⑴ 液體應力敏感性實驗
（一）實驗條件及實驗步驟
岩心應力敏感性實驗：周期性改變孔隙壓力，得到滲透率數據，其周期性可模擬油藏衰竭開采和注水補充能量過程，實驗數據可反映滲透率損失和恢復情況，旨在找出有效應力變化過程中的滲透率變化規律。岩心編號為5-6,3-18,5-3,8-1。
實驗流體：鹽水；實驗流量：小於0.25ml/min；實驗溫度：70℃；圍壓：30MPa。
實驗步驟：
a.緩慢同時降低進口和出口壓力，使進口壓力依次為28.0,25.0,22.0,19.0,16.0,13.0,10.0,6.0,3.0MPa;
b.每一壓力點持續30mjn後（至穩定），測岩樣液體滲透率；
c.緩慢同時增加進口壓力和出口壓力，使進口壓力依次為3.0.6.0,10.0,13.0,16.0,19.0.22.0,25.0和28MPa;
d.每一壓力點持續30min後（至穩定），測岩樣液體滲透率。
（二）實驗數據及分析
滲透率損害系數按下式計算：
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：Ki為第i個凈圍壓下的岩樣滲透率，10-3μm2;Ki+1為第i+1個凈圍壓下的岩樣滲透率，10-3μm2;Pi為第i個凈圍壓值，MPa;Pi+1為第i+1個凈圍壓值，MPa。
計算應力敏感性引起的滲透率損害率Dk1公式如下：
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：Dk1為應力不斷增加至最高點過程產生的滲透率損害最大值，%;K1為第一個應力點對應的岩樣滲透率，10-3μm2;Kmin為岩樣滲透率的最小值，10-3μm2。
實驗按石油天然氣行業標准SY5358-2002應力敏感性評價和判斷標准表4-3-1執行。表4-3-2～表4-3-5為應力敏感性評價實驗結果數據表，相應的應力敏感曲線分別見圖4-3-1～圖4-3-4。表中參數介紹如下：
表4-3-1 應力敏感性評價指標
表4-3-2 圍壓30MPa岩心5-6應力敏感性實驗數據表
圖4-3-1a 岩心5-6流體壓力和滲透率的關系圖
圖4-3-1b 岩心5-6凈覆壓力和滲透率的關系圖
表4-3-3 圍壓30MPa岩心3-18應力敏感性實驗數據表
圖4-3-2a 岩心3-18流體壓力和滲透率的關系圖
圖4-3-2b 岩心3-18凈覆壓力和滲透率的關系圖
表4-3-4 圍壓30MPa岩心5-3應力敏感性實驗數據表
圖4-3-3a 岩心5-3流體壓力和滲透率的關系
圖4-3-3b 岩心5-3凈覆壓力和滲透率的關系
表4-3-5 圍壓30MPa岩心8-1應力敏感性實驗數據表
圖4-3-4a 岩心8-1流體壓力和滲透率的關系
圖4-3-4b 岩心8-1凈覆壓力和滲透率的關系
總的來講，四塊岩樣的滲透率變化范圍都較小，最大損害率均在10%左右，說明滲透率對應力不很敏感（應力敏感性評價結果為弱—無）。在相同的凈覆壓力下，凈覆壓增大過程的滲透率值比凈覆壓力降低過程中的滲透率值高，降低流體壓力過程的滲透率值比升高流體壓力過程的滲透率值高。
⑵ 儲層敏感性評價
為了研究文東油田沙三中油藏儲層敏感性，對文13東塊30餘塊岩心進行了速敏性、水敏性、鹽敏性和酸敏性等流動實驗。
（一）速敏實驗
速敏性是指因流體流動速度變化引起儲層中速敏性礦物微粒運移，堵塞孔喉造成儲層滲透率下降的現象。通過實驗了解儲層滲透率變化與儲層中流體流動速度的關系，確定微粒開始運移的臨界流速Vc並評價速敏程度。
Dkv=（KL-KLA）/KL，Iv=Dkv/Vc
式中：Dkv為滲透率傷害率，%;Iv為速敏指數；KLA為大於臨界流速時流體滲透率最小值，10-3μm2;KL為小於臨界流速時岩心原始滲透率，10-3μm2。
由速敏實驗結果（表3-5-1），速敏指數在0.40～0.56左右，屬於中等偏強速敏。本區粘土礦物中伊利石含量較高，多以薄膜式、充填式存在於孔隙壁上或黏附於顆粒表面或橋塞在喉道處，與顆粒表面（孔隙內壁）的膠結不是很緊密。當孔道內流體流速過大，尤其是高剪切力的流體流動時伊利石礦物易於被沖刷下來，隨流體一起流動並在狹小的喉道處形成堵塞。除了粘土礦物外，膠結物中其他細小、膠結不牢固的顆粒也能形成堵塞。文13東沙三中油藏速敏影響較大。
表3-5-1 流速敏感性實驗結果
（二）水敏實驗
儲層中的水敏性粘土礦物在接觸低鹽度流體時，可能產生水化膨脹，堵塞孔喉，從而降低儲層滲透率。
中原油田勘探開發科學研究院曾多次做過常規條件下的水敏實驗研究，主要利用三種不同濃度的鹽水（飽和鹽水、次鹽水和淡水）進行流動實驗，確定儲層的水敏程度。水敏程度用水敏指數Iw來評價。
Iw＝（KL-Kw）/KL
式中：Iw為水敏指數；KL為地層水滲透率，10-3μm2;Kw為去離子水滲透率，10-3μm2。
