异常高压气藏产能分析研究方法及应用毕业论文.doc

重庆科技学院毕业设计（论文） 题 目 异常高压气藏产能分析方法研究及应用 院 （系） 石油与天然气工程学院 专业班级 石油普2008-03 学生姓名 顾 凡 学号 2008441380 指导教师 唐洪俊 职称 教 授 评阅教师 职称 2012年 5 月 25 日 学生毕业设计（论文）原创性声明 本人以信誉声明：所呈交的毕业设计（论文）是在导师的指导下进行的设计（研究）工作及取得的成果，设计（论文）中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 毕业设计（论文）作者（签字）： 年 月 日重庆科技学院本科生毕业设计 摘要 摘 要本文通过大量的文献调研，从分析异常高压气藏的成因和研究其物性特征出发，考虑异常高压气藏的特殊性，详细阐述了异常高压气藏储层岩石物性和流体物性各类参数的计算方法。在结合前人研究成果的基础上，分析储层有效压力变化对储层物性参数的影响，就异常高压对岩石物性作了较为系统的研究，阐述了异常高压储层应力敏感性评价方法。在对比常规产能分析方法的基础上，总结了适用于异常高压气井的产能方程，并对影响其产能的因素做了系统的分析，最后通过实例分析，验证了其产能分析方法的正确性和实用性。利用Excel作图，利用线性回归关系作出不同产能方程的曲线图。其中包括二项式产能方程曲线、指数式产能方程曲线、拟压力二项式产能方程曲线、拟压力指数式产能方程曲线等等。分析了常规气井产能方程及异常高压产能方程。通过各种产能方程的对比分析，认为可以用改进的产能方程来确定异常高压气井的绝对无阻流量。对于进行了应力敏感性实验分析的气井，应尽量考虑渗透率的应力敏感性变化关系，对其产能方程进行改进，用修正后的产能方程进行分析。关键词：异常高压 应力敏感性 产能分析 产能方程 绝对无阻流量重庆科技学院本科生毕业设计 ABSTRACT ABSTRACTThrough a lot of literature research,the physical characteristics of the analysis of the causes of abnormally pressured gas reservoir and research hair,consider the particularity of the abnormal high pressure gas reservoir,elaborateabnormally pressured gas reservoir rock properties and fluid Calculation of physical properties of various parameters.Combined with results of previous studies based on the analysis of reservoir effective pressure change.On the basis of comprehensive analysis of various types ofabnormal high-pressure reservoir parameter mathematical model of effective pressurechanges,summed up the significance with generally applicable mathematical model.On the basis of the contrast to conventional production can analysis method of the summaryfor the abnormal high pressure gas well production can equation,and affect its capacityfactor made a systematic analysis