气驱应力敏感性实验
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，MPa;Vref为参比室体积，cm3;P2为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;Vmatrix为岩心柱体积，cm3;Vgrain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，cm3;Vb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，10-3μm2;Patm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P1为进口压力，psi;P2为出口压力，psi;Qa为流速，cm3/s;A为截面积，cm2;L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（10×10-3μm2K50×10-3μm2），特低渗储层（1×10-3μm2Kl0×10-3μm2）好于超低渗储层（K1×10-3μm2）。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SI0为负敏感；SI0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI0.3为强敏感；SI0.5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
应力敏感性模型校正
室内通过改变围压的形式研究油气藏的应力敏感性，得到岩石的外应力敏感程度。实际油藏生产中上覆岩层压力不变，而地层压力（孔隙流体压力）变化，故油气藏生产时表现为对孔隙压力的敏感。因此，必须把外应力敏感曲线转换成内应力敏感曲线。另外，室内实验岩心的渗透率是从K0下降到K的，而油气藏条件下的渗透率是从Ki下降到K的，两个过程完全不同。因加载过程储层岩石存在软塑性矿物的重新压缩、压实，故应力敏感性评价尽可能采用卸载曲线（更接近于岩石的本体弹性变形）。
岩石孔隙度越小，岩石越致密，岩石的可压缩性越小，但孔隙压缩系数越大。渗透率与岩石压缩系数之间没有必然的联系，而是与渗流孔道的大小有直接关系。即渗透率与孔隙压缩系数相关性较强。渗透率对应力的敏感程度随孔隙度的降低而增强。低孔、低渗储层岩石骨架颗粒偏细且分选不好，胶结物和泥质含量高，并发育有极细的微裂隙[117,118]。在应力增大的初始阶段易发生压实变形，在这个阶段单位孔隙体积的变化幅度较大。因而使得渗透率急剧降低，由于这种压实变形是不可逆的，当应力减小后，岩石渗透率不能得到有效恢复（如岩石发育有明显微裂缝，这种现象更加显著）。
从流体方面考虑，低渗储层其孔隙系统基本由小孔道组成，比表面极大，孔道内流体边界层的影响也大，渗透率越低启动压力梯度效应越强。除了受力发生介质变形外，低渗储层渗透率强应力敏感的另一主要原因是油藏储层流体渗流存在启动压力梯度[119,120]。
（一）理论模型校正
1.渗透率与净覆压力的关系校正
由前述实验（内应力不变，外应力增大）得出的孔、渗与净覆压力的指数关系形式：
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
随净覆压力增大，Ki值降低。降低的幅度可以用应力敏感指数表示，其定义式：
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：
为岩石应力敏感指数；Ki为某一净覆压力σi下的渗透率，10-3μm2;K0为初始渗透率（净覆压力为0，也即地面渗透率），10-3μm2。
储层敏感性评价标准为：当
，为负敏感；当
时，为弱敏感；当
时，为中等敏感；当
时，为强敏感；当
时，为极强敏感。
上述公式建立的基础是把岩石看作普通固体材料（φ→0），而初始状态是地面岩心，所得到的应力敏感指数是地面岩心的应力敏感指数。而实际岩石是多孔介质（1＞φ＞0），受本体有效应力和结构有效应力的双重作用。深层高压低渗油藏岩石受上覆岩层的压实作用颗粒排列紧凑，一般不会较大幅度发生颗粒与颗粒之间的相对位移（塑性变形），地下岩石以骨架的本体变形（弹性变形）为主。整个油藏开采过程中，上覆岩层压力（p岩）不变，变化的是孔隙流体压力。随储层流体的不断采出，孔隙流体压力下降致使储层岩石受到的有效应力增加，岩石向稳定状态过渡。原始地层压力（pi）及生产过程中某一地层压力（p）条件下储层岩心的渗透率分别为
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：Pi为原始地层条件下的地层压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%;p岩为油藏储层的上覆岩层压力，MPa。
此时，油藏储层的应力敏感指数为
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
这里因孔隙度参数对有效应力的敏感性较弱，可以认为在油藏开发过程中孔隙度参数基本不变（孔隙度损失率的最大值为12%，一般储层孔隙度不超过15%，其孔隙度变化的最大值为1.8%）。比较式（4-4-30）与式（4-4-33），同样的储层流体压力下降幅度，式（4-4-33）中有效应力不足式（4-4-30）的20%（油藏储层孔隙度一般低于20%）。油田实际生产中，随着孔隙流体压力的下降有效应力不会有明显增加。
用校正后的渗透率与净覆压力关系得到多孔介质有效应力理论。据该理论大多数低渗透岩石为无－弱应力敏感，而用原未校正模型得到的结论为强－极强应力敏感。虽然用多孔介质有效应力理论评价油气藏大多为无－弱敏感，但也有特殊的情况。对于原始地层压力非常高的深层高压油气藏，当孔隙流体压力下降很大时，原始地层压力与孔隙流体压力的差值非常大，与孔隙度乘积后仍很大，这时仍会有应力敏感发生。也就是说，用多孔介质有效应力理论评价储层岩石的敏感性，会得出深层高压油气藏储层岩石存在应力敏感。而大多数的情况下低渗透储层岩石基质不敏感，而裂缝敏感。
