CN109238938B - 三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法 - Google Patents

三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法，其涉及油气藏开发模拟技术领域，实验装置包括：岩芯模型系统，包括：岩芯夹持器；第一环压跟踪仪；第二环压跟踪仪；第三环压跟踪仪；注入系统，所述注入系统包括：驱替压力跟踪仪；能与所述驱替压力跟踪仪相连通的气体中间容器；能与所述气体中间容器相连通的高压气源供应单元；输水泵；抽真空泵；回压系统；数据采集系统，所述数据采集系统包括第一压力传感器；第二压力传感器；第三压力传感器；第四压力传感器；第五压力传感器；差压传感器；回收系统。本申请能基于三轴压力拱理论使基岩三轴主应力随孔隙压力同步变化，并测试同一块岩样三个正交方向上的应力敏感。

Description

三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法
技术领域
本发明涉及油气藏开发模拟技术领域，特别涉及一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法。
背景技术
我国特低渗透油气田储量巨大，其合理有效的开发对保障我国能源安全至关重要。在油气田开发过程中，由于地下物质亏空或地应力释放，地层孔隙流体压力下降，岩石骨架受到的有效应力增大，岩石骨架变形，如此使得岩石的渗透率和孔隙度等物性参数发生改变，这种由于应力场的改变而导致的储层物性改变的现象叫做应力敏感效应。相比常规油气藏，特低渗透油气藏的应力敏感效应尤为显著。摸清特低渗透油气藏实际储层条件下的应力敏感特性对渗流规律研究以及压裂效果评价具有重要的指导意义。
深埋于地下的油气藏中的储层岩石同时受到上覆岩层压力和周围侧压力以及孔隙流体压力的作用，在油气藏未开发之前，其应力系统处于三轴应力平衡状态。而在油气田开发过程中，储层中孔隙流体压力在井筒附近压降大，远井地带压降小，且呈漏斗型分布，这种不均匀的孔隙流体压力分布将导致储层岩石在三轴应力方向上产生不均匀变形，进而出现压力拱效应。所谓的压力拱效应是指油气田开发过程中地层压力降低，围岩层(上覆岩层，储层外边界之外的非储层，下伏岩层)的内力和约束力增大，从而使作用于储层的总应力降低的现象。压力拱效应使得储层岩石承载的三轴应力均随孔隙流体压力的降低而相应改变。当前，储层应力敏感评价室内实验基本参照行业标准“储层敏感性流动实验评价方法”，该方法假设上覆岩层重力在开采过程中全部作用于储层，并只考虑了岩石垂直方向上的应力变化，但不能反映油气开采时储层岩石的真实应力路径。
发明内容
为了克服现有技术的上述缺陷，本发明实施例所要解决的技术问题是提供了一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法，其能够基于三轴压力拱理论使基岩三轴主应力随孔隙压力同步变化，并测试同一块岩样三个正交方向上的应力敏感。
本发明实施例的具体技术方案是：
一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置，其包括：
岩芯模型系统，所述岩芯模型系统包括：
岩芯夹持器，所述岩芯夹持器包括：沿水平方向延伸的壳体；设置在所述壳体内的套筒，所述套筒内用于装载岩芯，所述套筒和所述壳体之间具有环形空间；设置在所述环形空间中的隔离机构，所述隔离机构将所述环形空间分隔相对的第一空间和第二空间、相对的第三空间和第四空间；对所述套筒的两端进行封堵的第一封堵机构和第二封堵机构，所述第一封堵机构中具有与所述套筒内相连通的第三方向注入端，所述第二封堵机构中具有与所述套筒内相连通的第三方向出口端；所述套筒上开设有与所述第一空间相连通的第一方向注入端、与所述第二空间相连通的第一方向出口端、与所述第三空间相连通的第二方向注入端、与所述第四空间相连通的第二方向出口端；所述壳体上开设有与所述第一空间相连通的第一方向围压入口端、与所述第三空间相连通的第二方向围压入口端；所述第一方向、所述第二方向、所述第三方向呈相互垂直状态；
能与所述第三方向注入端相连通的第一环压跟踪仪；
能与所述第一方向围压入口端相连通的第二环压跟踪仪；
能与所述第二方向围压入口端相连通的第三环压跟踪仪；
注入系统，所述注入系统包括：驱替压力跟踪仪；能与所述驱替压力跟踪仪相连通的气体中间容器；能与所述气体中间容器相连通的高压气源供应单元；输水泵；抽真空泵；所述气体中间容器、所述输水泵、所述抽真空泵均能与所述第一方向围压入口端、所述第二方向围压入口端、所述第三方向注入端相连通；
回压系统，所述回压系统包括：能与所述第三方向出口端相连通的回压阀；能与所述回压阀相连通的压力泵；
数据采集系统，所述数据采集系统包括：用于采集所述气体中间容器压力的第一压力传感器；用于采集所述第一环压跟踪仪的压力的第二压力传感器；用于采集所述第二环压跟踪仪的压力的第三压力传感器；用于采集所述第三环压跟踪仪的压力的第四压力传感器；用于采集所述压力泵的压力的第五压力传感器；差压传感器，所述差压传感器用于测量所述第三方向注入端与所述第三方向出口端、所述第一方向注入端与所述第一方向出口端、所述第二方向出口端与所述第二方向围压入口端之间的压力差；
回收系统，所述回收系统包括：能与所述回压阀相连通的气液分离器，与所述气液分离器的气体出口端相连接的气体流量计。
在一种优选的实施方式中，所述回收系统还包括：与所述气液分离器的液体出口端相连接的储水装置。
在一种优选的实施方式中，所述回收系统还包括：与所述气体流量计相连接的气体收集装置。
在一种优选的实施方式中，所述套筒的横截面呈矩形或正方形，所述第一空间、所述第二空间、所述第三空间和所述第四空间分别与套筒的四个侧面相对应。
一种采用如上述任一所述的三轴应力状态下的应力敏感实验装置的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，该方法包括以下步骤：
根据地震解释、测井资料、岩心测试获取油气藏的实际地质资料；
基于所述实际地质资料确定储层的几何形状，并判断储层与围岩的力学性质差异；
基于所述储层的几何形状、储层与围岩的力学性质差异得到第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比；
根据所述第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，根据所述第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，根据所述第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式；
在所述岩芯夹持器的套筒中装入岩芯，并将所述第一环压跟踪仪输出的第三方向主应力设置成随所述第三方向主应力与回压的关系式动态变化，所述第二环压跟踪仪输出的第一方向主应力设置成随所述第一方向主应力与回压的关系式动态变化，所述第三环压跟踪仪输出的第二方向主应力设置成随所述第二方向主应力与回压的关系式动态变化，所述驱替压力跟踪仪输出的驱替压力设置呈随所述驱替压力与回压的关系式变化；
将所述差压传感器与所述第三方向注入端、所述第三方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第三方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