Finally,an example,verify the its production can beanalytical methods of the correctness and practical sex.Using Excel plot using linear regression relationship between the graph of the productivity equation.Including binomial deliverabilityequationcurve,exponential productivity equation curve,intended topressure the binomial deliverability equation curve,intended to pressure the exponentialproductivity equation of the curve. Analysis of the conventional gas well deliverability equation and abnormal high pressure in the productivity equation. Through thecomparative analysis of the productivity equation that can be used to improve theproductivity equation to determine the absolute open flow of abnormally high pressuregas wells.The experimental analysis of stress sensitivity gas well,you should consider the stress sensitivity of permeability changes in the relationship,its to improve the productivity equation,with the revised production equation analysis.Keywords：surpressure；stress seneitvty；deliverabilty analysis；productivity equcation absolute open flow potential重庆科技学院本科生毕业设计 目录 目 录摘要.IABSTRACT.II1 绪论.1 1.1 研究的目的及意义.1 1.2 国内外研究现状.2 1.2.1 国内研究现状.2 1.2.2 国外研究现状.3 1.3 技术思路.4 1.4 主要研究内容.42 异常高压形成的原因及物性特征分析.5 2.1 异常高压的特征.5 2.1.1 异常高压的基本特征.5 2.1.2 异常高压的地质特征.7 2.2 异常高压形成的原因.7 2.2.1 岩石孔隙体积的变化.8 2.2.2 孔隙内流体体积的变化.8 2.2.3 流体流动或浮力作用.10 2.3 异常高压的形成对储层岩石性质的影响.10 2.3.1 储层岩石的孔隙度.10 2.3.2 储层岩石的渗透率.11 2.4 异常高压气藏开采过程中储层岩石应力敏感性的影响.11 2.4.1 储层岩石的孔隙度敏感性.11 2.4.2 储层岩石的渗透率敏感性.12 2.5 储层压缩系数.12 2.6 本章小结.143 异常高压气藏产能分析方法理论基础.14 3.1 常规气井产能分析 .14 3.1.1 二项式产能方程.14 3.1.2 指数式产能方程.15 3.1.3 压力法产能方程.15 3.1.4 拟压力二项式产能方程.16 3.1.5 拟压力指数式产能方程.163.2 异常高压气井产能分析.17 3.2.1 考虑应力敏感的气体渗流方程.17 3.2.2 三项式产能方程.18 3.3 影响异常高压气井产能的主要因素分析.19 3.3.1 