取油藏埋深3360m，岩石密度2.32g/cm3，重力加速度g为9.8m/s2，油藏压力系数1.80。则储层上覆岩层压力76.39MPa，原始流体压力59.27MPa。上覆岩层压力与原始流体压力差值大于15MPa。随着油藏开发的进行，这个差值越来越大。地层压力最小取5.0MPa，用式（4-4-32）、式（4-4-33）计算，结果如表4-4-2所示。
表4-4-2 地层条件下的应力敏感指数
分析表4-4-2，中渗、低渗Ⅰ类、低渗Ⅱ类储层在开发过程中均为弱应力敏感，而低渗Ⅲ类储层为中等敏感。由气驱实验与油藏生产实际对比，深层高压油藏原始地层压力状态下的有效应力大于15MPa（以Terzaghi有效应力方程）。若以本体有效应力计算，则储层有效应力大于60MPa。也就是说，油藏开发中的应力敏感性是气驱实验渗透率百分数与净覆压力关系中净覆压力大于15MPa或20MPa之后的曲线。故如果气驱实验曲线不进行校正，则明显夸大了地下储层的应力敏感性。当然，此种分析假设储层为单纯孔隙介质且裂缝不发育。若裂缝、微裂缝发育，则油藏开发过程中储层应力敏感性会更强。
2.孔隙度与净覆压力的关系校正
应力敏感实验中首先测试、计算岩样孔隙度：
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为岩石孔隙体积，cm3；Vb为岩石的外表体积，cm3。
应力敏感实验应力加载过程中，岩石的孔隙体积为Vp-ΔVp,ΔVp是孔隙体积的变化量。实验室通过测量岩样排出流体的体积来确定孔隙体积变化量。按土壤力学的认识，岩石颗粒骨架本身变形可以不考虑，外观体积的变化等于孔隙流体变化量，即：Vb－ΔVp。
目前，岩石孔隙度计算式为
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
实际的孔隙度计算式应该为
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（4-4-35）中，由于借用了土壤力学的观点没有考虑岩石骨架颗粒△Vs的变形。结果是外观体积的变化比实际的要大（式中分母过大），造成测定加载过程中孔隙度变化幅度变小。用式（4-4-35）计算净覆压力增加过程中岩石的孔隙度，随净覆压力的增加，孔隙度会减小。不存在孔隙压力（驱替实验）时，孔隙度随净覆压力的变化可以用如下指数递减形式表示：
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：φi为净覆压力σi下的孔隙度，%；φ。为初始孔隙度（净覆压力为0时的孔隙度），%。
若存在孔隙压力时，按照双重有效应力理论，整个油藏开采过程中上覆岩层压力（p岩）不变，变化的是孔隙流体压力。随着储层中流体的不断采出，孔隙流体压力下降，致使储层岩石所受到的有效应力增加。原始地层压力（pi）及生产过程中某一地层压力（p）条件下储层岩石孔隙度分别为
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：Pi为原始条件下的地层压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa；φp，为原始地层压力（pi）下的孔隙度，%；φp为某一地层压力（p）下的孔隙度，%。
深层多孔介质在巨大的上覆压力作用下已发生了塑性变形（结构变形），颗粒与颗粒之间以紧凑方式排列。紧凑方式排列的颗粒一般不会再发生相对位移，塑性变形（结构变形）很弱。除了结构变形外还有岩石骨架颗粒本身的变形，这部分变形同岩石的结构变形不同，是弹性变形，弹性变形是可以恢复的。
式（4-4-35）孔隙度计算公式中，由于借用了土壤力学的观点没有考虑岩石骨架颗粒的变形。因此，外观体积的变化比实际外观体积的变化量大，造成测定加载过程中孔隙度变小。地表土壤多孔介质变形以塑性变形为主，地下多孔介质岩石变形以骨架颗粒的弹性变形为主。
（二）常规气测模型校正
将各类储层由实验得到的孔、渗参数与净覆压力的关系转换到地下油藏状态即得到以下各类油藏储层生产中的孔隙度、渗透率。其中若地层孔隙压力p取原始地层压力pi时，即可得到原始地层状态下的孔隙度、渗透率。
1.中渗储层（（50～90）×10-3μm2）
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为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
2.低渗｜类（（30～50）×10-3μm2）
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为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
3.低渗Ⅱ类（（10～30）×10-3pm2）
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为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
4.低渗Ⅲ类（（1～10）×10-3μm2）
（1）低渗Ⅲ类－1（（5～10）×10-3μm2）
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为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
（2）低渗Ⅲ类－2（（1～5）×10-3μm2）
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为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
（三）常规水测应力敏感模型校正
1.中渗储层（K50×10-3μm2）
203-35（2-1）样品，K∞＝65.1×10-3μm2校正后为
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∞为克氏渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗〓类