将所述差压传感器与所述第二方向注入端、所述第二方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第二方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
将所述差压传感器与所述第一方向注入端、所述第一方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第一方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
根据在所述第一方向注入端注入气体时得到的数据、在所述第二方向注入端注入气体时得到的数据、在所述第三方向注入端注入气体时得到的数据计算得到岩芯分别在第一方向、第二方向、第三方向上的渗透率与对应有效应力之间的关系，从而达到测试同一块岩芯在三个正交方向上的应力敏感的目的。
在一种优选的实施方式中，该方法还包括：
通过注入系统中的抽真空泵将所述岩芯夹持器的套筒中的岩芯进行抽真空，随后将所述岩芯烘干称重，接着利用输水泵对所述岩芯进行注地层水至岩芯处于饱和地层水状态，再利用高压气源供应单元通过气体驱替岩芯中的地层水，之后再进行称重从而得到所述岩芯的束缚水饱和度。
在一种优选的实施方式中，该方法还包括：在得到所述岩芯的束缚水饱和度之后，
通过所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪分别控制所述第三方向注入端、所述第一方向围压入口端、所述第二方向围压入口端的压力，将所述驱替压力跟踪仪与所述第一方向注入端、所述第二方向注入端、所述第三方向注入端中任一相连通，将所述差压传感器与所述驱替压力跟踪仪相连通的注入端、相对应的出口端相连通，循环同步增加再减小所述驱替压力跟踪仪、第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪的压力以对所述岩芯进行老化处理。
在一种优选的实施方式中，该方法还包括：对所述岩芯进行老化处理之后，
继续通过所述驱替压力跟踪仪、所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪的压力以对所述岩芯进行加压，直至所述驱替压力跟踪仪产生的空隙压力达到初始地层压力，所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪和所述第三环压跟踪仪的产生的压力达到初始地层应力。
在一种优选的实施方式中，在所述基于所述实际地质资料确定储层的几何形状，并判断储层与围岩的力学性质差异步骤中，当储层与围岩层的弹性模量比值和泊松比比值均介于0.8至1.2时，选取夹杂理论，否则选择等效夹杂理论；
在所述基于所述储层的几何形状、储层与围岩的力学性质差异得到第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的步骤中，其包括以下步骤：
当所述储层的几何形状为扁球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为扁球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γv＝B2/B3；γh＝γH＝B1/B3
B1＝(1+v)[1-X2+(1-Rμ)X1]+Rμ[X3+vX4]
B2＝(1+v)[1-(Rμ-1)X1-X2]+Rμ[(1-v)X4+2vX3]
B3＝(1+v)[(Rμ-1)2X1+(Rμ-1)X2+1]
X1＝(S1+S2)S5-2S4S3
X2＝S1+S2+S5；X3＝S5-S3
X4＝S1+S2-2S4
F＝1/(e2-1)+(e cos-1e)/(1-e2)3/2
当所述储层的几何形状为长球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为饼状体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为饼状体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝γH＝C1/C3；γv＝C2/C3
C1＝(1-2v){π2e2(1-Rμ)(1+v)-8Rμ(1-2v)-2πe[Rμ(v-2)+1]}
C2＝πe(1-2v)[πe(1-Rμ)(1+v)-2Rμ(1-2v)-2]
C3＝(Rμ-1)πe{(1-2v)[2-πe(1-Rμ)(1+v)]
-Rμ(3-4v)(1+v)}-8Rμ(1-v)2
当所述储层的几何形状为球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为椭圆主体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为椭圆主体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝A1/A4；γH＝A2/A4；γv＝A3/A4
A1＝(1-2v){Rμ[e(1-2v*)+2(1-v*)]+e}
A2＝(1-2v){Rμ[Rμe(3-4v*)+2(1+e2)(1-v*)]+e}
A3＝(1-2v){Rμ[2e(1-v*)+1-2v*]+1}e
A4＝Rμ[2(1+e)2(1-v)(1-v*)-2ev(1-2v*)
+Rμe(3-4v*)]+e(1-2v)
当所述储层的几何形状为圆柱体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为圆柱体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为无限大地层，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为无限大地层，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
其中，γv表示第一方向的压力拱比，γh表示第二方向的压力拱比，γH表示第三方向的压力拱比；e表示储层纵横比；v表示储层泊松比；v*表示非储层泊松比；Ru表示剪切模量比。
在一种优选的实施方式中，根据所述第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据所述第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据所述第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式，具体为：
pd＝ph+Δp，
其中，σH0表示原始第三方向主应力，σh0表示原始第二方向主应力，σv0表示原始第一方向主应力；ph表示回压；pd表示驱替压力；p0表示初始地层压力；α表示Biot固结系数；Δp表示驱替压差；σH表示第三方向主应力，σh表示第二方向主应力，σv表示第一方向主应力。
本发明的技术方案具有以下显著有益效果：
本申请中的三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法基于三轴压力拱理论可根据油气藏的实际地质资料得到油气藏开发过程中储层基岩三个方向的主应力随回压的定量变化关系。通过在岩心夹持器中设置第一空间、第三空间、第三方向注入端，并采用相互独立的三个环压跟踪仪分别与第一空间、第三空间、第三方向注入端相连接，驱替压力跟踪仪与产生驱替压力的气体中间容器相连接，从而实现模拟开采过程，三个方向的主应力和内压同步改变的功能。该实验装置及其方法可对油气藏开发过程中，储层在真实应力变化路径下的应力敏感特征进行研究。此外，该实验装置的岩心夹持器在三个主应力方向均设置了流体通道，可以基于稳态法对同一块岩心试件测量三个正交方向的渗透率。同时，对所述岩心夹持器在第三方向上离岩芯端点约为10mm的位置处设置了测压点，通过测试这两点处的流体压力差，可有效防止该主渗流方向出现末端效应。
