致密气藏应力敏感性研究

袁浩伟，陈　昉，刘梦云

[中国地质大学(北京)资源勘查工程，北京100083]



致密气藏应力敏感性研究

袁浩伟，陈昉，刘梦云

[中国地质大学(北京)资源勘查工程，北京100083]

应力敏感现象是目前制约致密气开采的关键因素，结合目前应力敏感研究的前沿结果，分析应力敏感的影响因素，建立实验模型，并研究应力敏感对渗透率和孔隙度的影响结果。结果表明，应力敏感性的影响因素分为内因和外因，内因包括岩石组分、岩石压缩系数、含水饱和度、天然裂缝、启动压力和储层温度等；外因包括工作液侵入、重复施压、加压时间等。定外压变内压的实验方法进行致密气应力敏感性评价表明，致密气藏不存在强应力敏感性、储层内孔隙流体压力降低导致储层渗透率和孔隙度均不断下降，且渗透率和孔隙度损失无法完全恢复，致密气储层渗透率越低渗透率敏感性越弱；孔隙度敏感性总体较弱，基本可以忽略。以苏里格气田为例探讨应力敏感性对致密气藏产能预测影响，发现放压生产时应力敏感对气井产能的影响远大于控压生产。

应力敏感；影响因素；产能；模型；机理

1 致密气简介

1.1 致密气

致密气在目前一般指低孔、低渗的天然气(图1)，其含气饱和度较低，含水饱和度高，气体在储层中流动极其缓慢。

致密气在全球分布广泛，尤其是北美地区已探明储量巨大，是全球较早投入工业化开发的非常规油气之一。部分致密气与常规天然气在资源量上存在交叉，两者混合共生，因此有学者建议将致密气比例达到65%以上的气区整体划为致密气，若埋藏较浅、开采条件较好，也可归为常规天然气开采[1]。

1.2 致密气的特点

(1)分布隐蔽，常规的勘探方法难以发现。

(2)短期内难以认识并作出客观评价。

(3)当前技术经济条件下，必须经过特殊工程处理方可成为可采储量。

1.3 我国致密气发展现状及前景

中国致密气广泛分布于鄂尔多斯、塔里木、四川、准噶尔、松辽等10余个盆地，有利勘探面积约为32×104km2，勘探开发潜力巨大。致密气具有平面上大面积分布、纵向上多层叠置、丰度相对较低和井控储量较小等特点。中国已发现的致密气藏可分为透镜体多层叠置型、层状型和块状型3种类型。层状型致密气藏有松辽盆地的登娄库组，气层厚达60m；松辽盆地南部透镜体多层叠置型致密气藏目前通过水平井形式开发，产量高达7.1×104m3/d，已具一定规模；典型块状型的致密油气为塔里木盆地山前侏罗系的依南气田，整体储层厚达300m以上，孔隙度平均为5.2%～9.6%。据 Wood Mackenzie 和中国国土资源部等机构预测[2]，2020年中国天然气产量将达到2150×108m3,其中致密气产量为300×108m3；到2030年，预计中国天然气产量可达(2500～3000)×108m3，其中致密气产量为(400～600)×108m3。

在当前形势下，虽然常规油气在未来一段时间内仍将处于主导地位，但从长远来看，资源总量更加丰富的非常规天然气将在能源格局中占据越来越重要的席位。目前，致密气已探明的储量十分巨大，具备进一步开发的条件，是非常规油气中最现实的资源。

1.4 我国致密气研究中存在的问题

(1)资源评价标准不统一。由于非常规天然气的成藏理论还不完善，因此评价方法及评价标准都暂时缺乏统一的标准。

(2)高效开发致密气难度仍较高。致密气的开发具有高难度、高风险的特点。并且在开发过程中极易出现钻井液漏失、井喷、产能衰竭过快等工程问题。如何科学、经济、高效地开发致密气仍是一个重大难题。

应力敏感性问题的研究会严重制约致密油气藏的开发。在油气田开发现场，很多钻井工程事故的发生是没有充分考虑应力敏感而造成的，因此造成巨大的经济损失。为了更有效地开发致密油气田，实现经济利益最大化，对此国内外专家进行了大量的研究工作。在致密气藏的流体渗流规律中，应力敏感性分析就占有重要地位。到目前为止，对应力敏感性的实验分析都是通过模拟样品有效应力，建立基于致密油气藏的流固耦合模型，在此基础上结合单井产能公式对现场开发进行指导。

