天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 6: 914 - 922

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.006

天然气资源与经济

裂缝—孔隙型储层在交变压力条件下的渗透率变化

  • 朱华银 , 1, 2 ,
  • 唐立根 1, 2 ,
  • 庞宇来 3 ,
  • 李隆新 4 ,
  • 石磊 1, 2 ,
  • 武志德 1, 2 ,
  • 张敏 1, 2 ,
  • 殷洪川 3 ,
  • 罗瑜 4
展开
  • 1. 中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室，河北 廊坊 065007
  • 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3. 中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 400021
  • 4. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610051

朱华银（1967-），男，重庆人，高级工程师，博士，主要从事油气层物理、天然气开发机理与实验、地下储库工程等研究.E-mail： .

收稿日期: 2020-12-22

  修回日期: 2021-03-09

  网络出版日期: 2021-05-24

收起

Permeability changes of fracture-pore type reservoir under the conditions of alternating pressure： Case study of Shapingchang carbonate gas reservoir in eastern Sichuan Basin

  • Hua-yin ZHU , 1, 2 ,
  • Li-gen TANG 1, 2 ,
  • Yu-lai PANG 3 ,
  • Long-xin LI 4 ,
  • Lei SHI 1, 2 ,
  • Zhi-de WU 1, 2 ,
  • Min ZHANG 1, 2 ,
  • Hong-chuan YIN 3 ,
  • Yu LUO 4
Expand
  • 1. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Storage Engineering，Langfang 065007，China
  • 2. PetroChina Exploration & Development Research Institute，Beijing 100083，China
  • 3. Chongqing Division，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chongqing 400021，China
  • 4. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2020-12-22

  Revised date: 2021-03-09

  Online published: 2021-05-24

Supported by

The Major science and technology projects of PetroChina(2015E-4002)

Fold

摘要

四川盆地东部沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏，储量规模大，储层埋藏深，裂缝发育，非均质性强，具有中低孔中低渗的特征。气藏目前已到开发中后期，为适应我国储气库大规模建设的需要，通过前期库址筛选，认为具有改建储气库的可能，但需要进一步开展评价研究，尤其是储气库交替大吞大吐的生产条件下，储层物性与渗流特征的变化需要加强研究。通过系列实验，结合现场生产测试数据，建立了交变压力下的储层应力敏感性研究方法，分析气藏开发地层压力下降后储层物性变化特征，以及改建储气库后在交变压力下的物性变化规律。结果表明，沙坪场石炭系储层的渗透率与有效压力成幂函数关系，裂缝型储层应力敏感性较强，气藏由原始地层压力约55 MPa下降到目前约10 MPa，3类储层渗透率具有不同程度下降，孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型分别下降了约5%、15%和41%；而作为储气库后假设在30~55 MPa之间运行，则其渗透率变化在3%~28%之间。

关键词： 沙坪场气藏; 储气库; 储层应力敏感性; 交变应力; 渗透率; 实验; 试井测试

本文引用格式

朱华银 , 唐立根 , 庞宇来 , 李隆新 , 石磊 , 武志德 , 张敏 , 殷洪川 , 罗瑜 . 裂缝—孔隙型储层在交变压力条件下的渗透率变化[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(6) : 914 -922 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.006

Abstract

The carboniferous gas reservoir in Shapingchang is fissure-pore carbonate gas reservoir with large reserves， deep reservoir burial， developed fractures， strong heterogeneity and features of medium and low porosity， medium and low permeability. It is in the middle-late stage of development. In order to meet the needs of large-scale construction of gas storage in China， it is considered possible to rebuild the gas storage by screening and evaluating in the early stage. However， it is necessary to further carry out the preliminary evaluation research， especially under the production condition of gas storage alternately swallowing and spitting. The change of reservoir physical property and seepage characteristics needs to be strengthened. Through a series of experimental studies， combined with the field production test data， this paper established a reservoir stress sensitivity research method under alternating pressure. It analyzed the reservoir physical property change characteristics after the drop of formation pressure in gas reservoir development， as well as the physical property change law under alternating pressure change after the reconstruction of gas storage. The results show that the permeability of Shapingchang Carboniferous reservoir is a power function with effective pressure. The stress sensitivity of fracture reservoir is strong. The gas reservoir has decreased from the original formation pressure of about 55 MPa to the present about 10 MPa. The permeability of the three types of reservoirs has decreased to different degrees. The porosity type， pore （hole） seam type and fracture type decreased by about 5%， 15% and 41% respectively. However， if the gas storage is assumed to operate between 30 and 55 MPa， the permeability changes between 3% and 28%.

