（一）实验条件及实验步骤

岩心应力敏感性实验：周期性改变孔隙压力，得到渗透率数据，其周期性可模拟油藏衰竭开采和注水补充能量过程，实验数据可反映渗透率损失和恢复情况，旨在找出有效应力变化过程中的渗透率变化规律。岩心编号为5-6,3-18,5-3,8-1。

实验流体：盐水；实验流量：小于0.25ml/min；实验温度：70℃；围压：30MPa。

实验步骤：

a.缓慢同时降低进口和出口压力，使进口压力依次为28.0,25.0,22.0,19.0,16.0,13.0,10.0,6.0,3.0MPa

b.每一压力点持续30mjn后（至稳定），测岩样液体渗透率；

c.缓慢同时增加进口压力和出口压力，使进口压力依次为3.0.6.0,10.0,13.0,16.0,19.0.22.0,25.0和28MPa

d.每一压力点持续30min后（至稳定），测岩样液体渗透率。

（二）实验数据及分析

渗透率损害系数按下式计算：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：Ki为第i个净围压下的岩样渗透率，10-3μm2Ki+1为第i+1个净围压下的岩样渗透率，10-3μm2Pi为第i个净围压值，MPaPi+1为第i+1个净围压值，MPa。

计算应力敏感性引起的渗透率损害率Dk1公式如下：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：Dk1为应力不断增加至最高点过程产生的渗透率损害最大值，%K1为第一个应力点对应的岩样渗透率，10-3μm2Kmin为岩样渗透率的最小值，10-3μm2。

实验按石油天然气行业标准SY5358-2002应力敏感性评价和判断标准表4-3-1执行。表4-3-2～表4-3-5为应力敏感性评价实验结果数据表，相应的应力敏感曲线分别见图4-3-1～图4-3-4。表中参数介绍如下：

表4-3-1 应力敏感性评价指标

表4-3-2 围压30MPa岩心5-6应力敏感性实验数据表

图4-3-1a 岩心5-6流体压力和渗透率的关系图

图4-3-1b 岩心5-6净覆压力和渗透率的关系图

表4-3-3 围压30MPa岩心3-18应力敏感性实验数据表

图4-3-2a 岩心3-18流体压力和渗透率的关系图

图4-3-2b 岩心3-18净覆压力和渗透率的关系图

表4-3-4 围压30MPa岩心5-3应力敏感性实验数据表

图4-3-3a 岩心5-3流体压力和渗透率的关系

图4-3-3b 岩心5-3净覆压力和渗透率的关系

表4-3-5 围压30MPa岩心8-1应力敏感性实验数据表

图4-3-4a 岩心8-1流体压力和渗透率的关系

图4-3-4b 岩心8-1净覆压力和渗透率的关系

总的来讲，四块岩样的渗透率变化范围都较小，最大损害率均在10%左右，说明渗透率对应力不很敏感（应力敏感性评价结果为弱—无）。在相同的净覆压力下，净覆压增大过程的渗透率值比净覆压力降低过程中的渗透率值高，降低流体压力过程的渗透率值比升高流体压力过程的渗透率值高。

气驱应力敏感性实验

当储层受到损害时，宏观上表现为渗透率下降，有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。渗透空间的改变包括：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的下降包括：水锁、碱敏、润湿反转和乳化堵塞等。从微观上讲，影响储层渗透率的内在因素主要包括：岩石矿物组成、结构、构造、储集空间结构、岩石表面润湿性、流体性质；储层损害的外因主要指：入井流体性质、压差、温度和作业时间等。到目前为止，还没有真正形成一套系统的海相碳酸盐岩储层保护的实验技术和方法，大部分工作都是借鉴碎屑岩储层保护的研究思路和方法。

3.5.1.1 储层损害的室内评价

储层损害评价技术包括室内评价和矿场评价，室内评价的目的是研究油气层敏感性，配合进行机理研究，同时对即将采用的保护技术进行可行性和判定性评价，为现场实施提供依据。图3-167是储层损害室内评价实验流程框图，常规的储层损害室内评价方法主要是通过获取所研究地区储层岩心或采用标准岩心，在模拟储层现场条件的情况下，进行岩心流动试验，在观察和分析所取得试验结果的基础上，研究岩心损害的机理。

图3-167 储层损害室内评价实验流程框图

从20世纪60年代初期开始，中国大部分油气地质实验室建立了以水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏测试方法。测试结果被用作抑制黏土膨胀、合理运用酸化用液、调节适宜的水矿化度、正确控制生产流速等系列技术的重要参考。常规五敏室内评价方法较为成熟，石油行业标准SY/T5358—2002储层敏感性流动实验评价方法中有关水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏为主的五敏损害实验方法和评价指标经多次修订已基本能符合生产实际的要求。

