稠油油藏SAGD微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)研究
——以新疆風城陸相儲層重1區(qū)齊古組為例

高彥芳，陳勉，林伯韜，金衍，龐惠文

油氣資源與工程國家重點實驗室(中國石油大學(北京))，北京 102249

稠油油藏SAGD微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)研究
——以新疆風城陸相儲層重1區(qū)齊古組為例

高彥芳，陳勉*，林伯韜，金衍，龐惠文

油氣資源與工程國家重點實驗室(中國石油大學(北京))，北京 102249

SAGD開采預熱之前對稠油儲層進行基于剪切擴容(剪脹)和張性擴容的微壓裂改造有利于提高SAGD循環(huán)預熱效率及蒸汽腔發(fā)育速度。微壓裂階段的稠油處于未流動狀態(tài)，注水導致油砂骨架被剪脹或等向撐開，體應變變?yōu)樨撝?，壓縮系數(shù)(絕對值)增大，且壓縮系數(shù)越大代表油砂儲層具有更高的擴容量和更好的可注性。論文針對微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)的定義、計算及測試等問題，以新疆風城陸相儲層重1區(qū)齊古組為研究對象，通過油砂體積壓縮實驗，開展微壓裂注水階段儲層壓縮實驗機理研究，評價考慮不同注壓、注液溫度等條件下油砂體積變形及壓縮規(guī)律。實驗結果表明，對于剪切擴容，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應力增加而增加，軟化后則正好相反；減小有效圍壓，降低注液溫度，增加單向變形，壓縮系數(shù)增大。對于張性擴容，平均有效應力越小，溫度越低，壓縮系數(shù)越大。該研究成果能夠為評價微壓裂過程中的儲層可注性提供指導。

稠油；SAGD；微壓裂；儲層壓縮系數(shù)

0 引言

微壓裂技術最早應用在加拿大阿爾伯塔地區(qū)油砂的開發(fā)中[1]，該儲層為海相沉積，歷史上的冰川作用引起原本相切型的砂粒接觸結構發(fā)生改變，形成類似超固結土狀態(tài)的“互鎖結構”[2-4]。與加拿大油砂的成藏條件不同，新疆風城油砂儲層為陸相沉積，其結構疏松、非均質物性夾層發(fā)育，且未經(jīng)歷冰川的壓實作用[2,4-5]。蒸汽輔助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，簡稱SAGD)是目前風城油田主要的熱采方式[2,5-7]，其關鍵在于通過預熱階段在儲層形成均勻的蒸汽腔。為了縮短預熱周期，嘗試在預熱階段注蒸汽前通過注入高壓熱液向水平井對間儲層施加小型微壓裂致使油砂預先擴容[5,8]。圖1展示了微壓裂注水階段剪脹和張性擴容過程。

微壓裂擴容機理主要有剪切擴容和張性擴容2種[2,4]。剪切擴容又稱“剪脹”，指油砂受剪切作用下砂粒發(fā)生翻滾和翻轉，導致其體積增大的現(xiàn)象[1-2,9]。張性擴容是指在注壓過程中，油砂孔隙壓力增大致使其體積膨脹；當孔隙壓力超過其抗拉強度時，砂粒間發(fā)生拉張分離形成微裂縫[1,5]。

國外一些學者認為流體壓力和溫度綜合影響加拿大阿爾伯塔海相油砂儲層應力應變演化機制[10]。Dusseault等[11]通過電鏡掃描發(fā)現(xiàn)緊密的互鎖結構和砂粒表面粗糙度是決定油砂剪切擴容潛力的關鍵。Agar等[12]采用雙曲線模型模擬了不同溫度和壓力條件下Athabasca油砂應力-應變關系。Wong等[13]通過實驗觀察到Cold Lake油砂變形過程中顆粒之間存在彈性變形、滾動、剪脹及顆粒破碎4種運動模式。Settari等[14]發(fā)現(xiàn)低有效圍壓下油砂的摩擦角對井筒周圍擴容區(qū)域范圍和儲層可注性有較大影響。Lin等[2]通過室內實驗研究了不同溫度、圍壓和孔隙壓力下5種不同種類油砂的變形規(guī)律。國內一些學者主要從實驗角度研究稠油儲層變形規(guī)律。林伯韜等[5]認為圍壓越小，孔壓越大，油砂剪脹擴容量越大。李存寶等[15]認為常溫下油砂偏應力-應變曲線分為彈性、塑性和軟化階段，不同圍壓下的體應變變化規(guī)律不同。喬麗平等[16]通過X射線衍射、SEM掃描等獲得油砂細觀物理力學性質，通過三軸剪切實驗獲得不同圍壓下油砂應力-應變關系和體應變變化特征。

