随着一批疏松砂岩油藏的相继发现与开发，疏松砂岩油藏在我国油气资源中的地位愈加重要，高效开发疏松砂岩油藏对于保持和提高我国石油产量具有十分重要的意义。再压实是影响该类油藏开发的主要因素之一，它主要是指在覆压基本稳定后，随着油田开发地层压力降低、净应力增加，储层被进一步压实，其过程与成岩压实作用相似。但目前对于疏松砂岩油藏由生产引起压实作用下的物性变化规律以及渗流特性的研究还相对较少。

储层的物性特征一般通过试验确定，大多数研究者参照常规的物性测试方法，通过改变围压的方式研究岩石物性的变化^{[1, 2, 3, 4]}。D.W.Houseknecht^[5]研究了压实作用和胶结作用对砂岩孔隙度的影响，认为压实作用对砂岩孔隙度的降低起着更重要的作用。P.M.T.M.Suhutjens等^[6]通过试验方法研究了油田开发引起的压实作用，得到高孔隙度岩样的孔隙度随压实作用增强是非线性降低的结论。N.Morlta等^[7]通过建立模型研究了孔隙压力下降引起的油藏压实作用、地面沉降与套管弯曲等问题。刘国勇等^{[8, 9]}通过压实模拟试验探讨了砂岩物性的变化情况，发现孔隙度和承载压力存在良好的线性关系，孔隙度和渗透率存在良好的半对数关系，渗透率和承载压力之间存在良好的指数关系。孙峰等^{[10, 11]}建立了流固耦合形式的疏松砂岩应力损害定量评价模型，认为近井壁储集层沿最小水平主应力方向区域塑性压实，孔隙度、渗透率均下降。

上述多数研究基本上采用点测法的方式进行，且研究重点在于压实作用对孔隙度的影响。笔者以储层岩心为研究对象，通过施加围压与内压的方式模拟储层环境，采用变化内压的方式模拟地层压力^[12]变化，并采用连续测试的方法进行试验，分析疏松砂岩再压实作用下的物性特征，然后通过压实作用下的压汞试验分析岩石孔隙结构的演化特征，阐述岩石物性变化的微观机理。为进一步认识压实作用对多相渗流的影响，进行了疏松砂岩压实作用下的油水流动试验。

物性试验的目的是通过模拟储层在开采时地层压力下降后再通过注水恢复压力的开发环境，研究油田开发过程中压力连续变化下的储层物性变化情况。岩石力学试验与压汞试验的目的是认识储层物性变化的机理。油水流动试验的目的是认识再压实作用对多相流的影响，即研究疏松砂岩再压实过程中的物性及渗流特性的变化。

物性试验与油水流动试验采用多功能岩心驱替装置,该装置主要由恒压恒流泵、中间容器、岩心夹持器、高精度差压传感器、围压泵、回压泵、高精度电子天平等部分组成，如图1所示。

图1 试验装置 Fig.1 Testing device

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岩石力学试验采用美国RTR-1000型三轴岩石力学测试系统。

压汞试验采用GS-1型压汞仪。

试验岩样采用某油田具有代表性的疏松砂岩柱塞岩样，岩样物性良好，孔隙度大，渗透率高，成分以岩屑长石砂岩为主，分选中等，磨圆度为次圆-次棱状，填隙物主要是黏土矿物，胶结类型以孔隙式胶结和接触式胶结为主。模拟油藏地层压力，采用控制回压的方法使岩心保持在地层压力条件下进行试验。

岩石力学试验、压汞试验以及油水流动试验参照行业标准进行。物性测试在行业标准岩心分析法^[13]和覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法^[14]基础上进行了改进，由仅施加围压的点测方式改为同时施加围压和内压的连续测试方式。同时施加围压与内压(由回压控制试验内压变化)的连续测试方式与仅施加围压的点测方式相比，前者的模拟环境更加接近真实储层。因为油田开发中压力是连续变化的，传统的施加围压的方式是采用点测法进行的，仅测试了部分压力下的渗透率，在试验中某些压力点下的测试还可能出现误差，并且不能有效模拟连续开发过程，而连续测试方式避免了点测试方式的不足，能更加准确地模拟储层开发过程，渗透率数据点采集完整，渗透率的变化过程以及变化趋势可以完整清晰地展示，可以分析从整体到局部每个压力区间渗透率的变化情况，对渗透率的变化认识更加全面。同时施加围压和内压连续测试的主要试验步骤如下：

