致密油是近年来非常规油气的主要发现之一，也是目前非常规油气研究的热点(孙赞东和邹才能，2011).美国致密油产量在2010年达3000×10⁴ t(贾承造等，2012)，2012年达9500×10⁴ t, 改变了美国能源供给格局.2011年，长庆油田在鄂尔多斯盆地建立了首个致密油开发基地.目前鄂尔多斯盆地已经落实致密油储量规模达10亿吨，成为中国油气资源重点的接替产能.鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长7段储层致密，孔隙度7%~12%，渗透率0.2~1 mD, 是典型的低孔、低渗储层.在致密油开采过程中，产能下降迅速，稳产时间短，在实际生产过程中保持合理的生产压力，减小储层应力敏感性损害，最终提高油井的采收率已经成为一个难点问题，因此有必要探讨储层应力敏感性损害规律以及影响因素.针对致密油，国内外主要针对其形成的宏观地质特征、成藏规律、储层特征等(李闽等，2009；林森虎等，2011；王秀娟等，2014；刘英辉等，2014)，对致密油储层的应力敏感性研究较少.针对储层应力敏感性大量的理论与实验研究普遍认为中-高孔隙度和渗透率储层具有应力敏感性，并通过实验和理论两方面进行了证实(Landry et al.，2003；兰林等，2005；薛永超和程林松，2011；丁艳艳等，2012；王峰和李崇喜，2012；陈明君等，2014；赖锦等，2015).然而对低孔、超低渗储层是否具有应力敏感性，敏感性的强弱仍存在争议(Landry and Grest, 2004；孙东生等，2012).邓泳等(2015) 利用CMS-300覆压测试系统，结合恒速压汞、铸体薄片、扫描电镜等技术分析了准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律，结果认为，低孔、低渗储层覆压孔隙度和覆压渗透率均与净上覆压力呈幂函数递减关系，致密储层岩石具有较好的弹性，恢复压力后，致密油的孔隙度和渗透率基本能恢复到初始值；刘均一等(2014) 利用YBH-1多功能储层保护实验仪对不同渗透率储层进行了储层敏感性流动实验，结果认为低孔、低渗储层具有较强的应力敏感性损害，同时渗透率应力敏感性损害是造成致密储层产能下降的主要原因.景成等(2013) 、赵云生等(2015) 基于岩石物理相分类、不同储层的岩石电性参数频散特性来确定致密储层的渗透率，认为致密储层孔隙结构复杂，渗透率变化规律呈非线性的分布特点.也有多学者基于变围压实验，对低孔、低渗储层岩石的应力敏感性认为(罗瑞兰等，2007；Siriwardane et al.，2009；胡勇等，2013)：(1) 基于本体有效应力理论，变围压实验评价认为储层岩石的应力敏感性较弱；(2) 基于传统的有效应力实验认为储层岩石的应力敏感性较强.

本文实验仪器主要包括从美国Core Laboratory公司引进的氦气孔隙度仪、手动高压泵、岩心加持器、氦气瓶以及施加围压的高压泵，结合扫描电镜、铸体薄片、核磁共振等技术对鄂尔多斯盆地延长组长7段低孔、低渗储层在定覆压变孔压和定孔压变覆压条件进行实验，分析了孔隙度、渗透率的损害机制，建立孔隙度、渗透率与有效应力的关系；同时探讨了定覆压变孔压、定孔压变覆压对渗透率损失率的影响.研究结果认为：(1) 低孔、低渗储层均具有较强的应力敏感性损害，渗透率的相对损失率较大；(2) 储层的微观孔隙结构、孔喉分布特点决定储层应力敏感性损害机制；(3) 储层应力敏感性损害分两个阶段，第一阶段，在储层的沉积形成过程中，随着上覆压力的增加，机械压实作用是储层渗透率降低的主要原因，第二阶段，在油田开发过程中，随着孔隙压力的降低，从而降低储层的渗透率，这种损害是永久性的.因此低孔、低渗-超低渗油气藏勘探开发中需要保持合理的生产压差，减轻储层应力敏感性损害，从而提高油井产能和采收率.