参照后文的说明和附图，详细公开了本发明的特定实施方式，指明了本发明的原理可以被采用的方式。应该理解，本发明的实施方式在范围上并不因而受到限制。在所附权利要求的精神和条款的范围内，本发明的实施方式包括许多改变、修改和等同。针对一种实施方式描述和/或示出的特征可以以相同或类似的方式在一个或更多个其它实施方式中使用，与其它实施方式中的特征相组合，或替代其它实施方式中的特征。
附图说明
在此描述的附图仅用于解释目的，而不意图以任何方式来限制本发明公开的范围。另外，图中的各部件的形状和比例尺寸等仅为示意性的，用于帮助对本发明的理解，并不是具体限定本发明各部件的形状和比例尺寸。本领域的技术人员在本发明的教导下，可以根据具体情况选择各种可能的形状和比例尺寸来实施本发明。
图1为本发明实施例中三轴应力状态下的应力敏感实验装置的系统图；
图2为本发明实施例中岩芯夹持器的剖视图；
图3为本发明实施例中岩芯夹持器的侧视图。
以上附图的附图标记：
1、高压气源供应单元；2、第二阀门；3、增压泵；4、空气压缩机；5、第五阀门；6、第六阀门；7、第一压力传感器；8、气体中间容器；9、第九阀门；10、驱替压力跟踪仪；11、第十一阀门；12、第十二阀门；13、输水泵；14、第十四阀门；15、抽真空泵；16、第十六阀门；17、第十七阀门；18、第十八阀门；19、第十九阀门；20、第二压力传感器；21、第一环压跟踪仪；22、第二十二阀门；23、压差传感器；24、岩芯夹持器；241、壳体；242、套筒；243、岩芯；244、隔离机构；245、第一空间；246、第二空间；247、第三空间；248、第四空间；249、第一封堵机构；2410、第二封堵机构；2411、第三方向注入端；2412、第三方向出口端；2413、第一方向注入端；2414、第一方向出口端；2415、第二方向注入端；2416、第二方向出口端；2417、第一测压孔；2418、第二测压孔；2419、第一方向围压入口端；2420、第二方向围压入口端；25、第二十五阀门；26、恒温箱；27、第四压力传感器；28、第三环压跟踪仪；29、第二十九阀门；30、第三压力传感器；31、第二环压跟踪仪；32、第三十二阀门；33、回压阀；34、第三十四阀门；35、第五压力传感器；36、压力泵；37、第三十七阀门；38、气液分离器；39、气体流量计；40、储水装置；41、气体收集装置；42、计算机。
具体实施方式
结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是机械连接或电连接，也可以是两个元件内部的连通，可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
目前，常规的应力敏感实验根据应力加载方式的不同可分为变围压定内压应力敏感实验和变内压定围压应力敏感实验。变围压定内压方法是传统的应力敏感实验测试方法，这种方法将油气藏实际开采过程中储层孔隙压力的下降通过有效应力转化为围压的增加，确保岩心在进行变围压定内压实验过程中受到的有效应力等效于油气开采过程中孔隙压力下降过程中的有效应力。变围压应力敏感实验虽然测试方法简单、易于操作和控制，但与油气田实际开发过程中流体压力变小的实际情况不符合。相比之下，变内压定围压实验方法虽然较为复杂且操作困难，但可以更好地模拟油气藏的开发过程，因而也能够得到更加可靠的实验结果。但这两种方法均为单轴应变实验，即认为储层岩石在地应力条件下仅存在垂向应变，水平方向无应变。此外，两种方法均假设储层上覆岩压不变，储层垂向有效应力随储层孔隙压力的减小而线性增加，在实验中分别通过固定孔隙压力增加围压和固定围压降低孔隙压力来模拟有效应力的线性增加。这两种常规的应力敏感实验方法与油气田实际开发过程中储层岩石的真实应力路径不符。
为了对上述实验进行改进，在本申请中提出了一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置，图1为本发明实施例中三轴应力状态下的应力敏感实验装置的系统图，图2为本发明实施例中岩芯夹持器的剖视图，图3为本发明实施例中岩芯夹持器的侧视图，如图1至图3所示，该三轴应力状态下的应力敏感实验装置包括：岩芯模型系统，岩芯模型系统包括：岩芯夹持器24，岩芯夹持器24包括：沿水平方向延伸的壳体241；设置在壳体241内的套筒242，套筒242内用于装载岩芯243，套筒242和壳体241之间具有环形空间；设置在环形空间中的隔离机构244，隔离机构244将环形空间分隔相对的第一空间245和第二空间246、相对的第三空间247和第四空间248；对套筒242的两端进行封堵的第一封堵机构249和第二封堵机构2410，第一封堵机构249中具有与套筒242内相连通的第三方向注入端2411，第二封堵机构2410中具有与套筒242内相连通的第三方向出口端2412；套筒242上开设有与第一空间245相连通的第一方向注入端2413、与第二空间246相连通的第一方向出口端2414、与第三空间247相连通的第二方向注入端2415、与第四空间248相连通的第二方向出口端2416；壳体241上开设有与第一空间245相连通的第一方向围压入口端2419、与第三空间247相连通的第二方向围压入口端2420；第一方向、第二方向、第三方向呈相互垂直状态；能与第三方向注入端2411相连通的第一环压跟踪仪21；能与第一方向围压入口端2419相连通的第二环压跟踪仪31；能与第二方向围压入口端2420相连通的第三环压跟踪仪28；注入系统，注入系统包括：驱替压力跟踪仪10；能与驱替压力跟踪仪10相连通的气体中间容器8；能与气体中间容器8相连通的高压气源供应单元1；输水泵13；抽真空泵15；气体中间容器8、输水泵13、抽真空泵15能与第一方向围压入口端2419、第二方向围压入口端2420、第三方向注入端2411相连通；回压系统，回压系统包括：能与第三方向出口端2412相连通的回压阀33；能与回压阀33相连通的压力泵36；数据采集系统，数据采集系统包括：用于采集气体中间容器8压力的第一压力传感器7；用于采集第一环压跟踪仪21的压力的第二压力传感器20；用于采集第二环压跟踪仪31的压力的第三压力传感器30；用于采集第三环压跟踪仪28的压力的第四压力传感器27；用于采集压力泵36的压力的第五压力传感器35；差压传感器，差压传感器用于测量第三方向注入端2411与第三方向出口端2412、第一方向注入端2413与第一方向出口端2414、第二方向出口端2416与第二方向围压入口端2420之间的压力差；回收系统，回收系统包括：能与回压阀33相连通的气液分离器38，与气液分离器38的气体出口端相连接的气体流量计39。本申请中的三轴应力状态下的应力敏感实验装置能够基于三轴压力拱理论使基岩三轴主应力随孔隙压力同步变化，并测试同一块岩样三个正交方向上的应力敏感。
