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1、深层致密双重介质气藏应力敏感研究及其应用摘要：为了研究应力敏感对开发效率的影响，进行室内实验，从降内压和变围压两方面进行岩心应力敏感评价，并分析应力敏感对气井产能和动态储量的影响。在变内压实验中，降内压使岩心渗透率下降的幅度高达为30%-70%，重新升内压使岩心渗透率只能够恢复到初始值的50%-80%；在变围压实验中，升围压可使岩心渗透率下降了40%-80%，重新降围压使岩心渗透率值仅能恢复到50%-80%左右。新的考虑应力敏感的产能方程比普通的产能方程计算得到的无阻流量降低最高可达76%，新的物质平衡方程与常压物质平衡方程计算的动态储量的偏差高达94.34%。结果表明，致密双重介质岩心的渗透
2、率初始值越大，其应力敏感就会越强，同时得出渗透率与有效应力呈现明显的幂律规律，且无论降内压还是变围压，岩心渗透率都具有不可恢复性。同时，应力敏感对于深层致密双重介质气藏的产能和动态储量的影响也非常大，考虑应力敏感新的产能公式和动态储量计算方法对致密双重介质气藏的开发具有一定的指导意义。关键词：致密气藏；双重介质；应力敏感；产能；动态储量The study and appllication on stress sensitivity of deep dual-media tight gas reservoirAbstract: With the reservoir pressure droppi
3、ng, it will result in serious reservoir stress sensitivity for the tight gas reservoir. The experiment study has been conducted to research its effects on development efficiency. The core stress sensitivity can be evaluated by dropping the internal pressure and changing the confining pressure. Then
4、the experiments results are applied to analysis its impacts on productivity of gas well and dynamic reserves. In the dropping internal pressure experiments, the initial core permeability declines as high as 30%-70%. Then increasing the internal pressure, permeability values will only restore to 50%-
5、80% of the initial value. In the changing confining pressure experiments, the core initial permeability decreases by 40%-80% with increasing the confining pressure. It will only restore to about 50%-80% of its initial value. In consideration of stress sensitivity, absolute open flow rate computed by
6、 the new productivity equation decreases by 76% compared with the common productivity equation. The error of dynamic reserves computed by the new material balance equation and common material balance equation is up to 94.34%. The results show that the larger the initial permeability is, the stronger