地层水的影响.20 3.3.2 地层系数的影响.20 3.3.3 地层压力的影响.20 3.3.4 井底污染的影响.20 3.3.5 应力敏感性的影响.20 3.3.6 其他因素的影响.20 3.4 本章小结.214 实例分析.22 4.1 已知H气藏物性参数 .22 4.2 参数计算.22 4.3 常规产能分析方法.23 4.3.1 二项式产能方程.23 4.3.2 指数式产能方程.24 4.3.3 压力法产能方程.25 4.3.4 拟压力二项式产能方程.26 4.3.5 拟压力指数式产能方程.27 4.3.6 三项式产能方程.284.4 结果对比分析.305 结论.31致谢.32参考文献.33重庆科技学院本科生毕业设计 1 绪论 1 绪论 随着世界石油工业不断向前发展，气藏开发的速度日益加快，天然气的开采量逐年上升，天然气己成为世界主要的支柱能源之一。从二十世纪70年代到90年代，全世界天然气探明储量、产量快速增长，天然气产量增幅达64%，大大超过了原油8%的增幅。进入21世纪，天然气工业迅猛发展，天然气藏的勘探开发在国内也取得了重大进展，随着“川渝气东输”、“西气东输”等项目的启动，全国各地陆续发现了一批整装异常高压气藏，并进入了开发阶段。国内对天然气的开发己经有几十年的历史，积累了丰富的经验，但是异常高压气藏的开采，国内还不多见。虽然异常高压气藏的开发越来越受到重视，但是异常气藏的开发在许多领域内均不同于常规气藏，主要表现在储层岩石应力敏感性强，产量下降快，稳产状况差等。 准确地分析异常高压气井的动态、了解气层的特性、预测气井的产能，是异常高压气田科学开发的基础。因此，异常高压气井产能分析方法在气田开发与开采中具有十分重要的地位和作用。1.1 研究的目的及意义本课题研究的主要目的是采用常规的产能分析方法，如二项式产能方程、指数式产能方程、拟压力二项式产能方程、拟压力指数式产能方程、压力法产能方程等对实例进行常规的产能分析，通过对这种方法计算的结果进行对比分析。异常高压气藏，单井日产量都往往较大，存在着脉动效应，用常规的二项式产能方程、指数式产能方程会与单井实际产能存在一定的偏差。异常高压气藏在衰竭式开采过程中，随着气藏压力的下降，异常高压气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力，结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小，从而影响气藏的开发效果，为此建立了异常高压气藏的产能模型。通过实例建立异常高压气藏产能分析模型与计算分析方法，分析变形系数在一般渗透率下和低渗率下对压差曲线和压力导数曲线的影响得到了变形介质下的压差和压力导数的典型曲线，分析岩石变形系数对气藏产能的影响，确定该油藏的动态特征参数。其中通过上机调试编制计算机求解程序进行计算，最后根据计算结果对异常高压气藏进行分析与评价，并提出关于该气藏的生产管理建议和有效措施等。异常高压气藏作为一种特殊气藏，几乎遍布于世界各地。何为异常高压？异常高压是指流体压力高于正常静水压力。常常用压力系数来作为衡量地层压力是否正常的一个指标，它是指实测地层压力与同深度静水压力之比值。一般认为，压力系数为0.81.2为正常压力，小于0.8为异常低压，大于1.2为异常高压。异常高压可以发生在地下浅处只有几百米的地方，也可深到远远超过6000米；既可存在于页岩、砂岩层系，也可在块状蒸发岩、碳酸盐岩剖面中；在地质年代上，从更新世到寒武纪都可以存在。异常高压气藏都存在高温和高压的特点，有些气藏含有微裂缝，有些气藏的渗透率比较低。异常高压气藏在勘探开发过程中遇到的一些问题还有待解决。另外，它具有比常压气藏更大的弹性能量，其中包括天然气本身的膨胀、岩石及束缚水的膨胀、泥质岩夹层、盖层和底层挤出水的驱动等。国内对天然气的开发已经有几十年的历史，积累了丰富的经验，但对异常高压气藏的开采，国内还不多见。由于这些气藏储集层岩石一般处于欠压实状态，岩石物性参数及其随压力的变化规律与正常压力系统气藏有较大的差异。