水敏程度的劃分標准為無水敏：Iw≤0.05；弱水敏：0.05<Iw≤0.30；中等偏弱水敏：0.30>Iw≤0.50；中等偏強水敏：0.50<Iw<0.70；強水敏：0.70≤Iw<0.90；極強水敏：Iw≥0.90。
由水敏實驗結果（表3-5-2），水敏指數為0.29～0.74，平均為0.52，屬中等偏強水敏。分析認為，膨脹性粘土伊/矇混層含量僅4%～15%，儲層不應有如此強的水敏程度，滲透率降低主要是伊利石等鬆散狀顆粒遷移造成孔隙喉道橋塞引起的，多數樣品反向注液時滲透率恢復程度很大。故水敏實驗分析結果偏高。
表3-5-2 水敏實驗結果
本次研究選擇文13東塊文13-358井、文13-85井和鄰區的文203-15井等6塊樣品進行地層條件水敏流動實驗，模擬地層溫度為80～100℃，地層壓力為20～25MPa，流動介質為地層水、次地層水和蒸餾水（地層水取自注水站和注水井井口），水敏流動實驗結果見表3-5-3和圖3-5-1。
表3-5-3 部分水敏流動實驗結果
圖3-5-1 典型水敏實驗曲線
地層條件水敏實驗證實，水敏滲透率損害率最大14.5%.一般小於10%，文13東沙三中儲層為弱水敏。
（三）酸敏實驗
酸敏實驗是為了檢驗岩樣與鹽酸、氫氟酸的反應。酸敏性主要指岩石中的綠泥石與酸反應生成Fe（OH）3沉澱致使滲透率下降。在測定岩樣初始流體滲透率後，注入1倍左右孔隙體積的酸，模擬關井時間（4小時），再注入初始流體，待到岩心滲透率和流體pH值不變時為止。比較處理前後岩樣滲透率的變化情況，實驗結果見表3-5-4和圖3-5-2。
表3-5-4 酸敏實驗結果分析
圖3-5-2 典型酸敏實驗曲線
由分析結果，文13-85井岩樣滲透率有所上升。岩樣經酸處理後滲透率沒有下降的原因是儲層中碳酸鹽膠結物的溶蝕量足以彌補由於Fe（OH）3沉澱而產生的傷害，且滲透率較原來有所提高。
不過，本區僅這兩塊樣品還不足以說明問題，根據粘土礦物X衍射分析結果，綠泥石含量為20%～50%，其酸敏性也是不容忽視的油層傷害因素之一。
（四）鹽敏實驗
鹽敏實驗是為了測試當不同鹽度溶液注入地層，由於粘土礦物的水化、膨脹而導致滲透率下降，確定臨界鹽度。文13東塊沙三中油藏樣品鹽敏實驗表明（表3-5-5.圖3-5-3），隨鹽度降低，滲透率下降，但無明顯臨界礦化度，滲透率損害最大為14.6%。說明文13東塊沙三中儲層為弱鹽敏。
表3-5-5 部分鹽敏流動實驗結果
（五）體積流量實驗
體積流量實驗目的是了解儲層岩樣滲透率的變化與流過岩樣流量之間的關系，反映岩石膠結物的穩定程度。一般用體積敏感指數I0進行體積流量評價，具體劃分標准為：
弱：I0≤0.30；中等偏弱：0.30<I0≤0.50；中等偏強：0.50<I0≤0.70；強：I0≥0.70。
本次實驗用現場取樣的地層水和注入水作為實驗流體。文13東體積流量實驗結果表明（表3-5-6，圖3-5-4），累積注入倍數達到167～176倍時，滲透率損害在32.5%～49.3%之間，說明岩石膠結緻密，體積敏感性屬於中等偏弱。
圖3-5-3 典型鹽敏流動實驗曲線
圖3-5-4 典型體積流量試驗曲線
表3-5-6 部分體積流量試驗結果
⑶ 地層條件氣測應力敏感性模型
因凈覆壓力降低過程對應油田注水開發過程，且凈覆壓力降低過程中樣品經歷了一次壓實、壓縮，更接近彈性變形。故選取凈覆壓力降低過程建立儲層應力敏感性模型。該過程中實驗樣品滲透率較低，屬於低滲Ⅲ類。
K=3.54×10-3μm2樣品滲透率百分數與凈覆壓力的相關關系如圖4-4-15。
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：σi為岩心樣品所承受的凈覆壓力，MPa;Ki為某一凈覆壓力σi下的滲透率值，10-3μm2;K0為地面滲透率，10-3μm2;
K=1.45×10-3μm2樣品滲透率百分數與凈覆壓力的相關關系如圖4-4-16。
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：σi為岩心樣品所承受的凈覆壓力，MPa;Ki為某一凈覆壓力σi下的滲透率值10-3μm2;K0為地面滲透率，10-3μm2。
低滲Ⅲ類樣品滲透率百分數與凈覆壓力的相關關系如圖4-4-17。
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：σi為岩心樣品所承受的凈覆壓力，MPa;Ki為某一凈覆壓力σi下的滲透率值，10－3μm2;K0為地面滲透率，10-3μm2。
圖4-4-15 滲透率百分數與凈覆壓力的關系
圖4-4-16 滲透率百分數與凈覆壓力的關系
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
圖4-4-17 滲透率百分數與凈覆壓力的關系
