⑴ 液体应力敏感性实验
（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，10-3μm2;Ki+1为第i+1个净围压下的岩样渗透率，10-3μm2;Pi为第i个净围压值，MPa;Pi+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，10-3μm2;Kmin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。
⑵ 储层敏感性评价
为了研究文东油田沙三中油藏储层敏感性，对文13东块30余块岩心进行了速敏性、水敏性、盐敏性和酸敏性等流动实验。
（一）速敏实验
速敏性是指因流体流动速度变化引起储层中速敏性矿物微粒运移，堵塞孔喉造成储层渗透率下降的现象。通过实验了解储层渗透率变化与储层中流体流动速度的关系，确定微粒开始运移的临界流速Vc并评价速敏程度。
Dkv=（KL-KLA）/KL，Iv=Dkv/Vc
式中：Dkv为渗透率伤害率，%;Iv为速敏指数；KLA为大于临界流速时流体渗透率最小值，10-3μm2;KL为小于临界流速时岩心原始渗透率，10-3μm2。
由速敏实验结果（表3-5-1），速敏指数在0.40～0.56左右，属于中等偏强速敏。本区粘土矿物中伊利石含量较高，多以薄膜式、充填式存在于孔隙壁上或黏附于颗粒表面或桥塞在喉道处，与颗粒表面（孔隙内壁）的胶结不是很紧密。当孔道内流体流速过大，尤其是高剪切力的流体流动时伊利石矿物易于被冲刷下来，随流体一起流动并在狭小的喉道处形成堵塞。除了粘土矿物外，胶结物中其他细小、胶结不牢固的颗粒也能形成堵塞。文13东沙三中油藏速敏影响较大。
表3-5-1 流速敏感性实验结果
（二）水敏实验
储层中的水敏性粘土矿物在接触低盐度流体时，可能产生水化膨胀，堵塞孔喉，从而降低储层渗透率。
中原油田勘探开发科学研究院曾多次做过常规条件下的水敏实验研究，主要利用三种不同浓度的盐水（饱和盐水、次盐水和淡水）进行流动实验，确定储层的水敏程度。水敏程度用水敏指数Iw来评价。
Iw＝（KL-Kw）/KL
式中：Iw为水敏指数；KL为地层水渗透率，10-3μm2;Kw为去离子水渗透率，10-3μm2。
水敏程度的划分标准为无水敏：Iw≤0.05；弱水敏：0.05<Iw≤0.30；中等偏弱水敏：0.30>Iw≤0.50；中等偏强水敏：0.50<Iw<0.70；强水敏：0.70≤Iw<0.90；极强水敏：Iw≥0.90。
由水敏实验结果（表3-5-2），水敏指数为0.29～0.74，平均为0.52，属中等偏强水敏。分析认为，膨胀性粘土伊/蒙混层含量仅4%～15%，储层不应有如此强的水敏程度，渗透率降低主要是伊利石等松散状颗粒迁移造成孔隙喉道桥塞引起的，多数样品反向注液时渗透率恢复程度很大。故水敏实验分析结果偏高。
表3-5-2 水敏实验结果
本次研究选择文13东块文13-358井、文13-85井和邻区的文203-15井等6块样品进行地层条件水敏流动实验，模拟地层温度为80～100℃，地层压力为20～25MPa，流动介质为地层水、次地层水和蒸馏水（地层水取自注水站和注水井井口），水敏流动实验结果见表3-5-3和图3-5-1。
表3-5-3 部分水敏流动实验结果
图3-5-1 典型水敏实验曲线
地层条件水敏实验证实，水敏渗透率损害率最大14.5%.一般小于10%，文13东沙三中储层为弱水敏。
（三）酸敏实验
酸敏实验是为了检验岩样与盐酸、氢氟酸的反应。酸敏性主要指岩石中的绿泥石与酸反应生成Fe（OH）3沉淀致使渗透率下降。在测定岩样初始流体渗透率后，注入1倍左右孔隙体积的酸，模拟关井时间（4小时），再注入初始流体，待到岩心渗透率和流体pH值不变时为止。比较处理前后岩样渗透率的变化情况，实验结果见表3-5-4和图3-5-2。
表3-5-4 酸敏实验结果分析
图3-5-2 典型酸敏实验曲线
由分析结果，文13-85井岩样渗透率有所上升。岩样经酸处理后渗透率没有下降的原因是储层中碳酸盐胶结物的溶蚀量足以弥补由于Fe（OH）3沉淀而产生的伤害，且渗透率较原来有所提高。