2 应力敏感性分析

2.1 应力敏感现象

在油气田勘探开发过程中，随着孔隙中流体被采出，岩石所受应力增加，表现为储层渗透率随应力增加而降低，这即为储层应力敏感现象。有学者将孔隙度与应力敏感性联系在一起，但事实证明致密砂岩储层的渗透率应力敏感性比孔隙度应力敏感性强很多。

2.2 储层应力敏感性产生机理

2.2.1 孔隙喉道变细收缩

岩石在地下埋藏过程中经历了长时间的压实，但岩石颗粒间的填隙物(尤其是泥质)往往容易变形。钻井过程中外力使得填隙物形状改变，孔喉直径缩小，结果直接导致储层渗透率下降。

2.2.2 微粒在孔隙内运移

大多数含油气地层中存在细小的矿物微粒，油气在孔隙中流动时会带动矿物微粒流动，微粒遇到细小孔隙会发生滞留，堵塞孔隙使储层渗透率降低。

2.2.3 裂缝开度下降

若地层中发育大量解理和构造裂缝或纳米级微裂缝时，高压差衰竭式开采会造成裂缝中的油气快速流动。而此时地层压力不能从基质中得到及时有效补充，导致裂缝系统内流体压力下降较快，微裂缝开度下降甚至闭合。导致储层渗透率变差，表现为应力敏感性较强。

2.3 致密气应力敏感性研究现状

傅春梅通过实验发现苏里格气田致密储层应力敏感性很强，且随应力敏感系数增大，气田的废弃压力变大，气藏采收率变低[3]。刘鹏程对塔里木盆地低渗气藏的应力敏感性进行了评价和分析，得出应力敏感影响低渗气井的产能，生产压差越大，应力敏感就越强。茹婷认为低渗砂岩气藏在降压开采过程中，气相渗透率随有效压力的增加而减小，且减小幅度越来越缓慢[4]。杨波研究了以原始储层有效压力为初始有效压力起点的应力敏感评价方法，认为应力敏感效应对气井产能影响明显并存在分段现象，且其对高压气井产能的影响大于低压气井。李传亮[5]则认为越致密的储层，其应力敏感程度越低，致密储层应采用有效应力来评价应力敏感性，传统的Terzaghi有效应力会高估岩石的应力敏感性质；同时认为增加外部压力的岩心应力敏感测试方法不能体现由内压降低造成的储层应力敏感，因为二者的应力敏感机制不同。郑荣臣、刘忠群分别对大牛地和鄂北致密气储层进行了应力敏感性实验，发现不同的实验和评价方法、评价结果差异很大，建议采用符合实际采气条件的定围压、变内压评价方法进行评价更具合理性。罗瑞兰对国内外曾提出的应力敏感评价标准进行研究，在大量实验数据分析的基础上，定义了新的应力敏感评价指标，利用二重乘幂函数式表征任意初始渗透率随有效覆压变化的关系。

综上所述，应力敏感性物理实验中应将岩心围压拟定为岩层原始的轴向压力，内压设定为地层中流体压力，实验过程中保持围压恒定，通过改变内压来进行致密气藏的应力敏感性实验。通过双重乘幂来计算储层非均质的应力敏感性。

3 致密气藏应力敏感性研究

3.1 评价模型法

3.1.1 有效应力

1923年，Terzaghi在含水饱和土壤力学特征研究基础上提出了有效应力原理，即有效应力等于上覆压力减去孔隙压力。1942 年Boit在研究三轴压缩力学时发现低渗多孔介质(如岩石)不适用 Terzaghi原理，随后提出修正的有效应力原理，在原来的基础上加入等效孔隙压力系数，有效应力等于围压减去等效孔隙压力。

有效应力计算公式[5]为：

σeff=pc-αp

(1)

式中σeff——有效应力,MPa；

pc——围压，MPa；

α——等效孔隙压力系数；

p——孔隙流体压力，MPa。

将应力敏感性当成因变量，有效应力就成为影响应力敏感性自变量。

3.1.2 应力敏感性影响因素分析

应力敏感性的影响因素分为内因和外因。内因包括岩石压缩系数、岩石组分、含水饱和度、天然裂缝、启动压力和储层温度等；外因包括工作液侵入、重复施压、加压时间等。

(1)内因

①岩石压缩系数：应力敏感性与应力敏感指数成正比关系。李传亮【5】提出岩石的应力敏感性与岩石压缩系数存在密切关系。给出了岩石压缩系数与应力敏感指数之间的关系式：

SIp=cpΔp

(2)

