1、,渗透率,经济开发效果,含水饱和度,储层岩石本身的孔隙结构,温度、应力环境,引言,应力损害,毛管自吸和水相圈闭,致密砂岩原地条件储渗性能分析,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,致密砂岩应力敏感性分析,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,温度敏感性分析,密闭取心测量含水饱和度值在20%30%之间，相同孔隙度条件下常规取心测井测量含水饱和度比密闭取心高3%15%，且孔隙度越小，两者差值越大。,鄂北上古、下古生界气藏中均普超遍存在低含水饱和度现象,Sh211井含水饱和度分布直方图,Sh211井孔隙度与含水饱和度关系对比,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,致密砂岩气藏超低含水饱和度现象,陕118井密闭取
2、心测量含水饱和度值多在30%以内长庆气田马五储层（碳酸盐岩储层）油基泥浆取心测量结果表明，孔隙度为6%时，其初始含水饱和度值为20.6%严重后果：气藏中含水饱和度在65%以上时气相渗透率近于0 ，故早期钻井错失大型气藏的事实也就不足为奇。 阿尔伯达盆地在发现第一口深盆气井之前曾错失过上百口气井 早期鄂尔多斯盆地勘探下古生界所钻380口探井，也基本上没有发现上古致密气藏,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,超低含水饱和度的形成,致密砂岩气藏超低含水饱和度形成与天然气大量生成及聚集成藏过程密切相关 ,可以分为三个阶段：,（1）沉积物的固结成岩压实作用阶段,烃源岩和储集岩
3、中均100饱含地层水，有生物甲烷气生成，在压实作用下地层水向上覆地层排驱。,随干酪根成熟度的增加，烃源岩内部大量天然气不断生成形成高压，烃源岩中封存烃类流体压力值突破本身封闭条件产生裂缝，地层流体经裂缝向储集岩中排驱，一次高压地层流体从烃源岩向储集岩中排驱后，烃源岩内部压力下降裂缝闭合，接着，其内部会因为烃类生成聚集高压作用又一次产生裂缝，在反复进行的“幕式生烃排液”作用下，烃源岩中会首先出现低含水饱和度状态。,超低含水饱和度的形成,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,（2）后生作用 阶段前期,（3）后生作用阶段后期,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,超低含水饱和度的形成,天然气生成以热裂解气为主阶
4、段后，大量的注入储集岩的天然气量余其他地层流体一起向外排驱，在孔渗较好层段流体容易排驱，遇到渗透率较低层段或盖层排驱不易通过时，地层流体聚集成高压在储集岩中形成裂缝，与烃源岩中进行相似的“幕式排驱”作用。,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,超低含水饱和度状态的保持,致密砂岩气藏超低含水饱和度状态能否保存至今主要受以下三方面的因素制约。 需要一定厚度的泥页岩盖层。,存在一较大层段气水关系倒置的气水过渡带，过渡带内相对渗透率的变化是阻止上覆水体进一步进入气藏的关键。 与储层临近的烃源岩仍在不断供气，使气体沿气水过渡带下倾方向侵位，始终能够保持气水界面处的压力等于静水压力，气藏的“动态圈闭”特性能够阻
5、止水体进入气藏。,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,含水饱和度对致密砂岩气相渗透率的影响,有效渗透率随着含水饱和度的升高而降低，尤其含水饱和度从较低的初始含水饱和度上升到束缚水饱和度过程中，气相渗透率下降幅度很大。恒压时含水饱和度从零升高到50左右，渗透率最大可降低到原来的1/20。,含水饱和度对致密砂岩气相渗透率的影响,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,原地条件下气体赋存方式,由于超低含水饱和度现象的存在，实际气藏初始含水饱和度约在2030之间，甚至更低，从而提高了气藏的含气饱和度，增加了可观的原地储量。同时，因气藏初始含水饱和度小于束缚水饱和度，气体将在未被水占据的微孔中以吸附状态存在。这部分
