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。
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18MPa，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
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。
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。
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