其中：

Δp=pi-p

式中SIp——应力敏感指数；

cp——岩石压缩系数，MPa-1；

Δp——油气藏压降，MPa；

pi——原始地层压力，MPa。

从式中可以看出，应力敏感指数与岩石压缩系数成正比。

②岩石组分：储层应力敏感性和黏土矿物含量成正比。邓玉珍[6]对胜利油区样品进行应力敏感实验发现，在相同的有效上覆压力作用下，岩样的黏土矿物含量和渗透率保留率成反比。康毅力[7]和张浩等在研究鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏时得出了相同的结论。

③含水饱和度：储层应力敏感性和含水饱和度成正比。岩石孔隙中束缚水的存在导致流动性变差，进而使储层的渗透率降低。实验中发现束缚水含量较大的岩石应力敏感更强。

④天然裂缝：天然裂缝发育的储层应力敏感性较强。游利军[8]等研究了不同渗透率储层(岩性相同，天然裂缝数量不同)的应力敏感系数，发现天然裂缝储层数量较多的储层渗透率较高，其应力敏感性更高。

⑤启动压力：储层应力敏感性和启动压力梯度成正比。致密砂岩气藏普遍存在启动压力梯度，渗透率越低，启动压力梯度越高,即致密储层具有更强的应力敏感性。

⑥储层温度：储层温度对应力敏感性有一定的影响，张浩[9]在恒定有效应力下进行了温度的渗透率损害实验，结果表明，温度增加渗透率会有明显下降，且不同岩性储层渗透率随温度改变的效应也不相同，砂岩的效果更加明显一些。但蔡树行[10]研究得出了不同的结论，他认为地层温度变化范围内，温度不是渗透率的主要影响因素，对应力敏感性的影响可以忽略。

(2)外因

①工作液侵入，使储层应力敏感更强。杨建[8]等从外来工作液的压力和液体配伍性两个方面进行实验研究，认为钻井液、完井液损害会加剧致密砂岩储层的应力敏感性。

②重复施压，使得储层应力敏感程度更强。康毅力[7]等通过重复施压应力敏感性实验分析了重复施压对致密砂岩的影响，认为一次加压过程中渗透率的应力敏感损害程度最大，二次、三次加压过程中渗透率仍呈不断下降的趋势，每次卸压后渗透率都不能恢复到初始加压时的状态。所以，在作业时应尽量减少重复施压。

③加压时间: 实验表明，对储层加压时间不同，表现出的应力敏感性也不相同。王业众研究发现，加压时间越长，储层岩石整体变形程度越大，孔隙、裂缝、微裂缝变形严重，开度下降甚至闭合。导致储层渗透率降低，发生应力敏感现象[9]。

3.1.3 评价模型法结论

储层应力敏感性评价有多种评估模型，这些模型的影响因素也不相同。影响因素的复杂性导致模型验证拟合性很差。开发过程中应该结合储层特点和开发需要，综合考虑内因和外因对储层应力敏感性的影响效应[11]。

3.2 致密气藏应力敏感性实验

储层岩石所受到的压力主要包括上覆地层压力(外压)和孔隙流体压力(内压)，有效应力为上覆地层压力减去孔隙流体压力。当储层岩石所受的有效应力发生改变，岩石就会发生变形，孔隙度和渗透率也会变化。目前实验室应力敏感性研究都是通过模拟有效应力的变化来实现的，主要通过定内压、变外压或定外压、变内压的方法模拟有效应力的变化。

3.2.1 定内压、变外压

变外压比变内压在实验上更简单易行，大多数学者在进行应力敏感性评价实验时均使用此方法。

苏里格气田属于典型的致密砂岩气，何亚宁等[9]对苏里格致密砂岩储层应力敏感性进行实验研究，以初始有效应力下 (σeff=3.45MPa)的渗透率为基准[12]。实验结果表明，苏里格气田在不同有效应力下渗透率变化规律不同。储层存在较强的应力敏感性，随着有效应力增大，储层渗透率降低，其中渗透率越低的储层，应力敏感性越强(图2)。

苏里格气田储层有效渗透率在 0.1mD以下的占80%，当气田开发至衰竭压力2MPa 时，渗透率变为原始值的 68.2%，即开发后期储层渗透率总体降低约1/3，这是应力敏感的影响。可见若不考虑应力敏感，对气田的可采储量评估可能会存在较大的误差。

3.2.2 定外压、变内压

大多数学者使用的定内压、变外压的方法并不符合油气田生产实际。因为在油气藏开发过程中，上覆地层压力(外压)往往被视为常量，而随着储层流体不断被采出，孔隙流体压力(内压)会不断降低。因此，定外压、变内压的方法更能反映储层在开发过程中的真实情况。