圖1 風城SAGD油砂儲層微壓裂物理模型圖示[2,8]Fig. 1 Physical model of micro-fracturing in oil sand reservoirs[2,8]

國外研究以加拿大海相油砂剪脹過程中的力學機理為主，對油砂張性擴容的研究較少。新疆風城油砂為陸相沉積，其擴容主要為張性擴容[8]。張性裂縫使井筒附近儲層滲透率升高，注蒸汽時雙水平井對間更容易發(fā)生汽竄[17]，通過控制采油速度[18]、降低注汽壓力[19]等方法可以有效降低SAGD循環(huán)預熱階段和生產(chǎn)階段井對間發(fā)生汽竄的可能性。國內學者針對陸相油砂細觀物理力學做了一些實驗研究，但針對巖芯尺寸、實驗方法、實驗條件(溫度、孔壓、圍壓)等實驗因素考慮不足。目前，國內外尚無關于油砂SAGD微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)的研究。楊勝來、劉榮和、Fjar等人[20-22,24]給出了油氣生產(chǎn)階段常規(guī)儲層孔隙壓縮系數(shù)的定義，Xu等[26]基于歷史擬合建立了用于加拿大海相油砂微壓裂過程的有限元模型，Lin等[5,8]建立了用于風城陸相油砂微壓裂的本構模型。這些文獻為研究油砂微壓裂階段的儲層壓縮系數(shù)提供了借鑒。

SAGD微壓裂階段稠油處于未流動狀態(tài)，巖石固有骨架和未流動的稠油構成儲層新骨架，注水導致油砂新骨架被剪脹或等向撐開，表現(xiàn)為體應變變?yōu)樨撝?，壓縮系數(shù)(絕對值，下同)顯著增大。儲層壓縮系數(shù)作為影響油砂微壓裂改造的關鍵因素，其對儲層擴容量和可注性具有重要的工程意義。本文重點研究SAGD微壓裂注水階段的稠油儲層變形規(guī)律，通過油砂體積壓縮實驗，獲取應力應變及儲層壓縮系數(shù)變化曲線，分析2種擴容方式下儲層壓縮系數(shù)隨儲層受力狀態(tài)和溫度的變化規(guī)律。該研究能夠為評價微壓裂過程中的儲層可注性提供指導。

1 SAGD微壓裂注水階段油砂儲層壓縮系數(shù)定義和計算方法

1.1 油砂儲層壓縮系數(shù)的定義

儲層巖石由骨架及孔隙內流體組成[20-22]，視體積、流體體積和固體體積之間的關系為：

油砂等疏松介質無法進行單軸壓縮實驗，必須施加一定圍壓[5,15-16]，其體積變形由平均有效應力決定[5,22]。平均有效應力表達式為：

三軸剪切擴容實驗中平均有效應力表示為：

三軸等向靜水壓擴容力學實驗中，由于無剪切作用，平均有效應力表示為：

現(xiàn)階段國內外壓縮系數(shù)的定義主要是針對室溫下的干巖樣，假設巖石處于單向壓縮狀態(tài)，測試結束時巖石軸向應變是可變的，且只給出特定測試條件下的一個固定值[20-24]，存在與現(xiàn)場實際不一致的情況：1) SAGD雙水平井井壁圍巖處于三向應力狀態(tài)，巖石變形不僅受到上覆巖層壓力的影響，還與圍壓有關[23]，此時巖石的體積應變由平均有效應力控制[5,22]；2) 干巖樣并不能反映儲層的真實狀態(tài)，巖石孔隙內的流體對儲層壓縮系數(shù)有一定影響[22]；3) 溫度對儲層壓縮性有一定影響[22]；4) 應變加載的情況下，巖石壓縮的難易程度與巖石軸向應變大小有關。因此，儲層壓縮系數(shù)是隨有效圍壓、溫度、單向形變和應力加載路徑及歷史等測試條件的變化而動態(tài)變化的，可將應變加載壓縮實驗下的SAGD雙水平井井壁圍巖儲層的壓縮系數(shù)定義為：