Key words： Shapingchang gas reservoir; Gas storage; Reservoir stress sensitivity; Alternating stress; Permeability; experiment; Well test

0 引言

为保障天然气安全供给、保障西气东输等大规模长距离管道的安全平稳供气，我国逐步加强了地下储气库的建设，尤其是经历了几次较严重的“气荒”后，国家陆续出台相关政策，增加投资，大力开展地下储气库建设 ［1-5］。然而，我国地质条件复杂，适合建设地下储气库的库址资源有限［4-6］，中国石油西南油气田公司经过评价筛选，认为沙坪场石炭系气藏具有改建储气库的条件，为此开展了进一步的前期评价研究。
对于储层应力敏感性方面的研究，国外20世纪70、80年代就开展了大量研究［7-11］。随着我国天然气开发快速发展以来，曹耐等［12］、张海勇等［13］针对低渗致密储层，开展了加压—卸压应力敏感性实验，并结合Hertz 变形理论研究应力敏感滞后效应。肖文联等［14］、焦春艳等［15］、杨朝蓬等［16］比较了变围压和变内压实验，利用实验数据和岩石微观结构特征，分析了致密储层岩石应力敏感性特征及划分标准及其对气井产能的影响。赵伦等［17］、赵勇昌等［18］通过岩心实验，以及王珂等［19］运用数值模拟，研究了高压裂缝性气藏的应力敏感性特征，分析了裂缝充填程度与应力敏感强弱的关系。朱华银等［20］、李宁等［21］分别对火山岩储层和碳酸盐岩储层开展了应力敏感性实验研究。周道勇等［22］利用人造砂岩进行多轮次加卸压实验，定性研究了地下储气库在气体注入和采出过程中储层的应力敏感性。总的来看，这些研究大多是针对油气藏开发的条件，岩心实验压力范围低（一般小于50 MPa），与现场生产测试数据结合少，针对储气库交变应力下的研究较少。
与气藏衰竭式开发的地层压力“单向缓慢下降”不同，储气库生产运行为大流量的交替注采，地层压力交替变化，其储层的变化与渗流更加复杂［22-25］。沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙型储层，非均质性强，缝洞受压力变化影响产生闭合或开启，可能致使储层物性变化明显。本文依据气藏地质特征，开展不同有效压力和模拟储气库交变压力等一系列岩心渗透率测试，并结合现场试井测试资料，系统研究了沙坪场石炭系储层在不同条件下的渗透率变化特征，以期为储气库相关参数设计和气井产能评价提供依据。

1 气藏概况

沙坪场构造位于四川盆地东部重庆市梁平县和垫江县境内，区域位置处于印支开江古隆起的西南斜坡带上，是明月峡构造北段及大天池构造南段断下盘的潜伏构造。石炭系储层主要发育在C2 hl 2段和C2 hl 3段，埋深为4 700~5 300 m，厚度为35~69 m，岩性主要以粒屑云岩、角砾云岩、细晶云岩、泥粉晶云岩为主。

1.1　储层岩石孔隙与物性特征

沙坪场石炭系储层的储集空间类型主要有孔隙、洞穴、喉道和裂缝四大类，孔隙是主要的储集空间，其次为溶蚀孔洞，主要渗流通道是连通孔隙的喉道和构造缝，而裂缝主要为微缝及小缝，从储集意义上贡献较小，但裂缝发育改造了储层的连通性，提高了储层的渗透性，是石炭系储层主要的渗流通道。前人将川东地区石炭系的储渗类型划分为4种，即裂缝—孔隙型、裂缝—孔隙（洞）型、孔隙型和裂缝型［文中将前2类归并为孔（洞）缝型］，沙坪场石炭系储层的储渗类型为裂缝—孔隙（洞）型［26-27］。
据取心井资料统计，样品的孔隙度最高为24.33%，最低为0.09%，一般在1.5%~8.0%之间，小于2.5%的岩样占26.2%，2.5%~6.0%的岩样占40.2%，6.0%~12.0%的岩样占20.3%，大于12.0%的岩样仅占3.2%，全气藏平均为4.18%，属中低孔储层。岩石的基质渗透率较低，且差异较大，渗透率最小值小于0.01×10-3 μm2，最大值为839.37×10-3 μm2，主要集中分布在（0.1~10.0）×10-3 μm2之间，渗透率小于0.1×10-3 μm2的样品占20.1%，大于100×10-3 μm2的样品占3.0%，表明沙坪场石炭系气藏为中低渗气藏。