此次实验主要利用美国Core Laboratory公司的仪器进行孔隙度、渗透率的测定，结合扫描电镜、铸体薄片以及核磁共振资料综合分析孔隙度、渗透率、粘土矿物以及孔隙结构特征对低孔、低渗储层应力敏感性的影响，分析了定覆压和定孔压条件下孔隙度、渗透率的损害规律，并比较了这两种条件下不同阶段中储层渗透率损害机制的差异性.

选取11块已洗油的天然砂岩储层岩心开展室内评价实验，岩心的基础参数如表 1所示，由表 1可以看出，储层岩心孔隙度分布在5.43%~12.88%，渗透率在0.00216~0.0808 mD.对1~6号岩心进行定覆压变孔压实验，上覆压力大小为50 MPa, 孔隙压力从40 MPa到10 MPa, 测试点孔隙压力间隔为5 MPa；7~11号岩心进行定孔隙压力，变上覆压力实验研究，孔隙压力为40 MPa, 有效覆盖压力从20 MPa到50 MPa, 测试点孔隙压力间隔为10 MPa.

表 1 (Table 1)

表 1 实验岩心基础数据 Table 1 Basic date of experimental cores 岩心编号 直径/mm 长度/mm 孔隙度/% 渗透率/ mD 1 25 45 10.79 0.0288 2 25 45 9.88 0.0481 3 25 45 9.63 0.0314 4 25 45 9.28 0.0141 5 25 45 8.66 0.0127 6 25 45 8.43 0.0181 7 25 45 7.9 0.0123 8 25 45 7.6 0.0147 9 25 45 8.14 0.0154 10 25 45 5.43 0.00216 11 25 45 7.68 0.00739 12 25 45 12.88 0.0808 13 25 45 10.45 0.0079

表 1 实验岩心基础数据 Table 1 Basic date of experimental cores

在室内实验评价过程中，测定了定覆压变孔压和定孔压变覆压条件下的岩心孔隙度，对孔隙度归一化处理(图 1)，图 1a反映，随着孔隙压力的降低，天然岩心的孔隙度均有所下降，孔隙度降低趋势呈“先快后慢”的变化趋势.当有效应力降至10 MPa时，岩心孔隙度绝对损害值为0.11%~0.27%，孔隙度相对损害率为1.21%~3.28%.图 1b反映，随着上覆压力的增加，天然岩心的孔隙度均下降.当有效应力增加至50 MPa时，岩心孔隙度绝对损害值为0.178%~0.326%，孔隙度相对损害率为2.3%~4.1%.同时，岩心孔隙度大于7%时，孔隙度的损失率呈“先慢后快”的下降趋势，当岩心孔隙度小于6%时，孔隙度的损失率“呈先快后慢”的下降趋势.

图 1

Fig. 1

图 1 岩心孔隙度随有效应力的变化 (a)孔隙度与净孔隙压力关系图;(b)孔隙度与净上覆压力关系图. Fig. 1 Variation of porosity with effective stress

当上覆压力一定，孔隙压力变化时，对样品的孔隙度经归一化处理，进行半对数拟合(图 2)，图 2a反映，孔隙度变化幅度以20 MPa为有效孔隙应力的分界点，有效应力从40 MPa 降到20 MPa时孔隙度变化幅度最大，降到20 MPa以后孔隙度变化趋于平缓.说明40 MPa到20 MPa是该致密储层砂岩孔隙体积变形的主要应力区间.

图 2

Fig. 2

图 2 岩心孔隙度、渗透率无因次半对数与有效应力的关系 (a)孔隙度无因次半对数与有效应力关系图;(b)渗透率无因次半对数与有效应力关系图. Fig. 2 Variation of porosity and permeability with effective stress in semilog coordinate system

根据储层孔隙度应力敏感性实验结果，对数据经过线性回归发现，在定覆压变孔压或定孔压变覆压条件下，岩心孔隙与有效应力之间均存在二次多项式关系，即：

数据拟合结果显示，在定覆压变孔压或定孔压变覆压条件下拟合系数均达到99.0%，表明建立的孔隙度与有效应力的二次多项式关系能够准确的反映岩心所受有效压力与孔隙度之间的变化关系.