1) 测定岩心的气体渗透率与有效孔隙度，将岩心饱和地层水并放入岩心夹持器，施加初始围压。

2) 用地层水驱替岩心，控制回压升至设定值，围压和回压同步升高，保持围压大于回压。

3) 回压达到设定值后，稳定回压。按照一定压力区间，缓慢升高围压，每个围压点采集到稳定的压力和流量后再继续升高，升至储层上覆岩层压力。

4) 稳定围压，按照一定压力区间，逐级降低回压。每个回压点采集到稳定的压力和流量后继续降低，降至目前地层压力。

5) 稳定围压，按照一定压力区间，逐级升高回压。每个回压点采集到稳定的压力和流量后继续升高，升至初始地层压力。

6) 试验结束，卸载围压与回压，取出岩心称其质量。

试验中的压力根据现场测压数据统计结果设置，流量按照储层流量折算后进行设置，渗透率根据达西公式计算得到。

2块疏松砂岩岩样在再压实作用下的物性测试结果见图2。

图2 疏松砂岩岩心渗透率与压力的关系 Fig.2 Relationship between permeability of unconsolidated sandstone core and pressure

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从图2可看出：岩心1试验中先保持内压为原始地层压力15 MPa，围压逐渐升至30 MPa，随着有效应力增大，渗透率从422 mD降为311 mD，降幅为26.3%，然后围压保持30 MPa，内压逐渐降至目前地层压力5 MPa，而后内压逐渐升至15 MPa；内压由15 MPa降至5 MPa再回升至15 MPa的过程中，渗透率从311 mD降为156 mD而后降为145 mD，降幅为53.36%，孔隙度从34.32%降至29.57%，降幅为13.83%。岩心2在围压升高过程中，渗透率从238 mD降为169 mD，降幅为28.9%，内压变化过程中渗透率从169 mD先降至125 mD再降至118 mD，降幅为30.08%，孔隙度从21.98%降至19.43%，降幅为11.6%。从图2还可看出：在围压不变的情况下，随着地层压力下降，压降增大，渗透率在每个压力区间呈现持续降低趋势，渗透率降幅明显，显示再压实过程是连续进行的，并且导致渗透率产生较大损失；在压降减小的过程中，渗透率在每个压力区间的变化很小，渗透率趋于稳定并且没有恢复，表明压实过程基本结束，岩心被压实进入塑性变形区产生不可逆的形变。这说明在开发过程中随着地层压力下降，储层物性变差，再通过注水恢复地层压力并不能使渗透率恢复。

为了进一步认识再压实作用下储层物性变化的微观机理，通过宏观三轴力学试验^{[15, 16, 17, 18]}与4组压实作用下的压汞试验^[19]分析岩样孔隙喉道的演化特征。

图3为通过三轴力学试验得到的疏松砂岩岩样的应力-应变关系曲线。从图3可看出，疏松砂岩存在很小的弹性变形区间，随着应力进一步增大，应变变大但应力降低，达到了岩石的弹性极限。岩石被压实产生较大形变，颗粒间的胶结被破坏发生相对位移，产生不可逆的塑性形变，在岩石的物性上表现为孔隙度和渗透率降低，且不可逆。

图3 疏松砂岩岩石应力-应变曲线 Fig.3 Curve of stress-strain of loose sandstone core

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压汞试验首先对4组物性相似的岩心进行压实，然后分别测量岩心在不同压力下的进汞和退汞量，得到毛管压力曲线，进而根据毛管力曲线作出孔隙喉道的频率分布曲线及累计频率分布曲线，结果见图4。根据进汞和退汞曲线确定孔喉体积比，峰值对应孔径与孔隙度的关系及孔径、孔隙度与有效应力的关系，结果见图5和图6。由图4—图6可看出：随着压实作用增强，岩心孔隙体积降低7.6%，孔隙度随有效应力增加呈现幂函数下降；峰值对应孔径降至压实前的50%，孔径随有效应力增加呈线性下降；孔喉体积比由1.50增至1.96，主要喉道分布区间的喉道半径减小，即岩心的孔隙喉道减小，主要表现为喉道变小。

