鄂北低渗致密砂岩应力敏感性实验研究

分别按部颁标准和定内压变外压开展了鄂北低渗致密气田储层砂岩渗透率应力敏感性实验,并对其进行了应力敏感性评价.定围压变内压实验包含三个循环,每个循环是在孔隙流体压力不变或降低和增加围压下完成的.根据部颁标准测定的实验结果表明,渗透率随有效应力的变化幅度较大;由定内压变外压的实验结果表明,孔隙流体压力影响渗透率随围压的变化关系,内压较大时渗透率随围压的变化幅度很大.采用了4种方法对来自鄂北气田的岩样进行应力敏感性评价,四种评价方法得到的结果各不相同.部颁标准得到的敏感性最强,为极强应力敏感;基于本体有效应力评价方法得到的敏感性最弱,为弱应力敏感;基于Terzaghi有效应力和模拟地层条件的评价方法得到的结果都属于强应力敏感.与其他三种评价方法相比,模拟地层条件的评价方法是符合实际生产过程的,因此更具有参考价值.     

低渗透储层应力敏感系数统一模型

低渗透储层应力敏感性的研究虽已引起中外学者的关注,但目前仍未形成统一认识。为了更准确地描述低渗透储层的应力敏感性,通过保持围压不变、改变流体压力的实验方法,研究了低渗透储层渗透率随有效应力的变化规律及其影响因素。在此基础上,按照岩石压缩系数的定义方法,提出了渗透率应力敏感系数的概念,在综合考虑孔隙结构、有效压力及滞后效应等参数的基础上,结合分形理论,建立了应力敏感系数的统一模型。结果表明,渗透率随有效压力的增加呈阶梯状减小,且与孔隙结构及有效应力加压方式有关;渗透率应力敏感系数可以定量表征储层渗透率随有效应力变化的敏感程度,其值越大说明储层敏感性越强;所建模型考虑了岩石内部孔隙结构、外部有效应力变化及滞后效应等多种因素的综合影响,可以全面表征储层的应力敏感性,并预测不同孔隙结构岩石的渗透率随有效应力变化的规律。     

含气页岩渗透率实验

采用压力脉冲衰减法测量了岩心柱的渗透率,讨论了内压和有效应力对渗透率的影响。同时,采用岩屑压力衰减法测量了页岩基质渗透率,并基于控制变量法优选出页岩基质渗透率实验参数。研究表明:在低内压的条件下,由于滑脱效应使渗透率增加;页岩渗透率随有效应力的升高呈非线性降低,孔隙压力越低,应力敏感性越强,有效应力在升高、降低过程中存在应力—应变滞后回线。岩屑压力衰减法测量基质渗透率实验的初始压力为1.3~1.38 MPa,岩屑平均粒径为0.7~1 mm,岩屑样品质量为25~30 g。     

煤层气藏应力敏感性实验研究

针对煤层气藏储层应力敏感性强的特点,通过改变围压和孔隙压力,进行了煤层气藏干岩心和含水岩心的应力敏感性实验研究。系统地研究了煤层气藏的岩石变形特征,并将应力敏感性的实验数据拟合得到渗透率随有效压力变化的数学方程。研究结果表明：水相的存在使得岩心的应力敏感性更强,并且这一规律可以用指数函数关系来描述。为煤层气有效合理地开发提供了理论依据。     

温度对低渗透砂岩应力敏感性影响实验研究

目前国内外对低渗透砂岩储层应力敏感评价通常在常温下进行实验。为评价温度对低渗透砂岩储层应力敏感影响作用,本文以鄂尔多斯盆地低渗透砂岩为对象,在对岩样和皮套进行老化处理后,保持内压5 MPa不变,改变围压,实验测试了三块岩样不同温度、不同有效应力下岩样渗透率的变化。实验结果表明:(1)随有效应力增加,岩样渗透率减小。随着温度增加,岩样渗透率也减小;(2)对于岩样A和岩样B来说,温度在20℃弱应力敏感,而温度升高至40℃、60℃、80℃,岩样变成中等应力敏感。温度对低渗透砂岩储层应力敏感影响不容忽视;(3)对同一块岩样,温度对岩样渗透率的影响低于有效应力对渗透率的影响;(4)对应力敏感系数分析得出,随温度增大应力敏感系数增大,并且应力敏感系数与温度呈线性关系。推导得出渗透率与温度呈线性关系。     

三轴应力作用下煤体渗流规律实验

为了弄清三轴应力作用下煤体的渗流规律,运用CGMS煤层瓦斯气液相对渗透率测试系统准三轴渗透仪及恒温系统,以山西省沁水煤田阳泉固庄煤矿的煤样为例,进行了如下内容的实验研究:①煤样在相同孔隙压力不同体积应力下煤样的渗透率变化;②相同轴压和围压下不同温度下煤样的渗透率变化。实验结果表明,当孔隙压力不变时,煤体渗透率随体积应力增加呈负指数规律变小;当体积应力不变时,煤体渗透率随着温度的增加而增加。     