（1）温度敏感性评价

在钻井完井过程中，由于外来流体进入油气层，可使近井筒附近的地层温度下降，从而对地层产生一定的影响，主要体现在以下几个方面：一是由于地层温度下降，导致储层中胶质、沥青质等有机质的沉积结垢；二是由于地层温度下降，导致无机物沉淀结垢；三是由于地层温度下降，导致地层中的某些矿物发生变化。因此，温度敏感就是指由于外来流体进入地层引起温度下降从而导致地层渗透率发生变化的现象。定量评价这种影响比较复杂，特别是当地层温度较高时，因为整个实验装置都必须处在高温恒温装置内，实验流体有两类，一类是用地层水来进行实验，另一类是用地层原油来进行实验。当实验流体为地层水时，其具体方法如下：

1）选择实验岩心，测量长度、直径。

2）选择实验温度点分别为T1、T2、T3、T4、T5、T6；其中T1为地层温度，T6为地面温度，每点之间的温差为ΔT=（T6-T1）/5。

3）在实验温度点T1时，在低于临界流速的条件下，用地层水测出岩心稳定的渗透率K1。

4）改变实验温度（必须保持恒温2h以上），重复第3）步，直至测出最后一个实验温度点T6所对应的岩心稳定渗透率K6。

如果Ti-1对应的渗透率Ki-1于Ti对应的渗透率Ki之间满足下式：

（Ki-1-Ki）/Ki-1×100%≥5%

说明已发生温度敏感，则Ti-1即为临界温度值。损害程度的计算方法如下：

损害程度=（Kmax-Kmin）/Kmax×100%式中：Kmax为渗透率变化曲线中各渗透率点中的最大值，μm2；Kmin为渗透率变化曲线中各渗透率点中的最小值，μm2

评价指标目前尚无统一的标准，可以用表3-16的标准来评定。

表3-16 温度敏感性评价指标

当实验流体为地层原油时，在测定渗透率K1之前，先将岩心抽真空饱和地层水，再用地层原油驱替岩心，建立束缚水饱和度，其余方法和实验流体为地层水时类似，将地层原油取代地层水，测定不同温度下岩心的油相渗透率。损害程度的计算方法和评价指标与实验流体为地层水时相同。

（2）应力敏感性评价

应力敏感性是考察在施加一定的有效应力时，岩样的物性参数随应力变化而改变的性质，它反映了岩石孔隙几何学及裂缝壁面形态对应力变化的响应，对于裂缝较为发育的碳酸盐岩储层，应力敏感程度是一项值得关注的指标。近年来有关应力敏感性的相关研究较多，但其评价实验方法和评价指标还在研究和探索中，石油行业标准SY/T5358-2002储层敏感性流动实验评价方法中有关于应力敏感性评价实验方法，公开出版的保护油气层技术书籍中也有关于应力敏感性评价实验方法和评价指标，但侧重点各有不同，这里介绍一种裂缝储层应力敏感性评价实验方法。

1）确定围压、驱替压力与有效应力之间的函数关系。储层岩石在井内实际承受的有效应力σ有效可由下式求得：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：P上覆、P孔隙分别为上覆岩层压力和地层孔隙压力。

在岩心流动实验中，由于P上覆≈P围，P孔隙≈0.5P驱替，因此可得到

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：P围、P驱替分别为围压和驱替压力。

2）评价应力敏感性的两种实验方法。从式（3-129）可知，有效应力的变化有两种途径，一是保持P围不变，改变P驱替；二是保持P驱替不变，改变P围。

第一种方法：将饱和了模拟地层水的岩样装入岩心夹持器，保持围压不变，出口通大气，进口压力由预定的最高压力逐步降低到预定的最低压力，并逐点用模拟地层水测岩样的渗透率，该过程模拟了油气田生产过程。

第二种方法：固定驱替泵的流量低于岩样的临界流速，保持驱替压力不变，围压从最低压力（密封岩样所需的最小压力）开始逐步增加到预定的最高压力，实验过程中有效应力逐渐增加；在围压达到预定的最高值后，再逐步降低围压至初始压力值，这是有效应力逐渐降低的过程。渗透率与有效应力典型关系曲线如图3-168所示。

由图3-168可以看出，在升围压实验曲线上，岩样渗透率随有效应力上升而逐渐下降，下降到一定渗透率值以后，下降趋势变缓；在降围压实验曲线上，渗透率随有效应力减小而缓慢增加。但升围压曲线与降围压曲线之间有一定距离，且低压段距离大于高压段。这是岩样形变没有完全恢复所致（即存在渗透率滞后效应）。

图3-168 岩样渗透率与有效应力的典型关系曲线

第一种实验方法中。只能观察到有效应力增加对岩样渗透率的影响；同时由于驱替压力的改变会引起流速改变，从而会引起流态变化，影响实验数据的精确性；还可能使岩样中的微粒发生运移，造成渗流阻力的改变。这不利于对应力敏感性单个因素的影响作出明确而清楚的分析。而第二种实验方法排除了流速的影响，可同时观察到有效应力增加及减少两个过程中渗透率的变化，而且实验过程较简单。另外，还可对有效应力变化引起的岩样渗透率滞后效应进行评价。因此，建议采用第二种方法进行应力敏感性评价实验。

