献［12-15］分别考虑酸蚀作用、有效应力作用时间、单孔洞和双孔洞、孔洞间沟通等因素对碳酸盐岩储集层应力敏感性的影响。

可见，以往研究多关注于碳酸盐岩基块和裂缝的应力敏感性，而对固相侵入裂缝应力敏感性鲜有研究。

碳酸盐岩储集层多产层多压力系统，缝洞异常发育，钻（完）井液漏失严重。

在钻遇裂缝发育储集层时，由于正压差的存在，有效应力减小，储集层裂缝变宽，更易发生固相侵入，钻（完）井液固相侵入程度增加导致裂缝闭合规律发生变化［16］。

固相侵入和应力敏感耦合作用使裂缝宽度急剧缩小，且将固相滞
留其中，导致渗流通道变窄。

因此，要根据应力敏感性实验评价结果，优选注水时机，避免发生严重应力敏感损害。

本文以致密碳酸盐岩露头制备裂缝岩样，研究了裂缝岩样和固相侵入裂缝岩样应力敏感性，为制定合理的工程方案提供参考依据。

（1）实验仪器及样品XL30扫描电子显微镜，MFC-Ⅰ型多功能水平井损害评价仪，SCMS-Ⅱ型高温高压岩心多参数测量仪；实验气体为氮气；实验流体为钻井
完井液；选用基块渗透率为零的碳酸盐岩露头制备裂缝岩样，共计7块。

（2）实验程序①制备裂缝岩样7块，烘干；②利用SCMS-Ⅱ型高温高压岩心多
参数测量仪测量岩样渗透率参数；③选取4块裂缝岩样，利用MFC-Ⅰ型多功能水平井损害评价仪，模拟钻井过程，在正压差3.5 MPa下动态循环钻井完井液100 min，制备固相侵入裂缝岩样，烘干；④选择有效应力实验点，分别为3 MPa、5 MPa、7 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、30 MPa、40 MPa、50 MPa和
60 MPa；⑤常温下利用SC⁃MS-Ⅱ型高温高压岩心多参数测量仪分别测加压和卸压过程各有效应力点对应的渗透率；⑥数据处理，利用（1）式计算应力敏感性系数Ss，评价应力敏感程度，评价指标见表1.
式中Ss——应力敏感性系数，f；
σ0,σi——初始测点及各测点的有效应力，MPa；
K0,Ki——初始测点及各测点的渗透率，mD.
表1表明，裂缝岩样应力敏感程度为弱—中等偏弱，固相侵入裂缝岩样应力敏感
程度为中等偏强。

岩样渗透率都随有效应力的增大而降低，随有效应力的减小而增大。

加压3～30 MPa过程中渗透率下降剧烈，40 MPa之后渗透率变化趋于平缓。

卸压结束时，无固相侵入裂缝岩样渗透率恢复率为60%～80%；固相侵入裂缝岩
样渗透率恢复率为30%～50%（图1、图2）。

固相侵入明显降低了裂缝岩样渗
透率恢复率。

对于同一块岩样，一次加压过程渗透率应力敏感性损害程度最大，而二次、三次加压过程渗透率呈不断下降趋势，应力敏感性系数Ss不断减小。

一次加压无固相侵入裂缝岩样5k-2A应力敏感性系数Ss为0.14，二次加压固相侵入裂缝岩样5k-
2B应力敏感性系数Ss为0.28（表2）。

对于无固相侵入裂缝岩样，随着应力循
环次数增加，应力敏感滞后效应不明显；而固相侵入裂缝岩样随着应力循环次数增加，应力敏感滞后效应显著，固相侵入强化了应力敏感损害程度。

无论有无固相侵入，岩样经历应力循环后的渗透率都明显低于初始渗透率，这是一个不可逆的过程，且有固相侵入发生会强化应力敏感损害程度。

（1）同等条件下碳酸盐岩应力敏感程度弱于致密砂岩川东北碳酸盐岩气层岩样和川西须四段典型致密砂岩岩样初始渗透率处于同一级别（＜0.1 mD）。

川东北碳
酸盐岩气层基块应力敏感性系数为无—弱，少部分为中等偏弱，天然缝岩样和人
工缝岩样的应力敏感程度大多为中等偏弱—中等偏强，且人工缝岩样的应力敏感
程度整体上略强于天然裂缝岩样的应力敏感程度；须四段典型致密砂岩基块应力敏感性系数为0.70～0.85，含有裂缝后达到0.74～1.16，应力敏感程度由强增至极强。

同等条件下，无固相侵入碳酸盐岩裂缝岩样应力敏感程度为弱—中等偏弱，
而无固相侵入致密砂岩裂缝岩样应力敏感程度为中等偏弱（图3）。

碳酸盐岩储集层黏土矿物含量相对较少，且岩石受挤压过程中不易发生本体变形和结构变形。

而致密砂岩储集层一般富含黏土矿物，黏土矿物在高有效应力作用下易发生塑性变形，变形后不能恢复原状，堵塞渗流通道。

致密砂岩储集层往往表现出较高的岩屑含量且裂缝一定程度发育，岩屑和其他颗粒一同构成了储集层的岩石骨架，岩石骨架的力学性质一定程度上决定了储集层的应力敏感性，随着有效应力增加，骨架颗粒发生本体变形和结构变形。

川东北碳酸盐岩弹性模量为6.63×104～8.18×104MPa，平均为7.63×104MPa；川西地区致密砂岩弹性模量为
1.14×104～4.02×104MPa，平均为
2.09×104MPa，碳酸盐岩弹性模量远高于
致密砂岩，在外力作用下，碳酸盐岩比致密砂岩更难发生形变。