1.2　气藏开发简况

沙坪场石炭系气藏于1992年发现，1998年上报探明储量为397.71×108 m3，气藏原始地层压力为55.77 MPa，压力系数为1.27。自1998年3月投产以来，已有20余年的生产历史，气藏开发经历了试采、产能建设、超规模开采和产能递减4个开发阶段，其中1998年3月—2001年2月为试采阶段，仅有4口气井建成投产，期末气藏日产气为102.5×104 m3、日产水为1.4 m3。2001年2月—2005年10月为产能建设阶段，生产井达到15口，气藏产能由260×104 m3/d上升到360×104 m3/d。2005年11月—2009年5月为超规模开采阶段，共完成配套建设井21口，气藏产能规模从360×104 m3/d快速上升到480×104 m3/d，最大规模达到510×104 m3/d。2009年6月至今为递减阶段，期间陆续实施了增压、排水等开采措施，但产能一直持续递减。截至2018年12月，气藏日产气95.1×104 m3，累计产气202.74×108 m3，日产水16.6 m3，累计产水112.47×104 m3，天然气采出程度为50.98%，大部分气井井底压力已降至10 MPa以下。

2 岩心实验分析

选取具有不同类型储层——孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型3种类型代表性的岩样12块（图1，岩样基础参数见表1），开展了一系列应力敏感性实验分析。
图1 沙坪场石炭系气藏岩心照片

Fig.1 Core photograph of Shapingchang Carboniferous gas reservoir

表1 岩样基础参数

Table 1 Basic parameters of rock sample

序号 样号

直径

/cm

长度

/cm

常规孔隙度

/%

常规渗透率

/（10-3 μm2）

 岩样类型
1 A18 6.962 12.217 2.0 0.97 裂缝
2 A90 6.975 10.442 6.9 19.72 孔隙
3 A197 6.946 13.509 7.7 4.27 孔（洞）缝
4 B19 2.517 2.315 12.6 4.55 孔（洞）缝
5 B23 2.530 2.971 2.3 1.22 裂缝
6 B65 2.520 3.527 11.7 162.0 孔隙
7 B114 2.525 2.613 6.1 18.5 裂缝
8 B188 2.519 4.014 12.2 14.1 孔隙
9 B296 2.521 2.548 4.5 1.78 裂缝
10 B394 2.520 3.379 6.3 5.38 孔（洞）缝
11 B513 2.518 2.467 19.8 37.5 孔隙
12 B543 2.522 2.544 4.0 2.09 裂缝

2.1　实验方法

天然气开发一般是采用衰竭式开采，在开发过程中随着储层内流体的采出，储层孔隙压力降低，有效上覆压力增大，地应力重新分布，使得储层发生重新压实和沉降，致使储层孔隙度和渗透率降低。而改建储气库后，则为交替注采生产，地层压力也相应产生交替变化，致使储层物性和渗流变化更加复杂。尤其是沙坪场石炭系气藏埋藏深，属高压裂缝—孔隙型气藏，裂缝受压力变化产生张开或闭合较明显，且对储层渗流起着控制作用，因此开展应力敏感性研究及评价具有重要意义。根据前人研究，这类储层的应力敏感主要体现在渗透率方面，即随压力的变化渗透率变化较明显，而孔隙度变化不明显［12-22］。因此，本文设计的实验仅分析不同压力下的渗透率。

2.1.1　压力变化条件

首先明确储层在不同状态下所承受的有效压力，计算公式如下：
p e f f = p c - α p
p c = ρ r g H / 1   000
式中： p e f f为有效上覆压力，MPa； p c为上覆地层压力，MPa； α为有效应力系数； p为储层孔隙流体压力，MPa； ρ r为上覆岩层平均密度，g/cm3；H为上覆岩层厚度，即储层深度，m； g为重力加速度，m/s2。
若上覆岩层密度平均按2.3 g/cm3计算，沙坪场石炭系储层深度5 000 m处上覆岩层压力约为115 MPa，减去原始地层压力55 MPa（ α取值为1），则原始地层条件下储层岩石所承受的有效上覆压力为60 MPa；目前气藏压力约为10 MPa，则储层岩石所承受的有效上覆压力为105 MPa；假设储气库运行压力区间为30~55 MPa，则储层岩石所承受的有效上覆压力在60~85 MPa之间变化。