在稠油開采過程中，包括巖石固有骨架、未流動的稠油(微壓裂階段可以看作骨架)和孔隙內流體[25]在內的整個儲層以平均有效應力為參考應力計算得到的壓縮系數(shù)才是關注的重點。在式(9)中，當i取tot，j取1時，即得到儲層壓縮系數(shù)的定義式：

其物理意義為：在一定溫度、有效圍壓和軸向應變下，平均有效應力降低單位壓力時，單位視體積儲層巖石中骨架及孔隙內流體的總體積縮小值。由式(10)可知當體積和應力同時增加或減小時，為正值，壓縮系數(shù)為負值；當體積和應力其中一者增加而另一者減小時，為負值，壓縮系數(shù)為正值。這說明壓縮系數(shù)的正負不能完全決定體積擴容與否，還與應力加載路徑有關。應力加載下壓縮系數(shù)為負值或應力卸載下壓縮系數(shù)為正值時都發(fā)生體積擴容。

1.2 油砂SAGD微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)的計算

油砂儲層具有以下基本特點：1)油砂是砂粒、黏土和瀝青的混合物，剛度小，質地特別疏松[2,25]；2)粒徑為0.1～1 mm，主要以砂為主[2,5]；3)油砂絕對滲透率很高，為300～4 000 mD[2,5]。除此之外，微壓裂階段的油砂儲層還有以下特點：1)現(xiàn)場微壓裂階段一對SAGD雙水平井注水量為320～460方[2,6,8]；2)微壓裂階段的稠油處于未流動狀態(tài)，此時由巖石骨架和未流動稠油構成儲層新的骨架[2]。微壓裂階段油砂儲層物化性質決定其孔隙、滲流和注水特性。油砂SAGD微壓裂階段通過向儲層注水，利用油砂剪脹和張性擴容特性，使其孔隙體積擴大，從而提高儲層可注性[5,6,8]。

稠油儲層流固耦合計算方面應采用有效應力原理[5-6,8,26]，認為微壓裂階段油藏處于水飽和狀態(tài)，注入流體導致孔隙的擴容。對于微壓裂階段儲層，重點研究油砂骨架的壓縮系數(shù)cfr1。一定溫度條件下，用平均有效應力原理表示的儲層骨架本構方程的全微分形式為：

由式(11)可知一定溫度下油砂骨架體積壓縮系數(shù)為：

式(12)是式(9)表示的壓縮系數(shù)中的一種，在飽和油砂剪切擴容和張性擴容實驗情況下，采用式(12)計算的骨架壓縮系數(shù)可近似看作微壓裂階段的儲層壓縮系數(shù)。事實上，對于式(9)當i取fr，j取1，并用dεv代替時，便可得式(12)。式(12)表示的壓縮系數(shù)(切線壓縮系數(shù))可以反映油砂在任一應力狀態(tài)下的瞬時壓縮程度，而割線壓縮系數(shù)則可以反映油砂從初始狀態(tài)到某一特定應力狀態(tài)為止的總體壓縮程度的變化趨勢，兩者是局部與整體的關系。本文所定義的壓縮系數(shù)，無論是切線壓縮系數(shù)還是割線壓縮系數(shù)都是隨測試條件動態(tài)變化的，而已有文獻[24]中的測試方法是針對特定測試條件下的割線壓縮系數(shù)固定值。

2 巖石力學基礎實驗

2.1 巖樣的制作

試樣取自新疆風城油田重1區(qū)齊古組地層，埋深303～304 m左右。風城油砂質地疏松，隨著溫度升高，稠油黏度顯著降低，油砂塑性進一步增強。為了保證巖心的完整性，減少巖心原始結構的擾動，防止氣體和水分的揮發(fā)，對巖心的運輸和儲存進行全程冷凍處理，將現(xiàn)場和實驗用的巖心使用冰塊或干冰包裹的方式運輸并放置其于-20 ℃的冰柜儲存[2,5]。本實驗采用液氮取心方式獲取25 mm×50 mm尺寸垂向標準巖心。取心過程和取出的巖心如圖2所示。

2.2 實驗儀器

實驗所使用儀器為GCTS公司的RTR-1500高溫高壓巖石三軸儀[5,8]，如圖3所示。

圖3 GCTS RTR-1500高溫高壓巖石力學三軸儀Fig. 3 High pressure and high temperature triaxial test system