203-35（1-1）样品，K∞＝22.1×10-3μm2;13-173（2-1）样品，K∞＝26.5×10-3μm2，校正后为
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∞为克氏渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
（四）常规油测应力敏感性模型
1.低渗Ⅰ类
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：K0为地面渗透率，10-3μm2.p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗Ⅱ类
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：K0为地面渗透率，10－3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
3.中渗储层
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。φ为油藏储层孔隙度，%。
（五）地层条件水测应力敏感性模型
1.低渗Ⅰ类
K=38.3×10-3μm2样品渗透率百分数与有效应力关系如图4-4-24所示。这里的增压、降压过程是指有效应力的增加、降低过程。有效应力增加、降低分别对应流体压力的降低、增加过程（围压不变），又分别对应流体采出过程和注水过程。为模拟注水开发过程中储层应力敏感效应，这里选用流体压力增加（有效应力降低）的注水过程。
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：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
K=50.6×10-3μm2样品渗透率百分数与有效应力关系如图4-4-25所示。
图4-4-24 渗透率百分数与有效应力关系
图4-4-25 渗透率百分数与有效应力关系
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：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗Ⅱ类
渗透率百分数与有效应力的相关关系如图4-4-26所示。选用有效应力降低过程。
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：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Kj为某一净覆压力oi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3pm2。
或
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
3.超低渗样品（K1.0×10-3μm2）
渗透率百分数与有效应力的相关关系如图4-4-27所示。选用有效应力降低过程。
图4-4-26 渗透率百分数与有效应力关系
图4-4-27 渗透率百分数与有效应力关系
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：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值.10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层的上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
（六）地层条件气测模型校正
低渗Ⅲ类
K=3.54×10-3μm2，样品校正后为
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;P岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
K=1.45×10-3μm2，样品校正后为
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
低渗Ⅲ类校正后为
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：K0为地面渗透率，10-3μm2;P岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
由文东油田沙三中油藏低渗Ⅱ类油层的注水开发过程，以上各应力敏感模型中地层条件水测应力敏感性模型与油田实际开发过程较为接近，但其所计算的应力损伤程度略小干实际油田开发中的应力敏感性伤害。
低渗透油藏岩石的压实程度较高，在有效应力较大的情况下，孔隙体的变化幅度较小，孔隙度的降低幅度也小。低渗油藏喉道为片状、弯片状及管束状，在有效应力增大时其喉道很容易变形，喉道半径急剧降低，从而严重影响渗透性。有效应力发生变化引起渗透率的变化，渗透率的变化主要与岩石的孔隙结构有关。对于低渗储层，小孔道数量占优势，大孔道相对较少。影响储层渗透率的平均孔喉半径较小，在有效应力作用下闭合的主要是小孔道。一旦小孔道被压缩，则渗透率下降幅度较大，所以有效应力对低渗储层渗透率的影响比较明显。相反，对于中，高渗储层，大孔道较多，对渗透率起主要作用的是大孔道，被压缩的小孔道基本可以忽略不计。因此，有效应力对中、高渗储层渗透率影响不明显。美国学者研究认为，在较为疏松的油藏中，有效应力作用下高渗区域渗透率下降得最严重。而在压实地层，其低渗区域渗透率的应力敏感性最强。此种现象用岩石颗粒几何特征及不同渗透率储层喉道几何形状可以解释。
低渗油藏储层泥质含量高，富含泥质岩石颗粒粒度不均，分选极差。岩石孔隙空间以微细喉道为主。当受压时颗粒间泥质产生塑性形变，泥质被挤向四周，从而堵塞孔道，再加上喉道的闭合，故在围压下低渗储层渗透率下降较多。
