气藏方案设计.doc

目录一 气藏地质特征及储量计算1气藏基本地质特征 1.1 区域地质概况 1.2 区域构造特征 2 气藏构造及断裂特征 2.1 局部构造特征 2.2 断裂特征 3 储层特征 3.1 层组划分 3.2 沉积相研究 3.3 储集层岩性 3.4 储集层物性特征 3.5 储集非均质性 3.6 隔层和夹层 3.7 储集空间类型 3.8 微观孔隙结构 3.9 敏感性分析 3.10 储层综合评价 4 气藏流体性质及渗流特征4.1地面流体性质4.2地层流体性质4.3渗流特征 5 气藏类型 5.1 气藏温度压力系统 5.2 驱动能量和驱动类型 5.3 气藏类型 6 储量计算和评6.1 储量计算单元6.2 储量计算参数6.3 储量计算结果6.4 储量综合评价6.5 可采储量的确定二 试油试采特征 1 试油试采简况 2 气井试采动态特征分析 2.1 纯气区内的生产井 2.2 气水过渡带内的生产井 2.3 结论 3 试井分析三 气藏工程研究 1 气井产能分析 1.1 考虑相态的凝析气井产能模拟 1.2 利用生产历史资料计算气井产能 1.3 稳态产能方程计算气井产能 1.4 产能相关公式 1.5 一点法产能公式 1.6 携液与底水锥进研究 1.7 气井合理配产 2 气藏工程设计 2.1 气藏开发原则 2.2 开发技术政策 2.2.1 开发层系 2.2.2 开发方式 2.2.3 布井方式与井网井距 2.2.4 采气速度研究 2.2.5 水平井长度论证 2.3 气藏废弃压力及采收率 2.3.1 气藏废弃压力的确定 2.3.2 采收率的确定 2.4 方案设计与优选2.5经济评价部分参数 注：经济评价部分参数一 气藏地质特征及储量计算1 气藏基本地质特征、1.1 区域地质概况地理位置：THN1区块位于新疆维吾尔自治区塔里木盆地北部的塔里木流域，北距轮台县约80KM，地理位置：东经 83度50分到84度25分，北纬41度到41度20分，横跨库车，轮台，尉犁三县交界部位，地处塔里木河南岸的荒漠半荒漠地区，冬冷夏热，年温差与日温差大，干燥少雨；地表植被少，主要为胡杨骆驼草等耐干旱植物，工农业均不发达。地质概况：根据钻井揭示，THN地区的地层从上而下为第四系，上第三系，下第三系，白垩纪下统，侏罗纪下统，三叠纪。在三叠系揭示有油气显示。三叠系地层依其区域上古生物祝贺及岩心组合特性，可分为上，中，下三个统，对应三个地层组，自上而下依次是：柯吐尔组，阿克库勒组和哈拉哈唐组，在阿克库勒组合哈拉哈塘组都揭示有油气层。THN1区块三叠系地层厚约481米(未穿)，其中哈拉哈塘组厚约203.5米哈二段为灰，灰黑泥岩夹灰、浅灰色泥质细砂岩，顶部棕褐色泥岩。哈一段为浅灰色含砾中砂岩，细砂岩，灰色泥质细沙岩与灰色，少量灰黑色泥岩等厚一略等厚互层。阿克库勒组约厚258米，下部T-111砂体厚约145，为杂色细砾岩，浅灰色砾质粗砂岩，中砂岩，细砂岩夹灰色泥岩。下泥岩段厚60米，为灰色深灰色泥岩，顶部少量绿灰色粉砂质泥岩，上部T-11砂体厚10米，为和灰色油斑中砂岩，上部泥岩段厚42.5米，其顶部为灰色泥岩，上部中一油砂岩，下部灰黑色泥岩。中油组合下油组是本区内主要的含油气段。哈拉哈塘组和阿克库勒组地层整合接触，THN1区块中有组储层往西南方向尖灭。三叠系沉积时期，THN1区块为辩状河沉积，主力储层从河道沉积砂体为主，THN1区块目的层段为中油组，为河道边缘沉积。表1-1 THN1区块三叠系层位对比表地层THN1THN2THN3H：931.68+7.5H：929.87+6.7H：929.59+7.5井深（m）厚度（m）井深（m）厚度（m）井深（m）厚度（m）侏罗纪J14078.540804082.5三叠系T3h泥岩T3h24212133.54200.51204216.5134砂岩T3h14282704266.566427356.5T2a泥岩T2a4432442.54325.5594329.556.5砂岩T2a34334.5105434115.5434818.5泥岩T2a24394.560437029439244砂岩T2a14540145.5T1k泥岩4560202 区域构造特征 构造单元属于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南斜坡，THN1区块三叠系构造为8号圈闭，中油组为气层，上下油层为水层。 1.2 气藏构造及断裂特征2.1 局部构造特征THN1区块的三叠系上中下沙组均发育有局部构造，呈现低幅度背斜，其中中油组的构造要素则表1-2，处于THN1区块8号圈闭，中油组顶面构造图见附图。中油组为气层，上下有组为水层，中油组表现为楔形展布，切整体想东南呈现抬升趋势。与南侧向南突出的中油组的沙尖灭线及东南侧北东向展布的断层构造成闭合圈闭形态，从而形成岩性上倾尖灭型圈闭，构造要素见表2.在东西向，南北向，东北向时间剖面上可看出，中油组均变现为低幅度的构造及岩性尖灭特性，地层整体向南抬升，中油组圈闭闭合面积较大，为21.30平方公里，外圈等值线4315米，闭合幅度50米。