圖2 液氮取心過程及取心結果Fig. 2 Process and results of liquid nitrogen coring

2.3 實驗目的、流程和步驟

針對剪切擴容的模擬，對試樣分別施加①5.5 MPa圍壓和5 MPa孔壓②10 MPa圍壓和 5 MPa孔壓，研究其在①0.5 MPa有效圍壓(簡稱低有效圍壓)和②5 MPa有效圍壓(簡稱高有效圍壓)下，以0.03 mm/min的應變加載速度施加軸向壓力逐步進行剪切直至試樣破壞(至軸向應變?yōu)? %左右)，同時監(jiān)測各種形變和應力數(shù)值的演變。關于張性擴容的探討，對試樣施加三軸等靜水壓力10 MPa，孔壓從5 MPa以0.1 MPa/min的加載速度、0.5 MPa的壓力間隔逐漸增加到9.8 MPa來模擬注入壓力逐漸增大的過程，同時記錄應力應變曲線。每加載0.5 MPa孔壓后觀測應變直至穩(wěn)定后再進行下一步加載。對于兩種擴容實驗，分別改變壓力室溫度為20 ℃、45 ℃、70 ℃和100 ℃，模擬注液溫度對油砂壓縮性能的影響。

圖4 油砂(a)偏應力和(b)體應變變化曲線Fig. 4 (a) Deviatoric stress and (b) volumetric strain evolutions of oil sand with axial strain

3 結果和討論

3.1 剪切擴容實驗結果及分析

油砂三軸剪切實驗得到的偏應變和體應變曲線如圖4所示，其中偏應力。據(jù)圖4a，當軸應變小于1 %時，偏應力線性增加；軸應變大于1 %后，高有效圍壓下偏應力非線性增加，低有效圍壓下偏應力反而下降，發(fā)生軟化現(xiàn)象。由圖4b可知，當軸應變?yōu)? %時(一般現(xiàn)場條件下軸向變形最大值)，高有效圍壓下油砂70 ℃的剪縮(體應變?yōu)檎?程度與常溫相當，而低有效圍壓下70 ℃的體應變(絕對值)從常溫下的4 %降低為1 %，剪脹(體應變?yōu)樨撝?程度大為降低。由此可知，降低有效圍壓和注液溫度，增加軸向變形增加了擴容效果。

圖4(b)的軸應變-體應變曲線反映了油砂的剪脹擴容規(guī)律和體積膨脹率變化情況，但未直接給出油砂剪脹過程中的壓縮系數(shù)變化。為了進一步分析一定應力條件下油砂的壓縮系數(shù)，結合式(12)，本文求取壓縮系數(shù)的關鍵步驟為：①已知軸向應變和偏應力的關系(圖4a)，在0.5 MPa和5 MPa有效圍壓下，根據(jù)可得軸向應變與有效軸壓的關系，進而根據(jù)式(7)可得軸向應變與平均有效應力的關系，如圖5；②已知軸向應變和體應變的關系(圖4b)，聯(lián)立軸向應變與平均有效應力的關系(圖5)，可得平均有效應力與體應變的關系，如圖6；③由式(12)繪出一定平均有效應力條件下的切線壓縮系數(shù)，觀察平均有效應力對壓縮系數(shù)的影響，如圖7。圖5中A、B兩點分別代表0.5 MPa有效圍壓下20 ℃和70 ℃溫度的油砂可以承受的平均有效應力的最大值，稱之為軟化點。由圖5可見，溫度升高，油砂的最大平均有效應力變小，達到軟化點所需的軸向應變變大。圖6(a)中A、B兩點的含義與圖5相同。軟化點前，隨著平均有效應力增大，體應變緩慢增大；軟化點后，平均有效應力轉而變小，體應變急劇增大。為反映全過程應力狀態(tài)下的壓縮程度變化，計算圖6曲線上各點切線斜率得到圖7的壓縮系數(shù)。

