东营凹陷樊页1井泥页岩储层应力敏感性评价

储层应力敏感的研究可为页岩油藏开发及储层保护方案设计提供重要依据。本文选取樊页1井10块泥页岩岩心,通过实验测得不同有效应力下岩样渗透率和孔隙度的变化,分别对孔隙度应力敏感性和渗透率应力敏感性进行了评价,并分析了矿物组分、微观孔隙结构与应力敏感性的关系。结果表明:樊页1井泥页岩具有强的应力敏感性,且低渗岩样比高渗岩样强,渗透率应力敏感性比孔隙度应力敏感性强;黏土矿物含量高和微裂缝发育是应力敏感性强的主要原因。     

基于CT扫描的岩心压敏效应实验研究

为揭示岩石应力敏感的微观力学机理,加深对应力敏感性的理解,基于可以真实描述岩石内部结构特征的CT扫描技术,结合数字岩心和孔隙网络模型理论进行了几何拓扑结构分析,获得了有效应力与孔隙结构的关系及有效应力与渗透率的关系,对比了有效应力升高、降低2个过程中的孔隙结构参数和渗流能力。结果表明:随着有效应力升高,孔隙半径分布曲线向左偏移,形状因子概率曲线向右偏移,孔喉连通性变差,渗透率降低;随着有效应力降低,孔隙半径分布曲线、形状因子概率曲线、孔喉连通性和渗透率的变化规律均与有效应力升高时相反。孔隙结构变形存在应力敏感滞后性,且有效应力降低后渗透率不能恢复。这说明应力敏感对于岩石孔隙的变形以及流体在其中流动的影响不能忽略。      

微观孔隙结构对页岩应力敏感影响的实验研究

研究页岩储层在开发过程中的应力敏感对产能评价具有重要意义。通过脉冲法测量了渝南下寒武统牛蹄塘组2块页岩岩心的应力敏感曲线,应用毛管理论推导了毛管半径随有效应力变化的关系式,结合扫描电镜图像分析了孔径变化对应力敏感的响应特征。最后采用低温液氮吸附实验研究了页岩的微观孔隙结构特征,同时对毛管半径应力敏感公式进行了验证。研究结果表明:该地区2块页岩岩样均体现出强应力敏感,其渗透率随有效应力的变化符合指数关系式;毛管半径随有效应力的变化同样符合指数关系,孔隙越容易被压缩,毛管半径保留率越低,应力敏感越强;低温液氮吸附实验结果验证了毛管半径应力敏感公式的有效性,表明了在MK64-2岩样中,大孔比例较少,压缩过程中平均毛管半径保留率更低,小孔的比例较高,其压缩后提供给大孔的渗流通道较少,因此该岩样应力敏感性更强。     

温度与有效应力对页岩储层应力敏感影响研究

在页岩气藏开发初期,水力压裂改造必会破坏储层温度场,致使储层温度发生变化,进而储层产生热应力,在衰竭式开采过程中,地层压力逐渐下降,以上过程造成作用岩石颗粒上的有效应力增加,页岩储层产生应力敏感,使得储层渗透率减小,从而影响气井产能。为此,为了明确温度与有效应力对储层应力敏感性的影响,采用恒内压变围压试验方法,以页岩岩心为试验对象,进行不同有效应力、温度下储层物性应力敏感试验。研究结果表明,初始渗透率越高,则应力敏感性越强,温度对应力敏感性影响越大,渗透率与温度具有较好的指数关系。当有效应力由小增大时,储层渗透率由大变小,其下降幅度由大到小,渗透率与有效应力同样呈现较好的指函数关系,这与低渗透、特低渗透油气藏应力敏感性呈现相同的规律。同时,通过应力敏感评价得出,页岩渗透率的应力敏感程度为中等,且随温度的升高,渗透率损害率由0.45降低到0.33。有效应力从13 MPa增加到17 MPa时,应力敏感程度为中等,而有效应力从17 MPa增加到21 MPa时,应力敏感程度却为弱。     