2.1.2　实验方法与流程

一是利用三轴向岩心夹持器组装的实验装置，分别进行了增压过程和降压过程的测试，增压过程净围压设置依次为2 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、30 MPa、40 MPa、50 MPa，每一个围压保持30 min后，测定岩心气体渗透率；到最大压力50 MPa以后，开始进行降压过程测试，缓慢减小围压，使净围压依次降为30 MPa、20 MPa、10 MPa，每一个围压点保持60 min后，测定设定净围压下的岩心渗透率。
二是为进一步模拟真实储气库注采条件下地层压力反复变化对渗透率的影响，解决常规实验流程难于达到沙坪场石炭系储层对应承受的有效压力60~85 MPa的问题，针对沙坪场石炭系储层特征，改进岩石力学试验机进行覆压下的渗透率测试。在三轴岩石力学试验仓内装好岩样后，由低压到高压逐步增大有效围压，测试相应设计压力点下的岩样渗透率，至最高压力85 MPa测试完成后，再反复测试围压为60 MPa和85 MPa时（模拟储气库孔隙压力变化引起的有效压力变化）的渗透率3~4个轮次。同时，全程测试岩样的应力与应变。

2.2　实验数据分析

随有效压力的增大，岩样渗透率急剧下降，不同岩样下降幅度差异较大，尤其是在低压力区间。以第一个压力点（2 MPa）的渗透率为初始渗透率（K 0），计算不同有效压力下渗透率（K）与初始渗透率的比值（K/K 0）——无因次渗透率，对全部岩样实验数据进行分析可以看出，当有效压力由2 MPa增大到50 MPa时，不同类型岩样的渗透率下降比值是不一样的，孔隙型岩样的渗透率比值（无因次渗透率）保持在0.6以上，即下降幅度小于40%；孔（洞）缝型岩样的渗透率比值基本保持在0.3~0.6之间，即下降幅度在40%~70%之间；而裂缝型岩样的渗透率比值则下降很大，全部在0.2以下，即下降幅度大于80%（图2）。
图2 无因次渗透率与有效压力关系曲线

Fig.2 Curve of dimensionless permeability and effective pressure

按孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型3类岩样归类分析，获得每类岩样不同有效压力下的无因次渗透率平均值，绘制平均无因次渗透率随有效压力的变化曲线，拟合获得无因次渗透率与有效压力的关系式（图3）。利用不同函数拟合发现，除裂缝性岩样由于在低压阶段（2~15 MPa）的渗透率迅速下降，无因次渗透率与有效压力符合对数关系外，在高压下（有效压力大于15 MPa）与其他类型岩样一样，都符合幂函数关系。通过拟合，得到各类岩样渗透率随有效压力下降的关系式如下：
图3 无因次渗透率随有效压力下降特征

Fig.3 Law of dimensionless permeability decreasing with effective pressure

孔隙型： K / K 0 = 1.084   3 × P e f f - 0.094，R 2=0.982 4
孔（洞）缝型： K / K 0 = 1.202   1 × P e f f - 0.282
R 2=0.999 1
裂缝型（低压段）： K / K 0 = - 0.328 × L n ( P e f f ) +
1.225   2，R2=0.999 9
裂缝型（高压段）： K / K 0 = 4.423   1 × P e f f - 0.936
R 2=0.997 1
渗透率随有效压力变化的另一个特征是，压力增大后渗透率下降，而卸压后渗透率不能完全恢复，即降压测得的渗透率曲线不能沿升压曲线返回，升压曲线与降压曲线形成一个剪刀型（图2，图3）。从图中还可看出，不同类型岩样升降压的渗透率差异也不一样，孔隙型岩样的剪刀差小，即升压和降压到同一压力测得的渗透率差异小，说明压力释放后，岩石孔隙获得较好的恢复，渗透率恢复率较高，假如以升压到10 MPa时的渗透率为基准，计算岩样升压至50 MPa后再降压到10 MPa时的渗透率恢复率，孔隙型岩样的渗透率恢复率在84.2%~98.3%之间，平均为92.49%（表2）。裂缝型岩样的剪刀差明显较大，说明增大有效应力使岩样受压后，裂缝产生闭合，渗透率降低，而压力释放后，裂缝难于完全恢复张开，渗透率恢复率较低，同样比较升压和降压到10 MPa时的渗透率，其恢复率只有26.8%~52.8%，平均为40.63%。
表2 升压和降压至10 MPa时岩样的渗透率

Table 2 Permeability of a rock sample when the pressure is increased and decreased to 10 MPa