因此，同等条件下碳酸盐岩应力敏感程度弱于致密砂岩。

（2）固相侵入强化应力敏感程度对于无固相侵入且基块渗透率为零的裂缝岩样来说，裂缝闭合，整块岩样渗透率将急剧减小，但对于某些裂缝较为发育的岩样来说，由于裂缝表面凹凸不平，裂缝并不能完全闭合，因此仍然能够保持较高的渗透率，使得渗透率降低得不是很大；但对于裂缝不发育的样品来说，渗透率就会降低得更快。

固相侵入碳酸盐岩裂缝岩样应力敏感性系数为0.51～0.53，应力敏感程度为中等
偏强；而固相侵入致密砂岩裂缝岩样应力敏感性系数为0.55～0.74，应力敏感程
度为中等偏强—强（图3）。

固相颗粒快速侵入裂缝后，首先在裂缝狭窄“缝”变成“孔”，后在孔内外形成内外滤饼，阻止其他工作液中的颗粒向储集层深部侵入。

有效应力不断增加，使裂缝压缩直至闭合，侵入的固相颗粒滞留其中，堵塞油气渗流。

而滞留的固相颗粒会对受压裂缝壁面产生支撑力，同时裂缝壁面压缩充填的固相颗粒，颗粒与颗粒之间、颗粒与壁面之间相互挤压。

随着有效应力增加，裂缝壁面发生弹塑性变形，固相颗粒不断被压实发生塑性变形甚至破碎，变形或破碎后不能恢复原状，堵塞渗流通道，
造成渗透率永久性损害。

（3）固相侵入裂缝应力敏感性对注水水质指标的影响行业标准SY/T5329—1994按注入层平均空气渗透率对水质指标分级［17］。

文献［18］使用1/3～1/7经
验法则，认为粒径小于1/7平均孔喉直径的颗粒才能顺利通过多孔介质，而文献［19］使用1/3～1/14法则，认为只有粒径小于1/14平均孔喉直径的颗粒在低
速流动下才能自由通过孔喉而不造成损害；对于裂缝性储集层，通常根据文献［20］的1/3架桥原则，认为粒径小于1/3裂缝宽度的颗粒能够通过裂缝。

采油和注水不断交替，相当于重复施压，导致裂缝宽度、渗透率降低。

钻（完）井液侵入储集层后，固相侵入和应力敏感的耦合作用，导致裂缝宽度变窄，固相侵入裂缝岩样一次加压使有效应力达到60 MPa时，裂缝宽度减少到初始缝宽的
1/10～1/5，注入水悬浮固相粒径指标随之降到原指标的1/10～1/5，注水作业时需要减小悬浮固相粒径来满足正常配注需求。

粒径指标的变化导致水质处理工艺措施、处理流程及评价水质处理费用变化。

因此，在采取注水措施时，要根据应力敏感性实验评价结果，优选注水时机，防止储集层近井地带发生应力敏感损害。

确定注入水悬浮固相粒径指标时，要考虑耦合作用对悬浮固相粒径指标的影响。

塔河油田AD9井，缝洞发育，钻井、完井期间共漏失钻（完）井液1 413.6 m3，常规完井，以6 mm油嘴掺稀油自喷生产，初期油压14 MPa，套压20 MPa，日产油70 t，后将油嘴调至7 mm，地层压力快速下降，油压降至5.6 MPa，套压
降至2.8 MPa，产量降至日产液7.5 t.油压、套压不断降低，表明有效应力不断增大，相当于一次加压过程，储集层岩石发生应力敏感，裂缝宽度变窄，导致油井产量降低。

之后注水280 m3补充地层能量，相当于一次降压过程，裂缝宽度有一
定程度地恢复，初期日产液38 t.随后地层能量下降，产量逐渐下降，再次注水补
充能量，相当于二次加压和降压，然而由于固相侵入和应力敏感耦合作用，裂缝宽度严重变窄，仅注水225 m3补充，最高油压14.5 MPa，最高套压10.6 MPa，
注水困难，导致原注入水悬浮固相粒径超标，不能完成正常配注需求。

注酸55
m3后注水407 m3，注水效果较前期有所改善。

开始新一轮注水，注水336 m3，油压11.9 MPa，套压8.1 MPa，因压力高停注。

一旦发生应力敏感损害，渗透率不可能恢复到初始状态，且固相侵入会强化应力敏感损害程度。

因此，要优选注水时机，避免发生严重应力敏感损害。

（1）无固相侵入裂缝岩样应力敏感性为弱—中等偏弱；固相侵入裂缝岩样应力敏感性为中等偏强，固相侵入强化了裂缝性碳酸盐岩储集层应力敏感性。

（2）随着有效应力增加，裂缝宽度变窄，裂缝壁面发生弹塑性变形；固相侵入带不断被压实发生塑性变形甚至破碎，变形或破碎后不能恢复原状，堵塞渗流通道，造成渗透率永久性损害。

（3）固相侵入裂缝岩样一次加压使有效应力达到60 MPa时，裂缝宽度减少到初始缝宽的1/10～1/5，注入水悬浮固相粒径指标随之降到原指标的1/10～1/5，
确定注入水悬浮固相粒径指标要考虑固相侵入和应力敏感性耦合作用对粒径指标的影响。

优选注水时机，避免发生严重应力敏感损害。

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