我国稠油资源丰富^[1-4]，具有埋藏深、压力高、黏度大等特点，稠油流动阻力大、从储层流入井筒或从井筒举升到地面均很困难，因此稠油的开发与炼化成本较高，开采技术也较为复杂，成为石油开发的世界性难题。目前对于稠油开发老区，长期注汽生产后储层枯竭，缺乏蒸汽限制，不能良好地建立井间有效连通，对稠油高效开发与老区安全治理也带来了困难。基于此，众多学者首先对储层岩石的微观物理性质与力学性质进行了大量研究，这起源于20世纪80年代在加拿大开展的大规模油砂原位热采研究。李存宝等^[5]对新疆风城油砂的力学与热学性质进行了试验研究，发现温度对强度的影响较弱，但会显著影响油砂的变形特征，临界温度下油砂的变形会随温度增加而线性增加；高于临界温度时，变形均随温度升高线性降低，呈现出倒“V”趋势变化。乔丽苹等^[6]对风城油砂组分进行了XRD分析、粒径测试、微观电子显微镜扫描和电子计算机断层扫描（CT）扫描，发现油砂成分较为复杂且厚度不均，主要包括石英和沥青等，粒径一般小于1.0mm，沥青黏滞性、不同组分之间的表面张力及胶结作用等会显著影响油砂强度特性。庞惠文等^[7]对油砂的微观结构进行了分析，发现油砂具有较强的非均质性，油砂中的颗粒、沥青及孔隙区分明显，接触方式主要包括颗粒接触、胶结与悬浮3种。

稠油热采的过程中，由于物性较差或井周堵塞，蒸汽吞吐井常常遇到蒸汽注入的难题。常规的增产措施，如酸化和压裂，虽然普遍使用，但它们存在一些显著问题，包括有效期短、工序复杂和高昂的作业成本。采用扩容改造技术可以有效改善这些缺点，特别是储层岩石的水力扩容特性方面。因此储层岩石的水力扩容特性也是学者研究的重点。Xu等^[8-9]利用有限元方法对松散油砂地层水力压裂过程进行了三维建模，并采用应变软化模型模拟了高压流体流动过程与基体的变形过程。Sun等^[10]研究了SAGD扩容启动技术在克拉玛依油田超稠油油藏中的应用，并利用岩石力学的扩容原理来减少蒸汽循环预热时间，通过在注汽井和生产井之间进行人为水力扩容，从而提高稠油产量。Yang等^[11]详细介绍了SAGD扩容启动技术，并进行了数值模拟案例研究，验证了利用地质力学扩容作为油藏增产方法的有效性，以及在非均质超稠油油藏中创造增产油藏产量的潜力。

上述学者的研究对准确认识岩心的物理力学特性及油藏的开发利用具有重要意义。但目前关于储层水力扩容特性实验研究还鲜有报到，特别是针对蒸汽吞吐开发初期，储层物性较差的稠油低效井存在注汽压力高、蒸汽注入困难的问题，水力扩容能否有效降低稠油低效井注汽压力、增强注汽能力有待研究。现有研究也没有考虑实际地层所处的真三轴应力环境（σ₁ > σ₂ > σ₃）对微压裂水力扩容特性的影响^[10-16]。

基于此，本文针对渤海稠油低效井，在研究注蒸汽开发过程中储层岩石微观物性参数的基础上，进行了真三轴应力状态下的岩石力学性质与微改造扩容实验研究，以期优化现场施工参数，为稠油热采油田的高效开发提供参考借鉴。