岩样类型 样号

加压至10 MPa时的渗透率

/（10-3 μm2）

降压至10 MPa时的渗透率

/（10-3 μm2）

 卸压后渗透率恢复率/%

恢复率平均值

/%
孔隙 B513 32.297 31.267 96.8 92.49
B65 128.113 125.904 98.3
B188 12.644 10.647 84.2
A90 18.713 16.968 90.7
孔（洞）缝 B19 2.590 2.057 79.4 83.78
B394 3.385 2.965 87.6
A197 2.370 1.998 84.3
裂缝 B23 0.726 0.302 41.5 40.63
B114 8.799 2.362 26.8
B296 0.471 0.248 52.7
B543 0.966 0.510 52.8
A18 0.463 0.135 29.2

3 气井测试储层应力敏感性特征

沙坪场石炭系气藏具有多次压力恢复试井资料，分别在2004年、2010年、2016年对多口井进行了重复测试（部分井在2004年之前还有测试），对获得的各井历次渗透率进行对比分析，可开展储层敏感性研究。
将2004年及以前的测试渗透率与2010年和2016年测试获得的渗透率进行比较，共获得9口井的数据（表3）。从统计数据来看，大部分井随着生产时间的延长，后期测试获得的储层渗透率都比早期的要低。从历年的地层压力下降剖面来看，2004年7月，天东14井和天东91井的地层压力大约在40 MPa左右，其余井（天东30井、天东88井、天东87井、天东26井、天东86井、天东84井）大约在45 MPa左右，2010年时地层压力大约下降至20 MPa左右，到2016年6月，这些井的地层压力约为10 MPa左右，说明通过衰竭生产，2004—2016年期间地层压力下降了约30~35 MPa，这也是相应的储层岩石承受的有效压力增加值，这种压力的变化，引起储层岩石孔喉缩小和裂缝闭合，必然会使储层渗透率降低，从总的统计数据来出，除天东88井、天东87井、天东26井因酸化等作业使储层渗透率增大外，其余井的渗透率都有不同程度的降低（表3）。
表3 沙坪场石炭系气藏气井不同时期试井渗透率比较

Table 3 Permeability comparison of Shapingchang Carboniferous gas reservoirs in different periods

井号 ［渗透率/（10-3 μm2）］/（地层压力/MPa） 渗透率比值
2004年前* 2010年 2016年 K2010/K2004 K2016/K2004
天东14 0.794/49.1 0.420/18.7 0.319/10.8 0.53 0.40
天东91 0.543/47.1 0.434/21.2 0.350/11.4 0.80 0.64
天东30 17.585/46.5 10.02/23.4 9.61/7.8 0.57 0.55
天东88 9.454/46.1 3.168/21.7 10.0/7.3 0.34 /
天东87 2.55/49.2 1.51/19.5 1.67/7.7 0.59 0.65
天东26 0.284/48.8 0.154/28.0 0.73/10.9 0.54 /
天东86 9.336/46.8 6.135/21.8 / 0.66 /
天东84 0.759/46.2 0.233/17.3 0.159/12.6 0.31 0.21
天东29 0.252/43.1 0.192/29.5 0.116/8.9 0.76 0.46

注：*该列数据，天东14井和天东91井分别为2002年和2003年测试，其余均为2004年测试

若以2004年的渗透率为基准，2010年和2016年的渗透率与其比值定义为渗透率保持率（渗透率比值），2010年的渗透率保持率在31%~80%之间，2016年的渗透率保持率在21%~65%之间［表3，图4（a）］，其中保持率较低的天东14井和天东84井等除了因应力敏感渗透率降低外，可能还受水侵的影响致使渗透率降低，排除这部分渗透率异常降低井，以2016年的渗透率保持率在40%以上气井数据，计算平均渗透率保持率，拟合得到其与地层压力的关系（即渗透率随地层压力的变化关系）呈指数函数关系［图4（b）］。
图4 试井渗透率比值（2004年基准值）与地层压力的关系

Fig.4 Relationship between well test permeability ratio (2004 baseline) and formation pressure

4 储气库交变应力下的渗透率变化特征

综合岩心实验与试井测试分析，可见渗透率的变化规律具有较好的一致性，渗透率比值与地层压力呈指数函数关系。从下降程度看，试井渗透率曲线与裂缝型曲线更相似，这是因为一方面沙坪场石炭系储层裂缝较发育；另一方面，可能是部分气井存在水侵致使气相渗透率下降较快［27-28］。利用实验获得的渗透率变化规律关系式，以原始地层压力时的渗透率K i为基准，计算不同类型储层在实际气藏开发过程中，渗透率比值随地层压力下降的变化，可绘制出渗透率比值与地层压力的关系图（图5）。
图5 沙坪场石炭系储层渗透率比值与地层压力的关系