如图2、图3所示，沿水平方向延伸的壳体241，壳体241可以呈圆筒状。壳体241的内部设置有一套筒242，该套筒242的横截面可以呈矩形或正方形。套筒242和壳体241之间具有环形空间。在环形空间中设置有隔离机构244，隔离机构244可以包括多块隔离板，其用于将环形空间分隔相对的第一空间245和第二空间246、相对的第三空间247和第四空间248。隔离板的一端焊接在矩形或正方形套筒242的角上，隔离板的另一端焊接在壳体241的内壁上或与壳体241的内壁相抵，通过四块隔离板从而将环形空间分隔成四个空间。第一空间245、第二空间246、第三空间247和第四空间248分别与套筒242的四个侧面相对应。在套筒242的四个面的侧壁上开设有与第一空间245相连通的第一方向注入端2413、与第二空间246相连通的第一方向出口端2414、与第三空间247相连通的第二方向注入端2415、与第四空间248相连通的第二方向出口端2416。在壳体241上开设有与第一空间245相连通的第一方向围压入口端2419、与第三空间247相连通的第二方向围压入口端2420。隔离机构244中隔离板同时还使得环形空间的两端呈封闭状态，第一空间245、第二空间246、第三空间247和第四空间248之间相互独立。
如图2所示，套筒242的一端通过第一封堵机构249进行封堵，套筒242的另一端通过第二封堵机构2410进行封堵。第二封堵机构2410至少包括：第二密封盖和穿设在第二密封盖中第二封堵件。第二密封盖用于抵住套筒242以及隔离机构244的另一端，第二封堵件与第二密封盖相卡合，以防止第二封堵件与第二密封盖之间产生滑动，第二封堵件的二端插入至套筒242内，第二封堵件中开设有与套筒242内相连通的第三方向出口端2412。第一封堵机构249至少包括：第一密封盖和穿设在第一密封盖中第一封堵件。第一密封盖用于抵住套筒242以及隔离机构244的一端。第一封堵件上开设有与套筒242内相连通的第三方向注入端2411。第一密封盖和第一封堵件之间设置有活塞式堵头，活塞式堵头与第一封堵件相卡合，以使两者连动。在活塞式堵头与第一密封盖之间设置有限位圈，限位圈抵住活塞式堵头，限位圈通过螺纹拧入第一密封盖上以对第一封堵件、活塞式堵头进行限位。在活塞式堵头与第一密封盖、限位圈与活塞式堵头之间可以设置有密封圈，以保证密封性。
在一种优选的实施方式中，套筒242的侧壁靠近第一封堵机构249的一端开设有第一测压孔2417，套筒242的侧壁靠近第二封堵机构2410的一端开设有第二测压孔2418，第一测压孔2417和第二测压孔2418大致距离岩芯243的端点约10毫米处，通过测试这两点处的流体压力，可有效防止出现末端效应。
在上述结构中，第一方向、第二方向、第三方向呈相互垂直状态，其可以代表三个正交的轴的方向。
如图1所示，第一环压跟踪仪21能与第三方向注入端2411相连通,第一环压跟踪仪21用于对岩芯夹持器24内的岩芯243产生第三方向主应力。第一环压跟踪仪21与第三方向注入端2411之间连接有第十九阀门19。第二环压跟踪仪31能与第一方向围压入口端2419相连通，第二环压跟踪仪31用于对岩芯243岩芯243夹持器24内的岩芯243产生第一方向主应力。第二环压跟踪仪31与第一方向围压入口端2419之间连接有第二十九阀门29。第三环压跟踪仪28能与第二方向围压入口端2420相连通，第三环压跟踪仪28用于对岩芯243岩芯243夹持器24内的岩芯243产生第二方向主应力。第三环压跟踪仪28与第二方向围压入口端2420之间连接有第二十五阀门25。
如图1所示，在注入系统中，驱替压力跟踪仪10能与气体中间容器8相连通，驱替压力跟踪仪10与气体中间容器8连接有第九阀门9，气体中间容器8的出口端连接有第六阀门6。高压气源供应单元1能与气体中间容器8相连通，在本实施方式中，高压气源供应单元1可以是高纯甲烷高压气瓶，其出口端连接有第二阀门2，第二阀门2的出口端连接有增压泵3，增压泵3上连接有空气压缩机4。增压泵3的出口端连接有第五阀门5，第五阀门5与第六阀门6相连接。第五阀门5与第六阀门6之间连接有第十一阀门11。
如图1所示，气体中间容器8、输水泵13、抽真空泵15能与第一方向围压入口端2419、第二方向围压入口端2420、第三方向注入端2411相连通。具体而言，输水泵13可以选用双缸泵，其出口端连接有第十二阀门12，第十二阀门12与第十一阀门11相连接，输水泵13用于给岩芯夹持器24中的岩芯243提供稳定水源。抽真空泵15的出口端连接有第十四阀门14，第十四阀门14与第十一阀门11、第十二阀门12之间相连接，抽真空泵15用于对岩芯243进行抽真空处理。第十四阀门14、第十一阀门11和第十二阀门12的交点处与第十六阀门16相连接。岩芯夹持器24的第三方向注入端2411连接有第十七阀门17，岩芯夹持器24的第一方向围压入口端2419连接有第十八阀门18，岩芯夹持器24的第二方向围压入口端2420连接有第二十二阀门22，第十七阀门17、第十八阀门18、第二十二阀门22均与第十六阀门16相连接。
如图1所示，回压系统中的回压阀33通过第三十二阀门32与岩芯夹持器24的第三方向出口端2412相连接，压力泵36通过第三十四阀门34与回压阀33相连接。在本实施方式中，压力泵36需要选用高精度高压泵。
如图1所示，回收系统中的气液分离器38通过第三十七阀门37与回压阀33相连接。气体流量计39则与气液分离器38的气体出口端相连接。在优选的实施方式中，回收系统还包括：与气液分离器38的液体出口端相连接的储水装置40，储水装置40用于收集自气液分离器38的液体出口端排出的液体。回收系统还可以包括：与气体流量计39相连接的气体收集装置41，气体收集装置41用于收集自气体流量计39排出的气体，气体收集装置41可以选用采气袋。
如图1所示，数据采集控制系统中用于采集气体中间容器8压力的第一压力传感器7可以设置在气体中间容器8于第六阀门6之间。用于采集第一环压跟踪仪21的压力的第二压力传感器20设置在第一环压跟踪仪21与第十九阀门19之间。用于采集第二环压跟踪仪31的压力的第三压力传感器30设置在第二环压跟踪仪31与第二十九阀门29之间。用于采集第三环压跟踪仪28的压力的第四压力传感器27可以设置在第三环压跟踪仪28于第二十五阀门25之间。用于采集压力泵36的压力的第五压力传感器35可以设置在压力泵36于第三十四阀门34之间。差压传感器用于测量第三方向注入端2411与第三方向出口端2412、第一方向出口端2414与第一方向出口端2414、第二方向出口端2416与第二方向围压入口端2420之间的压力差，根据实际测量的需要可以改变差压传感器两端的连接处，从而实现上述测量目的。计算机42可以与第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、气体流量计39、差压传感器、第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28、驱替压力跟踪仪10等相连接，从而便于对采集的数据进行收集、分析和存储，并能够控制相应仪器装置。
在一种优选的实施方式中，三轴应力状态下的应力敏感实验装置还可以包括：恒温箱26。岩芯夹持器24可以放置于恒温箱26内，从而模拟实际地层温度环境。
本申请中的三轴应力状态下的应力敏感实验装置的实验方法可以包括以下步骤：
S101：根据地震解释、测井资料、岩心测试获取油气藏的实际地质资料。
在本步骤中，根据地震解释、测井资料、岩心测试获取油气藏的实际地质资料，油气藏的实际地质资料可以包括：储层的几何形状资料、储层弹性模量、围岩层弹性模量、储层泊松比、围岩层泊松比、储层纵横比，剪切模量比、初始地层压力、原始第三方向主应力、原始第二方向主应力、原始第一方向主应力、Biot固结系数等基本参数。
S102：基于实际地质资料确定储层的几何形状，并判断储层与围岩的力学性质差异。