岩心核磁共振资料是分析岩心孔隙结构的主要方法.本次实验中测试参数为：TE=0.3 μs, Tw=6 s, Ne=4096.图 3为岩心饱和盐水时的T2谱图，1、6号样品的可动峰幅度大于不可动峰幅度，而5、7号样品不可动峰幅度远大于可动峰幅度.在离心后，1、6号样品的可动峰幅度明显下降，5、7号样品不可动峰幅度稍微下降，说明5、7号样品孔隙结构复杂，具有高束缚水饱和度的特点.1、5、6、7号岩心孔隙度损失率与有效孔隙压力对比发现(图 4a)，孔隙度较小的样品其孔隙度损失率相对较大，但不具有一一对应关系，这也说明孔隙压力降低，孔隙度随之降低的控制因素除微观孔隙结构、孔隙大小外，还可能与岩石矿物颗粒的抗压能力、颗粒大小等因素有关.在定覆压条件下，孔隙压力从40 MPa到20 MPa 之间是孔隙度损失的主要区间，但是孔隙度的减少量与孔隙压力具有二次多项式的关系，说明了致密储层随着孔隙压力的降低，岩石颗粒为弹塑性变形，并不是简单的弹性变形.

图 3

Fig. 3

图 3 岩心T2谱图 (a)离心前;(b)离心后. Fig. 3 The T2 spectra of cores

图 4

Fig. 4

图 4 岩心孔隙度、渗透率的损失率随有效应力的变化 (a)岩心孔隙度损失率与有效应力关系图;(b)岩心渗透率损失率与有效应力关系图. Fig. 4 Core porosity and permeability loss rate varies with the change of effective stress

在室内实验评价过程中，同样对定覆压变孔压和定孔压变覆压条件下的岩心渗透率进行归一化处理(图 5)，图 5a反映，随着孔隙压力的降低，所有天然岩心的渗透率均有所下降，渗透率降低趋势呈“先快后慢”的变化趋势.当有效应力降至10 MPa时，岩心渗透率绝对损害值为0.0105~0.0455 mD, 渗透率相对损害率为44%~75%.图 5b反映，随着上覆压力的增加，所有天然岩心的渗透率均下降，渗透率降低趋势呈“先快后慢”的变化趋势.当有效应力增加至50 MPa 时，岩心渗透率绝对损害值为0.0022~0.1048 mD, 渗透率相对损害率为59.7%~92.4%.岩心渗透率较孔隙度具有较强的应力敏感性.

图 5

Fig. 5

图 5 岩心渗透率随有效应力的变化 (a)岩心渗透率与孔隙压力关系图;(b)岩心渗透率与上覆压力关系图. Fig. 5 Variation of permeability with effective stress

在定覆压变孔压条件下，将测得样品的渗透率经归一化处理进行半对数拟合，图 2b反映，渗透率变化幅度以20 MPa为有效渗透率应力敏感性的分界点，有效应力从40 MPa降到20 MPa时渗透率变化幅度最大，降到20 MPa以后渗透率变化趋于平缓.说明40 MPa到20 MPa应力变化区间是该致密储层砂岩渗透率应力敏感性的主要区间，与孔隙度的应力敏感性区间基本一致.

根据储层渗透率应力敏感性试验结果，对数据经过线性归回发现，在定覆压变孔压或定孔压变覆压条件下，岩心渗透率与有效应力之间均存在二次多项式关系，即：

数据拟合结果显示，在定覆压变孔压或定孔压变覆压条件下拟合系数均达到99.0%，表明建立的渗透率与有效应力的二次多项式关系能够准确的反映岩心所受有效压力与渗透率之间的变化关系，与孔隙度的应力敏感性经验公式相似，也说明了致密储层孔隙度和渗透率具有相似应力敏感性变化规律.

根据岩石孔隙与喉道变形理论可知，在未受压条件下，致密砂岩储层的孔隙与喉道并存，随着上覆压力的增加，岩石中的喉道首先闭合，而孔隙基本不闭合，喉道的受压闭合是造成储层应力敏感性损害的主要原因.因此，从微观孔隙结构、孔喉的分布特点来分析致密储层渗透率应力敏感性损害机制.