7、 the stress sensitivity will be. And the permeability and effective stress meet obvious power law. The core permeability will not restore completely whether dropping internal pressure or changing the confining pressure. Stress sensitivity has a great impact on the deep tight double media reservoir p
8、roductivity and dynamic reserves. The new productivity equation and dynamic reserves calculation method is significant for the double medium gas reservoir development.Key words: tight gas reservoir; double media; stress sensitivity; productivity of gas well; dynamic reserves0 前言深层致密双重介质气藏的应力敏感是影响气藏开
9、发的一个重要的因素，目前对于储层应力敏感的研究很多，但是对于双重介质储层应力敏感的研究却很少。对致密砂岩气藏储层是否存在较强的应力敏感有很大的争议,目前渗流实验方法通过改变围压来改变有效应力不符合实际气藏开发过程中储层内的压力变化情况，气藏开采过程中，储层内孔隙压力在不断降低，而不是上覆压力。因此，本文设计出合理的实验方法再现气藏开发过程中的有效应力变化过程，并采用合理的有效应力概念来研究低渗砂岩气藏储层应力敏感至关重要。通过降内压和变围压两种方式的应力敏感实验，评价储层岩心渗透率的应力敏感大小，通过比较发现，两者之间存在一定的差别；并建立考虑应力敏感和压缩系数变化适合致密双重介质气藏新的方程
10、，来研究应力敏感对气井产能和动态储量的影响1-4 ，为致密双重介质气藏的开发提供理论依据。1 实验设计1.1 实验材料实验所用岩心为新疆某气藏储层岩心，共选出12块岩心进行实验，具体岩心的基础数据见表1。氮气与甲烷具有比较相似的性质，因此，可用氮气作为模拟天然气的实验气体。根据地层水矿化度及离子含量配置实验用地层水。表1 应力敏感实验岩心基础数据 岩心号长度（cm）直径（cm）孔隙度（%）渗透率（10-3um2）52-25.12.55.82.17949-16.52.494.741.4636-15.62.57.410.78485.92.485.180.706116.32.492.560.0761
11、5.72.53.10.03535-16.82.496.952.095-25.82.487.51.7834-15.62.484.110.971196.12.51.711.10846.42.486.430.0996.82.493.50.0631.2 实验装置使用新的能承受高压和高温的实验装置，建立新的实验流程。实验采用美国产CFS-100多功能驱替装置，由特殊的高压岩心加持器、CFS主泵、围压泵、精密压力传感器、恒温箱、气瓶、六通阀、出口计量装置等组成。岩心夹持器：采用钛合金复合材料，能够承受150MPa的高压和200的高温，同时能够保证高温高压条件下整体的密封性；研制特殊的岩心套筒，解决了高压高
12、温条件下气体在普通橡胶套筒中吸渗的问题；随围压的增加，渗透率减小，所以测定过程中要严格按照储层压力状态并将其换算成拟三轴条件下的压力，据此设定围限压力，减小测试误差；微量气体计量技术，岩心出口流量采用高压精密计量泵计量，保证了实时准确计量。1.3 实验步骤实验方法借鉴应力敏感性测定行业标准，开展高压应力敏感性实验研究，设置最高实验压力为80MPa，实验温度为90。因致密气藏岩心存在滑脱效应现象，使得在实验过程中气测渗透率偏大率，必须最大限度的降低气体滑脱效应，因此在应力敏感实验中设置了最低8 MPa的回压。这样，岩心中的孔隙压力增大，气体的滑脱效应也就相应的减小。实验采用定围压变内压和定内压变
13、围压两种方法，具体步骤：洗岩心，烘干，测定干重，测定岩心的直径和长度，采用氮气测定岩心孔隙度和渗透率；抽真空，饱和地层水；测定岩心湿重，计算岩心孔隙体积；安装流程，对仪器进行调零，前6块岩心进行定围压实验，同时加围压至55Mpa和回压至8 MPa，并保持其不变；对后12块岩心进行变围压实验，同时加载上游压力至8.5MPa和回压至8MPa，并保持其不变，每次压力增加小于等于5MPa，直到80MPa，防止一次加压过大使岩心发生的变形过大；打开气源，对保持围压不变，通过改变上游压力的大小来改变岩石的有效应力，先增加上游压力至最大然后再降低压力至最小；用出口计量装置记下气体的流量和水的流量；并计算不同