在本步骤中，基于实际地质资料确定储层的几何形状，储层的几何形状可以分为扁球体、长球体、饼状体、球体、椭圆主体、圆柱体、无限大地层等。当储层与围岩层的弹性模量比值和泊松比比值均介于0.8至1.2时，选取夹杂理论，否则选择等效夹杂理论；
S103：基于储层的几何形状、储层与围岩的力学性质差异得到第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比。
在本步骤中，当储层的几何形状为扁球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为扁球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γv＝B2/B3；γh＝γH＝B1/B3
B1＝(1+v)[1-X2+(1-Rμ)X1]+Rμ[X3+vX4]
B2＝(1+v)[1-(Rμ-1)X1-X2]+Rμ[(1-v)X4+2vX3]
B3＝(1+v)[(Rμ-1)2X1+(Rμ-1)X2+1]
X1＝(S1+S2)S5-2S4S3
X2＝S1+S2+S5；X3＝S5-S3
X4＝S1+S2-2S4
F＝1/(e2-1)+(e cos-1e)/(1-e2)3/2
当储层的几何形状为长球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为饼状体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为饼状体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝γH＝C1/C3；γv＝C2/C3
C1＝(1-2v){π2e2(1-Rμ)(1+v)-8Rμ(1-2v)-2πe[Rμ(v-2)+1]}
C2＝πe(1-2v)[πe(1-Rμ)(1+v)-2Rμ(1-2v)-2]
C3＝(Rμ-1)πe{(1-2v)[2-πe(1-Rμ)(1+v)]
-Rμ(3-4v)(1+v)}-8Rμ(1-v)2
当储层的几何形状为球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为椭圆主体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为椭圆主体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝A1/A4；γH＝A2/A4；γv＝A3/A4
A1＝(1-2v){Rμ[e(1-2v*)+2(1-v*)]+e}
A2＝(1-2v){Rμ[Rμe(3-4v*)+2(1+e2)(1-v*)]+e}
A3＝(1-2v){Rμ[2e(1-v*)+1-2v*]+1}e
A4＝Rμ[2(1+e)2(1-v)(1-v*)-2ev(1-2v*)
+Rμe(3-4v*)]+e(1-2v)
当储层的几何形状为圆柱体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为圆柱体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为无限大地层，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当储层的几何形状为无限大地层，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
其中，γv表示第一方向的压力拱比，γh表示第二方向的压力拱比，γH表示第三方向的压力拱比；e表示储层纵横比；v表示储层泊松比；v*表示非储层泊松比；Ru表示剪切模量比。
S104：根据第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，根据第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，根据第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式。
在本步骤中，根据第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式，具体为：
pd＝ph+Δp，
其中，σH0表示原始第三方向主应力，σh0表示原始第二方向主应力，σv0表示原始第一方向主应力；ph表示回压；pd表示驱替压力；p0表示初始地层压力；α表示Biot固结系数；Δp表示驱替压差；σH表示第三方向主应力，σh表示第二方向主应力，σv表示第一方向主应力。
S105：在岩芯夹持器24的套筒242中装入岩芯243，并将第一环压跟踪仪21输出的第三方向主应力设置成随第三方向主应力与回压的关系式动态变化，第二环压跟踪仪31输出的第一方向主应力设置成随第一方向主应力与回压的关系式动态变化，第三环压跟踪仪28输出的第二方向主应力设置成随第二方向主应力与回压的关系式动态变化，驱替压力跟踪仪10输出的驱替压力设置呈随驱替压力与回压的关系式变化。
在本步骤中，在岩芯夹持器24的套筒242中装入岩芯243，并如图1和图2组装完成相应仪器设备，对实验装置进行相应的初始化设置。如若实验需要模拟实际地层温度环境，则将岩芯夹持器24放置入恒温箱26内，并设置恒温箱26温度至实验温度。将第十一阀门11关闭，开启第二阀门2、第五阀门5、第六阀门6，利用增压泵3将高压气源供应单元1的气体转入到气体中间容器8中。然后关闭第五阀门5，利用驱替压力跟踪仪10调节气体中间容器8的压力。待稳定后，缓慢打开第十一阀门11，使高压气体缓慢转入岩芯夹持器24中，从而进行试压工作，并检查装置密封性。同时可以将第一方向主应力、第二方向主应力、第三方向主应力以及驱替压力随回压的变化关系分别输入到第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28和驱替压力跟踪仪10，从而设置完成环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式。
S106：通过注入系统中的抽真空泵15将岩芯夹持器24的套筒242中的岩芯243进行抽真空，随后将岩芯243烘干称重，接着利用输水泵13对岩芯243进行注地层水至岩芯243处于饱和地层水状态，再利用高压气源供应单元1通过气体驱替岩芯243中的地层水，之后再进行称重从而得到岩芯243的束缚水饱和度。
在本步骤中，为了使得岩芯243的束缚水饱和度恢复，可以关闭第十一阀门11、第十二阀门12、第十八阀门18、第二十二阀门22、第三十二阀门32，并打开第十四阀门14、第十六阀门16、第十七阀门17，利用抽真空泵15将岩芯夹持器24的套筒242中的岩芯243进行抽真空。接着，将岩芯243恒温烘干48h并称重。再关闭第十四阀门14，打开第十二阀门12、第十六阀门16、第十七阀门17、第三十二阀门32，利用输水泵13对岩芯243饱和地层水24h。最后，关闭第十二阀门12，打开第十一阀门11，利用高压气源供应单元1驱替岩芯243中的地层水，之后再进行称重，根据两次称重从而得到岩芯243的束缚水饱和度。若岩芯243已经满足实验所需要求，则该步骤可以省略。
S107：在得到岩芯243的束缚水饱和度之后，通过第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28分别控制第三方向注入端2411、第一方向围压入口端2419、第二方向围压入口端2420的压力，将驱替压力跟踪仪10与第一方向注入端2413、第二方向注入端2415、第三方向注入端2411中任一相连通，将差压传感器与驱替压力跟踪仪10相连通的注入端、相对应的出口端相连通，循环同步增加再减小驱替压力跟踪仪10、第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28的压力以对岩芯243进行老化处理。