不过，本区仅这两块样品还不足以说明问题，根据粘土矿物X衍射分析结果，绿泥石含量为20%～50%，其酸敏性也是不容忽视的油层伤害因素之一。
（四）盐敏实验
盐敏实验是为了测试当不同盐度溶液注入地层，由于粘土矿物的水化、膨胀而导致渗透率下降，确定临界盐度。文13东块沙三中油藏样品盐敏实验表明（表3-5-5.图3-5-3），随盐度降低，渗透率下降，但无明显临界矿化度，渗透率损害最大为14.6%。说明文13东块沙三中储层为弱盐敏。
表3-5-5 部分盐敏流动实验结果
（五）体积流量实验
体积流量实验目的是了解储层岩样渗透率的变化与流过岩样流量之间的关系，反映岩石胶结物的稳定程度。一般用体积敏感指数I0进行体积流量评价，具体划分标准为：
弱：I0≤0.30；中等偏弱：0.30<I0≤0.50；中等偏强：0.50<I0≤0.70；强：I0≥0.70。
本次实验用现场取样的地层水和注入水作为实验流体。文13东体积流量实验结果表明（表3-5-6，图3-5-4），累积注入倍数达到167～176倍时，渗透率损害在32.5%～49.3%之间，说明岩石胶结致密，体积敏感性属于中等偏弱。
图3-5-3 典型盐敏流动实验曲线
图3-5-4 典型体积流量试验曲线
表3-5-6 部分体积流量试验结果
⑶ 地层条件气测应力敏感性模型
因净覆压力降低过程对应油田注水开发过程，且净覆压力降低过程中样品经历了一次压实、压缩，更接近弹性变形。故选取净覆压力降低过程建立储层应力敏感性模型。该过程中实验样品渗透率较低，属于低渗Ⅲ类。
K=3.54×10-3μm2样品渗透率百分数与净覆压力的相关关系如图4-4-15。
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;
K=1.45×10-3μm2样品渗透率百分数与净覆压力的相关关系如图4-4-16。
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。
低渗Ⅲ类样品渗透率百分数与净覆压力的相关关系如图4-4-17。
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。
图4-4-15 渗透率百分数与净覆压力的关系
图4-4-16 渗透率百分数与净覆压力的关系
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
图4-4-17 渗透率百分数与净覆压力的关系
从以上研究可以看出，尽管多数样品物性参数随有效应力变化趋势大体一致，但不同油藏其储层物性对应力的敏感程度不同，所以针对不同的油藏岩石应进行相应的应力敏感性实验，从而得到更为合理的应力敏感性模型。
因各样品初始渗透率、孔隙度不同，对于某一范围内的渗透率值找不到其某一净覆压力下的渗透率、孔隙度值。这里通过求取不同净覆压力下的渗透率百分数、孔隙度百分数，再求得某一净覆压力下的渗透率、孔隙度值。
分析以上储层物性参数（渗透率、孔隙度）与净覆压力的相关关系可以看出：①对于某一特定岩心，其回归指数不变，随着有效应力的增加，渗透率变化率减小；②杂基或泥质岩屑组分含量越高的岩石，渗透率应力敏感性越强。致密砂岩成岩作用复杂，储集层中存在许多扁平或板状喉道，微细毛管和成岩微裂缝发育，围限压力增加，可导致微小喉道闭合，从而使渗透率大大降低。
⑷ 水驱应力敏感性实验
（一）渗透率与净覆压力的关系
图4-2-10为地层水测渗透率随净覆压力的变化关系。与氮气测渗透率随净覆压力的变化曲线相比，两种流体所测得的渗透率随净覆压力变化的定性趋势相同，在净覆压力增幅较小时，渗透率随净覆压力急剧降低；当净覆压力超过某一值（pc）后，渗透率变化很小，趋于稳定。将pc定义为临界有效压力。