Fig.5 Relationship between permeability ratio and formation pressure of Shapingchang Carboniferous reservoirs

通过应力敏感性的分析需要认识到，沙坪场石炭系气藏目前地层压力衰竭到10 MPa左右，地层承受的有效压力增大，储层渗透率降低，与气藏原始条件或开发初期可能存在较大差异，从图5的曲线数据可以看出，单纯的孔隙型储层下降较少，只减少了约5%，孔（洞）缝型减少了15%，而裂缝型储层则减少了41%，与原始地层渗透率差异还是很大的。因此，在进行气井产能评价时需要引起重视，尤其是改建储气库后，地层压力在高低压运行区间交替变化，储层所受有效上覆压力也交替变化，因此储层渗透性也是交替动态变化的。
假设沙坪场石炭系气藏改建储气库后的运行压力区间为30~55 MPa，则储层岩石所承受的有效上覆压力在60~85 MPa之间变化。对图5的曲线数据分析表明，当储气库采气从上限压力55 MPa下降到下限压力30 MPa时，孔隙型储层渗透率下降3%，孔（洞）缝型储层渗透率下降9%，裂缝型储层渗透率下降28%；相反，当注气从下限压力30 MPa上升到上限压力55 MPa时，则储层渗透率相应恢复增大。
为进一步验证上述研究认识和预测沙坪场石炭系气藏改建储气库后储层的物性变化特征，分别选取孔隙型、孔（洞）缝型和裂缝型岩样各一块开展了本文2.1.2节介绍的模拟地层有效压力的反复加卸载实验。结果表明，渗透率随有效压力下降规律与上述分析一致——呈幂函数关系（图6）。从表4中的数据可以看出，反复加卸载3~4个轮次后，渗透率的变化趋于稳定。从应力—应变曲线看（图7），随着有效压力的增加，岩样应变增大，岩样收缩，说明孔隙有缩小的趋势，到最大压力后再降压，应变也从最大值变小，且多个轮次的应变曲线基本闭环重合，说明孔隙在加减压过程中基本呈弹性变化，因此渗透率也呈往复变化。在设定的有效上覆压力60 MPa到85 MPa对应的渗透率变化率3类岩样［孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型］分别约为3%、6%和30%，与上述图5的计算值基本一致。
图6 超高压测试无因次渗透率与有效压力的关系

Fig.6 Relationship between dimensionless permeability and effective pressure in ultra-high pressure test

表4 多轮次交变压力下岩心渗透（10-3 μm2）

Table 4 Core permeability under multi-cycle alternating pressure （10-3 μm2）

样品 188-1（孔隙型） 172-1［孔（洞）缝型］ 36-1（裂缝型）
轮次 60 MPa 85 MPa K85/K60 60 MPa 85 MPa K85/K60 60 MPa 85 MPa K85/K60
1 5.012 4.855 0.969 1.109 0.982 0.886 0.010 3 0.005 2 0.507
2 4.940 4.843 0.980 1.025 0.973 0.949 0.005 9 0.004 5 0.755
3 4.932 4.798 0.973 1.010 0.971 0.962 0.005 6 0.004 3 0.766
4 4.935 4.788 0.970 1.001 0.968 0.967 0.005 6 0.004 4 0.789
平均 0.973 0.941 0.704
图7 岩样反复加卸压的应力—应变曲线

Fig.7 The stress-strain curve of unloading is added repeatedly to the rock sample

渗透率变化显著的主要是裂缝型储层。因此，对于裂缝发育区域的气井，其产能需要考虑应力敏感引起的渗透率变化，注气早期和采气末期，地层低压，渗透性降低，井的产能较弱，不利于注采；注气末期和采气早期，地层高压，渗透性增大，井的产能较强，有利于注采。

5 结论

建立了多种岩心实验与现场试井测试相结合分析储层应力敏感性的方法，针对沙坪场石炭系气藏实例分析，结果具有较好的一致性，方法准确可靠。
（1）沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙（洞）型储层，应力敏感性强，储层渗透率与有效压力呈幂函数关系（与地层压力呈指数关系）。孔隙型储层受压力影响渗透率变化不明显，而裂缝受压后产生闭合难于恢复，渗透率受应力影响显著。
（2）石炭系气藏大部分气井目前井底压力已降至10 MPa以下，与原始条件相比，不同类型储层渗透率具有不同程度下降，孔隙型储层下降较少，只减少了约5%，孔（洞）缝型减少了15%，而裂缝型储层则减少了41%。
（3）若改建储气库后在30~55 MPa压力区间运行，3类储层的渗透率变化在3%~28%之间，其中裂缝型储层变化较大，对气井注采产能会产生较大的影响。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
丁国生. 中国地下储气库的需求与挑战［J］. 天然气工业， 2011，31（12）： 90-93.