14、上游压力下岩心的渗透率；用不同岩心重复步骤（1）到步骤（6）；用出口计量装置记下气体的流量和水的流量；并计算不同围压压力下岩心的渗透率；整理实验数据，得出结论。2 实验结果与分析2.1 定围压变内压实验的应力敏感分析定围压变内压实验见图1，由图可知，双重介质岩心的渗透率，随着有效应力的增加减小，可以分为三个阶段：急剧下降段、平缓下降段和水平直线段。第一阶段下降速度的最快，其下降的幅度高达为25%-50%；当有效应力增加到20MPa-25MPa时，渗透率下降的速度变得比较缓慢，在有效应力达到50MPa之前，其下降的幅度为10%-30%；最后，当有效应力达到50MPa时，渗透率几乎保持不变。分析认
15、为，双重介质岩心中裂缝和微裂缝比较发育，且裂缝对双重介质岩心渗透率的贡献非常大。第一阶段，当有效应力增加时，岩心受到压缩，使得岩心中的裂缝闭合，导致岩心的渗透率大幅度下降；第二阶段，随着有效应力继续增大，裂缝继续闭合甚至可能被破坏，渗透率下降的速度变缓；第三阶段，有效应力继续增加，裂缝都已闭合，不能够继续被压缩，此时岩石将会发生压缩变形，基质中的小吼道受到压缩变小，使得岩心的渗透率继续下降，由于岩石非常致密，渗透率下降的速度非常缓慢，进入水平直线阶段。当岩心受到的有效应力降低时，岩心渗透率值的恢复曲线也可分为三个阶段：水平段、平缓上升段和急剧上升段，这与渗透率值随着有效应力增加时的变化趋势刚好
16、相反。但是，渗透率值只能够恢复到初始值的50%-80%，说明双重介质岩石受到的有效应力发生变化时，岩石发生了塑性变形，会对岩石造成不可恢复的伤害，说明应力敏感对岩石中的裂缝、微裂缝和小吼道造成的伤害是不能完全恢复的。从渗透率曲线图可以看出，各种级别渗透率的岩心都存在一定的应力敏感，但是不同渗透率的岩石的应力敏感程度不同。岩心的渗透率大于110-3m2时，岩石的应力敏感非常强，当渗透率介于0.110-3m2 -110-3m2时，岩石的应力敏感变弱，当渗透率小于0.1 10-3m2时，渗透率变化非常小，应力敏感非常弱。因此，双重介质岩石的应力敏感主要是裂缝的应力敏感，基质的应力敏感非常微弱，渗透率
17、越大，岩石的应力敏感越严重。图1 定围压变内压下测定的岩心无因次渗透率的变化图双重介质岩心的渗透率越大，随着有效应力的增大，其渗透率下降的越厉害，且当有效应力降低时，其恢复的程度也越低，说明双重介质地层的裂缝比基质的应力敏感更加严重。当气藏的生产压差增加时，岩石受到的有效应力增大，使得地层中的裂缝闭合，渗透率大幅度地下降，会对地层造成严重的伤害。因此，控制双重介质气藏合开的生产压差可以有效地减小储层的应力敏感效应。2.2 定内压变围压实验的应力敏感分析通过变围压试验发现（图2），岩心的渗透率变化趋势与定围压实验得到的规律基本相同，无因次渗透率曲线也分为三个阶段：急剧下降段、平缓下降段和水平段。
18、有效应力在25MPa以内的第一段下降的速度最快，渗透率下降了25%-60%；当有效应力在25MPa-50MPa之间，渗透率下降5%-20%；当有效应力超过50MPa时，渗透率几乎保持不变。通过实验发现，变围压与定围压得到的实验数据相似，因此，说明实验得到的实验结论是可靠的。图2 定内压变围压下测定的岩心无因次渗透率的变化图在有效应力下降时，渗透率的恢复曲线也可以分为三个阶段：水平段、平缓上升段和急剧上升段，渗透率同样只能恢复到初始值的50%-80%左右，说明致密双重介质岩石受力发生的变形是弹塑性变形，压力释放时，岩石的部分塑性变形不能够恢复，这样会对储层岩石造成很大的伤害。同时变围压试验岩心的
19、渗透率的变化趋势要比定围压的大5%-10%左右，这与实验条件的不同有关。3 储层岩石物性应力敏感的应用与分析3.1 应力敏感对气井产能的影响3.1.1 产能方程的推导气体在多孔介质中的高速非达西渗流的数学描述： （1）应力敏感气藏渗透率与有效应力之间的关系 （2）辅助方程： （3） （4）定义应力敏感拟压力： （5） 可以推导出气井的产能公式5为 （6） 进一步可以求出： （7）式中：；。3.1.2 气井流入动态曲线从气井的流入动态曲线可以看出（图3），渗透率越大，气井的产能就越大；通过分析可以知道，渗透率越大的气井，考虑应力敏感时气井的产能下降越厉害。渗透率为2.17910-3m2气井的无阻