表1-2 THN1区块三叠系中油组构造要素表圈闭名 称层位类型高点埋 深(m)比和高度(m)闭合线(m)闭合面积(Km2)地层倾角()构造走向THN1圈闭T46z岩性构造复合圈闭426550431521.31-3.5NWW2.2 断裂特征THN1区块断层，中北部发育十余条东西向展布的空间细小断层，主要活动期为海西晚期 燕山早期，表现为多起继承性活动断层，东南翼分布有两组北东向的断层，该断层组合样式为倾向相向，地毡式断层，其中F1，F2均属高角度，小断距，相向地战式，纵向切割层位深，断开层位有白垩系，侏罗系，三叠系，石炭系，F1平面延伸长，垂直断距约20米，F2平面延伸4.3千米，垂直断距17千米，这组北北东轴向的正断层切割封挡了THN1区块东南翼岩性，可见断层对THN1气藏圈闭起重要作用的控制作用。其他断层断距小，对气藏不起封隔作用。本区断层要素见表1-3表 1-3 THN1区块8号圈闭断层要素表断层名称断层性质目的断层距（m）断层产状走向倾向倾角延伸长度落实程度F1正断层20NENW85-90大于3596可靠F2正断层17NESE85-90大于4311可靠F3正断层3NENW85-901693可靠F4正断层2EWS85-90大于4742可靠F5正断层3EWN85-902157可靠F6正断层2NWNE50-603268可靠F7正断层1NENE50-60768较可靠F8正断层2NWSE50-60853较可靠 3 储层特征3.1 层组划分 THN1区块三叠系油气藏已解释的产气层段有一个：中统阿克库勒组第三段砂体，按塔北三叠系油气组划分习惯，称为中油组 表1-4，纵向上中油组与上覆和下伏的泥岩段储组成储盖组合。中油组T-11：为后0-18.5米的灰色细中粒砂岩，局部有泥岩夹层。在电测曲线上，T-11砂体显示出低阻高侵和低自然电位的特征，在气水界面界面向下，浅中深，电阻率相对都有明显降低，说明有底层水存在。砂体在该构造分布较稳定，横向变化不大，在西南方向尖灭。表 1-4 THN1区块三叠系油地层，油组划分表地层划分油组划分系统组伐号段油组代号三叠系上统哈拉哈塘组T32h泥岩段上油组T-1T31h砂岩段中统阿克库勒组T24a上泥岩段中油组T-2T23a上泥岩段T22a下泥岩段T21a下泥岩段下统柯吐尔组T1k泥岩段下油组T-33.2 沉积相研究 根据区域研究，认为三叠系中油组沉积相包括辩状河相，河泊相，湖底扇相及三角洲相，其中辩状河流想细分为辩状河道亚相和河道间亚相。湖泊相可识别出滨线湖亚相，半深湖深湖亚相。湖底山乡主要分布在研究去的南部地区，三角洲相仅识别出三角洲前缘亚相。3.3 储集层岩性储集层岩性为细砂岩，砂岩，含砾粗细岩，含泥砾中砂岩，由表1-5岩心油层物理分析结果可分析出该结论。3.4 沉积特征岩性特征三叠系中统阿克库勒组和上统哈拉哈塘组在THN1区块三叠系油气藏均有发育，横向变化稳定。在纵向层序上阿克库勒组发硬为2个基准面上升一下降的二级旋回，形成了自下而上粗细粗细四个岩性段，共分四段，顶部深灰，灰黑色泥岩；中下部会白色，灰色砂岩，含砾砂岩，为中油组；中下部灰绿色，深灰色泥岩；下部灰色砂岩，砂砾岩为主，夹深灰色泥岩，为下油组。哈拉哈塘组则形成一个上升一个下降的二级旋回，自上而下为粗细两个岩性段，上部深灰泥岩为主，夹细沙，泥质，粉砂岩；下部灰白色中细砂岩，含砾砂岩，为三叠系上油组。岩心观察表明：辩状河砂体中包括中粗砂岩，砾岩，含砾细砂岩和少量细砂岩，岩性整体叫粗，纵向上砂体具有下粗上细的正韵律，下油组的底部一般是一套细砾岩，向上变为含砾中、粗砂岩以及细砂岩。砾石成分以石英为主，也含有少量的喷出岩，变质岩，灰岩和泥岩砾石。砾石砾径一般2-5毫米，含量10-20%，砾石磨圆度较好。韵律特征辩状河沉积史，河道多次沉积迭加切主河道反复改道迁移，形成不同的韵律特征。正韵律:正韵律储层在TH油田有两类，一类是比较完整的，底部具有冲刷面，由下至上由含砾粗砂砾岩，粗砂岩，中砂岩，细砂岩，粉砂岩，泥岩组成。另一类是底部不见冲刷痕迹，下部岩性为含砾粗砂，向上为中粗砂，缺少细沙段。复正韵律：一般由多个完整或不完整的正韵律组成，底部有冲刷面积滞留沉积，中间多次叠复冲刷，该区大多数有这种类型组成，厚度中等，单个韵律厚1-7米。中油组主砂体厚度THN区块中油组主砂体基本上分布在低水位体系域中，气藏中油组砂体厚度相对较小，0-18.5米，在气田东部和北部的S110和S50井周围砂体不发育，厚度零米，中油组在这些井附近尖灭，气田以南，砂体呈减薄趋势。沉积相及微相根据岩心观察，结合地质录井，测井及各种化验分析资料，参考区域三叠系研究成果，认为THN1区块中油组为辩状河流相，辩状河道及河道间微相。沉积相平面展布据区域沉积相研究成果，阿克库勒组凸起南部三叠系储层碎屑物的物源方向主要来自北东方向，少量来自南北向，河道砂体的展布的方向以北东向为主。THN1区块三叠系中油组属于辩状河沉积，河道微砂体发育。