L稠油油田位于辽东湾南部海域，在辽东构造带的南段展示出其复杂的地质构造。该油田深层受辽西1号和中央断裂控制，浅层断裂呈雁列化分布。构造被中央断裂分为东西两块，西块为半背斜构造，东块呈现似花状构造。馆陶组储层主要岩性为中—细粒及细粒岩屑长石砂岩，矿物成分以石英、长石和岩屑为主，孔隙度为21.9%~39.4%，平均为34.2%，渗透率为11.0~10286.0mD，平均为3268.0mD。L稠油油田的储层特征显示其为辫状河沉积环境，物源主要来自西北方向的燕山褶皱带。河道迁移迅速，稳定性较差，导致特定沉积微相不太发育。岩性以细砂岩和含砾细砂岩为主，表现出“砂包泥”的组合特征。多期砂体叠置，形成了板状交错层理、平行层理和块状层理等沉积特征。高孔隙度和渗透率表明其为特高孔渗储层。地应力测试数据揭示，L稠油油田为正断层地应力构造，其中最小水平主应力梯度为14kPa/m、最大水平主应力梯度为17kPa/m、垂向主应力梯度为21kPa/m。油藏类型主要为块状底水油藏，属于中浅层油藏。不同区块原油黏度有显著差异，西块为特殊稠油油藏，东块则为普通稠油油藏。

储层岩石的微观物理性质可以较为直观地反映微观孔隙结构、裂隙发育与连通情况、物质成分等，可为之后分析扩容机理，以及现场采取有针对性的扩容改造措施建立井间高效安全连通提供依据。本次实验所用岩心试样取自注蒸汽开发后的渤海油田，将一部分岩心先利用破碎机进行粉碎，再筛选出满足实验要求的岩心颗粒；另一部分岩心经过实验室的切割、取心及打磨工序，制成100mm×100mm×100mm的立方体岩心块体，以便进行真三轴应力状态下的力学与水力扩容实验。

岩心颗粒经筛选后选取50g，在烘箱中加热至100℃进行烘干，静置24h至恒重，随后放置于干燥器中冷却。岩心粒径分析结果如图 1所示，岩心粒径均小于1.0mm，粒径尺寸主要集中在100~350μm范围内，平均为225μm，属于细—中粒径。

图 1

图 1 岩心粒径分析结果统计图 Fig. 1 Grain size analysis results of core sample

筛选出1cm³大小的立方体岩心颗粒，打磨表面后利用电子显微镜对岩心的微观结构发育情况进行观测分析，试验仪器为FEI Nova400场发射扫描电子显微镜（图 2）。岩心颗粒之间存在沥青胶结物，岩心疏松程度高，与阿尔伯塔油砂相比，渤海储层岩心颗粒与颗粒之间的接触点或面较少，导致比较松散的微观结构，且角砾状的颗粒棱角分明，部分颗粒被沥青包裹。而阿尔伯塔油砂在原始地层条件下相互嵌入，呈互锁结构，且颗粒多圆润（图 3）。

图 2

图 2 FEI Nova400场发射扫描电子显微镜照片 Fig. 2 Photo of FEI Nova400 Field Emission Scanning Electron Microscope

图 3

图 3 渤海地区岩心（a）及阿尔伯塔油砂（b）微观电镜扫描照片（据文献[12]修改） Fig. 3 SEM photos of core sample in Bohai area (a) and Alberta oil sands (b) (modified after reference [12])

在进行微观电镜扫描的同时对岩心进行能谱分析测试，以便分析岩心内各元素含量。岩心中元素丰富，主要包括C、N、O、Al、Si、S、Ca、Fe等元素，其中Si含量与C含量最高，分别达到29%与21%。

由上述微观物理性质分析可知，岩心结构较为松散，这为水力扩容提供了良好的可行性。为了对比岩心的扩容特性，在进行真三轴实验前，研究了岩心在单轴应力条件下的扩容特性。岩心块体经加工制成直径50mm、长度100mm的标准试件（图 4）。由图 5、图 6可以看出，岩心在单轴应力下会迅速出现剪切膨胀现象，体积显著增大，扩容效果明显，岩心的单轴抗压强度为1.98MPa，剪胀角（岩心体积膨胀阶段体积应变随轴向应变变化率与水平轴的夹角）为46°。通常在剪应力的条件下，剪胀角可以用来指示扩容能力^[12]。