图4 疏松砂岩岩心压实作用下孔隙喉道的频率分布曲线及累计频率分布曲线 Fig.4 Pore-throat frequency distribution and its cumulative distribution of loose sandstone core under compaction

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图5 孔喉体积比、孔径与孔隙度的关系 Fig.5 Relationship among pore-throat size ratio,pore size and porosity

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图6 孔径、孔隙度与有效应力的关系 Fig.6 Relationship among pore size,porosity and effective stress

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由宏观力学试验和微观孔径变化可以看出，疏松砂岩颗粒随着压实作用增强,岩心产生较大的结构变形，但由于颗粒本身存在相对刚性，不易变形,大量的孔隙空间得以保留,孔隙度变化幅度较小。而疏松砂岩颗粒间的胶结被破坏，颗粒位置发生了改变，排列变得更加紧凑，造成孔隙喉道被压缩甚至闭合，在岩石力学上已达到塑性变形阶段，可逆性丧失，导致岩心的渗透率降幅显著，并且无法恢复。疏松砂岩油藏在开发过程中，随着地层压力衰竭或注水不及时，储层骨架所受的有效应力不断增加，储层压实变形导致孔渗下降，对储层产生了不可逆的损害，严重影响油井产能，在压实作用显著的区域内油井产能的损失会更加显著。

为了进一步了解压实作用下储层物性变化对储层流体渗流特性的影响^{[20, 21]}，进行了4组压实作用下的油水流动试验，测试了不同围压下油水两相的渗透率(见表1)，并绘制出不同围压下的相对渗透率曲线，结果见图7。

图7 疏松砂岩岩心在压实作用下的相对渗透率曲线 Fig.7 Curve of relative permeability of loose sandstone core under compaction

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由表1可看出：随着压实作用增强，岩心的孔隙度和渗透率不断下降，围压从5 MPa升至20 MPa，液测渗透率从762.36 mD降至350.32 mD，降幅为54%，孔隙度从26.45%降至24.05%，降幅为9.07%；围压从5 MPa升至20 MPa的过程中，岩心束缚水饱和度从18.50%升至21.20%，残余油饱和度从17.80%升至19.20%。通过回归不同围压下相对渗透率曲线，得到渗透率、束缚水和残余油饱和度与有效应力的关系曲线(见图8和图9)。由图8和图9可看出，渗透率随有效应力增大呈线性下降，束缚水和残余油饱和度随有效应力增大呈指数增长。

图8 相渗透率与有效应力的关系 Fig.8 Relationship between oil-water permeability and effective stress

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图9 束缚水和残余油饱和度与有效应力的关系 Fig.9 Relationship of irreducible water with residual oil saturation and effective stress

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通过分析试验结果可以看出：随着压实作用增强，岩心的孔隙喉道空间压缩变小，储层孔隙度、渗透率变小；随着压实作用增强，油水流动阻力增大，残余油和束缚水饱和度增大，这些符合岩石从高孔高渗到低孔低渗变化的共同规律，即储层物性由好变差的过程中，主要是由于孔喉半径减小，特别是喉道半径减小，毛管力增大导致喉道捕集能力增大。

1) 通过控制回压来模拟储层条件下地层压力变化的连续测试方法，模拟环境更接近真实油藏环境，数据采集完整，避免了点测法中的误差，渗透率的变化呈渐进式，变化过程更加清晰完整。

2) 疏松砂岩胶结物含量低、胶结程度差，其孔隙度、渗透率会随压实作用增强而减小。因此，建议在开发疏松砂岩油藏时应保持较高的地层压力。

3) 在压实过程中，渗透率、孔隙度随有效应力增大呈幂函数下降；孔径、油相相渗透率随有效应力增大呈线性下降；束缚水饱和度、残余油饱和度随有效应力增大呈指数增大。

4) 目前渗流特性变化试验是在施加不同围压条件下进行的，与储层条件存在一定差距，应克服计量精度上的难点，进一步开展储层条件下的再压实渗流特性研究。