3）评价应力敏感性的实验程序及指标。

A.选取天然裂缝性岩心，准确量取裂缝性岩样的几何尺寸，并称取岩样的干重，测其氮气渗透率。

B.将裂缝性岩样用标准盐水真空饱和，然后称取岩样的湿重，并计算其孔隙度。

C.将岩样放入岩心夹持器中，首先用标准盐水进行驱替，待压力稳定后测其盐水渗透率。

D.用煤油驱替建立束缚水饱和度，然后测定在不同有效应力条件下裂缝性岩样的油相渗透率，实验时泵流量固定在0.8倍临界流速，围压控制在1～24MPa。

E.利用计算机绘制裂缝性岩样的渗透率与有效应力之间的关系曲线.计算应力敏感损害度。目前，国内外尚未提出公认的评价应力敏感性的定量指标，因此，只能对应力敏感性进行定性评价。在大量的应力敏感性实验研究的基础上，笔者提出了评价应力敏感性的定量指标，即应力敏感性损害度Rσ，其定义如下：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：K为初始渗透率（升高围压曲线起始点），10-3μm2；Kmin为最低渗透率（一般为升围压曲线终止点），10-3μm2；Δσ为有效应力变化值，MPa。评价应力敏感性的定量指标：Rσ为3～2，2～1，1～0时，损害程度分别为弱，中，强。

传统的油层损害的损害度R，只是岩样渗透率降低的百分率，没有考虑有效应力的变化幅度。不能直接反映有效应力的影响。应力敏感性损害度Rσ，则反映了有效应力变化因素，更具科学性和实用性。

（3）工作液对储层的损害评价

主要指借助各种仪器设备，预先在室内评价包括钻井液、完井液、压井液、洗井液、修井液、射孔液、压裂液、酸化液等工作液对油气层的损害程度，达到优选工作液配方和施工参数的目的。

1）工作液的静态损害评价。该方法主要利用各种静态滤失实验装置测定工作液静态滤失系数和工作液滤入岩心前后渗透率的变化，来评价工作液对油气层的损害程度并优选工作液配方。实验时，尽可能模拟储层温度和压力条件。用式来计算工作液的损害程度：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：Rs为损害程度；Ko为损害后岩心的油相有效渗透率，μm2；Ko为损害前岩心的油相有效渗透率，μm2。

Rs值越大，损害越严重，评价指标同表1。

2）工作液动态损害评价。在尽量模拟地层实际条件下，评价工作液对油气层的综合损害，为优选工作液配方和优化施工工艺参数提供科学依据。动态损害评价与静态损害评价的区别在于：静态评价时，工作液处于静止状态，而动态评价时，工作液处于循环或搅动的运动状态。采用多点渗透率伤害评价仪还可以测定工作液浸入岩心后的损害深度和损害程度。

3.5.1.2 中国海相碳酸盐岩油气层损害机理

由于海相碳酸盐岩和砂岩在成因上的不同，储层在矿物组成、储集空间和储渗性能方面有很大的差别。

●碳酸盐岩储层的裂缝相对砂岩较为发育，使得储集空间体积的总孔隙度一般很低，但局部孔洞缝发育带的孔隙度和渗透率值很高，其孔隙度和渗透率之间的相关关系不如孔隙型储层。

●碳酸岩储层和碎屑岩储层中的敏感性矿物类型、含量和产状有着很大的差别。碎屑岩储层中的敏感性矿物主要是黏土矿物，且通常位于外来流体和储层中本身流体首先与之接触的粒表、粒间暴露处，因而敏感性矿物，特别是黏土矿物，是碎屑岩储层敏感性的主要内因。而碳酸岩储层黏土矿物含量较少，并且主要是沉积成因，与碎屑岩中的黏土矿物相比，在岩石中分布相对均匀，而孔喉的表面和裂缝的缝面通常不具有优势分布，因此由黏土矿物所造成的“外来流体与地层岩石不配伍”伤害比碎屑岩要弱得多，但碳酸岩或白云岩储层有本身特征的敏感性矿物，如铁方解石、铁白云石等，遇酸会释放大量的Ca2+、Mg2+离子，Mg2+离子在碱性条件下比Ca2+离子相对易于沉淀，形成Mg（OH）2沉淀，黄铁矿和铁方解石和铁白云石遇酸后会释放出铁离子，在碱性环境下易形成Fe（OH）3沉淀。因此，储层有潜在的较强酸碱性。

●裂缝作为主要渗流通道的储层，其渗透率大小直接决定着储层的产量。裂缝的平、直、宽特点，使其通常具有较高的流体通过能力，固相颗粒易侵入储层较深部位，而侵入的滤液则在裂缝壁上形成泥膜，使孔喉明显缩小。