從以上研究可以看出，盡管多數樣品物性參數隨有效應力變化趨勢大體一致，但不同油藏其儲層物性對應力的敏感程度不同，所以針對不同的油藏岩石應進行相應的應力敏感性實驗，從而得到更為合理的應力敏感性模型。
因各樣品初始滲透率、孔隙度不同，對於某一范圍內的滲透率值找不到其某一凈覆壓力下的滲透率、孔隙度值。這里通過求取不同凈覆壓力下的滲透率百分數、孔隙度百分數，再求得某一凈覆壓力下的滲透率、孔隙度值。
分析以上儲層物性參數（滲透率、孔隙度）與凈覆壓力的相關關系可以看出：①對於某一特定岩心，其回歸指數不變，隨著有效應力的增加，滲透率變化率減小；②雜基或泥質岩屑組分含量越高的岩石，滲透率應力敏感性越強。緻密砂岩成岩作用復雜，儲集層中存在許多扁平或板狀喉道，微細毛管和成岩微裂縫發育，圍限壓力增加，可導致微小喉道閉合，從而使滲透率大大降低。
⑷ 水驅應力敏感性實驗
（一）滲透率與凈覆壓力的關系
圖4-2-10為地層水測滲透率隨凈覆壓力的變化關系。與氮氣測滲透率隨凈覆壓力的變化曲線相比，兩種流體所測得的滲透率隨凈覆壓力變化的定性趨勢相同，在凈覆壓力增幅較小時，滲透率隨凈覆壓力急劇降低；當凈覆壓力超過某一值（pc）後，滲透率變化很小，趨於穩定。將pc定義為臨界有效壓力。
水測滲透率隨有效應力增加而降低的幅度明顯高於氣測滲透率，尤其在有效應力較低范圍，滲透率隨有效應力增加急劇降低。對實驗中岩心水測和氣測滲透率損失百分數進行統計發現，水測滲透率損失一般高達40%以上，大多數岩心氣測滲透率損失率小於20%。比較圖4-2-10，圖4-2-1l和圖4-2-1～圖4-2-4，水測滲透率趨於穩定值所對應的臨界有效壓力約為15MPa，氣測滲透率趨於穩定值所對應的臨界有效壓力約為20MPa。同一油藏水測滲透率的應力敏感性比氣測滲透率的應力敏感性更強。因此，實際深層高壓低滲油藏開發（尤其是注水開發），儲層岩石的應力敏感性遠比實驗室氣測應力敏感性強。不論是儲層應力敏感性評價，還是開發中應力敏感性對滲流和開采特性的影響，都應以水測結果為准。
岩石力學研究表明[106-108]，用地層水飽和的岩心其強度明顯低於乾燥岩心。岩石被水侵後，水會溶解膠結物，並同時對岩石起到潤滑作用，從而降低岩石強度。當有效應力增加時，因強度的降低而遭到更加嚴重的變形和破壞，並降低了進入彈－塑性變形的有效壓力界限，從而導致水測比氣測滲透率降低幅度大且臨界有效壓力低。
圖4-2-10 水測滲透率與凈覆壓力的關系
圖4-2-11 水測滲透率百分數與凈覆壓力的關系
圖4-2-12 岩心138-85（5-1）滲透率與凈覆壓力的相關關系
根據儲層應力敏感性評價標准，水驅實驗中儲層應力敏感性為強－超強敏感，文13西儲層具有較強的應力敏感性。與前文氣測滲透率相比，文13西儲層岩心水測滲透率隨有效壓力增大而降低的幅度遠大於其氣測滲透率。在有效壓力由40MPa降至1.5MPa過程中，滲透率逐漸恢復，但滲透率不可逆損失量遠大於氣測滲透率。文13西儲層水測滲透率不可逆損失量高達12×10-3μm2，滲透率不可逆損失率為10%～48%。
（二）加壓方式對滲透率變化的影響
為研究儲層在二次重復受壓和恢復過程中物性的變化情況，實驗室用減小有效壓力的方法模擬地層壓力的恢復。實驗中以地層水為流動介質，實驗裝置與水測滲透率相同。有效壓力增加過程依次為1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。壓力恢復過程中，有效壓力降低順序為40,35,30,25,20,15,5,1.5MPa。
通過對6塊岩心進行二次循環加壓地層水滲透率實驗，發現第一次循環加壓，岩樣表現出明顯的機械滯後現象，滲透率不能有效恢復；第二次循環加壓，滯後程度減小，壓實表現出一定的可逆性，滲透率有一定程度恢復，但不能恢復至原始值，表現出弱塑性特徵。如圖4-2-12所示，138-85（5-1）岩心二次循環加壓實驗中第一次滲透率恢復值與初始值相差20.1%，第二次差值僅為10.3%。
這也說明低滲透油藏開發，第一次降壓開采對儲層物性影響最大，一旦傷害很難恢復。也正是基於此，人們才考慮應用超前注水技術開發低滲透油田。油藏壓力恢復後的第二次降壓開采對儲層物性傷害比第一次要小得多。
⑸ 氣體應力敏感性實驗
（一）實驗條件及實驗步驟
本次應力敏感性實驗以氮氣作為實驗流體在室溫下開展，實驗中進口壓力為，廢棄壓力為6MPa。其中兩塊岩心實驗圍壓為50MPa，另兩塊岩心實驗圍壓為密封壓力。
實驗步驟如下：
a.按照標准SY/T 5358-2002測定樣品孔隙度和滲透率；
b.將樣品裝入岩心夾持器，加密封壓力並根據樣品滲透性施加一定的流動壓力，隨後逐步增加圍壓、進口壓力及回壓至設計壓力值，老化樣品；
c.保持圍壓不變，同時逐步降低進口壓力及回壓，保持樣品進、出口壓差不變，每一次降壓且氣體流動穩定後，測氣體視滲透率.