图 4

图 4 岩心圆柱形标准试件图 Fig. 4 Cylindrical standard specimen of core sample

图 5

图 5 岩心单轴压缩条件下偏应力与轴向应变的关系图 Fig. 5 Relationship between deviatoric stress and strain of core sample in uniaxial compression condition

图 6

图 6 岩心单轴压缩条件下轴向应变与体积应变的关系图 Fig. 6 Relationship between axial strain and bulk strain of core sample in uniaxial compression condition

相较于常规三轴实验，真三轴力学实验以立方体试样为研究对象，且三维方向施加的力不相等（图 7a），能够更加真实地模拟储层岩心的地应力状态。因此将岩心切割，打磨制成100mm×100mm×100mm的岩心块体（图 7b），随后利用自主研制的多功能真三轴流固耦合试验系统（TTG）^[17-20]，进行岩心的力学及水力扩容实验。该系统可实现多种复杂应力路径下岩石力学特性、流体渗流规律及水力压裂特性研究。根据前期渤海稠油老区地应力测试结果，并考虑在注水扩容条件下，地层孔隙压力升高、有效应力减少的工况，本次实验中初始应力设置为σ₁=8MPa、σ₂=8MPa、σ₃=6MPa，随后保持σ₂与σ₃不变，σ₁方向采用位移加载并以0.001mm/s的速率加载直至岩心破坏，其中σ₁、σ₂、σ₃分别为x、y、z轴方向的应力。

图 7

图 7 立方体岩心试件应力加载方式及照片 Fig. 7 Stress loading method and photo of cubic core specimen

岩心在真三轴应力条件下的应力—应变曲线如图 8所示，可以看出岩心体积变化明显，但由于水平应力的作用，体积应变（ε_v）曲线未出现转折，说明岩心体积持续被压缩，未出现扩容现象。这是由于岩心单轴抗压强度较小，在真三轴实验机上进行初次接触时，接触压力较大，对岩心产生了一定的损伤，试件被持续压缩。这意味着地应力作用会减少岩心内的孔隙、裂隙体积，影响孔隙间连通性。在现场开采稠油时，若不采用蒸汽吞吐或蒸汽驱动等方法则很难构建井间安全联通通道从而驱替稠油。由于岩心刚度较低，加载过程中应力波动较大。在σ₂=8MPa、σ₃=6MPa水平应力条件下，岩心的抗压强度为13.74MPa。

图 8

图 8 岩心真三轴应力条件下的应力—应变曲线 Fig. 8 Stress-strain curve of core sample in true triaxial stress condition ε1、ε2、ε3分别为x、y、z轴方向的应变

在岩石力学实验的基础上，进行真三轴应力条件下岩心水力扩容实验，以研究岩心水力扩容特性。在立方体岩心试件中心预制直径为10mm、长度为50mm的压裂孔（图 9），并放置于自然环境中干燥。初始应力同样设置为σ₁=8MPa、σ₂=8MPa、σ₃=6MPa，随后保持三向应力值不变，以0.2MPa/s的恒压增量注入高温水（70℃），直至压力达到峰值，此时所测压力即为岩心的破裂压力。

图 9

图 9 钻孔后的立方体岩心试件图 Fig. 9 Photo of cubic core specimen with a drilled hole

图 10为应力条件为σ₁=8MPa、σ₂=8MPa、σ₃=6MPa时岩心的流体压力变化曲线。可以看出，水力扩容过程中岩心表现出很高的体积膨胀率，岩心流体压力波动较大，在到达破裂压力后岩心仍具有较强的承载能力，岩心在该应力条件下的破裂压力为6.17MPa。说明由于岩心单轴强度、刚度较低，在水力扩容阶段内部裂缝不断产生、发育及扩展，导致岩心体积膨胀。扩容的机理是注压过程中产生含有剪切裂缝和张裂缝的复杂扩容带，提高岩石的孔隙度和渗透率。岩心在水力扩容后体积膨胀明显，在水平方向表现出了较大变形，内部出现了次生复杂缝网，实验研究证实了扩容机理的准确性（图 11）。相比于真三轴力学实验，水力扩容实验实现了岩心体积从压缩至膨胀的转变，这验证了水力扩容的有效性。说明对于已注蒸汽吞吐开发的稠油油田，水力扩容能够产生复杂裂缝并提升渗流效果、改善储层物性，实现稠油的高效开采。