●在生产过程中由于孔隙压力不断下降，上覆岩层负荷应力与孔隙压力之间的差值（即有效应力），可使裂缝在高围压下闭合，使渗透通道缩小，造成伤害。

一般认为，碳酸盐岩油气层的损害主要是外来固相侵入、滤液侵入、应力敏感等。固相颗粒及滤饼是造成碳酸盐岩裂缝型油气层损害的主要因素，水相圈闭和滤膜是损害孔隙型碳酸盐岩油气层的主要因素。裂缝-孔洞型碳酸盐岩油气层一般基质渗透率很低，裂缝是主要储集空间和渗流通道，因此工作液对基质的入侵可忽略，应集中考虑裂缝可能受到的损害。从储层保护的角度，根据储层裂缝在油藏条件下的宽度对这些裂缝进行分类：一类是由中—小裂缝组成的储层，所谓中裂缝指宽度介于10～100μm的裂缝；小裂缝指宽度介于1～10μm的裂缝；而微裂缝指宽度小于1μm的裂缝，因其与岩块基质的平均孔隙、直径相近，可列入基质孔隙范畴；另一类为大裂缝储层，指裂缝的宽度大于100μm的裂缝。油气层岩性可分为泥质碳酸盐岩和灰质碳酸盐岩。滤液和固相颗粒堵塞是损害碳酸盐岩油气层的共同因素；但裂缝宽度不同和岩性差异导致的化学组成不同；损害机理不尽相同；较大裂缝主要是固相堵塞造成的损害，液相损害对泥质碳酸盐岩裂缝更为严重。对于碳酸盐岩油气层（特别是气层）中的微裂缝，水锁损害尤为严重，原始含水饱和度、渗透率、储层润湿性和界面张力均有较大影响。

（1）固相颗粒浸入

储层压力条件下，对裂缝宽度大于100μm的储层，在钻井施工中遇到的最大问题是储层漏失，其漏失的原因可能有如下类型：①正压差下的漏失；②重力诱导型漏失；③置换性漏失；④溶洞性漏失；⑤其他漏失（漏失同层、边喷边漏、地下井喷等）。这些漏失造成最严重的地层伤害是固相伤害。由于在钻井液中90%的固相颗粒粒径小于50μm，所以当裂缝的直径大于50μm时，几乎所有的固相可进入裂缝中，造成严重的填充堵塞。

（2）储层流体敏感性

在钻井完井过程中，侵入的滤液与储层中的矿物发生物理化学作用，引起储层渗透率的变化，称之为储层的流体敏感性。敏感性矿物包括黏土矿物和非黏土敏感性矿物。王欣等从微粒的受力分析出发，从理论上讨论了重力、范氏力、双电层力和水动力对微粒的影响，并着重研究了微粒水化分散、运移的临界浓度和临界启动速度等多种影响因素。引起速敏伤害的可运移微粒，既有黏土矿物微粒，也有方解石、钙长石等其他非黏土矿物的地层微粒。

现阶段对储层流体敏感性损害机理的认识主要集中在由于黏土矿物遇水膨胀，或微粒分散运移而导致地层孔隙度和渗透率下降。Land等指出，尽管做了数百块岩心实验，仍未能建立蒙脱石含量与水敏损害程度的关系，即蒙脱石膨胀与引起地层损害没有直接的关系，这意味着不含膨胀性黏土矿物的地层也会受到损害。

（3）应力敏感性

Duan对不经打磨的自然裂缝（储层的自然裂缝和地面露头的自然裂缝以及大量的人造裂缝）表面特性进行了深入分析，并对自然裂缝的应力敏感性进行了数值模拟，建立了裂缝-孔隙型储层应力损害的分析方法和评价方法。

蒋官澄对裂缝型储层的应力敏感性进行了研究，通过对裂缝型储层的渗透率和裂缝宽度与有效应力之间的关系进行回归分析，认为裂缝型碳酸盐岩储层还存在着应力敏感性和滞后效应。景岷雪等通过实验得出，应力变化幅度对岩心最终渗透率损害程度影响不大。孔隙型岩心应力敏感性小于裂缝型岩心，而天然裂缝型岩心应力敏感性小于人造裂缝岩心，且人造裂缝岩心受应力发生渗透率损害后，该损害过程几乎不可逆。

Ayoub研究了有效应力与碳酸盐岩岩样渗透率之间的关系。随着有效应力的增加，渗透率呈现三种变化趋势：①由于实验岩样含有粒间孔，渗透率平缓下降；②岩样含有溶蚀孔时，渗透率先是急剧下降，然后平缓的降低；③由于岩样中黏土矿物反抗净压力而导致渗透率升高。

何健等指出，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层应力敏感中等偏强，孔隙型储层应力敏感程度弱。对于模拟地层温度、地层上覆压力、地层孔隙压力、地层含水饱和度的全直径岩心的渗透率应力敏感性分析和测试实验目前在国内外尚属空白。

