砂砾岩储集层主要由水动力充足的沉积相发育而成，相较于普通砂岩储层，由于其岩石颗粒粒径大小不一、岩性差异大、分选性差，且已发育微裂缝，致使砂砾岩储层物性变化快，储层渗透率差异大，非均质性强，在喉道较小的情况下，岩石应力敏感不容忽视^[1-3]。在砂砾岩油藏降压开发过程中，由于流体不断被采出、孔隙压力逐渐降低，在上覆压力的作用下，岩石骨架的有效应力逐渐增大，储集层岩石被再次压缩、微裂缝闭合，致使储层物性变差^[4-5]，从而影响油藏的正常生产。关于应力敏感对油藏开发的影响，业内做了大量的研究，但研究结论中存在着截然相反的结论^[6-7]。部分学者认为，应力敏感导致储层渗透率降低，从而制约油藏开发效果。李传亮^[8]却认为应力敏感有助于保持油藏孔隙压力，有利于提高油藏产能。

为了明确砂砾岩油藏在衰竭降压和注水、注气补充压力过程中，应力敏感对油藏开发的影响程度，本文以乌石凹陷东部WS17-2油田的WS17- 2-9井区为例，开展岩石有效应力升高、降低实验，弄清应力敏感对储层物性的影响规律，从而为考虑应力敏感的油藏数值模拟研究和制定油藏注水、注气开发方案奠定基础。

1 油藏基本特征

WS17-2油田位于北部湾盆地乌石凹陷东北，油田内部断裂构造非常发育，属于断块油田^[9-11]。其中，WS17-2-9井区位于油田中部区域，受断裂构造控制，从而形成独立断块油藏。油藏目的层为古近系流沙港组流一段L3I油组，储层有效厚度46.3 m。储层岩石主要以含砾中粗砂岩和砂砾岩为主，岩石成熟度低、分选性较差。储层平均孔隙度18.8%，平均渗透率26.3×10^-3μm²，为中孔低渗储层。油藏原地地层压力30.29 MPa，温度117.6℃。油藏原始含油饱和度45.3%，原油密度0.82 g/cm³，黏度3.89 mPa·s，饱和压力17.45 MPa。目前，油藏尚未正式投入开发。

2 应力敏感实验

参照行业标准《储层敏感性流动实验评价方法》（SY/T 5358—2010）^[12]。根据WS17-2-9的油藏基本特征，为更好模拟油藏开发过程中应力敏感影响，采用回压变化方式开展实验。

2.1 实验条件及样品

实验在25℃的恒温箱中进行。实验用岩心样品根据行业标准《岩心分析方法》（SY/T 5336— 2006）进行制备，岩心样品基本参数如表 1所示；实验流体采用中性煤油，从而确保流体和岩石的配伍性；岩心样品中原油采用石油醚进行清洗。

2.2 实验流程及步骤

根据实验测试条件，采用岩心驱替流动实验装置开展相应实验，具体实验步骤如下。

（1）实验准备：根据实验流程图（图 1），连接实验仪器、设备，并检验其密封性。

（2）有效应力设计：油藏原始地层压力为30.29 MPa，根据取样深度，参照标准《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》（SY/T 5815—2016）^[13]，计算上覆压力约为62.72 MPa，根据Terzaghi有效应力^[14]计算油藏岩石初始有效应力约为32.43 MPa。由于注水开发油藏地层压力一般高于原油饱和压力。鉴于此，设计围压和入口压差依次分别为2.5、5、10、15、20、25、30、35、40和45 MPa。

（3）岩心饱和：岩心抽真空，岩心饱和中性煤油。

（4）降内压渗透率测试：保持围压60 MPa，根据实验压差设计结果，逐渐减低入口和出口压力，保持入口和出口压差1 MPa，每个压力点保持30 min，测试该压差下的稳定流量。

（5）升内压渗透率测试：在降内压实验的基础上，根据实验压差设计结果，逐渐增加入口和出口压力，保持入口和出口压差1 MPa，每个压力点保持60 min，测试该压差下的稳定流量。

（6）结束实验，整理实验数据。

3 实验结果及分析 3.1 应力敏感实验结果

根据实验结果，计算降内压和升内压过程中各个压力点的渗透率，4块岩心样品如图 2所示。根据岩心应力敏感最大损害率和不可逆损害率计算公式（式（1）、式（2）），以及岩心应力敏感损害程度评价标准，计算评价4块岩心样品应力敏感情况（表 2）。

岩心应力敏感最大损害率计算公式：

$ {D_{{\rm{stmax}}}} = \frac{{{K_1} - {K_{\min }}}}{{{K_1}}} \times 100\% $

(1)

岩心应力敏感不可逆损害率计算公式：

$ D_{{\rm{st}}}^\prime = \frac{{{K_1} - K_1^\prime }}{{{K_1}}} \times 100\% $

(2)