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应力敏感性是指骨架应力和孔隙流体压力共同作用产生的压差对微观孔隙结构的影响。低渗透储层的孔隙结构比高渗透储层的更加复杂，这种复杂性增加了岩心受压行为的复杂性。随着生产的进行，储集层压力下降，有效压力也不断变化，而有效压力的大小决定了应力敏感性的严重程度。在压力敏感性实验过程中，文章采用改变围压的方法来近似地模拟储层所承受压力的变化，主要研究了压力变化对储集层渗透率的影响。根据实验结果，建立了有效压力与储集层渗透率之间的经验关系式，并以此为基础，推导出考虑压力敏感性时的低渗透砂岩气藏的产能公式与压力分布公式，并据此分析了压力敏感性对低渗砂岩气藏产能的影响。     

低渗砂岩储层岩石应力敏感实验与理论研究

Terzaghi有效应力是外应力减去内压的差值，因此，增加同样大小的围压和降低同样大小的内压其有效应力的变化大小是一样的。实验室通过改变外压来改变净应力，和实际开采过程中围压不变降低孔隙流体压力改变净应力，测定的孔渗随净应力变化的结果是一样的。改变外压测定孔渗随净应力变化，得到的结论是低渗岩心比中高渗岩心对净应力和有效应力更敏感，而孔隙度对它们均为弱敏感。通过引入双重有效应力理论，对开采过程中有效应力随净应力的变化关系进行了重新校正和评价。结果表明，低渗岩心虽比中高渗岩心对有效应力更敏感，在衰竭开采过程中，净应力变化虽然很大，有效应力的变化率非常小，导致低渗透砂岩储层渗透率和孔隙度基本不变。     

超低渗岩心渗透率应力敏感性评价指标对比

利用变围压的实验方法对长庆油田的6块岩样进行实验,实验结果表明,低渗透储层具有较为明显的应力敏感性,岩心渗透率与有效覆压呈乘幂函数关系。用应力敏感性系数法对实验结果数据进行拟合,渗透率比值的立方根与对应的有效覆压比值的对数显示出很好的线性相关性;对比不同应力敏感评价指标表明,应力敏感性系数法和油藏评价法在储层应力损害等级评价上表现出很好的一致性,推荐使用应力敏感性系数来度量储层的应力敏感程度。     

页岩气藏应力敏感效应实验研究

页岩气藏降压开采过程中,地层压力和井底压力的变化导致气藏产生应力敏感效应,使气藏流体的流动动态和气藏产能受到影响。为了明确开采压力的下降对气藏渗透率变化的影响,实验通过改变内压与围压这2种方式,对页岩气藏的应力敏感效应进行了研究。研究结果表明:页岩的渗透率随着内压的降低而下降,随着上覆岩层压力的增加而下降;页岩渗透率与内压的变化存在明显的指数关系;页岩对外压的敏感效应远远大于对内压的敏感效应。该研究对确定页岩气藏产能及制订气井合理生产制度具有一定意义。     

镇泾油田长8超低渗油藏应力敏感性实验研究

用两种方法对鄂尔多斯盆地南部镇泾油田长8油藏砂岩进行了应力敏感实验,实验结果表明,渗透率随有效应力的变化而变化幅度较大,内压较大时,渗透率随围压的变化而变化幅度很大。应力敏感性评价采用了三种方法,其中,采用应力敏感指数法评价储层为弱应力敏感,此法符合实际生产过程,具有参考价值。     

低渗透储层岩石覆压实验变形特征分析

对于低渗透储层岩石而言,基于岩石受力变化后发生线弹性变形的假设与实验结果并不相符。为此,采用CMS300覆压测试、岩石力学性质测试、压汞以及铸体薄片观察等实验手段对低渗透储层岩石覆压变形特征进行分析,结果发现实验岩样在应力增大的整个过程中发生的是软塑性变形→弹性变形→塑性变形过程。低渗透岩石在覆压实验中表现出的强应力敏感性是由其变形特征决定的,岩石在覆压增大的初始阶段发生微量软塑性变形是造成渗透率大幅下降的主要原因,其与低渗透岩石的泥质及胶结物含量较高、孔喉通道狭窄有关。基于实验研究结果,定义了新的岩石应力敏感系数来表达渗透率与有效覆压的关系,与实验数据有更好的相关性,并且能够方便地将任意常规岩样渗透率转换成储层条件下的渗透率,具有实际的工程应用价值。     

高地饱压差油藏应力敏感特征及定量表征研究

高地饱压差油藏通常具有中孔中高渗及储层压力变化幅度大等特点,此类油藏开发过程中往往会出现应力敏感现象.为此,以垦利油田为例,针对高地饱压差油藏应力敏感特征,利用天然岩心覆压气测渗透率实验方法,明确了岩心在单次及多次升压降压过程中所受有效应力与渗透率的变化规律,通过定义新的应力敏感系数,形成了此类油藏的乘幂式应力敏感定量...     