（4）气层损害机理

气层与油层相比，有很多不同之处。自然界中存在的气藏大多数是低渗气藏，储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点。这些特点决定了气层易受到损害，并且一旦损害，解除比较困难。因此进行气层损害有关研究也是十分重要的。

与油层损害相比，对气层损害的研究深度远远不够。从历史上看，国内外均长期有“重油不重气”的倾向，所以低渗气藏的研究得不到重视；另一方面从渗流力学的观点分析，气体本身具有可压缩性，在储层中渗流时，因滑脱效应而表现出与液体不同的渗流行为，特别是在低渗储层中，有些学者认为，气体渗流具有非达西特性，这些均增加了渗流行为的复杂性。另外，气层表面绝大多数是水湿的，亲水现象严重，增加了渗流行为的不定性。这些都增加了气层损害研究的难度。近几年来，D.Bennion等人对气层损害机理进行了比较系统的概括性总结，对钻井过程中的气层损害机理总结为：①储层本身质量问题；②水锁效应；③欠平衡钻井中的反向自吸；④钻井液固相侵入；⑤钻具在孔壁磨光和压碎现象；⑥岩石-流体间相互作用；⑦流体-流体间相互作用。

另有研究表明气层由于具有较强的应力敏感性，越是低渗气藏，特别是裂缝-孔隙性流道，应力敏感性越明显。应力敏感性是由于很多扁平或裂缝状的孔隙和毛细管的关闭引起的，在气藏开采过程中，随着储层中天然气的采出，这种由于储层有效应力改变而引起的渗透率的降低是非常严重的，据国内外资料报导，应力敏感性可导致低渗气藏的渗透率下降50%～90%。目前国内外还没有建立起一整套针对低孔低渗气藏损害的评价指标，包括对应力敏感性的评价指标。

水锁效应对低渗气藏渗透率的影响尤为严重。据国内外资料报道，液相在气藏中滞留（即水锁）是气藏的主要损害因素，气藏渗透率越低，影响越严重。

Bennion探讨了水锁形成机理、影响因素和损害消除方法，Bennion等认为水锁是由于储层初始含水饱和度远远小于束缚水饱和度引起的。贺承祖根据毛细管束模型，从理论上分析指出外来流体在油气层中的毛细管力是控制水锁效应的主要因素，而表面张力只是影响毛细管力的一个因素，此外还必须考虑接触角和毛细管的有效半径影响。碳酸盐岩油气藏也存在超低含水饱和度的现象，当气藏初始含水饱和度低于束缚水饱和度或不可动水饱和度时，即处于“亚束缚水状态”，一旦水基工作液接触气层或地层中其他部位的水窜入气层，或凝析水在气井附近集结等过程，导致气井周围含水饱和度增高，甚至超过不可动水饱和度，结果气相的相对渗透率大幅降低，造成水锁损害。水锁是气层第一位也是最基本的损害因素，严重制约碳酸盐岩气藏的发现成功率和经济开采。

张振华等人对来自轮南古潜山裂缝性碳酸盐储层的岩心研究后认为，古潜山储层存在明显的水锁效应。储层的初始含水饱和度越低，岩心的绝对渗透率越小，水锁效应越严重，并认为加入表面活性剂是减小水锁效应的有效途径。

不同储层应力敏感性评价

实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。

（一）常规孔渗分析

1.氦孔隙度

样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

颗粒体积计算：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：P1为参比室中的压力，MPaVref为参比室体积，cm3P2为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPaVmatrix为岩心柱体积，cm3Vgrain为样品的颗粒体积，cm3。

柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：Vp为孔隙体积，cm3Vb为总体积，cm3。

2.空气渗透率

使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：K为渗透率，10-3μm2Patm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·sP1为进口压力，psiP2为出口压力，psiQa为流速，cm3/sA为截面积，cm2L为长度，cm。

（二）覆压孔渗分析

1.测试过程

岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。

实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。

2.实验结果校正

实验测定的孔隙度φ（1）、渗透率ka（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ（2）、渗透率Ka（2），校正步骤如下：

a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ（1）、渗透率Ka（1）分别除以常压条件下孔隙度φ（0）、渗透率Ka（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ（1）＝φ（1）/φ（0）、渗透率变化系数FKa（1）=Ka（1）/Ka（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。

b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ（2）：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：φ（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。

c.校正后单轴孔隙度φ（2）除以常压条件下孔隙度φ（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。

d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FKa（2）。

e.单轴向渗透率变化系数FKa（2）乘以常压下渗透率值Ka（0），即为单轴向渗透率值。

（三）实验结果及分析

实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10-3pm2，平均值为26.93×10-3pm2。定义参数——渗透率百分数＝Kpi/K0×100%，孔隙度百分数＝φp/φ0×100%。式中：φpi、Kpi为某一净覆压力（pi）下的孔隙度、渗透率；φ0，K0为初始孔隙度、渗透率（pi=0）。