水测渗透率随有效应力增加而降低的幅度明显高于气测渗透率，尤其在有效应力较低范围，渗透率随有效应力增加急剧降低。对实验中岩心水测和气测渗透率损失百分数进行统计发现，水测渗透率损失一般高达40%以上，大多数岩心气测渗透率损失率小于20%。比较图4-2-10，图4-2-1l和图4-2-1～图4-2-4，水测渗透率趋于稳定值所对应的临界有效压力约为15MPa，气测渗透率趋于稳定值所对应的临界有效压力约为20MPa。同一油藏水测渗透率的应力敏感性比气测渗透率的应力敏感性更强。因此，实际深层高压低渗油藏开发（尤其是注水开发），储层岩石的应力敏感性远比实验室气测应力敏感性强。不论是储层应力敏感性评价，还是开发中应力敏感性对渗流和开采特性的影响，都应以水测结果为准。
岩石力学研究表明[106-108]，用地层水饱和的岩心其强度明显低于干燥岩心。岩石被水侵后，水会溶解胶结物，并同时对岩石起到润滑作用，从而降低岩石强度。当有效应力增加时，因强度的降低而遭到更加严重的变形和破坏，并降低了进入弹－塑性变形的有效压力界限，从而导致水测比气测渗透率降低幅度大且临界有效压力低。
图4-2-10 水测渗透率与净覆压力的关系
图4-2-11 水测渗透率百分数与净覆压力的关系
图4-2-12 岩心138-85（5-1）渗透率与净覆压力的相关关系
根据储层应力敏感性评价标准，水驱实验中储层应力敏感性为强－超强敏感，文13西储层具有较强的应力敏感性。与前文气测渗透率相比，文13西储层岩心水测渗透率随有效压力增大而降低的幅度远大于其气测渗透率。在有效压力由40MPa降至1.5MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率不可逆损失量远大于气测渗透率。文13西储层水测渗透率不可逆损失量高达12×10-3μm2，渗透率不可逆损失率为10%～48%。
（二）加压方式对渗透率变化的影响
为研究储层在二次重复受压和恢复过程中物性的变化情况，实验室用减小有效压力的方法模拟地层压力的恢复。实验中以地层水为流动介质，实验装置与水测渗透率相同。有效压力增加过程依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。压力恢复过程中，有效压力降低顺序为40,35,30,25,20,15,5,1.5MPa。
通过对6块岩心进行二次循环加压地层水渗透率实验，发现第一次循环加压，岩样表现出明显的机械滞后现象，渗透率不能有效恢复；第二次循环加压，滞后程度减小，压实表现出一定的可逆性，渗透率有一定程度恢复，但不能恢复至原始值，表现出弱塑性特征。如图4-2-12所示，138-85（5-1）岩心二次循环加压实验中第一次渗透率恢复值与初始值相差20.1%，第二次差值仅为10.3%。
这也说明低渗透油藏开发，第一次降压开采对储层物性影响最大，一旦伤害很难恢复。也正是基于此，人们才考虑应用超前注水技术开发低渗透油田。油藏压力恢复后的第二次降压开采对储层物性伤害比第一次要小得多。
⑸ 气体应力敏感性实验
（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，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
⑹ Barnett 页岩开发
（一）Barnett 页岩储量和产量现状
截至 2008 年，Barnett 页岩的页岩气井已经有 10000 余口，主要分布在盆地东北部地区（图 2-11）。其中，2001 年 以 前 的 页 岩 气 井 较少，不到 1000 口，2002 年开始，随着页岩气勘探开发的升温，页岩气井开始大量增加，2008 年底已经超过 10000 口（图 2-12）。随着页岩气井的增加，页岩气探明可采储量也明显增加，产量也加速增长（图2-13）。
值 得 注 意 的 是， 随 着Barnett 页岩中页岩气的不断探明，液态烃的探明储量也在不断增长，到 2007 年底已经超过 3000 万吨（图 2-14）。液态烃产量也快速增加（图 2-15）。
图 2-11 Fort Worth 盆地 Barnett 页岩气井分布图（据 EIA，2009）
图 2-12 Barnett 页岩钻井数量和月产量增长情况（据 HPDI，2008）
图 2-13 Barnett 页岩气探明储量增长情况（据 EIA, 2009）
图 2-14 Barnett 页岩中液态烃探明储量增长趋势（据 EIA, 2009）