异常高压气藏投入开发后，随着地层压力的降低，岩石骨架承受的有效上覆压力将增加，导致岩石空隙结构发生变形，导致岩石渗流能力变化的现象称为应力敏感性。因此，研究异常高压气藏产能评价对编制合理的开发方案、如何合理、高效地开发气藏有着非常重要的意义。1.2 国内外研究现状根据国内外异常高压气藏开发调研可知，与常规气藏相比，异常高压气藏具有驱动能量大、储层岩石变形对开发效果影响明显等特征。从19101915年在美国加州San Joaquin 盆地的西部边缘发现异常地层压力以来，人们越来越重视对这类油气藏的研究。我国的川南东部和川西南的碳酸盐岩地层，川西北的砂页岩层系，山东胜利油田的砂岩地层等地都存在大量的异常高压气藏，因而引起了地质学家和油藏工程专家的高度重视。可见，异常高压气藏的开发前景是非常乐观的。1.2.1 国内研究现状国内对储层应力敏感性的广泛研究出现在20世纪80年代末。1998年1月，中石油在塔里木盆地发现克拉2异常高压气田，开展了储层应力敏感性的实验和理论研究，主要是异常高压气藏岩石应力敏感性实验研究和岩石变形对高温高压气藏开发效果的影响。克拉2气田的压力系数高达2以上，属于异常高压气藏，在衰竭式开采过程中,异常高压气藏的岩石骨架要承受净上覆压力，使得岩石发生显著的弹塑性形变，导致岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小，影响气藏的开发效果。根据克拉2气田329个上覆压力试验数据,通过对试验资料进行统计分析处理，得出了以下认识：（1）气藏岩石物性参数随有效压力增加而减小 岩石渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数随着有效压力的增加而减小，并且前期减小剧烈，中期减小变缓，特别是孔隙压缩系数到后期逐渐趋近于一个常数，后期减小更缓。这表明气藏衰竭式开采时，随着气体的不断采出，地层压力下降，有效压力增加，储层渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数变小，使得产能降低，气水分布发生变化和弹性能量减小。（2）气藏岩石物性参数下降幅度与其渗透率变化区间有关同一渗透率变化区间的岩样，其渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数下降幅度基本相同，而不同渗透率变化区间的岩样，其渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数具有不同的下降幅度，高渗透率变化区间的岩样下降幅度小。（3）渗透率、孔隙度的变化具有不可逆性。试验表明，当有效压力由小到大变化时，储层渗透率和孔隙度由大到小变化，其下降幅度由大到小；当有效压力由大往回变小时，储层渗透率和孔隙度由小到大变化，即向原始值的方向恢复，但无法恢复到原来的数值水平。这主要是岩石变形中包含有部分塑性变形的缘故，使得储层岩石留下了部分永久变形。因此，普遍认为异常高压气藏的岩石形变程度是决定开发效果的关键因素，在异常高压气藏正式投入开发之前，必须开展异常高压气藏储层应力敏感性实验研究，以了解渗透率和孔隙度随压力变化而变化的敏感程度，为确定合理的开发方式提供依据。 1.2.2 国外研究现状由于异常高压气藏处于高温、高压应力状态，在气井生产过程中，流体压力的变化必将导致井眼周围应力重新分布，并且引起岩石的压缩或拉伸，同时，也会引起岩石孔隙度、渗透率的变化。其一，气层的开采，岩石孔隙压力的变化，井底压降漏斗不断加深和扩大，必然引起岩石骨架有效应力的改变及其再分布，导致岩石变形；其二，岩石骨架变形，将导致气层孔隙体积的改变，引起气藏物性参数，特别是孔隙度、渗透率的变化，这些参数反过来影响孔隙流体的渗流。在国外变形介质储层渗流理论的发展主要经历了以下几个阶段：（1）考虑非线性弹性变形和塑性变形下的流固耦合模型研究阶段。大量实验研究证实，在非线性弹性弹塑性变形的情况下，岩石的变形效应引起的物性参数变化是非线性的。