在本步骤中，通过第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28对岩芯夹持器24中的岩芯243施加三个方向的主应力，通过驱替压力跟踪仪10对岩芯243施加驱替压力，由压力泵36控制回压阀33中回压大小。在环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式下，以1MPa为步长、以0.5h为间隔缓慢同步增加孔隙压力和三个方向的主应力，孔隙压力为驱替压力和回压的代数平均值，确保三个方向的主应力大于孔隙压力5.0MPa。再将驱替压力设置为5.0MPa，然后增加三个方向的主应力到15MPa，反复将三个主应力从15MPa到10MPa循环进行老化处理。在老化处理过程中，最大有效应力小于原始有效应力,从而可以防止因老化过程而造成渗透率降低。老化过程处理可以有效降低岩芯243取样过程中产生的微裂缝和岩心夹持器中套筒242间隙对实验结果的影响。
S108：对岩芯243进行老化处理之后，继续通过驱替压力跟踪仪10、第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28的压力以对岩芯243进行加压，直至驱替压力跟踪仪10产生的空隙压力达到初始地层压力，第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31和第三环压跟踪仪28的产生的压力达到初始地层应力。
在本步骤中，在对岩芯243老化处理完成后，继续对岩芯243进行加压，保证三个方向的主应力大于孔隙压力5.0MPa，在环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式下，以1MPa为步长、以0.5h为间隔缓慢同步增加孔隙压力和三个方向的主应力，直至孔隙压力增大至初始地层压力，将三个方向主应力分别升至初始地层应力。通过上述过程完成了初始储层流体压力和三个方向主应力条件的恢复。S107和S108两个步骤可以根据实际情况需要进行选择性操作,若岩芯243已经满足实验所需要求，上述两个步骤可以省略。
S109：将差压传感器与第三方向注入端2411与第三方向出口端2412相连通，气体中间容器8与第三方向注入端2411相连通，通过压力泵36控制回压降低，并将第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28开启至环压跟踪模式，驱替压力跟踪仪10开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、差压传感器、气体流量计39的数据。
在本步骤中，关闭第十八阀门18、第二十二阀门22，打开第十七阀门17，将压差传感器23与第三方向注入端2411、第三方向出口端2412相连接。在优选的实施方式中，压差传感器23与套筒242的第一测压孔2417和第二测压孔2418相连接，这种方式可以有效防止主渗流方向上出现的末端效应对测量造成的影响。由压力泵36控制回压阀33的回压逐步降低，在环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式下，分别根据第一方向主应力与回压的关系式、第二方向主应力与回压的关系式、第三方向主应力与回压的关系式和驱替压力与回压的关系式缓慢同步调整致密气藏开采时的第一方向主应力、第二方向主应力、第三方向主应力以及驱替压力，确保上下游压差在1.5MPa至2MPa之间，并保持不变。驱替压差不能太大或太小，太大容易出现高速非达西渗流，太小容易产生滑脱渗流。在每一测试压力点，待流动稳定后记录气体流量计39、第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、压差传感器23的数据。通过上述过程从而实现第三方向的渗流模拟，该第三方向为最大水平主应力方向。
S110：将差压传感器与第二方向注入端2415与第二方向出口端2416相连通，气体中间容器8与第二方向注入端2415相连通，通过压力泵36控制回压降低，并将第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28开启至环压跟踪模式，驱替压力跟踪仪10开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、差压传感器、气体流量计39的数据。
在本步骤中，关闭第十七阀门17、第十八阀门18，打开第二十二阀门22，将压差传感器23与第二方向注入端2415、第二方向出口端2416相连接。由压力泵36控制回压阀33的回压逐步降低，在环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式下，分别根据第一方向主应力与回压的关系式、第二方向主应力与回压的关系式、第三方向主应力与回压的关系式和驱替压力与回压的关系式缓慢同步调整致密气藏开采时的第一方向主应力、第二方向主应力、第三方向主应力以及驱替压力，确保上下游压差在1.5MPa至2MPa之间，并保持不变。在每一测试压力点，待流动稳定后记录气体流量计39、第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、压差传感器23的数据。通过上述过程从而实现第二方向的渗流模拟，该第三方向为最小水平主应力方向。
S111：将差压传感器与第一方向注入端2413与第一方向出口端2414相连通，气体中间容器8与第一方向注入端2413相连通，通过压力泵36控制回压降低，并将第一环压跟踪仪21、第二环压跟踪仪31、第三环压跟踪仪28开启至环压跟踪模式，驱替压力跟踪仪10开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、差压传感器、气体流量计39的数据。
在本步骤中，关闭第十七阀门17、第二十二阀门22，打开第十八阀门18，将压差传感器23与第一方向注入端2413、第一方向出口端2414相连接。由压力泵36控制回压阀33的回压逐步降低，在环压跟踪模式和驱替压力跟踪模式下，分别根据第一方向主应力与回压的关系式、第二方向主应力与回压的关系式、第三方向主应力与回压的关系式和驱替压力与回压的关系式缓慢同步调整致密气藏开采时的第一方向主应力、第二方向主应力、第三方向主应力以及驱替压力，确保上下游压差在1.5MPa至2MPa之间，并保持不变。在每一测试压力点，待流动稳定后记录气体流量计39、第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27、第五压力传感器35、压差传感器23的数据。通过上述过程从而实现第一方向的渗流模拟，该第一方向为垂向应力方向。
S112：根据在第一方向注入端2413注入气体时得到的数据、在第二方向注入端2415注入气体时得到的数据、在第三方向注入端2411注入气体时得到的数据计算得到岩芯243分别在第一方向、第二方向、第三方向上的渗透率与对应有效应力之间的关系，从而达到测试同一块岩芯243在三个正交方向上的应力敏感的目的。