6、气体量大小以及对气藏开发影响多大，还有待通过实验进行评价。由于这部分气体的存在，一方面液增加了原地储量，另一方面，吸附气体需要经过解吸扩散渗流过程才能采出，增加了气藏开发的复杂性。,致密砂岩原地条件储渗性能分析,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,温度敏感性分析,致密砂岩应力敏感性分析,致密砂岩应力敏感性分析,原地应力状态,根据研究区的地应力状态参数 ，平均有效应力24.1128.93Mpa，最小有效主应力仅为12.3017.13Mpa。所以对于基块岩样可以近似地将有效应力30Mpa下的测定值看作原地物性，而裂缝岩样则可把1520Mpa下的测定值看作原地物性。
7、一般来说，实验的范围要能覆盖现场可能出现的各种情况。鉴于以上情况，在做基快的渗透率盒孔隙度应力敏感性实验时，最大模拟围压可以取到60 Mpa。这种方法也同样适用于裂缝的应力敏感性实验，只不过对裂缝而言，决定裂缝物性和方向的是最小有效主应力。,致密砂岩应力敏感性分析,应力敏感性系数,采用渗透率的立方根与有效应力的对数作图，得到如图的结果，表明 与 存在如下线性关系：,Ss值的增加意味着有效应力的影响增大，即岩样的应力敏感性变强。通过Ss值较直观地说明岩石越致密气应力敏感性越强。将Ss值与6 Mpa有效应力下的渗透率对数作图，呈现出随渗透率增加，值减少的趋势。,致密砂岩应力敏感性分析,应力敏感性系
8、数,考虑到Ss的变化范围及与6 MPa下渗透率K6Mpa的关系，参照常用的敏感性评价标准，推荐下表为应力敏感性评价标准。,致密砂岩应力敏感性分析,单程加压应力敏感性,（1）基块应力敏感性 实验程序如下： 1）选择天然岩心柱塞； 2）选择净应力点：6 MPa、10 MPa、15 MPa 、20 MPa 、40 MPa 、50 MPa和60 MPa； 3）用CMM-B型高温高压岩心参数测量系统测定、K。,随着有效应力增加，渗透率显著降低，6Mpa时的渗透率约为2.53.Mpa时的1/2，且在620Mpa范围大幅度下降。有效应力超过30Mpa以后，曲线趋于平缓。,实验结果及分析,裂缝孔隙度随应力增加
9、亦相应减小，同时裂缝宽度与有效应力关系都说明裂缝的应力敏感性强于基块。常规储层裂缝的应力敏感性实验曲线与基块差别明显，基块的渗透率随应力变化较平缓，而裂缝渗透率呈指数规律递减。致密储层的基块与裂缝应力敏感实验曲线据相似的形态。,致密砂岩应力敏感性分析,单程加压应力敏感性,（2）裂缝应力敏感性评价,致密砂岩应力敏感性分析,单程加压应力敏感性,研究区砂岩表现出极强的应力敏感性，钻井中易出现井喷井漏事故，当正压差增大有效应力减小，岩石的裂缝宽度增大，从而导致井漏。气层测试时必须控制合理的压差，并且应当在测试资料解释时考虑压力变化对有效渗透率的影响。应力敏感性系数反映了岩石的应力敏感程度，它是众多因素
10、的函数，这些因素包括孔隙度、渗透率、胶结特性、粗糙度（微凸提高度、分布及维数）、裂缝孔隙度、迂曲度、粘土矿物类型、充填程度等，并且还与岩石的埋藏史有关。一般说来，孔隙度高、渗透性好的常规储层应力敏感性较弱，出现裂缝后，应力敏感性增强；致密砂岩基块和裂缝的应力敏感性都强。岩石越致密，断开面越平整，起伏越小（微凸高度小，维数近于2.0），应力敏感性越强。,致密砂岩应力敏感性分析,重复施压应力敏感性实验,实验程序如下： （1）选择天然岩心柱塞，气测岩心柱塞的K值； （2） 部分岩心柱塞人工造缝； （3） 逐渐增大围压，与3.0、5.0、8.0、10.0、15.0、20.0、30.0、40.0、50.