国外学者提出了岩体渗流要考虑应力场的作用，他把多孔弹性介质的渗流方程，推广到具有变形性质的多孔介质的非线性形变的本构关系，研究应力与渗流之间的关系。 （2）以研究孔隙度、渗透率与压力之间的关系为主要目的阶段。在变形介质储层的渗流力学中，早期研究最多的是孔隙度、渗透率随地层压力变化的关系式。为了确定压力影响下的渗透率变化，美国很多学者曾进行了充分的实验，研究孔隙度、渗透率随压力变化；用数值方法分析了具有变形介质的含水层的压力变化；用拟稳态方法分析了裂缝性油藏中，考虑介质变形时，油井的试井曲线，并分析了介质变形对试井曲线特征的影响；并得出如下结论，实验结果表明，随压力的增加，岩石有效渗透率明显下降，矿场计算中，孔隙度的变化可以忽略，但绝不能忽略渗透率的变化。在上述研究的基础上，一些学者提出了用指数关系来描述储层岩石孔隙度、渗透率随压力变化。（3）综合考虑渗流、应力和温度场的流固耦合理论研究阶段。在油气藏开采过程中岩石力学特性为不断变化的孔隙压力、温度和孔隙流体分布的函数，油藏的物性为应力、温度的函数。从而建立了综合考虑渗流、应力和温度场的流固耦合理论。1.3 技术思路本文通过大量的文献调研，从异常高压的成因与异常高压对油气藏形成、保存和勘探开发的影响入手，深入研究异常高压气藏与正常压力气藏的物性参数上的不同处理。通过分析异常高压气藏的应力敏感性，总结出具有普遍适用意义的物性参数随有效压力变化的数学模型。总结常规气井产能分析方法，并对气井产能方程进行修正，推导出适用于异常高压气井的产能方程，分析影响其产能的主要因素。最后用实例验证该模型并得出结论。1.4 主要研究内容本文的研究内容主要有以下几点：（1） 分析异常高压的基本特征。对异常高压的成因与异常高压对油气藏形成、保存和勘探开发的影响进行详细研究。并总结识别异常高压的几种方法。（2） 从异常高压气藏的基本特征出发，考虑异常高压气藏的特殊性，详细阐述异常高压气藏储层岩石物性和流体物性各类参数的计算方法。（3） 分析影响异常高压气井产能的主要因素。（4） 调研、分析和总结国内外常规气井产能分析方法，通过改进，考虑异常高压的应力敏感性，对气井产能方程进行修正，推导出适用于异常高压气井的产能方程，并讨论方程的求解方法。（5） 分别采用常规产能分析方法和改进的产能分析方法，对H-气藏井进行产能分析，对比各产能方程的计算结果，确定气井的绝对无阻流量。35重庆科技学院本科生毕业设计 2 异常高压形成的原因及物性特征分析 2 异常高压形成的原因及物性特征分析2.1 异常高压的特征 流体压力高于正常静水压力即称为异常高压。静水压力是由连续的静水柱形成的压力，它随孔隙流体的密度变化而产生轻微的变化。在特定的地质环境下，如果孔隙流体压力在一定深度超过了该深度的静水压力梯度，就形成了异常高压。 2.1.1 异常高压的基本特征 要理解异常高压实质先要搞清以下4个压力的关系。 （1）静水压力 油气层中地层水液柱重量所产生的压力叫静水压力。定义式表达为： （2.1）式中 静水压力，MPa； 地层水密度，g/； H液柱高度，m。 （2）静岩压力 静岩压力又称为上覆压力，是由所研究的上覆地层的地层基岩重量和孔隙空间流体的总重量引起的。通常假设静岩压力随深度均匀增加。数学上，静岩压力Pt可以表示为： （2.2）式中 地层静压力，MPa； 上覆岩层的垂直高m； 上覆岩层平均孔隙度，%； 上覆岩层骨架的平均密度，g/； 岩层孔隙中流体的平均密度，g/。 （3）地层压力 地层压力又称为孔隙压力、流体压力（用表示)，是作用于地层孔隙空间内流体(地层水、油、气)上的压力。 （4）有效压力 有效压力又称净上覆压力(用表示)，是作用于岩石基质的垂直有效压力，它是由通过粒间接触以支撑静岩压力的沉积颗粒所形成的力。静岩压力和地层压力之差就等于有效压力，有效压力可表示为： (2.3) 图2.1 井底压力梯度曲线 异常高压发生在静岩压力梯度线和静水压力梯度线之间的区域，如图2.1所示，地层压力梯度线越向静岩压力梯度线偏移，地层压力就越大,有效压力就越小。