低渗油藏裂缝、微裂缝发育。裂缝性砂岩油藏在承受应力时渗透率变化具有明显的非线性特征。低有效应力阶段，裂缝闭合趋势最明显，此时岩石渗透率将随有效应力的改变而迅速改变，体现出较强的应力敏感特征。这个阶段的应力敏感系数比普通砂岩高得多。当有效应力逐渐增大时裂缝的闭合趋势减慢，裂缝的开裂度随应力的变化趋势减弱，其应力敏感性逐渐减弱[122]。在较高的应力条件下，裂缝的闭合量将趋于稳定，岩石的渗透率将不会有太大的改变，应力敏感特征减弱。这个阶段的变化规律与一般砂岩变化相同。
低渗储层，可供流体流动的孔喉半径存在临界值，孔喉半径大于临界值，其中的流体才能流动。当净覆压力变化时，一些毛细管半径发生变形而小于临界值，从而丧失流动性，有效流动毛细管数（M）小于总毛管数（N）。油、气藏的应力敏感性都是有针对性的，中、高渗透储层毛管较粗，应力敏感性较小，可以认为，其渗透率变化幅度与其初始值无关。低渗储层，孔道大小不同，其固－液界面表面张力不同，原油边界层的影响也不同，各种孔道有不同的启动压力梯度。由流变学理论可知，毛细管越细，启动压力梯度越大。低渗储层，当裂缝或微裂缝发生部分或完全闭合后，其孔隙系统基本由小孔道组成。应力增大时，渗流孔道变小，启动压力梯度增大，小孔道先丧失渗流能力；随着有效应力不断增大，越来越多的小孔道失去渗流能力，M≪N，渗透率表现出应力敏感性[123,124]。
有效应力变化过程中，若岩石仅发生弹性变形，则孔隙度和渗透率随有效应力的变化是线性的，实际上孔隙度和渗透率在不同有效应力区间的降低值不同。有效应力增加初期，岩石变形最大，曲线非线性较强，此过程是岩石的压缩过程，或裂缝（微裂缝）闭合过程。裂缝的应力敏感性比基质更强[125,126]。据此推断，在裂缝性深层高压油藏开发中，油藏的应力敏感性是制约其开发特性的重要因素。裂缝性深层高压油藏开发，油井井底压力不能下降得太快、太低，应保持稳定压力生产以防止因井底压力波动过大造成不可逆的渗透率损失。文东油田文13西储层岩心平均气测临界有效压力约为20MPa；平均水测临界有效压力约为15MPa。据此可估算出以防止储层渗透率不可逆损失量过大为原则的合理生产压差。
东营凹陷营透镜状砂岩油藏成藏过程二维数值模拟
解国军1，2 金之钧1
（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京102249）
摘要 为了对东营凹陷营11 透镜状砂岩油藏的成藏机理进行深入研究，以掌握该类油藏成藏的主要影响因素，本文利用可压缩多孔介质油水两相渗流的基本原理，对其成藏过程进行了二维数值模拟。模拟过程中考虑了砂体区地层沉积（剥蚀）、地层厚度变化、岩石孔渗条件变化、流体物性的变化、毛管压力、相对渗透率和油气生成等一系列过程和参数。模拟再现了石油在砂体中聚集的过程，模拟的砂体的最终含油饱和度及分布与现实情况基本吻合。通过模拟和分析表明，围岩和砂体的毛管压力差异才是驱动石油在类似营11这样的透镜状砂岩油藏中聚集的根本动力，而这一驱动力是由于围岩和砂体物性上的差异以及油气的生成两种因素结合在一起而形成的。
关键词 透镜状砂岩油藏 成藏过程 数值模拟 两相流动 毛管压力 东营凹陷
Two Dimensional Numerical Simulation of Oil-trapping Process of Ying11 Lentoid Sand Reservoir of Dongying Depression
XIE Guo-jun1，2，JIN Zhi-jun1
（1.Exploration ＆ Production Research Institute，SINOPEC，Beijing100083；2.Resource and Communication Collage，China University of Petroleum，Beijing102249）
Abstract The oil-trapping process of Ying11 lentoid sand reservoir of Dongying Depression is numerically simulated on two dimension condition based on the theory of two-phase fluid flow in compactable porous media in order to thoroughly study the oil accumulation mechanism and master the dominating influential factors of this kind of reservoirs.The various related processes and parameters considered in the simulating process are sedimentation/denudation，the thickness of strata，the porosity and permeability of rock，the physical properties of fluids，capillary pressure，relative permeability，and oil generation.The oil accumulation process in the reservoir reappears in the simulation，and the oil saturation and distribution accord with the real situation.It is indicated that the fundamental driven force for oil accumulation in lentoid sand reservoir as Ying11 is the difference of the capillary pressures built up between the source rock and reservoir，and the driven force forms from the combination of the difference of the physical properties between source rock and reservoir and the oil generation.