(1)渗透率应力敏感性。

由图3可知，随着孔隙流体压力的降低，岩心的渗透率也随之降低，前期渗透率降低的幅度较大，后期趋于稳定[13]。

将图3中的6个不同渗透率岩心(初始渗透率分别为： 0.247mD、0.197mD、0.099mD、0.048mD、0.03mD、0.017mD)的应力敏感性实验结果进行对比发现，随着储层渗透率的降低，渗透率随孔隙流体压力降低而降低的幅度越来越小，孔隙流体压力上升导致的渗透率恢复曲线越来越接近于直线，渗透率恢复曲线也越来越接近于渗透率下降曲线。这说明随着储层渗透率的降低，渗透率应力敏感性逐渐降低。

不同岩心的渗透率损害率公式[14]为：

(3)

式中DK——孔隙流体压力不断降低产生的渗透率损害率最大值，%；

K1——第一个孔隙流体压力点对应的岩心渗透率，mD；

Kmin——达到临界应力后岩心渗透率的最小值，mD。

随着岩心渗透率降低，渗透率损害率也逐渐降低，即渗透率应力敏感性逐渐减弱。渗透率损害程度从中等偏强降至中等偏弱，大部分岩心的渗透率损害程度均为中等偏弱。结果表明致密气藏不存在强渗透率应力敏感性。

(2)孔隙度应力敏感性：

①随着孔隙流体压力减小，渗透率降低，此时孔隙度变化趋势是先明显降低，后趋于一条平缓直线。

②随着孔隙流体压力升高，储层孔隙度也明显升高，在孔隙流体压力恢复中，岩心孔隙度成一条直线，即应力变化导致的孔隙度损失无法彻底恢复。随着岩心原始孔隙度降低，孔隙度恢复曲线和孔隙度下降曲线距离越来越近，孔隙度最低的岩心两条曲线基本重合，说明孔隙度较低的储层孔隙度应力敏感性较弱。

3.2.3 两种实验方法对比

定内压、变外压的方法认为，苏里格气田致密储层岩石结构复杂，孔隙吼道细小， 80%的储层有效渗透率在 0.1mD以下， 属典型致密气藏，当气田开发至衰竭压力 2MPa 时，储层渗透率总体降低约1/3，储层应力敏感性强[14]。

定外压、变内压的方法研究表明：

(1)致密气藏不存在强应力敏感性[15]。

(2)油气田开发过程时，储层内孔隙流体压力降低，导致储层渗透率和孔隙度均不断下降，且渗透率和孔隙度损失无法完全恢复。

(3)致密气储层渗透率越低渗透率敏感性越弱；致密气储层孔隙度敏感性总体较弱，基本可以忽略。

比较而言，定外压、变内压的实验方法更详细地分析了致密气储层的应力敏感性，并在贴近气藏开采的实际情况下进行了实验模拟，结果更为可信。

4 应力敏感对气井产能的影响

以苏里格气田为例探讨应力敏感性对气井产能的影响。

(1)不考虑应力敏感条件下不同地层压力气井产能。

目前一般采用的气井稳定二项式产能方程为：

(4)

qg——产出气体压力；

A、B——待定系数。

当不考虑应力敏感时，地层压力变化对产能方程待定系数的影响主要是天然气偏差因子和黏度，且不同地层压力条件下二项式待定系数满足：

(5)

式中A1、B1——井1 的二项产能系数；

Z1——井1天然气偏差因子；

μg1——井1中气体动力黏度，mPa·s；

A2、B2——井2 的二项产能系数；

Z2——井2天然气偏差因子；

μg2——井2中气体动力黏度，mPa·s。

(2)考虑应力敏感的不同地层压力下气井产能方程[16]。

根据Pedrosa(1986 年)的定义，在储层渗透率应力敏感的实验分析中，引入渗透率压力敏感系数α(或变异系数)，则：

(6)

式中p——储层孔隙流体压力；

K——储层渗透率。

此时产能关系式为：

(7)

可见应力敏感性对气井产能影响十分重要。

(3)实例。

苏S井为一口高渗高孔气井，根据测井数据并经过修正确定产能公式中A为28.95，B为0.057。取原始地层压力为28.4MPa，井底流压为0.101MPa，得到该气井的二项式产能方程，计算得到初始无阻流量qAOF=26.48×104m3/d。

引进压力敏感系数，通过对测试岩样测试得到回归应力敏感常数，进而得到如下苏S井的渗透率衰减公式[12]。

K=1.04e-0.115(pi-p)

(8)