由(2.3)式可知，随气藏生产，地层压力的下降，由于上覆压力不变,可知有效压力增加，从而产生压实驱动。 异常压力在全球各个沉积盆地中广泛存在，异常高压的现象及其特点主要表现在以下这些方面: (1)区域性异常高压不超过静岩压力梯度(约0.0226MPa/m)，但就局部而言,世界上己经有很多地区的异常压力梯度超过0.0226MPa/m。 (2)异常高压可以存在于任何深度，但大多数异常高压存在于3000m以下。 (3)异常高压可能出现在任何年代的岩层中，但在较年轻的岩层(白垩纪和第三系)中更为普遍。在更老的岩层中发现的异常压力，其形成时间通常不详。例如，古生代沉积的岩层可能直到白垩纪及其以后才被深埋，并且直到白垩纪及其以后才可能形成异常高压。 (4)与相似岩性、相似埋深的正常压力沉积物相比，有许多(但非全部)异常压力区是欠压实的，且具有较高孔隙度(则为低密度)。但在一些地区，异常压力却显示出正常密度甚至高密度的特点，高密度就意味着压实作用比正常压实要强烈得多。 (5)异常高压区通常具有较高的地热梯度，这可能是由于较多的孔隙充满了流体而使这些地区热传导性降低。但在超压区较高的地热梯度也可能与其中较低的颗粒接触应力有关。 (6)异常高压区地层水的含盐度一般低于附近正常压力区的地层水含盐度。 (7)异常高压常发生在较深地层，并且伴随着一个随深度变化的压力快速递增的过渡带。由正常压力变为异常高压的区间称作过渡带，在过渡带内压力梯度最大。异常高压储层常出现在岩石静压梯度与静水压力梯度的边界线区域内。因此，压力异常区是不完全隔绝的。 (8)异常高压区的形态和分布经常与任何观察到的构造或地层结构没有关系。 （9）异常高压区通常与烃，尤其是与气有关，并且该区通常无自由水，即无底水或边水，仅含隙间水。 2.1.2 异常高压的地质特征 一般来讲，异常高压地层要有一个良好的封闭环境，这是异常高压形成的必要条件。但是在某些情况下，环境不封闭也可能形成异常高压，如当与异常高压层连通的露头高于承压井时，就会发生这种情况。与异常高压地层伴随出现的页岩层通常为欠压实的，在欠压实的页岩中含有大量的地层水，当异常高压地层的压力下降时，页岩中的水会侵入到异常高压地层中。 对开发而言，早期研究时，异常高压气藏的地质特征主要是针对砂页岩异常高压层系而进行的。但从彭大钓等人的研究中可以看出四川盆地中大多数碳酸盐岩地层最初形成的气藏一般是异常高压的。埋深4000米的阳新统地层，地温约140C,在这种情况下，液态烃转换为天然气，大约可将地层压力系数由1增加到1.75，即形成异常高压。 封闭环境仍然是碳酸盐岩地层中异常高压气藏的重要特征。四川盆地二、三叠系地层中，在低背斜，构造发育程度低，缝洞空间体积小，连通性差，分布极不均匀，气藏压力系数普遍较高，也就是在这些地方异常高压气藏出现较多。而且，四川盆地碳酸盐岩异常高压气藏，特别是川南的异常高压气藏，不是成层而是以储渗体的形式出现裂缝沿纵向、横向的延伸没有规律，带有很大的随机性，裂缝延伸所到之处就构成天然气的储渗空间。天然气很难在致密的基岩中流动，只有裂缝切割处才能产生工业性气流。对于四川盆地碳酸盐岩异常高压气藏的这些情况，可以得到异常高压气藏的一些地质特征现。 （1）体积较小的封闭体系。许多气藏仅钻有一口井，即使在该井的附近也很难钻遇同一气藏，这样的气藏储量小，存在水体也十分有限。 （2）气藏几何形状复杂而没有规律气藏的几何形状完全由裂缝的延伸和连通情况所决定。（3)气水关系复杂。靠得很近的两口井，气水接触面常不相同，不同的裂缝系统，气水接触面不同，就是相同的裂缝系统，有时气水接触面也不同。2.2 异常高压形成的原因 异常高压形成的原因对预测其出现，特别是在钻井稀少的盆地或新钻探区域进行钻探是非常有益的。对其成因的理解有利于预测异常高压油气藏钻井、生产中的潜在危害。 在全球许多区域发现有异常高压案例，其深度从几十米到七千多米。但压力主要遇到两个环境：近期挤压褶皱作用活跃的区域构造带和快速堆积形成的巨厚的相对年轻的沉积体。所以，异常高压很大程度上依赖于沉积体的地质历史。