d.當出口壓力降至廢棄壓力時，凈應力增大過程結束；
e.繼續保持圍壓不變，同時逐步增加進口壓力及回壓，保持樣品進、出口壓差不變，每一次升壓且氣體流動穩定後，測氣體視滲透率；
f.當進口壓力升至實驗初始壓力值時，凈應力減小過程結束。
（二）實驗數據及分析
表4-3-6至表4-3-9為各岩樣應力敏感性評價實驗結果數據表，相應的應力敏感曲線分別見圖4-3-5至圖4-3-8。
分析圖4-3-5至圖4-3-8，四塊岩樣的曲線都很平緩，滲透率下降幅度相當小，說明滲透率對應力不敏感（應力敏感性評價結果為弱－無）。在相同的凈覆壓力下，升壓過程的滲透率值比降壓過程中的滲透率值高。
表4-3-6 圍壓50MPa岩心2-11應力敏感實驗數據表
表4-3-7 圍壓50MPa岩心3-3應力敏感實驗數據表
表4-3-8 圍壓為密封壓力岩心3-2應力敏感實驗數據表
表4-3-9 圍壓為密封壓力岩心5-2應力敏感實驗數據表
圖4-3-5 2-11號岩樣應力敏感曲線
圖4-3-6 3-3號岩樣應力敏感曲線
圖4-3-7 3-2號岩樣應力敏感曲線
圖4-3-8 5-2號岩樣應力敏感曲線
⑹ Barnett 頁岩開發
（一）Barnett 頁岩儲量和產量現狀
截至 2008 年，Barnett 頁岩的頁岩氣井已經有 10000 余口，主要分布在盆地東北部地區（圖 2-11）。其中，2001 年 以 前 的 頁 岩 氣 井 較少，不到 1000 口，2002 年開始，隨著頁岩氣勘探開發的升溫，頁岩氣井開始大量增加，2008 年底已經超過 10000 口（圖 2-12）。隨著頁岩氣井的增加，頁岩氣探明可采儲量也明顯增加，產量也加速增長（圖2-13）。
值 得 注 意 的 是， 隨 著Barnett 頁岩中頁岩氣的不斷探明，液態烴的探明儲量也在不斷增長，到 2007 年底已經超過 3000 萬噸（圖 2-14）。液態烴產量也快速增加（圖 2-15）。
圖 2-11 Fort Worth 盆地 Barnett 頁岩氣井分布圖（據 EIA，2009）
圖 2-12 Barnett 頁岩鑽井數量和月產量增長情況（據 HPDI，2008）
圖 2-13 Barnett 頁岩氣探明儲量增長情況（據 EIA, 2009）
圖 2-14 Barnett 頁岩中液態烴探明儲量增長趨勢（據 EIA, 2009）
圖 2-15 Barnett 頁岩中液態烴月產量增長情況（據 HPDI, 2008）
（二）Barnett 頁岩氣產區特點
Fort Worth 盆地 Barnett 頁岩與 Ohio、Antrim、NewAlbany、Lewis 頁岩相比，有兩個明顯優勢：一是 Barnett 頁岩為超壓，壓力梯度為 11.76kPa/m；二是頁岩氣豐度高。這兩點優勢是 Fort Worth 盆地 Barnett 頁岩氣開發取得成功的主要因素。概括地，Barnett 頁岩產區具有以下幾方面特點：
（1）頁岩系統厚度 122 ～ 183m；
（2）原始孔隙度在 4% ～ 5%，滲透率小於 0.001×10-3μm2；
（3）開發井井深為 1830 ～ 2745m；
（4）頁岩裂縫多被方解石充填；
（5）單井控制儲量大於 0.28×1012m3；
（6）生產井中，98% 為水平井。
直井初始產量一般為 14150 ～ 19810m3/d；單井控制儲量 0.28×10-3μm2；水平井初始產量為 84900 ～ 141500m3/d，單井控制儲量 0.85×1012m3。
（三）Barnett 頁岩地質綜合評價經驗
頁岩氣地質評價包括對新探區頁岩氣的評價，也包括了對已經開展常規油氣勘探地區的重新評價。因此，充分利用已有資料信息和知識是頁岩氣地質評價的捷徑。
1. 評價內容