页岩应力敏感实验与机理

为了研究页岩渗透率的应力敏感现象及其机理,从毛细管、平板裂缝和双重孔隙介质的渗透率应力敏感机理出发,得到了多孔介质渗透率应力敏感系数的通用表达式,并结合下志留统龙马溪组、下寒武统牛蹄塘组页岩岩心的覆压孔渗联测实验,分析了页岩应力敏感的机理。实验结果表明:渗透率应力敏感系数为孔渗幂指数与孔隙压缩系数的乘积,孔渗幂指数表示孔隙的几何特征,孔隙压缩系数反映岩石力学参数和孔隙形状的影响。页岩岩心微裂缝较发育,微裂缝尺度与孔隙尺度相当的岩心孔渗幂指数小于3,微裂缝尺度远大于孔隙尺度岩心的孔渗幂指数大于3;与砂岩相比,实验所用页岩具有较低的孔渗幂指数,但孔隙压缩系数较高,因此页岩的应力敏感较强。     

致密气藏应力敏感性实验

致密气藏由于其特殊的构造特征,其应力敏感特征会与常规气藏有所差别。为了更好地模拟地层真实情况,研究致密气藏的应力敏感性,利用定外压变内压的方法进行了含束缚水的致密气藏岩心的室内应力敏感性评价。结果表明,致密气藏不存在强应力敏感性。随着孔隙流体压力的降低,致密气藏岩心的渗透率和孔隙度均不断下降。随着渗透率的降低,渗透率敏感性逐渐减弱;随着孔隙度的降低,致密气藏岩心孔隙度敏感性逐渐减弱。且对于致密气藏岩心来说,其孔隙度敏感性总体较弱,基本可以忽略,其渗透率敏感性程度要强于其孔隙度敏感性。     

纳米尺度下页岩储层气体渗流动态特征

页岩储层孔隙结构复杂,孔隙直径小,纳米级孔隙普遍发育,大量的页岩气是以吸附态储存在页岩中。页岩气开采时,由于地层压力的下降和吸附气解吸会引起孔隙结构改变,从而使页岩渗流特征产生动态变化,渗透率的大小也随之改变。利用Beskok-Karniandakis模型和Polanyi吸附理论并结合毛细管理论模型,建立了考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率计算模型。利用该模型进行计算并分析了应力敏感和吸附对页岩表观渗透率的影响,计算得出：①应力敏感效应会明显降低页岩的表观渗透率。②当孔隙半径小于2 nm时,在开发初期压力较高(大于10 MPa)时,孔径越小,吸附气对表观渗透率影响程度越大; 在开发后期压力较低(小于6 MPa)时,孔径越小,滑脱效应和自由分子流动效应对表观渗透率增加程度越大。③当孔隙半径小于4 nm时,吸附对表观渗透率的影响占主导地位,当孔隙半径大于4 nm时,应力敏感对表观渗透率的影响占主导地位。     

考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率模型

页岩气流动存在明显的多尺度效应,而应力敏感和吸附现象的存在使得页岩气的渗流机理更为复杂。 基于 Beskok-Karniandakis 模型,推导了考虑应力敏感和吸附的页岩表观渗透率计算模型。利用该模型进行计算并分析了应力敏感和吸附对页岩表观渗透率的影响。 当页岩孔隙半径大于 5 nm 时,应力敏感对表观渗透率的影响占主要地位,应力敏感和吸附综合作用下的页岩表观渗透率随压力降低呈先降后升的趋势;当孔隙半径小于 5 nm 时,应力敏感导致的渗透率损失要小于气体解吸和滑脱引起的渗透率增大,页岩表观渗透率随压力降低而增大。     