1.渗透率与净覆压力的关系

图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系

图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化

分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10-3μm2,89×10-3μm2）好于低渗储层（10×10-3μm2<K<50×10-3μm2），特低渗储层（1×10-3μm2<K<l0×10-3μm2）好于超低渗储层（K<1×10-3μm2）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。

图版4-2-1

随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。

岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。

净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。

2.孔隙度与净覆压力的关系

由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。

净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。

由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。

比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。

由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。

图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系

图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系

3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性

深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。

图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数

由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10-3μm2，渗透率不可逆损失率为4%～10%。

由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。

深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征[103-105]:

a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。

b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。

4.加压方式对渗透率变化的影响

为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。

（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响

采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。

图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响

分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。

根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。

（2）慢速连续加压－恢复循环实验

通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。

增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。

图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压

经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。

因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。

5.应力敏感的时间效应

岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（Kg=41.1×10-3μm2）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。

图4-2-8 渗透率变化的时间效应

（四）应力敏感性评价结果

以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI<0为负敏感；SI<0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI>0.3为强敏感；SI>0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。

表4-2-1 实验岩心编号与基本参数

表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据

表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据

图4-2-9 净覆压力与物性的关系图

气体应力敏感性实验

（1）砂岩储层

实验样品主要以四川盆地西部侏罗系蓬三和上三叠统须四砂岩为研究对象，实验结果如图6-1至图6-4所示，无论是基块岩样还是裂缝岩样，渗透率都随有效应力的增加而降低，但降低幅度存在差异。常规近致密储层渗透率随应力增加而下降缓慢，致密储层则有很大幅度的渗透率下降。同为常规、近致密储层，带裂缝岩样要比基块岩样的应力敏感性强。蓬莱镇组岩样埋藏较浅，原有效应力为6.9～13.8MPa，应力增加过程实际上是模拟压实作用。当地层压力降低时，基块渗透率基本恒定，带缝时则渗透率明显降低（图6-2）。须四段储层埋深大，原有效地应力约为3700psi，有效应力减小过程（当σi＜25.5MPa时）是消除弹性变形阶段，这一阶段渗透率随应力增加而剧烈下降，越过该点之后则趋于缓慢（图6-3、图6-4）。

图6-1 蓬莱镇组储层基块岩样应力敏感性

（据万仁溥，2000）

图6-2 蓬莱镇组储层裂缝岩样应力敏感性

（据万仁溥，2000）

图6-3 须四段储层基块岩样应力敏感性

（据万仁溥，2000）

图6-4 须四段储层裂缝岩样应力敏感性

（据万仁溥，2000）

实验测试表明，模拟地层有效应力条件时，基块岩样常规至近致密储层的渗透率为常规值的4/5～1/3，而致密储层则为常规值的1/5～1/20，孔隙度值的变化相对较小，校正到原地层条件下，常规储层孔隙度降低10%左右，致密砂岩可降低10%～25%。

图6-5是根据图6-1和图6-4数据的计算结果，可以看出常规储层基块应力敏感程度总体为弱，应力敏感系数小于0.4；致密、超致密砂岩基块（T3x4）的应力敏感性为强，应力敏感系数大于0.68；裂缝性岩块应力敏感性可达极强程度，但随着裂缝性岩渗透率增加，其应力敏感性有所减弱，有变为中等的趋势。在有效应力作用下，作为油气通道的裂隙及微孔喉趋向于闭合的趋势强，从而引起储层渗透率大幅度下降。油田实际生产也表明裂缝性油藏对地层压力的变化极为敏感，油层的枯竭而引起外部有效应力的增加，使天然裂缝容易受到挤压，其渗透率比基质降低的更快。如二连盆地巴21井在生产过程中，当地层压力下降3MPa时，有效渗透率降低就接近50%。裂缝性致密砂岩地层极强的应力敏感性还容易诱发钻井中出现井喷井漏：当正压差增大，有效应力减小，裂缝的缝宽增大，从而导致井漏。可见保持地层压力对裂缝性油田的开发异常重要。

不同组系裂缝的渗透能力在不同开发阶段会发生变化。一般来说，投入开发后，随着流体的采出，流体压力下降，裂缝开度随之变小，在围压不变的情况下，原始渗透率和渗流速度越大的裂缝，开采后流体下降的速度和开度变小的程度越大，那些与现代应力场最大主压应力方向垂直或斜交的裂缝原始开度、渗透性虽差，但流体压力下降速度和开度变小速度也相对小，在开发过程中，这些裂缝所起的作用将相对增大，在一定开发阶段有可能成为对渗流起主导作用的裂缝。

图6-5 砂岩储层岩样渗透率和应力敏感系数关系图

尹尚先（2006）通过大量实验表明，岩心的渗透率随有效压力的变化而变化的程度大于孔隙度的变化，裂缝性岩心差别最大，孔隙性岩心差别相对要小。裂缝性岩心渗透率敏感性明显大于孔隙性岩心（图6-6）；另外低渗透储层由于其孔道细微，孔隙体积略有下降都将造成渗透率的急剧降低。