(1) 结合图 3、图 4b可以看出，可动峰幅度较大，渗透率相对较高的储层，渗透率的应力敏感性相对较弱，渗透率的相对损失率较小，说明储层中大孔隙所占的比例越大，致密储层渗透率的应力敏感性相对较弱.

(2) 渗透率“先快后慢”的变化趋势，主要原因为，致密储层吼道主要为微细吼道或者微裂缝，随着储层孔隙压力降低，有效应力作用下岩石首先发生弹塑性形变，使得微细吼道或微裂缝的凸起部分发生闭合，快速的降低储层渗透率；在储层孔隙压力降低到一定程度后，储层的压实程度也就相对较高，所存在的吼道为不易闭合的吼道，储层在有效应力作用下的收缩量也就明显降低，从而使储层渗透率的变化趋于缓慢.

(3) 低孔低渗储层(5、7号岩心)以溶蚀孔为主，喉道多呈片状、弯片状构造，填隙物较多，主要为伊利石、绿泥石、铁方解石及高岭石；塑性粘土矿物主要有黑云母、泥岩岩屑、千枚岩岩屑和少量火山岩岩屑等，充填孔隙，堵塞孔隙，或呈假杂基化；颗粒之间以线接触或凹凸状接触为主(图 6)，喉道对压力十分敏感，当上覆应力稍有增加细小的吼道就极易受压闭合，造成孔喉尺寸大幅减小，渗透率迅速降低；在开发过程中随着储层孔隙压力的降低，部分粘土矿物会膨胀进而充填吼道，使储层渗透率降低，产生永久性的渗透率损失.

图 6

Fig. 6

图 6 岩心分析图 (a)5号岩心，溶蚀孔，× 6000；(b)5号岩心，孔隙吼道，单偏镜，×200；(c)7号岩心，溶蚀微孔，×1600；(d)7号岩心，孔隙吼道，单偏镜，×200. Fig. 6 Photos of cores

对渗透率比较接近的岩心进行定孔压变覆压与定覆压变孔压渗透率损失率进行对比，图 7反映，在压差相同情况下，当渗透率损失率小于40%时，定孔压变覆压引起的渗透率损失率较大；当渗透率损失率大于40%时，定覆压变孔压引起的渗透率损失率较大.在一定程度上反映了储层渗透率变化的两个阶段，第一阶段：在储层的沉积形成过程中，主要由于上覆压力的增加，发生机械压实作用，降低储层的渗透率；第二阶段：在油田开发过程中，主要由于孔隙压力的降低，产生应力敏感，降低储层的渗透率，这种损害是永久性的，因此在开发过程中必须保持油井的合理压差，从而提高油井的最终采收率.

图 7

Fig. 7

图 7 岩心渗透率损失率对比分析图 Fig. 7 The loss rates of core permeability contrast analysis

3.1 致密砂岩储层渗透率的应力敏感性较强，孔隙度的应力敏感性弱；孔隙度、渗透率与有效应力均呈二次多项式的关系.

3.2 随着孔隙压力的降低和上覆有效应力的增加，孔隙度、渗透率相对较高的储层属于“先慢后快”型应力敏感性损害模式，损害程度较低；低孔、低渗储层则属于“先快后慢”型应力敏感性损害模式，损害程度较高，同时表明了低孔、低渗储层开发初期需保持合理的压力差，并且需要控制压力降低速率，从而延缓储层渗透率的下降.

3.3 储层渗透率的变化基本可分为两个阶段，第一阶段，在储层的沉积形成过程中，随着上覆压力的增加，储层发生机械压实作用，降低储层的渗透率；第二阶段，在油田开发过程中，随着孔隙压力的降低，产生应力敏感，降低储层的渗透率，这种损害具有不可逆性.

3.4 储层孔喉结构、孔隙尺寸分布、粘土矿物膨胀是储层渗透应力敏感性损害的主要控制因素.低孔、低渗储层吼道多呈片状、弯片状，极易受压闭合，部分粘土矿物随着压力降低或与水膨胀堵塞吼道，产生永久性储层损害.

致 谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！