圖5 試樣應變加載下的平均有效應力變化Fig. 5 Mean effective stress evolutions under strain loading

圖7(a) 表明0.5 MPa有效圍壓下，隨著平均有效應力變化，壓縮系數(shù)經(jīng)歷了由正到負再到正的三個階段。第一階段，隨著平均有效應力逐漸增大，油砂孔隙壓密，骨架壓實，出現(xiàn)輕微的剪縮；第二個階段，隨著平均有效應力逐漸增大，油砂顆粒受到剪切力作用發(fā)生翻轉、翻滾，體積擴容，至A、B點瞬時的壓縮系數(shù)最大(絕對值)；第三個階段，油砂軟化后，體應變仍然增加(圖4b)，但是平均有效應力逐漸減小，此時壓縮系數(shù)迅速變?yōu)檎?。第三個階段的壓縮系數(shù)雖然為正值，但是由于該階段的應力加載路徑為應力逐漸減小，所以實質上油砂體積仍在膨脹。45 ℃條件下的壓縮系數(shù)并沒有完整經(jīng)歷以上三個階段，其曲線較不規(guī)整，且并不是20 ℃和70 ℃相應曲線的過渡情況。由此可見，隨著溫度升高，當油砂從剛性往流變性過渡時內部力學過程極其復雜，在某些溫度區(qū)間相應機理尚不明確。

圖6 (a) 0.5 MPa和(b) 5 MPa有效圍壓下體應變隨平均有效應力的變化曲線Fig. 6 volumetric strain evolutions with mean effective stress under (a) 0.5 MPa and (b) 5 MPa effective conf i ning pressure

圖7 (a) 0.5 MPa和 (b) 5 MPa有效圍壓下壓縮系數(shù)隨平均有效應力的變化曲線Fig. 7 Compressibility evolutions with mean effective stress under (a) 0.5MPa and (b) 5MPa effective conf i ning pressure

由圖7可知，5 MPa有效圍壓下油砂的壓縮系數(shù)為正值(45 ℃除外)，應力加載路徑為應力增加，油砂發(fā)生剪縮；0.5 MPa有效圍壓下的壓縮系數(shù)先負值后正值(忽略孔隙壓密導致的輕微剪縮)，應力加載路徑為先增加后減小，油砂發(fā)生剪脹。這說明相對較低的有效圍壓是油砂發(fā)生剪脹的前提條件。圖7(a)顯示，0.5 MPa有效圍壓下，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應力增加而增加，軟化后則正好相反。結合圖7(a)可知油砂在0.5 MPa有效圍壓和20 ℃溫度下的最大平均有效應力為1.75 MPa左右，這說明當現(xiàn)場井口壓力較小時油砂可能受到高平均有效應力而發(fā)生軟化，此時壓縮系數(shù)呈指數(shù)式增加，一般都會超過0.01 MPa-1。

由于剪切擴容實驗中油砂出現(xiàn)了應力軟化現(xiàn)象，導致壓縮系數(shù)(切線壓縮系數(shù))變化非常復雜(圖7)，難以分析溫度和軸向應變對壓縮系數(shù)的影響，同時無法看出油砂到底發(fā)生了剪脹還是剪縮。因此，采用從初始狀態(tài)到某一特定應力狀態(tài)為止的割線壓縮系數(shù)表示該段曲線的等效壓縮系數(shù)。為了評價在一段相對較長時間內油砂體積的總體擴容或壓縮程度，分析溫度和軸向應變對壓縮程度的影響，根據(jù)圖6過起始點的割線斜率得到從初始狀態(tài)到任一應力狀態(tài)為止的割線壓縮系數(shù)，同時根據(jù)圖5軸向應變與平均有效應力的關系，得到從初始狀態(tài)到任一單向形變?yōu)橹沟母罹€壓縮系數(shù)變化曲線如圖8所示。

圖8 割線壓縮系數(shù)隨軸向應變的變化曲線Fig. 8 Secant compressibility evolutions with axial strain

圖8顯示，當溫度和單向形變相同時，有效圍壓較低時的割線壓縮系數(shù)為負值，而應力改變量始終是正的，故油砂體積發(fā)生剪脹，說明低有效圍壓是油砂發(fā)生剪脹的條件。同時，油砂在較低有效圍壓下發(fā)生剪脹時，相同單向形變下的割線壓縮系數(shù)隨溫度的增加而減小。0.5 MPa有效圍壓下20 ℃的割線壓縮系數(shù)大于70 ℃的割線壓縮系數(shù)，而5 MPa有效圍壓下20 ℃和70 ℃的割線壓縮系數(shù)幾乎相同。李寶存等[15]認為高圍壓下油砂變形存在一個臨界溫度，在臨界溫度上下分別以熱膨脹變形和圍壓產(chǎn)生的壓縮變形為主，低圍壓下則不存在臨界溫度。圖8表明，當軸向應變相同時，低有效圍壓下油砂剪脹存在一個臨界溫度(45 ℃左右)，在臨界溫度處的壓縮系數(shù)最小，高有效圍壓下油砂剪縮程度與溫度關系不大。