当有效压力降低时，岩心的渗透率和孔隙度有所恢复，但不能恢复到原始数据。岩心的渗透率和孔隙度随有效压力的下降而增加的程度不同：岩心的渗透率的恢复性很差，即使有效应力降低到初始值，大多岩心样品渗透率的恢复值也仅有初始值的10%～30%；而孔隙度的恢复值相对要高。裂缝性岩心渗透率随有效应力降低的恢复率也明显小于孔隙性岩心渗透率恢复率（图6-7）。

图6-6 川西公山庙构造凉高山组裂缝性油藏基质岩块应力敏感性

（据尹尚先，2006）

图6-7 川西公山庙构造沙溪庙组裂缝性油藏裂隙岩块应力敏感性

（据尹尚先，2006）

随着对应力敏感性认识的加深，人们一直试图得到应力敏感程度与岩石自身性质的关系，甚至想根据岩石性质来预测储层的应力敏感性。大量的探索性研究已取得不少的成果，然而由于岩石自身的矿物组成不同、沉积环境迥异、压实程度差异较大等多种因素的影响，目前尚未得到满意的结果。康毅力等（2005）通过疏松砂岩和胶结砂岩储层应力敏感程度与岩石自身性质的关系研究，取得的一定认识，认为在疏松砂岩和胶结砂岩储层中，孔隙几何形状是渗透率应力敏感性的基本控制因素，渗透率随有效应力的变化率与岩石种类之间有直接的函数关系。

疏松砂岩储层

疏松砂岩中，物性最好的储层（具有最大孔隙的砂岩）随应力增大会出现最明显的渗透率损失，物性较差的储层表现为应力敏感性弱；颗粒分选越好，颗粒越粗，应力敏感性就越强；颗粒大小与渗透率的应力敏感性之间不存在相关性；因为颗粒分选、歪度和孔隙大小与沉积环境直接相关，疏松砂岩的沉积环境是其应力敏感性强弱的关键因素。

胶结砂岩储层

胶结砂岩中，物性最差的储层随应力增大会出现最明显的渗透率损失；孔隙近似为管状的砂岩样品表现为应力敏感性较弱；孔隙系统特征是沉积后作用（特别是颗粒压实和孔隙类型）的结果；固结砂岩沉积环境和沉积后作用对储层应力区域的局部形成和渗透率分布是十分重要的。

康毅力等（2005）还通过研究不同渗透率的裂缝岩样的应力敏感性情况（所选岩样的基块渗透率小于0.01md，所以测得的渗透率完全由裂缝贡献），得到如下结论（图6-8）：裂缝岩样渗透率的总体变化是随有效应力的增加迅速降低，体现为有效应力增加时，裂缝面间的接触由点到线、再到面的过程；初始渗透率越低的岩样其渗透率降低得越快；初始渗透率高的岩样在最终有效应力点（50MPa）的剩余渗透率也高。他们分析认为应力敏感性的差异在于：初始渗透率高的岩样的裂缝面间有足够的空间让较大的坚硬颗粒充填其中，在有效应力的增加时这些颗粒支撑着裂缝面，抵抗来自外界的应力，使得裂缝还能维持一定渗透率；而初始渗透率低的岩样裂缝宽度窄，颗粒少见充填，即使有颗粒充填也属于易变形的地层微粒，在有效应力增加时不能起到支撑作用，相反地，更可能堵塞裂缝的狭窄处，导致渗透率迅速降低。

图6-8 归一化渗透率与有效应力之间的关系

（据康毅力，2005）

（2）碳酸盐储层

实验岩样取自川东北地区飞仙关组碳酸盐岩储层，岩性主要为鲕粒白云岩。选取孔隙型和裂缝-孔隙型岩样共20块，孔隙型岩样的渗透率范围在（2.19～840）×10-3μm2之间，孔隙度在11.82%～18.40%之间，属于高孔高渗类型。裂缝-孔隙型岩样中裂缝为天然裂缝。

图6-9、图6-10表明同类储层岩样其实验曲线的趋势是一致的。对于孔隙型岩样来说，当有效应力增加时，渗透率呈下降趋势，但总的降低幅度小，降低的趋势较为平缓，卸压后，渗透率恢复程度高（图6-11）。对于裂缝-孔隙双重介质的岩样，当有效应力刚开始增加时，渗透率先是急剧降低（图6-12曲线A段），随着有效应力的继续增加，渗透率降低的趋势变为平缓（图6-12曲线B段），且总的降幅大，卸压后，渗透率回升的幅度很小。