由於頁岩氣的特殊性，評價內容的側重點也較其他非常規天然氣資源有所不同。頁岩氣的勘查開采需要重點研究的內容主要包括：①地層和構造特徵，②岩石和礦物成分，③儲層厚度、埋深，④儲集空間類型、儲集物性（孔隙度、滲透率、裂縫長度、寬度和導流性、裂縫與孔隙度關系等），⑤泥頁岩儲層的非均質性，⑥岩石力學參數，⑦有機地球化學參數，⑧頁岩的吸附特徵、聚氣機理，⑨區域現今應力場特徵，⑩流體壓力和儲層溫度， 流體飽和度及流體性質， 開發區基本條件等。
2. 地質研究
首先開展區域地質研究，分析研究區地層沉積、構造和演化；然後，在區域地質研究基礎上，分析區域應力場特徵和變化規律。針對頁岩氣勘查開采，要開展以下 4 個方面的針對性研究：
（1）富有機質泥頁岩基本特徵
通過地質和地球物理、地球化學資料，確定富有機質泥頁岩的層位和分布。分析確定頁岩層系的岩石類型、剖面組合、沉積微相及其礦物組成等特徵，進一步研究岩石的有機碳含量含量及其在剖面、平面上隨岩石類型和沉積微相的變化規律，確定有機質成熟度。
在有地震和鑽井資料時，通過地震和井筒資料可以對以上各項參數進行研究和標定。其中，測井資料可以標定岩石的礦物組成、有機質類型和演化程度，劃分沉積微相。地震資料可以識別富有機質泥頁岩層系和空間展布，並編制富有機質泥頁岩厚度、埋深平面圖。
（2）岩石孔滲特徵、力學參數、敏感性參數
通過岩心、測井資料，研究富有機質泥頁岩的孔隙度和滲透率；通過岩心和薄片分析，研究岩石的宏觀和顯微裂縫特徵；通過掃描電鏡，研究分析岩石微觀孔隙、裂縫特徵和礦物成分；通過低壓注 N2、CO2、CH4，以及高壓注汞，研究岩石的孔隙結構。在建立了岩－電關系基礎上，通過測井數據，研究解釋富有機質泥頁岩層系的物性特徵和變化規律。通過岩石力學實驗，確定岩石的彈性模量、泊松比、岩石的抗張、抗剪、抗壓
參數等數據。通過敏感性實驗，確定岩石的水敏、酸敏、鹼敏、速敏、壓敏等參數，為鑽井和壓裂提供基礎參數。
（3）富有機質泥頁岩層系的含氣性
以岩心資料為基礎，標定飽和度數據，建立岩電關系，通過測井資料，確定富有機質泥頁岩層系的游離氣含量；通過岩心解吸、等溫吸附等實驗研究，確定岩心吸附氣含量和殘留氣含量。最終確定富有機質泥頁岩地層的總含氣量。
在經過岩心資料標定後，可通過測井數據同時確定富有機質泥頁岩地層層系的游離氣、吸附氣和總頁岩氣含量。
（4）頁岩氣資源潛力
對目標區的頁岩氣地質資源量、資源豐度進行預測，得到頁岩氣資源潛力數據，為目標區頁岩氣開發提供決策依據。
通過以上工作，確定頁岩氣的關鍵參數下限。美國多個盆地頁岩氣經濟開發關鍵參數主要考慮孔隙度、含水飽和度、含氣飽和度、滲透率、總有機質含量。要求孔隙度 >4%、含水飽和度 <45%、含油飽和度 <5%、滲透率 >100×10-3μm2、總有機質含量 >2%（表 2-7）。
表 2-7 頁岩氣開發的關鍵參數下限
（據斯倫貝謝，2006)
3、鑽完井和增產措施
頁岩氣勘查一般基於直井進行研究。頁岩氣開發多數基於水平井進行研究。Barnett 頁岩實際鑽井經驗表明，從水平井中獲得的估計最終採收率大約是直井的三倍，而費用只相當於直井的兩倍。配套的三維地質精細描述技術、地質導向技術、成像測井技術等，對深入研究頁岩儲層、提高鑽井成功率、優化完井作業、確定射孔和增產的最佳目標等具有明顯作用。
含氣頁岩中的天然裂縫雖然具有一定的作用，但是通常無法提供經濟開采所需的滲流通道，多數含氣頁岩都需要實施水力壓裂。
在 1500 ～ 3000m 之間通常通過泵入低黏度水基減阻流體和支撐劑進行增產處理。在深度較淺或壓力較低的頁岩中，則泵入氮泡沫壓裂液。在 Barnett 頁岩中，過去曾採用了二氧化碳和氮氣泡沫壓裂、大型水力壓裂（每次需要耗費 2270m3交聯凝膠和 635 噸支撐砂），到 1997 年因成本昂貴而不再使用。目前，減阻水增產技術已成為 Barnett 頁岩中最為常見的增產措施，而且，增產作業費用的下降允許作業者對Barnett 頁岩上部層段實施完井，從而使估算的最終採收率提高了 20% 以上。
⑺ 應力敏感性評價指標
（1）滲透率損害系數法
行業標准中常採用滲透率損害系數法作為評價應力敏感性評價的指標，其計算式為：