Key words lentoid sand reservoir oil-trapping process numerical simulation two phase fluid flowcapillary pressure Dongying Depression
原生透镜状砂体油藏是一类典型的砂岩岩性油藏，这类油藏一般是由浊积岩砂体被低渗透性泥页岩包围所形成的，砂体内油气来源于周围的源岩，东营凹陷的营11砂体油藏就是这类油藏的典型代表。由于完全被泥岩所包围，因此对于这种油藏形成的油水交替机理在人们看来具有不同于构造或地层油藏的特殊性。关于这类砂体油藏的成藏机理和影响因素，前人有过多种有益的实验研究和理论探索。陈章明等［1］、李丕龙等［2］通过成藏物理模拟试验对原生岩性砂体的成藏过程和影响因素进行了分析。王宁等在岩性油藏成藏过程中考虑了成藏的动力和阻力两种因素［3］；庞雄奇等则从“成藏门限”的角度对砂岩透镜体的成藏控制条件进行了分析［4］。李丕龙等提出了“相”、“势”控油理论，对包括透镜状砂体油藏在内的隐蔽油藏的形成机制进行了分析［5］。隋风贵对浊积砂体油气成藏的主控因素进行了定量分析［6］。
然而无论是上述的实验研究还是理论分析，基本上都是从定性或半定量的角度对该类油藏的成藏过程机理进行的讨论，或只是对这类油藏的含油性相关影响因素进行了分析，而没有涉及其成藏机理，因此都无法更详细地了解原生岩性油藏成藏的整个过程及控制机理。由于透镜体油藏的成藏过程是与其围岩紧密相关的，因此，理解砂体的成藏过程必须将砂岩体的演化过程与围岩的演化过程结合起来统一考虑。本文则是从演化的观点，利用定量的方法，综合考虑地层沉降、温压变化、砂体和围岩物性变化、孔隙流体物性变化、石油生成等各种相关过程，模拟处于围岩包围中的营11透镜体油藏成藏的整个过程，并分析其成藏机理和含油性的主要控制因素。通过对该油藏成藏过程的二维数值模拟，可以更深刻地了解这类油藏成藏过程中的油水交替过程及其力学机制，为探讨这类油藏的成藏机理及其影响因素提供了很好的例证。
1 模拟模型的建立
由于营11透镜状砂岩油藏在成藏过程中涉及由于压实作用而导致围岩和砂体的变形以及油水两相流体在其中的流动过程，并且岩石的变形和流体流动是相互影响的，因此这是一个可变形多孔介质两相流动的流固耦合问题。
与二次运移相比，油气从低渗透源岩中的排出（初次运移）一直是比较难以理解的现象。从油气自源岩中排出的相态来看，现在普遍被接受的观点是大多数油气是通过独立相态排出的［7］，而油气排出的主要动力则来源于压实及生烃等作用产生的过剩地层压力［7～9］。描述流体在多孔介质中低速流动的通用方法是依据达西定律给出的，虽然对于在低渗透性泥页岩地层中达西定律是否适用还存在疑问，但其作为一种描述孔隙流体流动速度和压力关系的有效手段还是被广泛应用于各种排烃模拟中［10～13］。为了模拟石油从源岩中排出并进入被其所包围的砂岩中聚集这一过程，本次模拟也采用了基于达西定律的油水两相渗流模型。模型中油相和水相的压力差即为毛管压力。
由均匀介质弹性力学的广义胡克定律可以推出其应变和应力之间的关系。但对于地质过程的模拟，地层压实作用不同于弹性力学所描述的微小变形过程，从长时间看是一种非弹性的大变形过程，而对于这一过程的地质描述一般采用一种近似的简化关系，即将这种变形转化为岩石孔隙度与其所受到的垂向有效应力之间的指数关系［13～15］。根据Terzaghi方程，垂向有效应力可用岩石总负载与孔隙流体压力之差来表示［10，16］。
生油泥岩可视为由干酪根、无机杂基和孔隙3个部分组成，其中干酪根与无机杂基构成生油岩的骨架。为了处理问题简单，可将干酪根划分为有效干酪根（具有生油潜力，可全部转化为石油）和无效干酪根（不具有生油潜力）。因此，可将生油岩重新划分为以下3个部分，即有效干酪根、不可压缩骨架（包括无效干酪根和无机杂基）和孔隙。模型假设有效干酪根降解将产生同质量的烃并使泥岩骨架厚度减小。而岩石的厚度变化可根据不可压缩骨架体积不变的原理得到。对于砂岩储层可不考虑有效干酪根降解所导致的骨架厚度的变化。生油岩中烃类是其中包含的干酪根热降解的结果，而干酪根的热降解采用化学反应动力学中的一级反应定律来近似描述［17］。根据一级反应定律，干酪根的转化率与剩余的干酪根量成正比，可表示成多个平行的一级反应。而反应常数是由反应活化能、频率因子和反映温度决定的。设同质量的有效干酪根降解可产生相同质量的石油，因此石油生成的速率也就是干酪根的降解速率。
2 相关参数变化