在本步骤中，可以通过计算机42对上述实验过程中的数据进行记录、处理分析，在三个渗流方向的每一个压力测试点下，基于压差传感器23和流量计记录的数据，根据达西公式计算该点的稳态渗透率，基于第一压力传感器7、第二压力传感器20、第三压力传感器30、第四压力传感器27和第五压力传感器35记录的数据计算该点在三个主应力方向的有效应力，然后绘制渗透率—有效应力的关系曲线，从而模拟分析储层在实际开采过程中，真实应力路径下的应力敏感特征。
本申请中的三轴应力状态下的应力敏感实验装置及其方法基于三轴压力拱理论可根据油气藏的实际地质资料得到油气藏开发过程中储层基岩三个方向的主应力随回压的定量变化关系。通过在岩心夹持器中设置第一空间245、第三空间247、第三方向注入端2411，并采用相互独立的三个环压跟踪仪分别与第一空间245、第三空间247、第三方向注入端2411相连接，驱替压力跟踪仪10与产生驱替压力的气体中间容器8相连接，从而实现模拟开采过程，三个方向的主应力和内压同步改变的功能。该实验装置及其方法可对油气藏开发过程中，储层在真实应力变化路径下的应力敏感特征进行研究。此外，该实验装置的岩心夹持器在三个主应力方向均设置了流体通道，可以基于稳态法对同一块岩心试件测量三个正交方向的渗透率。同时，对岩心夹持器在第三方向上离岩芯243端点约为10mm的位置处设置了测压点，通过测试这两点处的流体压力差，可有效防止该主渗流方向出现末端效应。
披露的所有文章和参考资料，包括专利申请和出版物，出于各种目的通过援引结合于此。描述组合的术语“基本由…构成”应该包括所确定的元件、成分、部件或步骤以及实质上没有影响该组合的基本新颖特征的其他元件、成分、部件或步骤。使用术语“包含”或“包括”来描述这里的元件、成分、部件或步骤的组合也想到了基本由这些元件、成分、部件或步骤构成的实施方式。这里通过使用术语“可以”，旨在说明“可以”包括的所描述的任何属性都是可选的。多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地，单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可。上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种三轴应力状态下的应力敏感实验装置，其特征在于，其包括：
岩芯模型系统，所述岩芯模型系统包括：
岩芯夹持器，所述岩芯夹持器包括：沿水平方向延伸的壳体；设置在所述壳体内的套筒，所述套筒内用于装载岩芯，所述套筒和所述壳体之间具有环形空间；设置在所述环形空间中的隔离机构，所述隔离机构将所述环形空间分隔相对的第一空间和第二空间、相对的第三空间和第四空间；对所述套筒的两端进行封堵的第一封堵机构和第二封堵机构，所述第一封堵机构中具有与所述套筒内相连通的第三方向注入端，所述第二封堵机构中具有与所述套筒内相连通的第三方向出口端；所述套筒上开设有与所述第一空间相连通的第一方向注入端、与所述第二空间相连通的第一方向出口端、与所述第三空间相连通的第二方向注入端、与所述第四空间相连通的第二方向出口端；所述壳体上开设有与所述第一空间相连通的第一方向围压入口端、与所述第三空间相连通的第二方向围压入口端；所述第一方向、所述第二方向、所述第三方向呈相互垂直状态；
能与所述第三方向注入端相连通的第一环压跟踪仪；
能与所述第一方向围压入口端相连通的第二环压跟踪仪；
能与所述第二方向围压入口端相连通的第三环压跟踪仪；
注入系统，所述注入系统包括：驱替压力跟踪仪；能与所述驱替压力跟踪仪相连通的气体中间容器；能与所述气体中间容器相连通的高压气源供应单元；输水泵；抽真空泵；所述气体中间容器、所述输水泵、所述抽真空泵均能与所述第一方向围压入口端、所述第二方向围压入口端、所述第三方向注入端相连通；
回压系统，所述回压系统包括：能与所述第三方向出口端相连通的回压阀；能与所述回压阀相连通的压力泵；
数据采集系统，所述数据采集系统包括：用于采集所述气体中间容器压力的第一压力传感器；用于采集所述第一环压跟踪仪的压力的第二压力传感器；用于采集所述第二环压跟踪仪的压力的第三压力传感器；用于采集所述第三环压跟踪仪的压力的第四压力传感器；用于采集所述压力泵的压力的第五压力传感器；差压传感器，所述差压传感器用于测量所述第三方向注入端与所述第三方向出口端、所述第一方向注入端与所述第一方向出口端、所述第二方向出口端与所述第二方向围压入口端之间的压力差；
回收系统，所述回收系统包括：能与所述回压阀相连通的气液分离器，与所述气液分离器的气体出口端相连接的气体流量计。
2.根据权利要求1所述的三轴应力状态下的应力敏感实验装置，其特征在于，所述回收系统还包括：与所述气液分离器的液体出口端相连接的储水装置。
3.根据权利要求1所述的三轴应力状态下的应力敏感实验装置，其特征在于，所述回收系统还包括：与所述气体流量计相连接的气体收集装置。
4.根据权利要求1所述的三轴应力状态下的应力敏感实验装置，其特征在于，所述套筒的横截面呈矩形或正方形，所述第一空间、所述第二空间、所述第三空间和所述第四空间分别与套筒的四个侧面相对应。
5.一种采用如权利要求1至4中任一所述的三轴应力状态下的应力敏感实验装置的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
根据地震解释、测井资料、岩心测试获取油气藏的实际地质资料；
基于所述实际地质资料确定储层的几何形状，并判断储层与围岩的力学性质差异；
基于所述储层的几何形状、储层与围岩的力学性质差异得到第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比；
根据所述第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，根据所述第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，根据所述第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式；
在所述岩芯夹持器的套筒中装入岩芯，并将所述第一环压跟踪仪输出的第三方向主应力设置成随所述第三方向主应力与回压的关系式动态变化，所述第二环压跟踪仪输出的第一方向主应力设置成随所述第一方向主应力与回压的关系式动态变化，所述第三环压跟踪仪输出的第二方向主应力设置成随所述第二方向主应力与回压的关系式动态变化，所述驱替压力跟踪仪输出的驱替压力设置呈随所述驱替压力与回压的关系式变化；
将所述差压传感器与所述第三方向注入端、所述第三方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第三方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
将所述差压传感器与所述第二方向注入端、所述第二方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第二方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
将所述差压传感器与所述第一方向注入端、所述第一方向出口端相连通，所述气体中间容器与所述第一方向注入端相连通，通过所述压力泵控制回压降低，并将所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪开启至环压跟踪模式，所述驱替压力跟踪仪开启至驱替压力跟踪模式，待流动稳定后记录所述第一压力传感器、所述第二压力传感器、所述第三压力传感器、所述第四压力传感器、所述第五压力传感器、所述差压传感器、所述气体流量计的数据；