Dk=（K1-Kmin）/K1×100% （6-20）
式中：Dk——滲透率損害率；K1——第一個應力點對應的岩樣滲透率，10-3μm2；Kmin——達到臨界應力後岩樣滲透率的最小值，10-3μm2。行業標准中把滲透率損害系數的最大值所對應的應力值作為臨界應力。
蘭林、康毅力等（2005）認為，這樣做忽略了應力敏感的特殊性——鑽井、完井及開發中有效應力波動的初始點是原地有效應力；另外，最大有效應力測點的選擇受到實驗人員的主觀影響和實驗儀器額定壓力的限制，那麼對於同一塊岩心所得到的滲透率損害率就不統一，給實際工程應用帶來不必要的麻煩。常規的應力敏感性評價把有效應力測點集中選在2.5～10MPa范圍內，主要是為了反映有效應力段滲透率的劇烈變化，然而這個范圍遠低於多數油氣藏的原地有效應力，所以測得的滲透率變化規律對於油藏開發沒有明顯的指導意義。鑒於上述原因，推薦使用原地有效應力作為初始計算點，根據油氣藏實際生產情況適當擴大最大有效應力測點，則公式可改寫為：
Ddi=｜（Kin-situ-Ki）｜/Kin-situ×100% （6-21）
式中：Ddi——有效應力為iMPa時的滲透率損害率；Kin-situ——原地有效應力對應的岩心滲透率，10-3μm2；Ki——各有效應力測點的岩心滲透率，10-3μm2。
基於原地有效應力的滲透率變化計算把應力敏感性評價分為兩段：當有效應力自原地應力逐漸降低時，表示正壓作業或流體注入時，孔隙壓力增大造成儲層有效應力減低，從而滲透率變大；有效應力自原地應力逐漸增高時，表示隨著油氣藏的開采，孔隙壓力降低導致儲層有效應力增加，從而滲透率降低。把應力敏感性評價與油氣藏的開采實際結合起來，有利於儲層應力損害程度的正確評價和工程的實際應用。
（2）應力敏感性系數評價法
應力敏感性系數法是通過公式（6-22）對所測的實驗數據進行處理，得到岩心的應力敏感性系數，根據表6-1可評價岩樣的應力敏感程度。
表6-1 應力敏感程度的指標
（據萬仁溥，2000）
油氣藏現今地應力場評價方法及應用
式中：SS——應力敏感性系數；其他符號意義同前。
應力敏感性系數是由實驗得到的全部數據進行擬合得到，每一岩樣對應一個應力敏感性系數，該系數的大小就反映岩樣應力敏感性的強弱，其值是唯一的，而滲透率損害率是對應某一有效應力測點下的值，不同的有效應力測點就會得到不同的滲透率損害率，不便於工程應用。
⑻ 不同儲層應力敏感性評價
（1）砂岩儲層
實驗樣品主要以四川盆地西部侏羅系蓬三和上三疊統須四砂岩為研究對象，實驗結果如圖6-1至圖6-4所示，無論是基塊岩樣還是裂縫岩樣，滲透率都隨有效應力的增加而降低，但降低幅度存在差異。常規近緻密儲層滲透率隨應力增加而下降緩慢，緻密儲層則有很大幅度的滲透率下降。同為常規、近緻密儲層，帶裂縫岩樣要比基塊岩樣的應力敏感性強。蓬萊鎮組岩樣埋藏較淺，原有效應力為6.9～13.8MPa，應力增加過程實際上是模擬壓實作用。當地層壓力降低時，基塊滲透率基本恆定，帶縫時則滲透率明顯降低（圖6-2）。須四段儲層埋深大，原有效地應力約為3700psi，有效應力減小過程（當σi＜25.5MPa時）是消除彈性變形階段，這一階段滲透率隨應力增加而劇烈下降，越過該點之後則趨於緩慢（圖6-3、圖6-4）。
圖6-1 蓬萊鎮組儲層基塊岩樣應力敏感性
（據萬仁溥，2000）
圖6-2 蓬萊鎮組儲層裂縫岩樣應力敏感性
（據萬仁溥，2000）
圖6-3 須四段儲層基塊岩樣應力敏感性
（據萬仁溥，2000）
圖6-4 須四段儲層裂縫岩樣應力敏感性
（據萬仁溥，2000）
實驗測試表明，模擬地層有效應力條件時，基塊岩樣常規至近緻密儲層的滲透率為常規值的4/5～1/3，而緻密儲層則為常規值的1/5～1/20，孔隙度值的變化相對較小，校正到原地層條件下，常規儲層孔隙度降低10%左右，緻密砂岩可降低10%～25%。