水和油的密度是温度和压力的函数，可采用指数型状态方程来描述［13］。水和油的黏度是影响水和油渗流的参数，水的黏度一般采用与温度相关的函数［13，18］，而本次模拟油的黏度采用了考虑了油的重度和温度的Beggs ＆ Robinson公式［19］。
沉积岩的渗透率对地层流体的流动和异常压力的形成都起着至关重要的作用，一般受沉积岩类型和埋藏深度等因素的影响，其大小有时存在多个数量级上的变化。对于碎屑岩地层，一般情况下渗透率的变化可表示为孔隙度的函数，如Kozeny-Carman方程［10，18］。在本次模拟中采用渗透率与孔隙度为幂函数关系的公式［13，20］。
在包含两相或两相以上非混相流体的渗流系统中需要考虑岩石的毛细管压力特征。由于模拟中处理的基本上是石油生排及聚集的过程，因此只需考虑岩石的驱替毛管压力曲线特征。本次模拟研究采用驱替毛管压力与含水饱和度呈幂律关系的公式［21］：
油气成藏理论与勘探开发技术
式中：Pcb为毛管突破压力；γ为孔隙大小分布指数；Sw为含水饱和度。对应于突破压力的毛管半径可用其与孔隙度和渗透率的经验关系来表示［22］。由Laplace方程可知毛管压力是界面张力、润湿角和毛细管半径的函数。水烃体系界面张力可一般表达为体系温度和油水密度的函数［19］。另外，本次模拟假设岩石完全水湿，可得润湿相接触角为0。因此，将可求得岩石毛管突破压力Pcb。如果要求得驱替毛管压力曲线，还需要确定孔隙大小分布指数。对东营凹陷的28块砂岩样的压汞曲线的拟合分析表明，孔隙大小分布指数基本上是与岩石的孔隙度和绝对渗透率等物性参数无关的参数，本次模拟取其均值0.34。本次成藏模拟对于泥岩也采用相同的突破毛管压力公式和孔隙大小分布指数值。
油和水的相对渗透率采用Brooks-Corey经验关系式表示［13，21，22］，其中油和水的相对渗透率与含水饱和度和孔隙大小分布指数有关。
3 营11砂岩油藏成藏过程模拟
3.1 营11砂岩油藏概述
营11砂岩油藏位于东营凹陷的东辛油田西南部，西邻郝家油田，南靠现河庄油田。构造上处于东营凹陷中央隆起带西部，东辛、郝家、现河庄构造断裂带之间的洼陷中央。本次模拟的是营11砂体沙河街组三段中下油藏，探明石油地质储量1248×104t，是东营凹陷迄今为止发现的最大的独立砂体油藏。营11沙河街组三段中下砂体的构造图及模拟剖面线位置见图1。
图1 营11沙河街组三段中下砂体顶面构造图及模拟剖面线位置
3.2 营11砂岩油藏模拟的前期准备
模拟的前期准备工作由剖面网格化、原始沉积剖面恢复、上覆地层沉积过程反演和模拟演化过程参数确定等几部分组成。
3.2.1 剖面网格化
选取的剖面长度以营75井为分界点，向砂体上倾方向延伸5600m，向砂体下倾方向延伸2400m，剖面总长度为8000m。剖面体垂直方向深度从2700m（大致为沙河街组三段上亚段的底界面）至3600m（大致为沙河街组四段上亚段底界面）。从沙河街组三段中亚段向沙河街组三段上亚段，砂岩沉积逐渐占据主导地位，由于砂岩较好的导流性，不易形成显著的异常压力，因此在剖面体顶部位置的压力边界条件以常压来考虑。由沙河街组四段上亚段地层向下膏泥岩居主导地位，因此可以沙河街组四段上亚段地层底界为剖面体的封闭边界。由此可见剖面体长8000m，高900m。在网格划分时既要考虑精度，又要考虑计算工作量的大小，因此，在砂体所对应的长度和高度方向进行网格细化，而在其他地方，尽量将网格粗化以减小计算工作量。
3.2.2 原始沉积剖面恢复
由于剖面显示的是现今的沉积厚度和孔隙度特征，要进行砂体成藏过程的正演模拟，需将剖面恢复到模拟零时刻的状态。本次模拟的零时刻设定为沙河街组三段上亚段沉积期末，因此，需将模拟剖面从顶部的2700m恢复到0 时的剖面状态。恢复是按地层压缩时骨架体积不变的原则进行的。地层孔隙度采用随深度按指数递减规律变化的公式，其中相关参数是根据东营凹陷实际探井的地层数据回归得到的。
3.2.3 上覆地层沉积过程反演
由于成藏过程为一正演过程，因此需知道模拟剖面上覆地层在不同沉积期的沉积速率以及地层的砂泥岩含量。为此，首先要了解沉积地层现今的厚度及砂泥岩含量。表1给出了营11砂体区域有代表性井的地层厚度和地层砂质含量以及地层平均沉积速率。其中的地层砂质含量由自然电位或自然伽马测井数据计算得出；地层沉积速率是指沉积物处于沉积表面时的沉积速率，根据地层的砂泥岩含量、地层厚度和深度以及沉积持续时间给出。而东营期末的沉积间断按剥蚀200m的东营组计算，并依据沉积间断的时间10.6Ma得到平均剥蚀速率。
表1 营11砂体上覆地层模拟参数
3.2.4 模拟演化过程参数确定