11、0Mpa有效应力点相对应，分别测量岩样的K值； （4） 逐渐降低围压，与50.0、40.0、30.0、20.0、15.0、10.0、8.0、5.0、3.0Mpa有效应力点相对应，分别测量岩样的K值； （5）重复（3）、（4）过程；,致密砂岩应力敏感性分析,重复施压应力敏感性实验,实验结果及分析：,致密砂岩应力敏感性分析,重复施压应力敏感性实验,常温重复施压一次加压过程与单程加压相似，属于强应力敏感范畴。一次卸压以及二次加压及卸压过程的应力敏感程度均为中等，表明在经过一次加压过程之后重复施压过程样品渗透率仍在持续下降，只是相对于一次加压其后的重复施压过程渗透率变化相对要弱，但整体上损害仍在继续加
12、强。,致密砂岩应力敏感性分析,含水饱和度对岩样应力敏感性的影响,（1）含水岩样应力敏感性评价实验 含水岩样应力敏感实验前后分别测量了岩样的重量，测量结果表明实验过程中含水饱和度基本保持恒定，说明实验结果是有效应力规恒定饱和度岩样有效渗透率的影响。结果表明，致密砂岩含水岩样和致密砂岩干岩样一样具有较强的应力敏感性：干岩样应力敏感系数为0.25左右，而含水岩样应力敏感系数基本都大于0.5，应力敏感系数增加了2倍，说明水的存在加剧了岩样的应力敏感程度；同组岩样（物性相似）含水饱和度越高应力敏感性越强。,致密砂岩应力敏感性分析,含水饱和度对岩样应力敏感性的影响,（2）含水饱和度对应力敏感性的影响机理分
13、析,水对岩石力学性质的影响主要表现在水楔作用、润滑作用和溶蚀作用。,致密砂岩原地条件储渗性能分析,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,致密砂岩应力敏感性分析,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,温度敏感性分析,温度敏感性分析,温度条件下的重复施压应力敏感性,（1）实验步骤 1） 选择天然岩心柱塞，气测岩心柱塞值； 2） 岩心柱塞人工造缝； 3） 在原地温度下，逐渐增大有效应力，与5MPa、10MPa、 15MPa、20MPa、30MPa、40MPa、50MPa有效应力点相对 应，分别测量含裂缝岩样的渗透率值； 4） 逐渐降低有效应力，与50.0MPa、40.0MPa、30.0MPa、20.0MP
14、a、15.0MPa、10.0MPa、5.0MPa有效5）应力点相对应，分别测量含裂缝岩样的K值； 重复 3）、4）过程。 (2)实验结果及分析,温度敏感性分析,温度条件下的重复施压应力敏感性,一次加压应力敏感性与常温条件下裂缝岩样重复施压应力敏感评价结果一致。二次、三次加压卸压过程应力敏感性系数总体上也逐渐减小，但同常温重复施压实验比较，敏感性系数一般小于0.45变化幅度在偏弱范围内，对于裂缝岩样的渗透率降低，温度同样起到关键作用，在温度、应力双重作用下，第二次、三次加压卸压过程，裂缝岩样的渗透率变化幅度大大降低。,温度敏感性分析,恒定应力条件下重复升、降温温度敏感,(1) 实验步骤 1) 选
15、择天然岩心柱塞，气测岩心柱塞的 值； 2) 岩心柱塞人工造缝； 3) 分别在3MPa、10MPa、20MPa、40MPa的恒定应力条件下，逐渐升高温度，从10、30、45、60、70、85，分别对应温度点测量含裂缝岩样的渗透率值； 4) 分别在3MPa、10MPa、20MPa、30MPa、40MPa的恒定应力条件下，逐渐降低温度，从85、70、60、45、30、15，分别对应温度点测量含裂缝岩样的渗透率值； (2) 实验结果及分析,温度敏感性分析,恒定应力条件下重复升、降温温度敏感,在评价温度敏感时，同样借助于应力敏感性无量纲渗透（k/k*）评价方法，以便更好的说明不同渗透率岩样的温度敏感性差
16、别。为了更清晰地反映温度敏感性的不同，采用渗透率的立方根与有效应力的对数作图，表明与logT也存在如下线性关系：,ST值的增加意味着温度的影响增大，即岩样的温度敏感性变强。,温度敏感程度评价标准,温度敏感性分析,恒定应力条件下重复升、降温温度敏感,结果表明：一次升温温度敏感性系数总体表现为中偏强，与常温条件下裂缝岩样重复施压应力敏感评价结果相比，温度敏感性系数总体表现较弱。二次、三次加压卸压过程渗透率仍呈下降趋势，温度敏感性系数总体也逐渐减小。总体来说，温度与有效应力对致密砂岩渗透率的联合影响与单独的应力敏感性及温度敏感性具有相似的效应，且温度、有效应力对渗透率的影响效果可以叠加。,致密砂岩原