圖8顯示，油砂發(fā)生剪脹時割線壓縮系數(shù)隨單向形變增加而增大。0.5 MPa有效圍壓下，20 ℃和70 ℃時3%軸向應變下的壓縮系數(shù)相對原位狀態(tài)分別增加了0.03 MPa-1和0.01 MPa-1左右，而5 MPa有效圍壓下的壓縮系數(shù)受軸向應變影響很小。

相對于歷史上受過冰川壓實作用、質地密實、砂粒內嵌咬合的加拿大阿爾伯塔油砂，新疆風城油砂歷史上未經(jīng)歷冰川作用，質地疏松，砂粒松散分布于瀝青-黏土混合膠結基質中，剪脹角僅為前者的一半甚至更小，且物性非均質性強，儲層微壓裂改造難度大[2,5-6]。國外學者Agar和Settari等人[14,25]研究表明，阿爾伯塔地區(qū)Athabasca海相油砂剪脹趨勢較大，但規(guī)律一致。

3.2 張性擴容實驗結果及分析

為研究張性擴容對壓縮系數(shù)的影響，進行了一組三軸等向靜水壓擴容力學實驗；與之前的剪切實驗不同，該實驗通過改變平均有效應力p′，固定偏應力q為0(即不施加任何偏應力，無剪切作用)的形式來實現(xiàn)。其中平均有效應力通過固定圍壓、增大孔壓的方式實現(xiàn)。圖9給出不同溫度下樣品隨平均有效應力的體應變曲線，根據(jù)公式(12)可得圖9曲線中各點切線斜率即為樣品壓縮系數(shù)變化曲線如圖10所示。

圖9 試樣體應變變化曲線Fig. 9 Volumetric strain evolutions with mean effective stress of samples

圖10 試樣壓縮系數(shù)變化曲線Fig. 10 Compressibility evolutions with mean effective stress of samples

由圖9和圖10可知，隨著注水壓力增大，平均有效應力減小，體應變和壓縮系數(shù)變大。平均有效應力從5 MPa 降至4 MPa左右，壓縮系數(shù)曲線在波動中上升了0.000 5 MPa-1左右，可能是由于實驗初始階段儀器壓力系統(tǒng)未穩(wěn)定以及試樣端面不平造成不均勻壓縮導致。平均有效應力從4 MPa降到1 MPa左右時，儲層壓縮系數(shù)近似線性增加了0.001 5 MPa-1左右。平均有效應力小于1 MPa時，儲層壓縮系數(shù)呈指數(shù)增加。

隨著溫度升高，壓縮系數(shù)變小。這是因為溫度升高導致油砂基質的塑性大為增強，砂粒迅速充填張性擴容部分孔隙，骨架壓縮性變差；另一方面，溫度導致油砂基質體積膨脹，儲層變得疏松，壓縮性改善——兩者形成競爭關系且前者占優(yōu)勢。圖11給出了平均有效應力分別為1.0 MPa、2.0 MPa、3.0 MPa、4.0 MPa時，由于溫度變化導致的試樣的壓縮系數(shù)變化情況。由圖可見，在一定范圍內升溫對壓縮系數(shù)具有抑制作用，在50～70 ℃左右時的抑制作用最明顯。溫度為65 ℃左右時，平均有效應力為3 MPa和4 MPa的壓縮系數(shù)曲線交叉，說明較高平均有效應力下溫度成為影響張性擴容壓縮系數(shù)的主要因素，而平均有效應力的影響很小。

與加拿大海相油砂相比，風城陸相油砂粒徑以砂為主，砂泥巖夾層發(fā)育明顯，剛度較大[5]，張性擴容量小，但總體大于剪切擴容量[8]。Wong等人[13]研究表明，阿爾伯塔地區(qū)Cold Lake海相油砂張性擴容趨勢較大，但規(guī)律一致。