DING G S. Demand and challenges for underground gas storages in China［J］. Natural Gas Industry， 2011， 31（12）： 90-93.

2
郑得文， 张刚雄， 魏欢， 等. 中国天然气调峰保供的策略与建议［J］. 天然气工业， 2018，38（4）： 153-160.

ZHENG D W， ZHANG G X， WEI H， et al. Countermeasures and suggestions on natural gas peak shaving and supply guarantee in China［J］. Natural Gas Industry， 2018，38（4）： 153-160.

3
周建， 段勇， 代晓英， 等. 中国西南天然气战略储备中心建设的思路与途径［J］. 油气储运， 2017， 36（9）： 987-992.

ZHOU J， DUAN Y， DAI X Y， et al. Idea and approach for the construction of strategic natural gas reserves center in southwest China［J］. Oil & Gas Storage and Transportation，2017， 36（9）： 987-992.

4
丁国生， 李春， 王皆明，等. 中国地下储气库现状及技术发展方向［J］. 天然气工业， 2015，35（11）： 107-112.

DING G S， LI C， WANG J M， et al. The status quo and technical development direction of underground gas storage in China［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（11）： 107-112.

5
张刚雄，李彬，郑得文，等. 中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议［J］. 天然气工业，2017，37（1）：153-159．

ZHANG G X， L1 B， ZHENG D W， et al. Challenges to and proposals for underground gas storage（UGS） business in China［J］. Natural Gas Industry，2017，37（1）：153-159．

6
马新华， 郑得文， 申瑞臣， 等. 中国复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术与实践［J］.石油勘探与开发， 2018，45（3）： 489-499.

MA X H， ZHENG D W， SHEN R C， et al. Key technologies and practice for gas field storage facility construction of complex geological conditions in China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（3）： 489-499.

7
JONES F O. A laboratory study of effects of confining pressure on fracture flow and storage capacity in carbonate rocks［J］. Journal of Petroleum Technology， 1975， 27（1）： 21-27.

8
WALSH J B. Effect of pore pressure and confining pressure on fracture permeability［J］. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences， 1981， 18（5）： 429-435.

9
WARPINSKI N R， TEUFEL L W. Determination of the effective stress law for permeability and deformation in low-permeability rocks［J］. SPE Formation Evaluation， 1992， 7（2）： 123-131.

10
BERNABE Y. The effective pressure law for permeability during pore pressure and confining pressure cycling of several crystalline rocks［J］.Journal of Geophysical Research：Solid Earth， 1987， 92（B1）： 649-657.

11
SIGAL R F. The pressure dependence of permeability［J］. Petrophysics， 2002， 43（2）： 92-102.

12
曹耐， 雷刚. 致密储集层加压—卸压过程应力敏感性［J］. 石油勘探与开发， 2019， 46（1）： 132-138.

CAO N， LEI G. Stress sensitivity of tight reservoir during pressure loading and unloading process［J］. Petroleum Exploration and Development， 2019， 46（1）： 132-138.

13
张海勇，何顺利，栾国华，等. 超低渗透裂缝介质储层应力敏感性定量研究［J］ 岩石力学与工程学报， 2014， 33（S1）： 3349-3354.

ZHANG H Y， HE S L， LUAN G H， et al. Quantifative study of stress sensitivity in ultralow permeability fracture media reservoir［J］. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering， 2014， 33（S1）： 3349-3354.

14
肖文联，李滔，李闽，等. 致密储集层应力敏感性评价［J］. 石油勘探与开发， 2016， 43（1）： 107-114.

XIAO W L， LI T， LI M， et al. Evaluation of the stress sensitivity in tight reservoirs［J］. Petroleum Exploration and Development， 2016， 43（1）： 107-114.

15
焦春艳， 何顺利， 谢全，等.超低渗透砂岩储层应力敏感性实验［J］.石油学报，2011，32（3）：489-494.

JIAO C Y， HE S L， XIE Q， et al. An experimental study on stress-dependent sensitivity of ultra-low permeability sandstone reservoirs［J］. Acta Petrolei Sinica， 2011，32（3）：489-494.

16
杨朝蓬，高树生，郭立辉，等. 致密砂岩气藏应力敏感性及其对产能的影响［J］. 钻采工艺，2013，36（2）：58-61.