17、地条件储渗性能分析,致密砂岩原地条件下气体赋存方式,致密砂岩应力敏感性分析,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,温度敏感性分析,原地条件下岩样渗透率,通过上述分析表明：原地应力条件下，致密基块干岩样渗透率约为6MPa下地1/101/5，空袭度校正到原地条件约降低610左右。干岩样在3MPa测量地渗透率大约是4050MPa下含水饱和度为45时渗透率地103000倍。而对裂缝，因多采用人工造缝岩样，裂缝无充填物，在有效应力作用下，渗透率变化幅度更大。可见，在干岩样物性评价基础上，还要考虑含水饱和度对储层渗透率地影响。综合考虑应力、温度以及含水饱和度等因数，才能对致密砂岩气层进行准确地评价。,原地
18、条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,原地条件下气体渗流机理,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,在原地条件下,储层渗透率低，孔喉也很小，相应地毛管压力也很高，需要提高压力梯度以使基块中气体流动。因此，表现出地低速非达西效应更明显。而由于浓度差地存在，基块中气体通过扩散作用流出量很大，与气体在压差作用下流出量具有可比性，故基块中扩散效应不可忽视。,低速非达西效应,原地条件下岩样渗透率以及气体渗流机理,原地条件下气体渗流机理,扩散效应,稳态扩散,非稳态扩散,Qd为质量流量，g/s；A为横切面积，cm2；D为扩散系数，cm2/s；c为质量浓度，g/cm3；x为长度，cm。为时间。,致密砂岩储层伤害及
19、对气层渗 流的影响,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,储层损害对气层渗流的影响,储层损害地质模型,致密砂岩储层流体敏感性,实验岩心和流体,（1）岩心的准备从全尺寸天然岩心沿地层层面方向钻取直径约为2.5cm的岩心柱塞，切平两端，对岩心编号，量取长度、直径，然后烘干保存CMMB型高温高压岩心多参数测量系统上测定常规物性后，放在干燥箱内放置待用。对岩心进行人工造缝，用氮气轻吹断面上的散落微粒，再将两半部分合在一起，用透明胶布把岩心捆牢，准备实验用。 （2）地层水的配置由地层水资料配制模拟地层，水配方见表。,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩储层速敏性,速敏程度与流速、地层微粒的
20、湿润性、尺寸及裂缝宽度和表面粗糙度有关。临界流速和损害度是评价速敏性的主要指标。速敏的实质是流速超过占优势的粘土矿物微结构的稳定场，导致粘土矿物及其它地层微粒从颗粒表明和裂缝壁面脱落，微粒运移并在裂缝宽度狭窄处沉积，最终使渗透率降低。,岩样的速敏程度总体为弱中等,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩储层水敏性,首先用地层水测出岩心的渗透率，然后用次地层水测岩心的渗透率，最后用蒸馏水测量岩心渗透率。用的比值便可得到地层水敏损害程度的大小。,淡水对岩样渗透率损害为弱中等程度,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩储层盐敏性,盐敏评价实验的目的是找出盐敏发生的条件，以及由盐敏引起的油气层损害程度，为各类工作液
21、的设计提供依据 。,盐敏程度总体为弱中等，临界矿化度上限就是地层水矿化度。,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩储层酸敏性,砂岩解堵酸化是解除固相损害，疏通孔喉和裂缝的有效措施，酸液通常使用盐酸、氢氟酸或二者的复合酸液土酸，故本研究在85温度下，分别评价了浓度12HCl和3%HF的酸液与岩心作用的酸敏性。,HCl酸敏性,HF酸敏性,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩储层碱敏性,地层水分析数据显示，地层水PH小于7.0，表现为弱酸性，一般钻井液的PH值为8-11,固井水泥浆PH可达1314。当高pH工作液进入储层喉，肯定会与粘土矿物等地层微粒方应，破坏粘土微结构的稳定性。另外，高pH外界流体进入储层后