根据在所述第一方向注入端注入气体时得到的数据、在所述第二方向注入端注入气体时得到的数据、在所述第三方向注入端注入气体时得到的数据计算得到岩芯分别在第一方向、第二方向、第三方向上的渗透率与对应有效应力之间的关系，从而达到测试同一块岩芯在三个正交方向上的应力敏感的目的。
6.根据权利要求5所述的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，还包括：
通过注入系统中的抽真空泵将所述岩芯夹持器的套筒中的岩芯进行抽真空，随后将所述岩芯烘干称重，接着利用输水泵对所述岩芯进行注地层水至岩芯处于饱和地层水状态，再利用高压气源供应单元通过气体驱替岩芯中的地层水，之后再进行称重从而得到所述岩芯的束缚水饱和度。
7.根据权利要求6所述的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，还包括：在得到所述岩芯的束缚水饱和度之后，
通过所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪分别控制所述第三方向注入端、所述第一方向围压入口端、所述第二方向围压入口端的压力，将所述驱替压力跟踪仪与所述第一方向注入端、所述第二方向注入端、所述第三方向注入端中任一相连通，将所述差压传感器与所述驱替压力跟踪仪相连通的注入端、相对应的出口端相连通，循环同步增加再减小所述驱替压力跟踪仪、第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪的压力以对所述岩芯进行老化处理。
8.根据权利要求7所述的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，还包括：对所述岩芯进行老化处理之后，
继续通过所述驱替压力跟踪仪、所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪、所述第三环压跟踪仪的压力以对所述岩芯进行加压，直至所述驱替压力跟踪仪产生的空隙压力达到初始地层压力，所述第一环压跟踪仪、所述第二环压跟踪仪和所述第三环压跟踪仪的产生的压力达到初始地层应力。
9.根据权利要求5所述的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，在所述基于所述实际地质资料确定储层的几何形状，并判断储层与围岩的力学性质差异步骤中，当储层与围岩层的弹性模量比值和泊松比比值均介于0.8至1.2时，选取夹杂理论，否则选择等效夹杂理论；
在所述基于所述储层的几何形状、储层与围岩的力学性质差异得到第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的步骤中，其包括以下步骤：
当所述储层的几何形状为扁球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为扁球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γv＝B2/B3；γh＝γH＝B1/B3
B1＝(1+v)[1-X2+(1-Rμ)X1]+Rμ[X3+vX4]
B2＝(1+v)[1-(Rμ-1)X1-X2]+Rμ[(1-v)X4+2vX3]
B3＝(1+v)[(Rμ-1)2X1+(Rμ-1)X2+1]
X1＝(S1+S2)S5-2S4S3
X2＝S1+S2+S5；X3＝S5-S3
X4＝S1+S2-2S4
F＝1/(e2-1)+(ecos-1e)/(1-e2)3/2
当所述储层的几何形状为长球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为饼状体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为饼状体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝γH＝C1/C3；γv＝C2/C3
C1＝(1-2v){π2e2(1-Rμ)(1+v)-8Rμ(1-2v)-2πe[Rμ(v-2)+1]}
C2＝πe(1-2v)[πe(1-Rμ)(1+v)-2Rμ(1-2v)-2]
C3＝(Rμ-1)πe{(1-2v)[2-πe(1-Rμ)(1+v)]-Rμ(3-4v)(1+v)}-8Rμ(1-v)2
当所述储层的几何形状为球体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为球体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为椭圆主体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为椭圆主体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
γh＝A1/A4；γH＝A2/A4；γv＝A3/A4
A1＝(1-2v){Rμ[e(1-2v*)+2(1-v*)]+e}
A2＝(1-2v){Rμ[Rμe(3-4v*)+2(1+e2)(1-v*)]+e}
A3＝(1-2v){Rμ[2e(1-v*)+1-2v*]+1}e
A4＝Rμ[2(1+e)2(1-v)(1-v*)-2ev(1-2v*)+Rμe(3-4v*)]+e(1-2v)
当所述储层的几何形状为圆柱体，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为圆柱体，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为无限大地层，选取的为夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
当所述储层的几何形状为无限大地层，选取的为等效夹杂理论时，第一方向的压力拱比、第二方向的压力拱比及第三方向的压力拱比的计算过程如下：
其中，γv表示第一方向的压力拱比，γh表示第二方向的压力拱比，γH表示第三方向的压力拱比；e表示储层纵横比；v表示储层泊松比；v*表示非储层泊松比；Ru表示剪切模量比。
10.根据权利要求5所述的三轴应力状态下的应力敏感实验方法，其特征在于，根据所述第一方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第一方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据所述第二方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第二方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据所述第三方向的压力拱比、初始地层压力、Biot固结系数和驱替压差得到第三方向主应力与回压的关系式，具体为：
根据驱替压差得到驱替压力与回压的关系式，具体为：
pd＝ph+Δp，
其中，σH0表示原始第三方向主应力，σh0表示原始第二方向主应力，σv0表示原始第一方向主应力；ph表示回压；pd表示驱替压力；p0表示初始地层压力；α表示Biot固结系数；Δp表示驱替压差；σH表示第三方向主应力，σh表示第二方向主应力，σv表示第一方向主应力,γv表示第一方向的压力拱比，γh表示第二方向的压力拱比,γH表示第三方向的压力拱比。
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