低渗透气藏应力敏感性实验研究

地应力是影响储层物性参数的重要因素，特别是对地应力敏感的储层、、实验研究表明。不管是干燥岩石还是含束缚水岩石，低渗透砂岩气藏储层的应力敏感性是客观存在的。而且这种应力敏感性对储层渗透率造成的伤害不可忽视。随着有效压力的升高，渗透率是逐渐降低的低渗透气藏岩心的孔隙度随有效压力的增大呈指数关系递减。低渗透气藏应力敏感性与储层含水饱和度有关，束缚水饱和度越高。应力敏感性越强。低渗透气藏孔隙变形具有弹塑性变形的特征。     

页岩气低速渗流特征分析及影响因素研究

针对页岩气低速条件下渗流特征及基质页岩应力敏感性特征不明确的问题,通过自主开发的页岩气低速渗流装置进行实验,获得不同气体、不同孔隙压力条件下页岩气低速渗流规律及基质页岩应力敏感性特征。研究结果表明：基质页岩岩心吸附能力较强,由吸附作用造成的无回压条件下氦气的流动能力为甲烷的1.5～2.0倍;随着孔隙压力的升高,吸附气与自由气共同作用造成甲烷流动能力呈现先上升后下降的趋势;随有效应力增加,基质页岩岩心渗透率呈指数式下降,且孔隙半径逐渐减小,气体滑脱效应增强,气体流动能力在总体稳定的基础上略有升高。研究成果对基质页岩中气体渗流规律的研究及页岩气藏的开发生产具有重要的指导意义。     

沁水盆地古县区块煤系“三气”储层覆压孔渗实验对比研究

为了揭示煤系中煤层、泥页岩、致密砂岩覆压下的孔隙度和渗透率差异变化特征,采集山西沁水盆地古县区块2块煤样、2块泥页岩和4块砂岩样品,开展了覆压孔渗对比实验研究。结果表明煤系“三气”储层覆压下孔隙度与渗透率随有效应力增加呈负指数形式减少,煤储层、泥页岩储层、致密砂岩储层孔隙度压缩系数比值为1∶1∶0.58,渗透率衰减系数比值为1∶0.73∶0.78。“三气”储层孔隙度、渗透率应力损害率随有效应力增加呈两段式增加,有效应力<4MPa,“三气”储层孔隙度和渗透率损害率均随有效应力的增大呈快速增大的趋势,有效应力>4MPa,随有效应力的增大增幅逐渐平稳,煤储层、泥页岩储层、致密砂岩储层应力敏感性依次降低。研究成果对煤系“三气”的共探共采具有理论意义和实际意义。     

Influence of gas transport mechanisms on the productivity of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs

In order to investigate the influence on shale gas well productivity caused by gas transport in nanometersize pores, a mathematical model of multi-stage fractured horizontal wells in shale gas reservoirs is built, which considers the influence of viscous flow, Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layer thickness. A discrete- fracture model is used to simplify the fracture modeling, and a finite element method is applied to solve the model. The numerical simulation results indicate that with a decrease in the intrinsic matrix permeability, Knudsen diffusion and surface diffusion contributions to production become large and cannot be ignored. The existence of an adsorption layer on the nanopore surfaces reduces the effective pore radius and the effective porosity, resulting in low production from fractured horizontal wells. With a decrease in the pore radius, considering the adsorption layer, the production reduction rate increases. When the pore radius is less than 10 nm, because of the combined impacts of Knudsen diffusion, surface diffusion, and adsorption layers, the production of multi-stage fractured horizontal wells increases with a decrease in the pore pressure. When the pore pressure is lower than 30 MPa, the rate of production increase becomes larger with a decrease in pore pressure.     