营11砂体区的古地温梯度采用东营凹陷的古地温梯度，距今时间为43Ma，38Ma，36Ma，32.4Ma，24.6Ma，5.1Ma，2Ma和0时的古地温分别是5.15℃/100m，4.86℃/100m，4.61℃/100m，4.49℃/100m，4.2℃/100m，4℃/100m，3.68℃/100m和3.5℃/100m［23］。
与砂岩岩石压缩有关的参数值由东营凹陷砂岩孔隙度与深度及有效应力的关系回归得到，而与泥岩压缩相关的参数值来自Mudford等［24］。砂岩渗透率与孔隙度关系式中的参数值来自东营凹陷的数据回归，而泥岩参数值来自Luo 和 Vasseur［13］。
岩石的生烃潜力可定义为生油岩有效干酪根（可转化为烃类）占岩石骨架总量的质量比，而原始生烃潜力是指烃源岩在演化的初始时刻的生烃潜力。一般将在岩石热解分析中的S2值视为岩石的生烃潜力值，因此若想得到网格体岩石的生烃潜力值，需要本区大量的有机岩热解分析资料，而现实的情况是这种分析资料在本区非常有限，无法满足网格体的生烃潜力值的数值化。因此，本次模拟网格体的生烃潜力利用营11砂体区的测井数据进行计算。采用Passey等［25］提出的基于孔隙度和电阻率测井数据的ΔLgR方法，经过改进可以对烃源岩在演化初期的原始生烃潜力进行预测。进行网格体原始生烃潜力赋值应用了钻遇营11砂体和其附近的营76井、营101井、营102井、新营69井、营75井、营70井、营67井、营68井、营78井等的测井数据。由于上述井均未钻遇沙河街组四段上亚段地层，因此，模拟剖面沙河街组四段上亚段地层的原始生烃潜力采用河88和郝科1的计算值。
考虑到东营凹陷沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段以及沙河街组三段中亚段的烃源岩以I型干酪根为主，在生油模拟中烃源岩的干酪根依反应活化能划分的各组分初始含量和频率因子等参数采用Schenk等［26］提供的I型干酪根数据。
3.3 模拟过程及结果分析
营11砂体的成藏模拟从距今38.6Ma开始，即模拟的0时间点，而后每1Ma记录一次网格体各相关参数的变化情况。
3.3.1 含油饱和度
图2为模拟10Ma，20Ma，30Ma和38.6Ma 4个时刻的含油饱和度在网格体空间的分布情况。
图2 营11砂体模拟剖面4个模拟时刻的含油饱和度
营11砂体有显著的油气聚集大约从模拟的5～10Ma就已经开始。在地层演化过程中，石油在砂体中一直处于聚集状态，含油饱和度不断升高，这可以从更细致的含油饱和度随时间变化趋势上得以验证。到38.6Ma模拟结束，整个砂体都饱含石油，平均含油饱和度在73%左右，这与砂体实际的含油饱和度平均值（69%）很接近。
3.3.2 油相压力和水相压力
图3给出了在模拟30Ma时间点上油相压力和水相压力在网格体空间的分布情况，而这一时间点呈现的油、水相压力的分布特点基本上代表了整个模拟过程每一时刻的压力分布特点，只是在压力的绝对大小上有差别。网格体油相压力总体变化趋势是由地层的深部向浅部压力逐渐降低，而在这总体背景上，于砂体处存在油相压力的相对低值区。水相压力由地层深部向浅部的变化趋势是逐渐降低的，并且随着网格体埋深总体的压力是增加的。
对网格体毛管压力分布的分析表明，相对低毛管压力区存在于砂岩部位。根据多孔介质中同一点的油相压力和水相压力之差值等于毛管压力可知，油相压力和水相压力分布规律上的差异是由毛管压力的差异引起的。
3.3.3 油势梯度和水势梯度
图4给出了模拟30Ma时间点上油势梯度和水势梯度在网格体空间的分布情况。其中势梯度的正值表明流体流动的方向为轴的负向，而梯度负值表明流体流动方向为轴的正向。
图3 营11砂体模拟剖面在30Ma时油相压力（左图）和水相压力（右图）分布
图4 营11砂体模拟剖面在30Ma时油（上图）和水势梯度（下图）分布
位于左边的两图为水平方向势梯度，位于右边的两图为垂直方向势梯度
4 成藏过程机理分析
营11砂体是处于生油岩包围中的典型透镜状砂岩油藏，其油气来源于围岩生成的烃类。对于这类油藏成藏过程中的油水运移机理和油气聚集过程的认识还存在不足。一般的观点认为异常高压是油气初次运移的主要动力，因此，有些人也笼统地认为异常压力是驱使油气进入砂体的动力。然而，被源岩所包围的砂体内的流体同源岩内流体一样处于封闭环境，而且，在地层沉降压实的过程中，砂体的孔隙也是减小的，因此，从总体上看，砂岩体也是向外排出流体的。因此，如何理解油气自源岩中向砂体运移并聚集，在实际理解上存在一定的困难。