圖11 溫度導致的壓縮系數(shù)變化Fig. 11 Temperature-induced evolutions of compressibility

4 實驗結果的應用

本文通過壓縮系數(shù)的大小評價油砂儲層可注性的好壞，壓縮系數(shù)越大，儲層的可注性越好。微壓裂注水階段儲層壓縮系數(shù)的大小與儲層巖性、原始地應力和井口壓力有關。微壓裂施工過程中，儲層巖性和原始地應力狀態(tài)是無法改變的，但可以通過逐步提高井口壓力改變儲層的有效應力。隨著井口壓力逐漸提高，井筒附近儲層孔壓逐漸增加，有效圍壓和平均有效應力逐漸減小，剪脹和張性擴容導致的壓縮系數(shù)變化規(guī)律分別與圖7和圖10類似。

以重1區(qū)A井(注水井A-I和生產(chǎn)井A-P)為例，采用文獻[6,8]的處理方法將現(xiàn)場復雜的井口壓力簡化為6個注壓階段(表1)，并選取其中3個注壓時間較長的穩(wěn)壓階段(階段2、階段4和階段6)計算其對應的儲層壓縮系數(shù)。通過測井資料、小型壓裂測試和Kaiser聲發(fā)射試驗得到風城重1區(qū)儲層的垂向地應力梯度σv為0.021 MPa/m，水平最小主應力梯度σh為0.012 MPa/m，水平最大主應力梯度σH為0.018 MPa/m[6]。表2為A-I井和A-P井在3個穩(wěn)壓階段期間井筒附近儲層剪脹和張性擴容導致的壓縮系數(shù)(取絕對值)計算過程及結果。

由表2可知，A-I井和A-P井井筒附近儲層所處的實際平均有效圍壓在0.144 ～1.21 MPa之間，處于低有效圍壓下的剪脹和張性擴容狀態(tài)，其壓縮系數(shù)變化規(guī)律分別可用圖7(a)和圖10近似描述。

表1 A井簡化后的井口注入壓力Table 1 Simplif i ed wellhead pressures of wellpair A

對于注水導致的剪脹過程，隨現(xiàn)場井口壓力逐步增加，平均有效應力減小，壓縮系數(shù)逐漸降低，一般在0.003～0.02 MPa-1之間。對于注水導致的張性擴容過程，隨著現(xiàn)場井口壓力逐漸增加，平均有效應力減小，壓縮系數(shù)增加，一般在0.001～0.003 MPa-1之間。

關于微壓裂注水過程中何種擴容方式占據(jù)主導地位的問題，目前尚無定論，文獻[6,8]進行了部分探討。本文通過實際注壓條件下兩種擴容方式單獨導致的壓縮系數(shù)的變化幅度來看，剪脹過程中的壓縮系數(shù)變化幅度明顯大于張性擴容的變化幅度。關于兩種擴容方式如何耦合分析以及兩種擴容方式導致的壓縮系數(shù)如何疊加的問題，將是下一步研究的重點。

文獻[27]給出利用壓縮系數(shù)推算儲層彈性能量的方法，若獲取整個儲層的動態(tài)壓縮系數(shù)場便可以計算儲層動態(tài)彈性能量。從井筒附近往地層深處延伸，儲層巖性、原始地應力和孔隙壓力都會發(fā)生變化，儲層壓縮系數(shù)顯著不同。本文研究的壓縮系數(shù)僅為井筒附近儲層的壓縮系數(shù)，遠井筒儲層的壓縮系數(shù)影響因素復雜，需要結合有限元分析作深入研究。如何由井筒附近儲層的局部壓縮系數(shù)推廣到整個儲層的壓縮系數(shù)場，將是評估儲層彈性能量的關鍵。

表2 A井穩(wěn)壓階段儲層壓縮系數(shù)Table 2 Reservoir compressibility during stage 2, stage 4 and stage 6 of wellpair A

5 結論

(1)儲層壓縮系數(shù)是隨有效圍壓、溫度、單向形變和應力加載路徑及歷史等測試條件的變化而動態(tài)變化的。

(2)SAGD微壓裂注水階段的稠油處于未流動狀態(tài)，通過向儲層注水，利用油砂剪脹和張性擴容特性，使其孔隙體積擴大，從而提高儲層可注性。

(3)影響儲層壓縮系數(shù)的主要因素有軸向應變、圍壓、孔壓、溫度。對于剪切擴容，油砂軟化前的壓縮系數(shù)隨著平均有效應力增加而增加，軟化后則正好相反；減小圍壓，降低注液溫度，增加單向變形，壓縮系數(shù)增大。對于張性擴容，平均有效應力越小，溫度越低，壓縮系數(shù)越大。