异常高压形成的一个主要条件是沉积体中足够低渗透性岩石,使得流体流出速度相对沉积体压力恢复速度而言小得可以忽略。因此，异常高压通常出现在以页岩为主的沉积环境中。异常高压地层压力形成机制非常复杂，至今提出来的己经有十几种之多，这些形成机制主要可归纳为三类： (1)岩石孔隙体积的变化； （2)孔隙内流体体积的变化； （3)流体压头的变化和流体流动。 2.2.1 岩石孔隙体积的变化 岩石孔隙体积的变化可能由三种情况引起：欠压实；构造压力；次生 胶结。 (1)欠压实 欠压实可以称为非排水压实,当沉积物发生快速埋藏或者沉积物中含有大量粘土矿物时，会发生欠压实作用。在这种情况下，水无法从这些沉积物中完全排出，使沉积物形成了一个含有层间水的、膨胀的松散体系。 (2)构造压力 构造运动使地层主应力水平化，并常伴随岩石致密褶皱，逆冲断层，异常高压就是由区域构造应力传递给流体所致。 (3)次生胶结 次生胶结引起的异常高压主要是指由于密封储层内晶体生长使得孔隙空间减小，并直接导致孔隙压力增加。 2.2.2 孔隙内流体体积的变化由孔隙内流体体积变化引起的异常高压又可细分为：水热增压作用；矿物转化；烃类生成和热降解；流体(主要为气)运移。 （1）水热增压作用 孔隙中水随温度的增加而膨胀，水的膨胀体积远远大于泥页岩中粘土矿物的正常膨胀体积。若增加的水的体积无法扩散，则埋藏阶段垂直总压力随温度升高而增加。Barker称此机理为水热增压作用。图2.2描述了水的密度随温度、 压力的变化而变化这一物理过程。不同曲线代表不同初始密度水的密度变化。纵坐标为温度的增加，由于温度是深度的函数，也即表示了深度的增加。水密度由于热膨胀而减小。增加的水体积在油气藏中可以由两种方式调节：若渗透率高到足以使水流动，水从泥页岩中流出；若渗透性极低，不能使水流出，则压力增大。 压力(Mpa) 图2.2 单位体积水随着埋深增加水体积膨胀 由图可知，正常情况下，膨胀水可以排除，则随温度增加，水的密度应持续减小，沿AC线。在异常压力成因的地层中，水不能排除，则水的密度将不变，压力增加，沿AB线。直到孔隙水压力达到岩石的破裂压力，产生裂缝使孔隙水部分运走，孔隙压力下降到裂缝的闭合压力后裂缝闭合，再进一步埋藏，继续下一个循环。 （2）矿物转化 在大多数沉积盆地中，泥岩常常由蒙脱石、伊利石、高岭石等粘土矿物组成。 蒙脱石的晶体结构中含有多达4层的水分子层，因其强吸水能力被称为可膨胀粘土。一种可膨胀的蒙脱石型粘土的例子是火山灰风化而成的膨润土，这类可膨胀 粘土称为蒙脱石/伊利石混层矿物。温度增加可以使其一层或多层水排出，层间空间减小便形成了伊利石的结构，被排出的水占据增加的孔隙体积，使颗粒体积减小，地层压力增加。从蒙脱石/伊利石混层矿物到伊利石为主的矿物转化过程发生在的下平均温度为122左右。这样，页岩孔隙中过剩的水承载了一部分通常是由多孔介质有效压力调节的总垂直应力。流体压力的增加使作用于岩石基质上的有效压力降低。 （3）烃类生成和热降解 固体有机质、或干酪根转化成石油或天然气也会增加体积。较晚生成的油气使压力升高的过程极其类似前面提到的水热增压作用。裂缝有助于油气烃原岩初次运移到储集层。长链烃裂解成短链烃体积将增加2到3倍。此反应通常发生在深度大于2000m4000m，温度高于70120处。研究表明，若岩石为非渗透性的岩石，只需要原油原始饱和度的25%50%转换成天然气，增大的体积就使压力接近破裂压力和水热增压作用一样，天然气生成过程中压力迅速升高，并很快到达破裂压力。当裂缝产生后，压力略有下降。随着埋藏深度和温度的增加，裂缝闭合。泥页岩的密度会因裂缝的产生略有下降，但在压力增高的过程中基本保持不变。 （4）流体(主要为气)运移 下覆地层中的烃类流体和盐度较低的淡水垂向运移造成上覆地层形成高压。 2.2.3 流体流动或浮力作用流体的压头变化和流体的流动引起的异常高压主要是因渗透作用产生。众所周知，地下水的矿化度存在很大差异。JonSe提出离子从高矿化度水体向低矿化水体的运动可以产生渗透压力，并计算说明了渗透压力的增加可以产生异常高压。2.3 异常高压的形成对储层岩石性质的影响与正常压力储层相比，位于异常高压带的储层岩石孔隙度通常要大。