YANG Z P， GAO S S， GUO L H， et al. Effect of stress sensitivity on well productivity in tight gas reservoir［J］. Drilling & Production Technology，2013， 36（2）：58-61.

17
赵伦，陈烨菲，宁正福，等.异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价——以滨里海盆地肯基亚克裂缝孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例［J］.石油勘探与开发，2013，40（2）：194-200.

ZHAO L， CHEN Y F， NING Z F， et al. Stress sensitive experiments for abnormal overpressure carbonate reservoirs： A case from the Kenkiyak low-permeability fractured-porous oilfield in the littoral Caspian Basins［J］. Petroleum Exploration and Development， 2013， 40（2）： 194-200.

18
赵勇昌，朱华银，李允.克拉2气田的储层应力敏感性［J］.天然气工业，2008，28（6）：102-104.

ZHAO Y C， ZHU H Y， LI Y. Stress sensitivity of the reservoirs in the Kela-2 Gas Field［J］. Natural Gas Industry， 2008，28（6）：102-104.

19
王珂， 戴俊生， 张宏国， 等.裂缝性储层应力敏感性数值模拟——以库车坳陷克深气田为例［J］.石油学报，2014，35（1）：123-133.

WANG K， DAI J S， ZHANG H G， et al. Numerical simulation of fractured reservoir stress sensitivity ： A case from Kuqa Depression Keshen Gas Field［J］. Acta Petrolei Sinica， 2014， 35（1）： 123-133.

20
朱华银，胡勇，韩永新，等.大庆深层火山岩储层应力敏感性研究［J］.天然气地球科学，2007，18（2）：197-199.

ZHU H Y， HU Y， HAN Y X， et al. Study on stress sensitivity of deep volcanic reservoirs in Daqing［J］. Natural Gas Geoscience， 2007，18（2）：197-199.

21
李宁，张清秀.裂缝型碳酸盐岩应力敏感性评价室内验方法研究［J］. 天然气工业，2000，20（3）：30-33．

LI N， ZHANG Q X. A study of laboratory methods of evaluating the stress sensitivity of fractured carbonate rocks［J］. Natural Gas Industry，2000，20（3）：30-33．

22
周道勇， 郭平， 杜建芬， 等. 地下储气库应力敏感性实验研究［J］. 天然气工业， 2006， 26（4）：122-124.

ZHOU D Y， GUO P， DU J F， et al. Laboratory researches on stress sensibility of underground gas storage［J］. Natural Gas Industry， 2006， 26（4）：122-124.

23
胥洪成， 王皆明， 屈平， 等.复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法［J］.天然气工业，2015，35（1）：103-108.

XU H C， WANG J M， QU P， et al. A prediction model of storage capacity parameters of geologically-complicated reservoir-type underground gas storage［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（1）： 103-108.

24
丁云宏，张倩，郑得文，等.微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律［J］.天然气工业，2015，35（1）：109-114.

DING Y H， ZHANG Q， ZHENG D W， et al. Seepage laws in converting a micro fissure-pore carbonate gas reservoir into UGS［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（1）： 109-114.

25
孙军昌， 胥洪成， 王皆明，等. 气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术［J］. 天然气工业， 2018， 38（4）： 138-144.

SUN J C， XU H C， WANG J M， et al. Injection-production mechanisms and key evaluation technologies for underground gas storages rebuilt from gas reservoirs［J］. Natural Gas Industry， 2018， 38（4）： 138-144.

26
顾丽娜， 尚养兵， 杨斌， 等. 川东沙坪场气田石炭系储集层特征及预测［J］. 中国西部科技， 2011， 10（10）： 38-40.

GU L N， SHANG Y B， YANG B， et al. Characteristics and prediction of carboniferous reservoirs in Shapingchang Gas Field of east Sichuan［J］. Science and Technology of West China， 2011， 10（10）： 38-40.

27
何琦.沙坪场气田石炭系气藏地层水特征分析［J］.天然气工业，2003，23（5）：87-89.

HE Q. Formation water characteristics of carbonic gas reservoir in Shapingchang Gas Field［J］. Natural Gas Industry， 2003， 23（5）： 87-89.

28
冯曦， 彭先， 李隆新，等.碳酸盐岩气藏储层非均质性对水侵差异化的影响［J］.天然气工业，2018，38（6）：67-75.

FENG X， PENG X， LI L X， et al. Influence of reservoir heterogeneity on water invasion differentiation in carbonate gas reservoirs［J］. Natural Gas Industry， 2018， 38（6）： 67-75.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司