现在普遍的油气运移理论认为，石油是以独立相进行运移的，油水在运移中有着各自独立的流动途径和压力系统，而在同一点的油水压力之差由油水间的毛管压力来平衡。因此，在理解这类透镜状砂体成藏时，不应从单一的流体相来考虑源岩和砂体间的压力差异，而应该像本次模拟一样，将其作为两相流来考虑。
从营11砂体模拟剖面油相压力分布以及油势梯度在水平和垂直方向的变化特点可知，在砂体区存在油的相对于围岩的低势区。油势梯度的正负代表了石油的流动方向，因此砂体区油相低势的特点决定了其必然会成为石油的聚集区。而通过水相压力分布和模拟区水势梯度的变化特点可知在砂体部位不存在水的低势区，砂体对水的流向只起到了一些扰动作用，但水的总体的流动方向是由下向上排出的。
由此可见，超压是推动流体整体运移的动力，而对处于生油围岩包围中的透镜状岩性砂体，围岩和砂体间毛管压力的差异才是驱动油气在其中聚集的根本动力。而这一驱动力是由于围岩和砂体物性上的差异以及油气的生成两种因素结合在一起形成的。
5 结论
（1）通过可压缩多孔介质油水两相渗流的基本原理，并结合与油气的生成、运移和聚集相关的各种因素和作用，可以模拟类似营11砂体的透镜状砂体油藏的成藏过程。
（2）通过对成藏过程中围岩和砂体的油、水相压力及油、水相势梯度的分布特点可知，在成藏过程中砂体区相对于围岩成为油相的低势区，因此石油得以在砂体中进行聚集，而水在砂体中没有聚集的趋势，其总体的运移方向是向着上方的低势区。
（3）石油在类似于营11砂岩油藏中聚集的根本动力是围岩和砂体之间的毛管压力差，而这一差异是围岩与砂体的物性差异以及围岩中石油的生成相结合的必然结果。
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低渗透油藏概念及划分
国际石油界用“毫达西”(mD) 作为反映油气渗透率的基本单位，“毫达西”数值越低，油气的渗透率就越低。我国通常把渗透率小于50×10-3μm2的油藏称为低渗透油藏，把渗透率小于10×10-3μm2的气藏称为低渗透气藏。如表1.1 所示，此为我国低渗透油气藏的传统划分标准。
表1.1 我国低渗透油气藏传统划分标准
不同的国家在不同的时期对低渗透油藏的划分标准不尽相同。比如，在1993年，俄罗斯把渗透率为(50～100)×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，美国把渗透率小于10×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，而中国则把小于50×10-3μm2的渗透率为低渗透油藏，在此基础上又细分出了低渗油藏、特低渗油藏、超低渗油藏。
不同国家之间之所以出现不同的划分标准，其原因在于低渗透油藏的划分与该国的国民经济发展水平、低渗透油藏的开发技术以及资源量有关。
我国经济经过几十年的发展，各行业对原油的需求逐渐增加，而且拥有了对一般低渗透((10～50)×10-3μm2)油藏开发的比较成熟的技术，因此，对低渗透油气藏重新进行了划分，其标准见表1.2。
新标准划分的意义是将一大批过去认为是低品质的储量转化为了可动用储量。如长庆油田，2003年，以渗透率0.5×10-3μm2为下限，计算出鄂尔多斯盆地石油远景资源量为85.88×108t；如果以渗透率0.3×10-3μm2为下限，则石油远景资源量可能是120×108t。技术进步、油价上涨都可以使低渗透油气藏开发的储层下限下移。
表1.2 我国低渗透油气藏的划分新标准
油藏工程师有哪些核心任务?
作为一个合格的油藏工程师，您需要具备以下基本能力： 1. 能够理解和应用基本的和特殊岩心分析 2. 能够进行油藏描述 3. 能够掌握测井分析和解释 4. 能够进行油藏流体PVT分析 5. 能够理解和掌握油、气的相变 6. 能够决定油藏初始状况和油气水界面 如何运用油藏动静态资料预测地质特征 油水界面的确定 模型初始化 底水连通油藏是否可以存在多个不同的油水界面? 初始水饱和度的分布规律 地震图上的流体界面 准确确定油田或区块的油水界面 7. 能够分析油藏条件下的单相、多相流 8. 能够计算油气资源的地质储量 影响石油储量的参数 国家标准: 石油天然气资源／储量分类 国内外油气储量的概念对比与剖析 9. 能够使用常规试井手段进行油藏分析 数值试井与历史拟合 试油和试井的区别 常用试井解释软件 10. 能够进行可采油气储量估算 一个储量计算的概念问题 11. 能够进行油气藏采收率估计
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