图 10

图 10 水力扩容时流体压力变化图 Fig. 10 Fluid pressure change in the process of hydraulic dilation

图 11

图 11 水力扩容前后岩心CT扫描图 Fig. 11 CT scanning of core sample before and after hydraulic dilation

L稠油油田采用蒸汽吞吐的开发方式, 目标井（垂深1500m）在实施蒸汽吞吐开发时，面临显著的注蒸汽困难。在第一轮次注蒸汽过程中，注入压力过高，导致无法实现连续注汽。在注蒸汽初期，油压和套压均达到了平台的上限注入压力。尽管采取了间歇注汽和减少日注汽量的措施，套压仍然维持在高水平。此外，重新注蒸汽时，油压和套压分别再次达到了上限注入压力，进一步说明了蒸汽注入难度大，特别是在保持注入压力的稳定性和连续性方面。因此，有必要考虑采用岩石力学扩容的方法来解决这一问题，以提高蒸汽注入的效率并确保蒸汽吞吐开发的成功。

为解决注汽困难的问题，在第二轮次注汽前实施扩容降压增注施工。L稠油油田将海水作为施工液体，整个过程被划分为3个关键步骤。首先，通过小型压裂地应力测试来测定目的层的地应力，这一步骤为整个施工过程提供了重要的基础数据。接着，进入孔压预处理阶段，此时液体注入压力被精确控制在地层破裂压力的80%，目的是避免产生张裂缝，为下一步施工创造安全稳定的条件。最后，进入大体积扩容阶段，该阶段的注入压力被调整至地层破裂压力的90%~100%，以实现大体积的岩石扩容。施工取得了良好效果。整个施工的总液量设定为700m³，旨在通过这一系列精细的操作步骤，解决目标井在蒸汽注入过程中的困难，从而提高蒸汽吞吐的效率和油气提取的效果。矿场试验的成功证实了扩容机理的可靠性。矿场试验的主要参数为扩容压力、扩容半径、扩容频率和扩容反演，需要通过实验研究和现场地应力测试取得，孙林等^[14]对该过程进行了详细阐述。扩容压力是扩容施工的关键指标，在施工过程中需要控制扩容压力来避免在储层中产生张裂缝；扩容半径通常通过测试过程中的反演理论得到，控制扩容半径有利于避免过度扩容和井间压窜；扩容频率是利用岩石疲劳破坏机理在井周开展循环震荡注入，以改善井周的孔隙度和渗透率。目标井施工后注汽曲线如图 12所示。

图 12

图 12 稠油低效井扩容前后注汽曲线图 Fig. 12 Steam injection curve before and after hydraulic dilation of low-efficiency heavy oil well

实施扩容降压增注后，第二轮次注汽压力相比第一轮次降低4%，注汽速率提高104%，实现蒸汽连续、稳定注入，注蒸汽完成率提高至100%，顺利完成设计注蒸汽目标。

（1）对于已实施注蒸汽开发的稠油老区，水力扩容仍能产生复杂裂缝并提高增渗效果，实现储层物性的改善与稠油的高效开采。本文介绍了扩容技术在海上疏松油砂储层上的应用效果。扩容降压增注技术在渤海L油田现场应用后，大幅提高了蒸汽吞吐注汽速度，解决了蒸汽注入困难的问题，为稠油热采井降压增注提供了新的思路。

（2）岩石力学扩容技术已经在陆上和海上油田开展了现场应用。特别是陆上油田，在新疆地区的疏松油砂储层中该技术取得了较好的效果。扩容技术依赖于通过孔隙压力改变砂岩的孔隙度和渗透率，但在低孔低渗地层上的应用效果还不明确，缺少相应的理论支持。