22、，还会引起无机垢的生成，结果同样会损害储层。,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩气层敏感性综合评价,鄂北致密砂岩气层由粘土矿物带来的潜在敏感性损害主要有速敏、水敏、盐敏、碱敏。盒1段、山2段储层主要损害为酸敏、碱敏和盐敏 。,致密砂岩储层伤害及对气层渗 流的影响,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,储层损害对气层渗流的影响,储层损害地质模型,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（1）毛管自吸机理毛细管自吸是润湿相在自发地沿着储层岩石喉道进入岩石内部，同时驱替出非润湿相流体的过程。自吸速度大小取决于空隙介质的性质、流体及其相互作用。包括空隙介质的渗透率和相对渗
23、透率、空隙结构、骨架尺寸、形状和边界条件、流体粘度、初始含水饱和度岩石流体系统的润湿性和界面张力。 1）动力学原因 毛细管中弯液面两侧润湿相和非润湿相之间的压力差定义为毛细管压力 ，毛细管自吸主要受到毛细管力的控制，但并不能简单地认为将毛细管自吸是由多孔介质地孔喉半径控制，毛细管自吸是一个非线性、复杂地工程。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（1）毛管自吸机理 2）热力学原因 毛细管自吸受到油气藏岩石系统表面自由能控制，从上式可知，随着自吸的进行，润湿相饱和度增加，系统的Helmholtz自由能降低，因此毛细管自吸是一个自发的过程。但是如果要降低润湿相饱和度，系统的Hel
24、mholtz自由能增加，就需要外力对系统做功。岩石流体系统总是表现为向系统自由能减小的趋势，当岩石油气界面的自由能超过岩石水界面的自由能时，水自吸入岩石孔喉驱替出油气。当毛细管力被一个力（如重力等）平衡时，毛细管自吸现象停止。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（1）毛管自吸机理毛细管自吸是一个自发的、非线性、复杂的物理化学渗流现象，主要受到含水饱和度、孔隙体喉道直径比、孔隙喉道几何形状和润湿性的影响。储集岩石毛细管自吸主要取决于润湿相饱和度增加和重新分布两个因素，是流体岩石系数表面自由能降低，同时非润湿相被排替的过程。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究
25、,（2）毛细管自吸实验装置,图所示的是进行垂向毛管自吸实验装置示意图。实验利用精度为0.01g的电子天平悬吊法测量岩样重量，用智能LCR测量仪测量自吸过程中岩样电阻率。,实验方法如下：选样，用模拟地层水建立初始含水饱和度；用细线将岩样悬挂在垂向自吸实验装置中的电子天平下面的挂钩上，连接两极引线和智能LCR测量仪天平校正和清零，启动智能LCR测量仪，记录岩样吸水前的重量和电阻；逐渐调整烧杯高度直到岩样在自吸液中浸泡长度在23mm，并开始采集数据；直到岩样重量不再发生变化（至少5小时），停止实验。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（3）致密基块毛管自吸,试验结果表明： 1.渗
26、透率越高自吸速度越快 2.高渗岩样自吸进入岩样的液相一般只有孔隙体积的5070，而致密岩样自吸进入液相的体积却占孔隙体积的90左右。 3.如果岩样是均质的且自吸是活塞式的，由于实验式垂向自吸，则说明渗透率越低，自吸高度越大。,建议： 在钻井完井等作用过程中，减少滤失量，尽量避免滤液进入气层，进入的要尽快使之返排，减少浸泡时间，避免滤液向更深处自吸扩散。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（4）裂缝岩样毛管自吸,裂缝和基块相比具有较高的导流能力 ，提高了储层岩石的自吸速率。裂缝越宽，裂缝密度越大，裂缝面积越大，自吸速率越大。但是岩样的自吸速率随着岩样的长度变大而降低 。,致密
27、砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,致密砂岩毛管自吸研究,（4）毛管自吸的影响因素分析,初始含水饱和度,初始含水饱和度越高，毛管自吸速率越低。,自吸方式,研究表明自吸水量和自吸时间的平方根呈线性关系，用实验数据的自吸水量和自吸时间的平方根作图结果表明，逆流自吸速率小于顺吸自吸速率。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（1）损害机理从气水相对渗透率变化图中可看出：初始含水饱和度Swi低于束缚水饱和度Swirr，当含水饱和度Sw从Swi增加到Swirr时，气相渗透率Krg显著降低，从0.9下降到0.1，产能下降明显。而当含水饱和度Sw继续增加，超过Swirr以后，气相渗透率Krg降低不明显，产