图 2-15 Barnett 页岩中液态烃月产量增长情况（据 HPDI, 2008）
（二）Barnett 页岩气产区特点
Fort Worth 盆地 Barnett 页岩与 Ohio、Antrim、NewAlbany、Lewis 页岩相比，有两个明显优势：一是 Barnett 页岩为超压，压力梯度为 11.76kPa/m；二是页岩气丰度高。这两点优势是 Fort Worth 盆地 Barnett 页岩气开发取得成功的主要因素。概括地，Barnett 页岩产区具有以下几方面特点：
（1）页岩系统厚度 122 ～ 183m；
（2）原始孔隙度在 4% ～ 5%，渗透率小于 0.001×10-3μm2；
（3）开发井井深为 1830 ～ 2745m；
（4）页岩裂缝多被方解石充填；
（5）单井控制储量大于 0.28×1012m3；
（6）生产井中，98% 为水平井。
直井初始产量一般为 14150 ～ 19810m3/d；单井控制储量 0.28×10-3μm2；水平井初始产量为 84900 ～ 141500m3/d，单井控制储量 0.85×1012m3。
（三）Barnett 页岩地质综合评价经验
页岩气地质评价包括对新探区页岩气的评价，也包括了对已经开展常规油气勘探地区的重新评价。因此，充分利用已有资料信息和知识是页岩气地质评价的捷径。
1. 评价内容
由于页岩气的特殊性，评价内容的侧重点也较其他非常规天然气资源有所不同。页岩气的勘查开采需要重点研究的内容主要包括：①地层和构造特征，②岩石和矿物成分，③储层厚度、埋深，④储集空间类型、储集物性（孔隙度、渗透率、裂缝长度、宽度和导流性、裂缝与孔隙度关系等），⑤泥页岩储层的非均质性，⑥岩石力学参数，⑦有机地球化学参数，⑧页岩的吸附特征、聚气机理，⑨区域现今应力场特征，⑩流体压力和储层温度， 流体饱和度及流体性质， 开发区基本条件等。
2. 地质研究
首先开展区域地质研究，分析研究区地层沉积、构造和演化；然后，在区域地质研究基础上，分析区域应力场特征和变化规律。针对页岩气勘查开采，要开展以下 4 个方面的针对性研究：
（1）富有机质泥页岩基本特征
通过地质和地球物理、地球化学资料，确定富有机质泥页岩的层位和分布。分析确定页岩层系的岩石类型、剖面组合、沉积微相及其矿物组成等特征，进一步研究岩石的有机碳含量含量及其在剖面、平面上随岩石类型和沉积微相的变化规律，确定有机质成熟度。
在有地震和钻井资料时，通过地震和井筒资料可以对以上各项参数进行研究和标定。其中，测井资料可以标定岩石的矿物组成、有机质类型和演化程度，划分沉积微相。地震资料可以识别富有机质泥页岩层系和空间展布，并编制富有机质泥页岩厚度、埋深平面图。
（2）岩石孔渗特征、力学参数、敏感性参数
通过岩心、测井资料，研究富有机质泥页岩的孔隙度和渗透率；通过岩心和薄片分析，研究岩石的宏观和显微裂缝特征；通过扫描电镜，研究分析岩石微观孔隙、裂缝特征和矿物成分；通过低压注 N2、CO2、CH4，以及高压注汞，研究岩石的孔隙结构。在建立了岩－电关系基础上，通过测井数据，研究解释富有机质泥页岩层系的物性特征和变化规律。通过岩石力学实验，确定岩石的弹性模量、泊松比、岩石的抗张、抗剪、抗压
参数等数据。通过敏感性实验，确定岩石的水敏、酸敏、碱敏、速敏、压敏等参数，为钻井和压裂提供基础参数。
（3）富有机质泥页岩层系的含气性
以岩心资料为基础，标定饱和度数据，建立岩电关系，通过测井资料，确定富有机质泥页岩层系的游离气含量；通过岩心解吸、等温吸附等实验研究，确定岩心吸附气含量和残留气含量。最终确定富有机质泥页岩地层的总含气量。
在经过岩心资料标定后，可通过测井数据同时确定富有机质泥页岩地层层系的游离气、吸附气和总页岩气含量。
（4）页岩气资源潜力
对目标区的页岩气地质资源量、资源丰度进行预测，得到页岩气资源潜力数据，为目标区页岩气开发提供决策依据。
通过以上工作，确定页岩气的关键参数下限。美国多个盆地页岩气经济开发关键参数主要考虑孔隙度、含水饱和度、含气饱和度、渗透率、总有机质含量。要求孔隙度 >4%、含水饱和度 <45%、含油饱和度 <5%、渗透率 >100×10-3μm2、总有机质含量 >2%（表 2-7）。