20、流量降低了76%，渗透率为1.4610-3m2气井的无阻流量降低了67%，渗透率为0.7810-3m2气井的无阻流量降低了49%，渗透率为0.70610-3m2气井的无阻流量降低了46%，而渗透率为0.0758510-3m2气井的无阻流量降低了35%，渗透率为0.03487710-3m2气井的无阻流量降低了10%。当气藏的渗透率大于110-3m2时，应力敏感可以使气井的无阻流量下降幅度超过60%；当气藏的渗透率介于0.110-3m2110-3m2时，气井的无阻流量将下降30%-60%；当气藏的渗透率小于0.110-3m2时，气井的无阻流量下降幅度小于30%。说明了对于双重介质气藏，渗透率越大，
21、其应力敏感的程度就越严重。图3 不考虑应力敏感的气井流入动态曲线3.2 应力敏感对动态储量的影响 应用物质平衡法计算深层致密双重介质气藏的动态储量，由于气藏的地层压力较高，要同时考虑地层水的压缩性和岩石的形变，忽略水侵的影响，因此，深层致密双重介质气藏物质平衡方程可以写成6： （8）式中: G为气藏原始地质储量,m3 ; Gp 为压力由pi 降到p时的累计产气量,m3 ; Bgi 、Bg 为压力是pi 和p时天然气的体积系数;Vw 为气藏束缚水体积膨胀量,m3 ;Vr 为气藏岩石骨架体积膨胀量,m3 。 根据岩石压缩系数的定义可得： （9）两边同时对压力积分，可得： （10）所以，气藏在开发过
22、程中岩石骨架体积的膨胀量为： （11）在开发过程中岩石中束缚水体积的膨胀量为： （12） 将上式带入物质平衡方程可得 （13） 根据文献可知，岩石压缩系数与应力敏感指数和压差之间的关系为7： （14） （15） （16） （17）。采用新的物质平衡方程发现Y与累计产量呈直线关系，当气藏的压力达到废弃压力时，通过线性回归得到单井的动态储量；然后，假设岩石的压缩系数为0，可以得到常压物质平衡方程，也可以计算出单井的动态储量8，计算结果如表2所示。表2 不同的物质平衡方程计算得到的动态储量岩心初始渗透率K0(10-3m2)应力敏感指数m常压物质平衡法计算的动态储量（108m3）新方法计算的动态储量（
23、108m3）偏差（%）2.090.5273.2561.67594.341.780.493.0061.62584.980.9710.352.7911.56578.341.1080.392.8561.56182.960.090.190.520.29576.270.0630.1490.4290.2571.60新的深层致密双重介质气藏物质平衡方程，考虑岩石的压缩系数9随着压力而变化，采用积分的方法计算得气藏单井动态储量；新方法计算得到的动态储量比常压物质平衡方法得到的动态储量的偏差为71.6%-94.34%，并且岩石的初始渗透率越大，岩石的应力敏感系数越大，两种方法的偏差就越大，说明岩石的应力敏感越严
24、重，对岩石的压缩系数的影响就越大，则动态储量的计算偏差越大10-13。因此，深层双重介质气藏储层的应力敏感对其动态储量的计算结果影响很大，同时，岩石的压缩系数在气藏开发的过程中变化的幅度也比较大，不能忽略岩石压缩系数对气藏动态储量的影响，这会对动态储量的计算结果造成很大的误差14-15，这会对气藏的开发决策造成不利的影响。4 结论（1）使用新的能够承受高温高压的实验装置，准确测定不同压力下气体的流量,应用渗透率和无因次渗透率随着有效应力的变化的方法，可以更加准确地评价深层致密双重介质气藏储层岩石的应力敏感性。（2）致密双重介质气藏的储层存在严重的应力敏感现象，储层的渗透率随着有效应力的增大而降
25、低。渗透率越大，其应力敏感越严重，且双重介质储层中裂缝比基质岩石对压力更敏感。（3）通过建立新的应力敏感气井产能方程，发现应力敏感对气井的产能的影响非常大。渗透率越大，应力敏感造成的气井产能下降越严重。在物质平衡方程的基础上建立计算深层致密双重介质气藏动态储量的新方程，通过计算结果发现，与常压物质平衡方法的计算结果相比偏差很大，这与岩石压缩系数有很大的关系，说明考虑应力敏感计算的动态储量更精确。参考文献1 焦春燕，何顺利，等. 超低渗透砂岩储层应力敏感性试验J. 石油学报2011,32 (3):2 郭平, 张俊, 杜建芬, 等. 采用两种实验方法进行气藏岩芯应力敏感研究J. 西南石油大学学报,
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