异常高 压储层岩石也表现出较强的应力敏感性。 2.3.1 储层岩石的孔隙度 异常高压带储层的岩石孔隙度通常比正常压力下同类型的岩石孔隙度大。其主要原因是由于地质年代中地层水流动的溶蚀作用而增加的次生孔隙的影响。 原始孔隙度是沉积环境、正常压实过程的产物，随深度增加而逐渐降低。岩石孔隙度随深度的降低的一般层序可以通过石英砂岩与碎屑岩两种不同储层岩石进行图解说明，如图2.3。一般来说，岩石孔隙体积变化分为四个过程：压实、胶结、溶蚀、再胶结。 图2.3 石英砂岩与碎屑岩成岩作用的埋藏层序 对于石英砂岩，孔隙度随沉积厚度的降低通常发生在第一次压实阶段，而且孔隙度的降低与厚度基本上呈线性函数关系。相比之下，碎屑岩孔隙度的降低要大得多，呈非线性函数关系，Begr和Habekc对此进行了详细的讨论：次生孔隙度是岩石颗粒或胶结物被溶蚀的结果。次生孔隙度要比固结好的砂岩孔隙度高出10%15%。颗粒和胶结物的溶解与次生孔隙度的形成常与异常高压的程度有关，而且一般都发生在大约300Om的深度范围。 由于地层次生孔隙度而使地层渗透率增大的部分称为次生渗透率。高胶结、低孔隙度砂岩的渗透率一般在0.11.0，然而高孔隙度砂岩的渗透率可从10达到700。在含有次生渗透率的区域，单井产量将得到大大提高。但在气藏开采阶段，由于应力敏感性的存在，孔隙体积会很快减小。并且这种孔隙度减小的幅度远远大于正常压力气藏孔隙度减小的幅度，所以孔隙度应力敏感性对气藏动态的影响是不可忽略的。 2.3.2 储层岩石的渗透率孔隙度的增加往往伴随着岩石其他特征的变化，如渗透率增加、油气体积增大、毛管压力减小等。次生孔隙度和次生渗透率普遍存在于厚层砂岩中，然而，不同的岩层其特征一般有很大的不同。这些不同可能是由于岩石的初始传导性不同引起的。岩石颗粒、压实作用或厚度的不同引起的高传导性岩层允许较大量的地层水通过，致使较多的基质矿物被溶蚀。相反，低初始传导性的岩层大部分未受到地下水流溶蚀作用的影响。这些差异的最终结果产生了显著的层状储集体。2.4 异常高压气藏开采过程中储层岩石应力敏感性的影响随着气藏流体的采出，孔隙流体压力不断降低，导致岩石骨架承受的净上覆应力增加，储集层可能发生弹性或塑性形变、孔隙空间压缩或微裂缝闭合，致使孔隙度和渗透率降低。这种岩石的孔隙特性随净上覆应力改变而发生变化的性质被称为岩石的应力敏感性，也称为压力敏感性(简称压敏)。净上覆应力对孔隙度和渗透率的影响分别称为孔隙度应力敏感性和渗透率的应力敏感性。 2.4.1 储层岩石的孔隙度敏感性随有效应力的增加，异常高压气藏的孔隙体积会发生显著的降低。但这种降低的幅度是逐渐减小的。描述孔隙度随有效应力变化的关系一般采用乘幕关系: （2.4）式中 常规岩心分析孔隙度； 覆压下的孔隙度； 有效覆压(MPa)； c系数； m指数。 2.4.2 储层岩石的渗透率敏感性随气藏衰竭，压实作用使孔隙体积减小，渗透率和孔隙度相应也降低。Thomas和Wadr，研究了在特低渗、颗粒物性好、弱钙质、硬化砂岩中，孔隙压力每下降20.7MPa，气体渗透率降低约80%，但相对渗透率并不会有显著改变。在低渗气藏中，岩样的渗透率随有效应力的增加而降低特别显著。研究表明在颗粒物性较好的异常高压储层中，由于压实作用，气体的流量会急剧降低，影响的程度随储层物性的好坏而变化。同时，地层压实作用也将使含水饱和度因为孔隙空间变小而增大，一些水就会发生流动。研究发现储层渗透率跟有效应力的关系可用下式表示: （2.5）式中 有效应力下的渗透率，； 地面渗透率，； 代表岩心受到的有效应力(MPa)； c,m代表拟合系数。试验表明系数c、m与是呈乘幂关系，越小，c、m就越大，岩石渗透率敏感性就越强。对于特定的异常高压气藏，c、m可以通过岩心敏感性试验数据回归得到，渗透率随有效应力变化的关系式可以由岩心渗透率敏感性试验得到。储层渗透率应力敏感性对产能的影响很大，特别是应力敏感性较强的气藏。渗透率应力敏感性的影响主要表现在以下几个方面:(1)水平方向渗透率降低，导致产能下降。(2