文留油田低渗透砂岩裂缝储层压力敏感性研究

对于文留油田低（特低）渗透砂岩裂缝性储层来说,其独特的孔渗性有别于一般的砂岩或砾岩储层,压敏机理也有所区别。对于一般的砂岩或砾岩储层来说,其所呈现的压敏效应主要是因为喉道趋于闭合或因为泥质挤入造成的渗透率下降。而对于本地区裂缝性储层来说,基质一般较为致密,孔隙度、渗透率极低,其受压力而引起的孔隙度、渗透率性能改变甚为有限。由于压力的改变而引起的储层物性的改变,主要是储层裂缝的开启闭合决定的。进一步研究表明,在裂缝储层中渗透率随压力的变化尤为明显。有效应力变化速度越快,其对岩心渗透率的损害就越强。     

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。     

实际状态下的页岩气表观渗透率计算新模型

现有的页岩气表观渗透率计算模型均假设页岩气为理想状态,未考虑吸附气表面扩散等的影响,因而有可能与实际状态下的结果存在着差异。为此,针对实际状态下页岩气在纳米孔隙中的渗流情况,考虑了游离气的黏滞流、Knudsen扩散以及吸附气的表面扩散等影响因素,通过渗流力学方法,推导出了一种适用于实际状态的页岩气表观渗透率计算新模型;通过与实验测量结果的对比,验证了新模型的准确性,并利用所建模型分析了影响页岩气表观渗透率的各种因素。研究结果表明:(1)压力和孔隙半径对页岩气表观渗透率的影响最大,相对分子质量及阻塞系数对其的影响较小,Langmuir最大吸附量、Langmuir压力以及等量吸附热主要影响表面扩散渗透率比重;(2)在低压和高压条件下,各因素对表观渗透率及各渗透率比重的影响趋势存在着差异,低压下温度及孔隙半径对表观渗透率的影响更明显,同时温度、孔隙半径、Langmuir最大吸附量、Langmuir压力、等量吸附热等因素对各渗透率比重的影响也更明显;(3)压力较小、孔隙半径较小时,表面扩散占主要地位,压力较大、孔隙半径较大时,黏滞流占主要地位,小孔隙半径或低压条件下,表面扩散现象不可忽略。     

利用CMS-300岩芯测定仪研究储层应力敏感

以往研究储层应用敏感，由于仪器设备的局限性，只能通过岩样的渗透率研究储层应用敏感。利用CMS-300岩心测定仪不仅可以通过岩样的渗透率研究储层应用敏感，而且可以通过岩样的孔隙体积、孔隙度、氦气滑脱系数研究储层应用敏感。研究发现，储层应力敏感不仅与渗透率有关，而且与CMS-300测试的其他参数也有一定的关系。气体渗透率与应力敏感呈反比；孔隙度和孔隙体积变化与应力敏感呈正比；气体渗透率越小，非均质越严重，滑脱系数、惯性系数变化越大，应力敏感越强。储层应用敏感研究对于正确评价储层，储量计算以及指导油藏开发与调整具有非常重要的意义。     

Analysis of gas transport behavior in organic and inorganic nanopores based on a unified apparent gas permeability model

Different from the conventional gas reservoirs, gas transport in nanoporous shales is complicated due to multiple transport mechanisms and reservoir characteristics. In this work, we presented a unified apparent gas permeability model for real gas transport in organic and inorganic nanopores, considering real gas effect, organic matter(OM) porosity, Knudsen diffusion, surface diffusion, and stress dependence. Meanwhile, the effects of monolayer and multilayer adsorption on gas transport are included.Then, we validated the model by experimental results. The influences of pore radius, pore pressure, OM porosity, temperature,and stress dependence on gas transport behavior and their contributions to the total apparent gas permeability(AGP) were analyzed.The results show that the adsorption effect causes Kn(OM) Kn(IM) when the pore pressure is larger than 1 MPa and the pore radius is less than 100 nm. The ratio of the AGP over the intrinsic permeability decreases with an increase in pore radius or pore pressure. For nanopores with a radius of less than 10 nm, the effects of the OM porosity, surface diffusion coefficient,and temperature on gas transport cannot be negligible. Moreover, the surface diffusion almost dominates in nanopores with a radius less than 2 nm under high OM porosity conditions. For the small-radius and low-pressure conditions, gas transport is governed by the Knudsen diffusion in nanopores. This study focuses on revealing gas transport behavior in nanoporous shales.