式中：K₁为实验初始净应力下渗透率，10^-3μm²；K_min为不同净应力下最小渗透率，10^-3μm²；K₁'为净应力降低恢复到实验初始净应力下渗透率，10^-3μm²。

3.2 应力敏感程度评价

从图 2来看，4块岩心样品的渗透率随有效应力变化规律相同。随着有效应力的增加，岩心样品渗透率先急剧降低，然后缓慢降低；降低有效应力，仅能恢复岩心样品部分渗透率，说明在有效应力增加给岩心样品渗透率带来不可逆损害。分析其原因是，在有效应力作用下，岩石孔隙会逐渐闭合，并且在有效应力较小时，岩石孔隙易闭合，渗透率降低幅度大；随着有效应力的增加，岩石孔隙可闭合程度越来越低，有效应力对渗透率影响越来越小。岩石的胶结物和岩石骨架颗粒在有效应力作用下，逐渐发生塑性变形甚至破坏^[15]，从而造成岩石渗透率不可逆损害。

从表 2来看，3#岩心样品最大损害率大于70%，属于强应力敏感；1#、2#和4#岩心样品最大损害率介于50%~ 70%之间，属于中等偏强应力敏感。2#岩心样品不可逆损害率介于5%~ 30%之间，属于弱应力敏感，1#、3#和4#岩心样品不可逆损害率基于30%~ 50%，属于中等偏弱应力敏感。3#岩心样品的应力敏感最大损害率和不可逆损害率均为4块岩心样品中最大值，3#岩心样品受有效应力增大影响最严重。

从图 3来看，应力敏感损害程度与岩心样品渗透率呈负相关，渗透率越低，应力敏感损害程度越严重。从WS17-2-9井不同取样深度的毛管压力曲线实验获得孔喉特征值（图 4）来看，整体上，WS17-2-9井的岩石孔喉半径变异普遍较大，说明非均质性较强。对比实验岩心样品的取样深度（表 1），4块岩心中，3#岩心样品的取样深度的岩石孔喉半径最小，约为1.5 μm，并且其渗透率只有1.43×10^-3μm²，说明孔隙连通性较差，因此3#岩心样品对有效应力的响应最强。

3.3 油藏开发时应力敏感评价

油藏开发时，储层岩石有效应力的变化是由储层流体流出，孔隙压力降低引起的。根据Terzaghi有效应力，油藏岩石的初始有效应力约为32.43 MPa，远大于应力敏感实验测试标准SY/T 5358规定的初始有效应力2.5 MPa。因此，为正确评价油藏开发时储层岩石应力敏感损害程度，应该根据岩心实验结果选择初始有效应力32.43 MPa时渗透率作为实验评价的初始渗透率。

目前，表征渗透率与有效应力间关系的经验数学模型主要有4种：乘幂模型、指数模型、二项式模型和对数模型^[16]。根据不同有效应力下岩心渗透率（图 2），选择乘幂模型对4块岩心样品实验数据进行回归分析。乘幂模型表达式为

$ K = {K_{\rm{i}}}\sigma _{{\rm{eff}}}^{ - {\alpha _{\rm{K}}}} $

(3)

式中：K为某有效应力下渗透率，10^-3μm²；K_i为初始渗透率，10^-3μm²；σ_eff为Terzaghi有效应力，MPa；α_K为应力敏感系数。

4块岩心样品实验数据回归分析结果如表 3所示，油藏岩石的初始有效应力32.43 MPa时，岩心样品降内压和升内压渗透率如表 4所示。油藏由原始地层压力衰竭至饱和压力时，1#、2#和4#岩心样品，岩石应力敏感最大损害率和不可逆损害率均介于5% ~ 30%，属于弱应力敏感；3#岩心样品，岩石应力敏感最大损害率略高于30%，属于弱-中等偏弱应力敏感。因此，对于乌石WS17-2油田9井区，在实际开发过程中，只要及时补充地层能量，应力敏感对油藏开发影响可以忽略。

4 结论及建议

（1）乌石低渗砂砾岩油藏的岩石渗透率随有效应力的增加先急剧降低而后缓慢降低，恢复孔隙压力，降低有效应力仅能恢复岩心样品部分渗透率，由于有效应力带来的塑性变形，使得应力敏感对油藏岩石渗透率的伤害是不可逆的。岩石物性越差，应力敏感对渗透率的伤害程度越大。

（2）由于油藏开发时岩石初始有效应力远大于实验测试的岩石初始有效应力，致使实验测试的岩石应力敏感损害大于油藏实际开发中的应力敏感损害程度，从而造成实验结论对油藏开发的指导作用有限。

（3）乌石低渗透砂砾岩油藏正常开发时，应力敏感对油藏岩石渗透率的损害较小，及时补充地层能量，可有效降低应力敏感对油藏开发的不利影响。

（4）为提高应力敏感实验对油藏开发的指导作用，建议低渗透储层的应力敏感实验应该从油藏初始有效应力开始测试。