(4)為了增加儲層可注性，現(xiàn)場可通過①不間斷注水使井壁周圍區(qū)域有效圍壓降低，②根據(jù)儲層埋深逐級提高相應的注入壓，從而使儲層產(chǎn)生較大單向形變，③盡可能降低注液溫度，抑制油砂塑性增強對剪脹造成的負作用。

(5)SAGD開發(fā)油藏一般埋深較淺，常規(guī)壓裂難度較大。對于物性較好的油砂儲層，微壓裂技術是目前切實可行的方法之一。但是，如果儲層存在隔夾層，通過微壓裂注水、高壓注蒸汽等物理方法難以突破夾層，此時可以借助酸壓、ES-SAGD(膨脹溶劑蒸汽輔助重力泄油)以及酸壓-溶劑-聚合物/熱蒸汽驅等化學方法實現(xiàn)。另外，加拿大SAGD現(xiàn)場操作結果表明，超破裂壓力注入會影響蓋層穩(wěn)定性，這要求微壓裂注水啟動階段和注蒸汽生產(chǎn)階段的注入壓力略小于破裂壓力，這樣既保證了注水/汽效果，又保證了蓋層的穩(wěn)定性。

(6)微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)對研究油砂擴容，增加儲層滲透率，提高可注性具有重要的工程指導意義。該階段的壓縮系數(shù)只適用于儲層微壓裂改造階段，儲層改造結束后，將在150 ℃以上高溫下注入蒸汽加熱稠油至其黏度低于2 000 mPa·s。下一步將重點研究高溫下注汽循環(huán)預熱及注汽生產(chǎn)階段的壓縮系數(shù)對SAGD生產(chǎn)的影響，彼時考慮的因素將更加復雜，包括相態(tài)變化、毛細管力等。

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Study on compressibility during micro-fracturing in continental ultra-heavy oil sand reservoirs—Taking the Qigu Formation of Xinjiang Fengcheng Oilf i eld Z1 Block for instance

GAO Yanfang, CHEN Mian, LIN Botao, JIN Yan, PANG Huiwen
State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China

Micro-fracturing of the wells before preheating circulation phase can shorten the circulating preheating cycle and improve the propagation of steam chamber in SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) development. Injecting water to the immobile ultra-heavy oil sand reservoir during micro-fracturing phase will cause shear dilation and tensile parting dilation of the framework, which lead to volumetric expansion and increase in compressibility. A larger magnitude in coefficient of compressibility implies a greater volumetric dilation and an improved injectivity. In view of the built-in problems associated the def i nition, calculation and testing methods related to the compressibility under water injection, the core samples obtained from Middle Jurassic Qigu Formation of Xinjiang Junggar Basin were investigated. In this study, the volume compression/expansion tests were designed to study the compression mechanisms during micro-fracturing phase, based on which the volume change behavior under various pressure and temperature circumstances was investigated. It is revealed that the compressibility of oil sand under shear increases with increasing mean effective stress before softening, but displays an opposite trend after softening. Furthermore, the compressibility under shear dilation increases with decreasing effective conf i ning pressure and temperature, as well as increasing uniaxial strain. The tensile dilation tests revealed that the compressibility is in inverse proportion to the mean effective pressure or temperature. The fi ndings of this study can be used to estimate the injectivity of the reservoir for implementation of micro-fracturing in the fi eld.

heavy oil; SAGD; micro-fracturing; coeff i cient of compressibility

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.02.022

(編輯 馬桂霞)

高彥芳, 陳勉, 林伯韜, 金衍, 龐惠文. 稠油油藏SAGD微壓裂階段儲層壓縮系數(shù)研究——以新疆風城陸相儲層重1區(qū)齊古組為例. 石油科學通報, 2017, 02： 240-250

GAO Yanfang, CHEN Mian, LIN Botao, JIN Yan, PANG Huiwen. Study on compressibility during micro-fracturing in continental ultra-heavy oil sand reservoirs—Taking the Qigu Formation of Xinjiang Fengcheng Oilf i eld Z1 Block for instance. Petroleum Science Bulletin, 2017, 02： 240-250.doi：10.3969/j.issn.2096-1693.2017.02.022

*通信作者, chenmian@vip.163.com

2016-10-11

國家杰出青年基金(51325402)和國家青年科學基金(51404281)資助