表 2-7 页岩气开发的关键参数下限
（据斯伦贝谢，2006)
3、钻完井和增产措施
页岩气勘查一般基于直井进行研究。页岩气开发多数基于水平井进行研究。Barnett 页岩实际钻井经验表明，从水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的三倍，而费用只相当于直井的两倍。配套的三维地质精细描述技术、地质导向技术、成像测井技术等，对深入研究页岩储层、提高钻井成功率、优化完井作业、确定射孔和增产的最佳目标等具有明显作用。
含气页岩中的天然裂缝虽然具有一定的作用，但是通常无法提供经济开采所需的渗流通道，多数含气页岩都需要实施水力压裂。
在 1500 ～ 3000m 之间通常通过泵入低黏度水基减阻流体和支撑剂进行增产处理。在深度较浅或压力较低的页岩中，则泵入氮泡沫压裂液。在 Barnett 页岩中，过去曾采用了二氧化碳和氮气泡沫压裂、大型水力压裂（每次需要耗费 2270m3交联凝胶和 635 吨支撑砂），到 1997 年因成本昂贵而不再使用。目前，减阻水增产技术已成为 Barnett 页岩中最为常见的增产措施，而且，增产作业费用的下降允许作业者对Barnett 页岩上部层段实施完井，从而使估算的最终采收率提高了 20% 以上。
⑺ 应力敏感性评价指标
（1）渗透率损害系数法
行业标准中常采用渗透率损害系数法作为评价应力敏感性评价的指标，其计算式为：
Dk=（K1-Kmin）/K1×100% （6-20）
式中：Dk——渗透率损害率；K1——第一个应力点对应的岩样渗透率，10-3μm2；Kmin——达到临界应力后岩样渗透率的最小值，10-3μm2。行业标准中把渗透率损害系数的最大值所对应的应力值作为临界应力。
兰林、康毅力等（2005）认为，这样做忽略了应力敏感的特殊性——钻井、完井及开发中有效应力波动的初始点是原地有效应力；另外，最大有效应力测点的选择受到实验人员的主观影响和实验仪器额定压力的限制，那么对于同一块岩心所得到的渗透率损害率就不统一，给实际工程应用带来不必要的麻烦。常规的应力敏感性评价把有效应力测点集中选在2.5～10MPa范围内，主要是为了反映有效应力段渗透率的剧烈变化，然而这个范围远低于多数油气藏的原地有效应力，所以测得的渗透率变化规律对于油藏开发没有明显的指导意义。鉴于上述原因，推荐使用原地有效应力作为初始计算点，根据油气藏实际生产情况适当扩大最大有效应力测点，则公式可改写为：
Ddi=｜（Kin-situ-Ki）｜/Kin-situ×100% （6-21）
式中：Ddi——有效应力为iMPa时的渗透率损害率；Kin-situ——原地有效应力对应的岩心渗透率，10-3μm2；Ki——各有效应力测点的岩心渗透率，10-3μm2。
基于原地有效应力的渗透率变化计算把应力敏感性评价分为两段：当有效应力自原地应力逐渐降低时，表示正压作业或流体注入时，孔隙压力增大造成储层有效应力减低，从而渗透率变大；有效应力自原地应力逐渐增高时，表示随着油气藏的开采，孔隙压力降低导致储层有效应力增加，从而渗透率降低。把应力敏感性评价与油气藏的开采实际结合起来，有利于储层应力损害程度的正确评价和工程的实际应用。
（2）应力敏感性系数评价法
应力敏感性系数法是通过公式（6-22）对所测的实验数据进行处理，得到岩心的应力敏感性系数，根据表6-1可评价岩样的应力敏感程度。
表6-1 应力敏感程度的指标
（据万仁溥，2000）
油气藏现今地应力场评价方法及应用
式中：SS——应力敏感性系数；其他符号意义同前。
应力敏感性系数是由实验得到的全部数据进行拟合得到，每一岩样对应一个应力敏感性系数，该系数的大小就反映岩样应力敏感性的强弱，其值是唯一的，而渗透率损害率是对应某一有效应力测点下的值，不同的有效应力测点就会得到不同的渗透率损害率，不便于工程应用。
⑻ 不同储层应力敏感性评价
（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）