28、能降低幅度较小。分析可知:水相圈闭的损害集中在含水饱和度Sw从Swi增加到swirr时的气相渗透率Krg的显著降低，这也是狭义上的水相圈闭损害。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（1）损害机理 引起水相圈闭的原因主要有两点，即毛细管力自吸作用和液相滞留作用。侵入储层的外来流体返排缓慢，或返排困难，甚至不能返排，造成液相的滞留和聚集。根据Paiseuille定律有：,由上式可以看出：毛细管半径越小，排液时间越长。随着排液过程的进行，液体逐渐由大到小的毛管排出，排液速度随之减小。致密气藏的喉道半径小，排液很困难，故水相圈闭损害严重。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（2
29、）损害因素 气藏初始含水饱和度Swi与束缚水饱和度Swirr的差异在低流体饱和度区间的气一水相对渗透率曲线的形态滤液侵入深度气藏的压力和可能提供的最大压降岩石润湿性储层孔隙结构和入井流体性质,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（3）诊断及预测 水相圈闭的诊断主要是用经验诊断法。D.B.Bennion等（1995）在大量实验数据计基础上，提供水相圈闭指数概念，并用下式描述：,式中：PATi水相圈闭指数； Ka地层平均空气渗透率，10 -3m2；Swi初始含水饱和度，小数；RPa相对渗透率校正因子；IPa侵入剖面校正因子； PRa地层压力校正因子。 其中： IPa=0.08log10(
30、Id+0.4)， PRa=0.15log10(Pr)-0.175RPa=0.26log10(x-0.5)x相对渗透率曲线形状因子（x1.0），x由Krg（Sw）Krgm（Sn)x确定 式中：Id侵入深度，cm.Pr现今气藏压力，MPa.Krg（Sw）某一饱和度时气体相对深透率；Krgm束缚水饱和度的最大气体相对渗透率；Sn正规饱和度函数，(SnSwmax-Sw)/(Swmax-Swmin).,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（3）诊断及预测 根据APTi的变化范围，采用下表的分类标准。,对于水相圈闭的预测，主要有对实验数据进行多元回归处理、利用灰色静态模型来分析预测及应用神经网络
31、等专家系统进行预测。比较而言，灰色静态模型和神经网络预测在发法上要优于多元回归处理，但实际推广运用较难。,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,水相圈闭损害,（4）预防与补救,补救：直接穿透损害带 增加降压梯度 减少气水间的界面张力 改变储层孔隙几何形态 直接消除技术 a.注入干气法 b.地层热处理法,预防：尽量避免使用水基工作液 尽量减少水基工作液侵入 降低界面张力，加快工作液返排 选择合适的工作液基液 采用欠平衡作业,致密砂岩储层伤害及对气层渗 流的影响,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,储层损害对气层渗流的影响,储层损害地质模型,储层损害地质模型,研究区低压致密砂岩气藏能
32、量不足，物性较差，概括其工程地质特征如表所示。,储层损害地质模型,致密砂岩气藏中粘土矿物产状模式,研究区致密砂岩储层粘土矿物主要有高岭石、伊利石、绿泥石、伊/蒙混层四种类型。,致密储层中的粘土矿物的产状模式主要有以下四种类型 ：,储层损害地质模型,作业过程损害机理,液相圈闭损害 固相侵入损害粘土矿物损害应力敏感性损害,储层损害地质模型,裂缝性致密砂岩气层储层损害地质模型,固相和液相沿裂缝长驱直入，带来一系列损害，如表所列的损害类型。保护的重点必须从根本上防止固相和液相侵入，预防不利的应力敏感性损害。,致密砂岩储层伤害及对气层渗 流的影响,致密砂岩储层流体敏感性,致密砂岩毛管自吸与水相圈闭损害,储层损害对气层渗流的影响,储层损害地质模型,储层损害对气层渗流的影响,下表总结了致密砂岩气层损害机理，并分析各种损害因素对气层渗流的影响。主要体现在致密基块、天然裂缝和人工裂缝的中气体渗流率的下降，使得致密基块天然裂缝人工裂缝系统衔接不紧，增加气藏生产的复杂性。,