圖6-5是根據圖6-1和圖6-4數據的計算結果，可以看出常規儲層基塊應力敏感程度總體為弱，應力敏感系數小於0.4；緻密、超緻密砂岩基塊（T3x4）的應力敏感性為強，應力敏感系數大於0.68；裂縫性岩塊應力敏感性可達極強程度，但隨著裂縫性岩滲透率增加，其應力敏感性有所減弱，有變為中等的趨勢。在有效應力作用下，作為油氣通道的裂隙及微孔喉趨向於閉合的趨勢強，從而引起儲層滲透率大幅度下降。油田實際生產也表明裂縫性油藏對地層壓力的變化極為敏感，油層的枯竭而引起外部有效應力的增加，使天然裂縫容易受到擠壓，其滲透率比基質降低的更快。如二連盆地巴21井在生產過程中，當地層壓力下降3MPa時，有效滲透率降低就接近50%。裂縫性緻密砂岩地層極強的應力敏感性還容易誘發鑽井中出現井噴井漏：當正壓差增大，有效應力減小，裂縫的縫寬增大，從而導致井漏。可見保持地層壓力對裂縫性油田的開發異常重要。
不同組系裂縫的滲透能力在不同開發階段會發生變化。一般來說，投入開發後，隨著流體的采出，流體壓力下降，裂縫開度隨之變小，在圍壓不變的情況下，原始滲透率和滲流速度越大的裂縫，開采後流體下降的速度和開度變小的程度越大，那些與現代應力場最大主壓應力方向垂直或斜交的裂縫原始開度、滲透性雖差，但流體壓力下降速度和開度變小速度也相對小，在開發過程中，這些裂縫所起的作用將相對增大，在一定開發階段有可能成為對滲流起主導作用的裂縫。
圖6-5 砂岩儲層岩樣滲透率和應力敏感系數關系圖
尹尚先（2006）通過大量實驗表明，岩心的滲透率隨有效壓力的變化而變化的程度大於孔隙度的變化，裂縫性岩心差別最大，孔隙性岩心差別相對要小。裂縫性岩心滲透率敏感性明顯大於孔隙性岩心（圖6-6）；另外低滲透儲層由於其孔道細微，孔隙體積略有下降都將造成滲透率的急劇降低。
當有效壓力降低時，岩心的滲透率和孔隙度有所恢復，但不能恢復到原始數據。岩心的滲透率和孔隙度隨有效壓力的下降而增加的程度不同：岩心的滲透率的恢復性很差，即使有效應力降低到初始值，大多岩心樣品滲透率的恢復值也僅有初始值的10%～30%；而孔隙度的恢復值相對要高。裂縫性岩心滲透率隨有效應力降低的恢復率也明顯小於孔隙性岩心滲透率恢復率（圖6-7）。
圖6-6 川西公山廟構造涼高山組裂縫性油藏基質岩塊應力敏感性
（據尹尚先，2006）
圖6-7 川西公山廟構造沙溪廟組裂縫性油藏裂隙岩塊應力敏感性
（據尹尚先，2006）
隨著對應力敏感性認識的加深，人們一直試圖得到應力敏感程度與岩石自身性質的關系，甚至想根據岩石性質來預測儲層的應力敏感性。大量的探索性研究已取得不少的成果，然而由於岩石自身的礦物組成不同、沉積環境迥異、壓實程度差異較大等多種因素的影響，目前尚未得到滿意的結果。康毅力等（2005）通過疏鬆砂岩和膠結砂岩儲層應力敏感程度與岩石自身性質的關系研究，取得的一定認識，認為在疏鬆砂岩和膠結砂岩儲層中，孔隙幾何形狀是滲透率應力敏感性的基本控制因素，滲透率隨有效應力的變化率與岩石種類之間有直接的函數關系。
疏鬆砂岩儲層
疏鬆砂岩中，物性最好的儲層（具有最大孔隙的砂岩）隨應力增大會出現最明顯的滲透率損失，物性較差的儲層表現為應力敏感性弱；顆粒分選越好，顆粒越粗，應力敏感性就越強；顆粒大小與滲透率的應力敏感性之間不存在相關性；因為顆粒分選、歪度和孔隙大小與沉積環境直接相關，疏鬆砂岩的沉積環境是其應力敏感性強弱的關鍵因素。
膠結砂岩儲層
膠結砂岩中，物性最差的儲層隨應力增大會出現最明顯的滲透率損失；孔隙近似為管狀的砂岩樣品表現為應力敏感性較弱；孔隙系統特徵是沉積後作用（特別是顆粒壓實和孔隙類型）的結果；固結砂岩沉積環境和沉積後作用對儲層應力區域的局部形成和滲透率分布是十分重要的。