图6-9 孔隙型样应力与渗透率关系曲线

（据何健，2005）

图6-10 裂缝-孔隙型样应力与渗透率关系曲线

（据何健，2005）

图6-11 孔隙型储层岩样典型曲线

（据何健，2005）

图6-12 裂缝-孔隙型储层岩样典型曲线

（据何健，2005）

统计所有岩样的实验数据可知，孔隙型岩样应力敏感系数SS的平均值为0.072，敏感程度弱；而裂缝-孔隙型的岩样SS平均值为0.525，敏感程度中等偏强。图6-13绘制了所有实验岩样的气测渗透率与应力敏感系数SS的关系，容易看出，裂缝-孔隙型岩样的SS普遍比孔隙型的大，即裂缝-孔隙型岩样应力敏感程度要比孔隙型的强。

图6-13 岩样渗透率和应力敏感系数的关系图

（据何健，2005）

两类储层岩样所表现出来的渗透率变化特性及应力敏感程度上的差异，主要是由于各自的储渗空间，孔缝特征的不同所引起的。碳酸盐岩颗粒主要由方解石、白云石等矿物组成，在外力的作用下，颗粒本体不容易发生变形。对于孔隙型岩样，其储渗空间主要为孔隙，当有效应力增加时，由于结构致密，其能够发生形变的孔隙空间小，颗粒之间的胶结和支撑牢固，因而孔隙体积变化小，渗透率降低的幅度小。对于裂缝-孔隙双重介质的岩样，其储渗空间为裂缝和孔隙，飞仙关组储层裂缝主要是构造缝和溶蚀缝，充填程度较低，相对孔隙而言，裂缝具有较大的变形空间，且容易发生形变，即裂缝对应力的敏感程度强于孔隙，当有效应力增加时，裂缝首先被压缩闭合，裂缝宽度的微小变化就会引起渗透率急剧的变化。

（3）含水饱和度对应力敏感性影响

游利军（2004）分别对致密砂岩的干岩样和含水岩样进行应力敏感性实验，含水岩样应力敏感性实验前后应分别测量岩样的重量，以确保实验过程中含水饱和度基本保持恒定。评价方法和标准依据应力敏感性系数法。评价结果表明（表6-2、6-3），致密砂岩含水岩样和致密砂岩干岩样一样具有较强的应力敏感性；干岩样应力敏感系数为0.25左右，而含水岩样应力敏感系数基本都大于0.5，应力敏感系数增加了2倍，说明水的存在加剧了岩样的应力敏感程度；同组岩样（物性相近）含水饱和度越高应力敏感性越强，这是由于随着岩样含水饱和度的增大，气体渗流的实际通道减小，或者因为水的存在使岩石在应力作用下发生了物理化学变化，降低了岩石的抗压强度，因此岩样的应力敏感程度增强：干岩样在3MPa测量的渗透率大约是40～50MPa下含水饱和度为45%时渗透率的10～3000倍。

表6-2 干岩样的应力敏感性

（据游利军，2004）

表6-3 不同含水饱和度的岩样渗透率

（据游利军，2004）

（一）实验条件及实验步骤

本次应力敏感性实验以氮气作为实验流体在室温下开展，实验中进口压力为18MPa，废弃压力为6MPa。其中两块岩心实验围压为50MPa，另两块岩心实验围压为密封压力。

实验步骤如下：

a.按照标准SY/T 5358-2002测定样品孔隙度和渗透率；

b.将样品装入岩心夹持器，加密封压力并根据样品渗透性施加一定的流动压力，随后逐步增加围压、进口压力及回压至设计压力值，老化样品；

c.保持围压不变，同时逐步降低进口压力及回压，保持样品进、出口压差不变，每一次降压且气体流动稳定后，测气体视渗透率.

d.当出口压力降至废弃压力时，净应力增大过程结束；

e.继续保持围压不变，同时逐步增加进口压力及回压，保持样品进、出口压差不变，每一次升压且气体流动稳定后，测气体视渗透率；

f.当进口压力升至实验初始压力值时，净应力减小过程结束。

（二）实验数据及分析

表4-3-6至表4-3-9为各岩样应力敏感性评价实验结果数据表，相应的应力敏感曲线分别见图4-3-5至图4-3-8。

分析图4-3-5至图4-3-8，四块岩样的曲线都很平缓，渗透率下降幅度相当小，说明渗透率对应力不敏感（应力敏感性评价结果为弱－无）。在相同的净覆压力下，升压过程的渗透率值比降压过程中的渗透率值高。

表4-3-6 围压50MPa岩心2-11应力敏感实验数据表

表4-3-7 围压50MPa岩心3-3应力敏感实验数据表

表4-3-8 围压为密封压力岩心3-2应力敏感实验数据表

表4-3-9 围压为密封压力岩心5-2应力敏感实验数据表

图4-3-5 2-11号岩样应力敏感曲线

图4-3-6 3-3号岩样应力敏感曲线

图4-3-7 3-2号岩样应力敏感曲线

图4-3-8 5-2号岩样应力敏感曲线

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