计算苏S井的储层渗透率为 1.04mD，渗透率应力敏感系数为 0.115MPa-1。

根据产量变化趋势，利用式(8)，结合压降法确定的累计产气与地层压力变化关系可得到不同地层压力条件下苏 S 井的实际生产数据。按照无阻流量1/3配产量时，得到生产实际的产量曲线，从中明显发现，进行应敏修正后的产量预测曲线和生产实际产量基本重合，拟合情况十分好，而无应敏修正的预测则偏离幅度较大(图4)。

由图5可知，低配产时受到应敏影响较小；但是从图中可以很明显发现，在开采压力较低时(即压降很大时)应敏修正后的的产量曲线和不考虑应力敏感的曲线产量相差达10m3，对于现场开采指导来说，误差不可忽略。

以苏S井实例的结果表明：

(1)经过应敏修复的压力产量曲线相关系数R2可达0.9669，可以对用修复后产量曲线对苏S井开采进行指导。

(2)苏S井由于通过降低地层压力时，考虑应力敏感的气井产能明显大幅减低，表明具有明显的应力敏感性。所以生产过程中要着重考虑应力敏感的影响，并且应力敏感造成的产量降低不可忽略。

(3)如果压力降至原始地层压力 2/3，在高配产时，考虑应敏产能降幅为无应敏产能降幅的 67%；低配产时，考虑应敏产能降幅为无应敏产能降幅的 35%。因此，放压生产时，应力敏感对气井产能影响远大于控压生产情形。可以在实际生产时参考此标准进行调整。

(4)根据该区多口井测定的应敏常数平均值对该区所有生产井进行产能公式修正，以使该区的产能预测和实际拟合程度更高。

(5)根据图5对现场开采给出建议：对于压敏严重地层，在开采初期应该进行低配产，这样才可以减少应敏影响，使总产量最高达到经济效益最大化。

5 结　论

(1)致密气藏储层低孔、低渗影响应力敏感性的因素很多，目前对应力敏感的研究也仅仅局限于外压和内压的研究方法。只有建立大型岩石力学研究基地，在考虑储层裂缝发育的基础上模拟地下真实情况，才能更准确地描述应力敏感性。

(2)应力敏感性对致密气藏开发影响十分明显，随着深度增加，井筒径向应力与周向应力的改变导致应力敏感性的改变，从而改变整个井的产能。开发过程中必须把应力敏感性考虑在内，才能使预测产能更接近真实产能。

(3)通过对苏里格气田的产能分析，如果压力降至原始地层压力的2/3，在高配产时，考虑应力敏感的产能降幅为无应力敏感产能降幅的 67%；低配产时，考虑应力敏感产能降幅为无应力敏感产能降幅的 35%。因此，放压生产时，应力敏感性对气井的产能影响远大于控压生产。

测出区块中典型井的应敏常数，取平均并以此为根据对其他井的产量曲线进行调整，以此给出现场指导意见，使得经济效益最大化。

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Research on the Stress Sensitivity of Tight Gas Reservoir

Yuan Haowei，Chen fang，Liu Mengyun

(ChinaUniversityofGeosciences,ResourceExplorationEngineering,Beijing100083,China)

Stress sensitivity phenomenon is the key factor to restrict the exploitation of tight gas currently, so, combined the current research result on stress sensitivity with analysis of affecting factors, an experimental mode for studying the influence of stress sensitivity on permeability and porosity has been established. Results showed that the affecting factors of stress sensitivity are divided into internal and external factors,but the internal factors include rock component, compression coefficient of rock, water saturation, natural fracture, start-up pressure and reservoir temperature, etc; external factors include the working fluid invision, repeated pressure, pressure time and so on.The experimental method,keeping the external pressure constant and the internal pressure changed to evalute the stress sensitivity of tight gas, showed that no strong stress sensitivity in tight gas reservoir, the permeability and porosity are decreased with the drop of pore fluid pressure in the reservoir,and the loss of permeability and porosity can not be fully recovered. The lower the permeability of tight gas reservoir, the weaker the sensitivity of permeability.Porosity sensitivity is generally weak,and basically can be ignored. Take the Sulige gas field as an example,the effect of stress sensitivity on the productivity prediction of tight gas reservoir has been studied, the results indicated that the influlence of stress sensitivity on gas well productivity when releasing pressure is much greater than that of pressure controlled production.

pressure sensibility；affecting factor ；productivity；model；mechanism

袁浩伟 (1994年生)，男，本科，研究方向为资源勘查(新能源地质与工程)。邮箱： yuanatcugb@163.com。

TE348文献标示码：A