康毅力等（2005）還通過研究不同滲透率的裂縫岩樣的應力敏感性情況（所選岩樣的基塊滲透率小於0.01md，所以測得的滲透率完全由裂縫貢獻），得到如下結論（圖6-8）：裂縫岩樣滲透率的總體變化是隨有效應力的增加迅速降低，體現為有效應力增加時，裂縫面間的接觸由點到線、再到面的過程；初始滲透率越低的岩樣其滲透率降低得越快；初始滲透率高的岩樣在最終有效應力點（50MPa）的剩餘滲透率也高。他們分析認為應力敏感性的差異在於：初始滲透率高的岩樣的裂縫面間有足夠的空間讓較大的堅硬顆粒充填其中，在有效應力的增加時這些顆粒支撐著裂縫面，抵抗來自外界的應力，使得裂縫還能維持一定滲透率；而初始滲透率低的岩樣裂縫寬度窄，顆粒少見充填，即使有顆粒充填也屬於易變形的地層微粒，在有效應力增加時不能起到支撐作用，相反地，更可能堵塞裂縫的狹窄處，導致滲透率迅速降低。
圖6-8 歸一化滲透率與有效應力之間的關系
（據康毅力，2005）
（2）碳酸鹽儲層
實驗岩樣取自川東北地區飛仙關組碳酸鹽岩儲層，岩性主要為鮞粒白雲岩。選取孔隙型和裂縫-孔隙型岩樣共20塊，孔隙型岩樣的滲透率范圍在（2.19～840）×10-3μm2之間，孔隙度在11.82%～18.40%之間，屬於高孔高滲類型。裂縫-孔隙型岩樣中裂縫為天然裂縫。
圖6-9、圖6-10表明同類儲層岩樣其實驗曲線的趨勢是一致的。對於孔隙型岩樣來說，當有效應力增加時，滲透率呈下降趨勢，但總的降低幅度小，降低的趨勢較為平緩，卸壓後，滲透率恢復程度高（圖6-11）。對於裂縫-孔隙雙重介質的岩樣，當有效應力剛開始增加時，滲透率先是急劇降低（圖6-12曲線A段），隨著有效應力的繼續增加，滲透率降低的趨勢變為平緩（圖6-12曲線B段），且總的降幅大，卸壓後，滲透率回升的幅度很小。
圖6-9 孔隙型樣應力與滲透率關系曲線
（據何健，2005）
圖6-10 裂縫-孔隙型樣應力與滲透率關系曲線
（據何健，2005）
圖6-11 孔隙型儲層岩樣典型曲線
（據何健，2005）
圖6-12 裂縫-孔隙型儲層岩樣典型曲線
（據何健，2005）
統計所有岩樣的實驗數據可知，孔隙型岩樣應力敏感系數SS的平均值為0.072，敏感程度弱；而裂縫-孔隙型的岩樣SS平均值為0.525，敏感程度中等偏強。圖6-13繪制了所有實驗岩樣的氣測滲透率與應力敏感系數SS的關系，容易看出，裂縫-孔隙型岩樣的SS普遍比孔隙型的大，即裂縫-孔隙型岩樣應力敏感程度要比孔隙型的強。
圖6-13 岩樣滲透率和應力敏感系數的關系圖
（據何健，2005）
兩類儲層岩樣所表現出來的滲透率變化特性及應力敏感程度上的差異，主要是由於各自的儲滲空間，孔縫特徵的不同所引起的。碳酸鹽岩顆粒主要由方解石、白雲石等礦物組成，在外力的作用下，顆粒本體不容易發生變形。對於孔隙型岩樣，其儲滲空間主要為孔隙，當有效應力增加時，由於結構緻密，其能夠發生形變的孔隙空間小，顆粒之間的膠結和支撐牢固，因而孔隙體積變化小，滲透率降低的幅度小。對於裂縫-孔隙雙重介質的岩樣，其儲滲空間為裂縫和孔隙，飛仙關組儲層裂縫主要是構造縫和溶蝕縫，充填程度較低，相對孔隙而言，裂縫具有較大的變形空間，且容易發生形變，即裂縫對應力的敏感程度強於孔隙，當有效應力增加時，裂縫首先被壓縮閉合，裂縫寬度的微小變化就會引起滲透率急劇的變化。
（3）含水飽和度對應力敏感性影響
游利軍（2004）分別對緻密砂岩的干岩樣和含水岩樣進行應力敏感性實驗，含水岩樣應力敏感性實驗前後應分別測量岩樣的重量，以確保實驗過程中含水飽和度基本保持恆定。評價方法和標准依據應力敏感性系數法。評價結果表明（表6-2、6-3），緻密砂岩含水岩樣和緻密砂岩干岩樣一樣具有較強的應力敏感性；干岩樣應力敏感系數為0.25左右，而含水岩樣應力敏感系數基本都大於0.5，應力敏感系數增加了2倍，說明水的存在加劇了岩樣的應力敏感程度；同組岩樣（物性相近）含水飽和度越高應力敏感性越強，這是由於隨著岩樣含水飽和度的增大，氣體滲流的實際通道減小，或者因為水的存在使岩石在應力作用下發生了物理化學變化，降低了岩石的抗壓強度，因此岩樣的應力敏感程度增強：干岩樣在3MPa測量的滲透率大約是40～50MPa下含水飽和度為45%時滲透率的10～3000倍。
表6-2 干岩樣的應力敏感性
（據游利軍，2004）
表6-3 不同含水飽和度的岩樣滲透率
（據游利軍，2004）