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在钻井、完井和增产改造等各种作业过程中，近井地带由于钻井完井液的侵入，含水饱和度升高，且有效应力也发生变化，二者综合作用使气层有效渗透率大幅度降低。文章选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩样品，进行了恒定有效应力不同含水饱和度下气相渗透率实验、干岩样和不同含水饱和度条件下岩样应力敏感实验。实验结果表明，含水饱和度升高对致密砂岩气相渗透率损害严重；水的存在加剧了致密砂岩应力敏感程度，且含水饱和度越高应力敏感性越强；干岩样在3 MPa围压时的渗透率大约是40~50 MPa围压下含水饱和度为45%时气相渗透率的10~3000倍，将常规测量渗透率校正为原地条件下渗透率要考虑有效应力和初始含水饱和度的影响，防止滤液侵入对于致密气层的保护具有十分重要的意义。     

气体滑脱及有效应力对煤岩气相渗透率的控制作用

动态的煤储层渗透率影响煤层气的开采,已引起广泛关注。针对6块采自沁水盆地南部煤矿的无烟煤样品,测试了4.3MPa围压条件下煤岩气相(氦气)渗透率变化特征,基于气体滑脱及有效应力效应分析进一步探讨了渗透率变化的控制机理。结果表明,气体压力降低过程中:①渗透率呈现“先降低后升高”的变化趋势,转折点进口气体压力约为1.9MPa(对应于平均气体压力1.0MPa);②平均气体压力小于1.0MPa时,氦气产生滑脱现象;③渗透率—有效应力之间呈近似负相关关系;④进口气体压力大于1.9MPa时,为有效应力负效应作用阶段,导致渗透率降低;进口气体压力降至1.9MPa以下时,有效应力与气体滑脱效应同时作用,此阶段气体滑脱正效应强于有效应力负效应,引起渗透率升高。      

准噶尔盆地南缘侏罗系深层致密砂岩储层裂缝及其有效性

准噶尔盆地南缘侏罗系致密砂岩储层埋深普遍大于4 500 m,储层物性差,裂缝是重要的储集空间和主要的渗流通道,影响深层致密砂岩的油气富集分布和产能。通过野外露头观测、岩心、薄片和实验资料,对侏罗系储层裂缝发育特征、控制因素及有效性进行了研究。准噶尔盆地南缘侏罗系储层以发育高角度构造裂缝为主,其次是成岩裂缝和异常高压裂缝。准噶尔盆地南缘构造裂缝的方位主要有NNE-SSW向、NNW-SSE向、NEE-SWW向和NW-SE向,但中段NNW-SSE向裂缝不发育,且由东向西,构造裂缝的发育程度逐渐降低。构造裂缝的形成和分布受应力场、构造、岩性、层厚及储层非均质性等因素的影响,而裂缝的渗流能力则与流体活动、异常高压和现今地应力分布等因素相关。研究区裂缝的有效性较好,有效裂缝比例占85%以上。高压渗流实验结果显示围压增加,裂缝渗透率呈负指数递减。当有效围压小于15 MPa（埋深>1 000 m）时,裂缝渗透率随围压的变化快;超过该围压（深度）,裂缝渗透率递减缓慢;至最大实验轴压115 MPa（埋深>8 000 m）,围压为65 MPa时,裂缝的渗透率仍有22.5×10^-3 μm²。表明即使在深层,天然裂缝仍然是有效的储集空间和渗流通道,是改善深层致密储层储渗性能和油气富集高产的重要因素。     

Effect of stress sensitivity on displacement efficiency in CO2 flooding for fractured low permeability reservoirs

Carbon dioxide flooding is an effective means of enhanced oil recovery for low permeability reservoirs. If fractures are present in the reservoir, CO2 may flow along the fractures, resulting in low gas displacement efficiency. Reservoir pore pressure will fluctuate to some extent during a CO2 flood, causing a change in effective confining pressure. The result is rock deformation and a reduction in permeability with the reduction in fracture permeability, causing increased flow resistance in the fracture space. Simultaneously, gas cross flowing along the fractures is partially restrained. In this work, the effect of stress changes on permeability was studied through a series of flow experiments. The change in the flowrate distribution in a matrix block and contained fracture with an increase in effective pressure were analyzed. The results lead to an implicit comparison which shows that permeability of fractured core decreases sharply with an increase in effective confining pressure. The fracture flowrate ratio declines and the matrix flowrate ratio increases. Fracture flow will partially divert to the matrix block with the increase in effective confining pressure, improving gas displacement efficiency.