3.4 储集层物性特征送样号室编号井深（m）时代岩性孔隙度颗粒密度渗透率（%）（g/cm3)(×10-32)THN1-T-W-105129304324.62T灰色油斑细砂岩25.52.65580THN1-T-W-205129314324.71T灰色油斑细砂岩25.72.66692THN1-T-W-305129324324.81T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.72.65626THN1-T-W-405129334324.92T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.6待添加的隐藏文字内容32.65546THN1-T-W-505129344325.14T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.52.66342THN1-T-W-605129354325.20T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.82.66369THN1-T-W-705129364325.35T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩27.22.66758THN1-T-W-805129374325.59T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.52.6679.6THN1-T-W-905129384325.58T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.82.6874.4THN1-T-W-1005129394325.84T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.42.6640.1THN1-T-W-1105129404325.92T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.72.6661.3THN1-T-W-1205129414326.07T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.62.6749.2THN1-T-W-1405129424326.20T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.62.6845.9THN1-T-W-1505129434326.35T浅灰色细砂岩25.32.6748.6THN1-T-W-1605129444326.47T灰色细砂岩24.12.6721.3THN1-T-W-1705129454326.54T灰色细砂岩25.22.6763.6THN1-T-W-17-205129464326.60T灰色细砂岩24.72.6640.8THN1-T-W-1805129474326.70T灰色细砂岩24.92.6746.3THN1-T-W-1905129484326.82T灰色细砂岩24.22.6734.8THN1-T-W-2005129494326.91T灰色细砂岩24.12.6631.5THN1-T-W-2105129504327.02T褐灰色油斑砂岩24.62.6741.2THN1-T-W-2205129514327.11T褐灰色油斑砂岩25.82.68198THN1-T-W-2305129524327.22T褐灰色油斑砂岩25.82.65201THN1-T-W-2405129534327.30T褐灰色油斑砂岩26.12.66463THN1-T-W-2505129544327.37T褐灰色油斑砂岩26.02.65462THN1-T-W-2605129554327.43T褐灰色油斑砂岩26.32.65728THN1-T-W-2705129564327.54T褐灰色油斑砂岩25.12.65990THN1-T-W-2805129574327.70T褐灰色油斑砂岩24.12.65368THN1-T-W-2905129584327.81T褐灰色油斑砂岩25.42.65445THN1-T-W-3005129594327.88T褐灰色油斑砂岩25.22.64383THN1-T-W-3105129604327.99T褐灰色油斑砂岩26.52.66718THN1-T-W-3205129614328.11T褐灰色油斑砂岩25.62.661042THN1-T-W-3305129624328.22T褐灰色油斑砂岩25.52.65537THN1-T-W-3405129634328.37T褐灰色油斑砂岩25.82.65519THN1-T-W-3505129644328.49T褐灰色油斑砂岩24.52.65163THN1-T-W-3605129654328.60T褐灰色油斑砂岩25.22.66350THN1-T-W-3705129664328.73T褐灰色油斑砂岩26.12.66594THN1-T-W-3805129674328.83T褐灰色油斑砂岩25.42.65443THN1-T-W-3905129684329.01T褐灰色油斑砂岩11.92.681.85THN1-T-W-4005129694329.09T灰色油迹细砂岩23.22.6531.9THN1-T-W-4105129704329.18T灰色油迹细砂岩23.12.6623.9THN1-T-W-4205129714329.28T灰色油迹细砂岩21.62.6610.8THN1-T-W-4305129724329.41T灰色油迹细砂岩22.52.6728.0THN1-T-W-4405129734329.53T灰色油迹细砂岩22.52.6622.4THN1-T-W-4505129744329.65T灰色油迹细砂岩23.22.67123THN1-T-W-4605129754329.76T灰色油迹细砂岩23.42.65193THN1-T-W-4705129764329.87T褐灰色油斑含泥砾中砂岩16.62.6668.9THN1-T-W-4805129774329.98T褐灰色油斑含泥砾中砂岩23.92.67430THN1-T-W-5005129784330.19T褐灰色油斑含泥砾中砂岩24.72.65907THN1-T-W-5105129794330.33T褐灰色油斑含泥砾中砂岩25.52.651233THN1-T-W-5205129804330.49T褐灰色油斑含泥砾中砂岩23.12.66522THN1-T-W-5305129814330.62T褐灰色油斑含泥砾中砂岩21.12.66304THN1-T-W-5405129824330.71T褐灰色油斑含泥砾中砂岩24.22.661122THN1-T-W-5505129834330.83T褐灰色油斑含泥砾中砂岩24.62.651149THN1-T-W-5605129844330.91T褐灰色油斑含泥砾中砂岩24.12.661011THN1-T-W-5705129854330.99T褐灰色油斑含泥砾中砂岩19.92.68219THN1-T-W-5805129864331.09T褐灰色油斑含泥砾中砂岩17.92.6985.6THN1-T-W-5905129874331.18T褐灰色油斑含泥砾中砂岩21.52.66175THN1-T-W-6005129884331.29T灰色油斑细砂岩21.42.6856.9THN1-T-W-6105129894331.42T灰色油斑细砂岩21.42.6872.2THN1-T-W-6205129904331.53T灰色油斑细砂岩20.12.6750.7THN1-T-W-6305129914331.60T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩21.52.6876.7THN1-T-W-6405129924331.70T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩21.02.66168THN1-T-W-6505129934331.81T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩23.92.66808THN1-T-W-6605129944331.97T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩20.52.67791THN1-T-W-6705129954332.06T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩26.62.661713THN1-T-W-6805129964332.17T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩25.52.661507THN1-T-W-6905129974332.35T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩23.92.661788THN1-T-W-7005129984332.51T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩17.22.67146THN1-T-W-7105129994332.62T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩21.32.68881THN1-T-W-7205130004332.72T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩20.92.67630THN1-T-W-7305130014332.81T褐灰色油迹-油斑含砾粗-中砂岩22.22.66200THN1-T-W-7405130024391.42.T浅灰色细砂岩20.42.686.09THN1-T-W-7505130034391.62T浅灰色细砂岩20.72.686.72THN1-T-W-7605130044391.73T浅灰色细砂岩20.82.686.94THN1-T-W-7705130054391.84T浅灰色细砂岩20.82.688.24THN1-T-W-7805130064392.02T浅灰色细砂岩21.32.687.21THN1-T-W-7905130074392.12T浅灰色细砂岩19.52.645.39THN1-T-W-8005130084393.00T灰色中砂岩6.22.680.30THN1-T-W-8105130094393.08T灰色中砂岩5.12.690.13THN1-T-W-8205130104393.18T灰色中砂岩5.72.690.14THN1-T-W-8305130114393.32T灰色中砂岩24.22.65400THN1-T-W-8405130124394.10T灰色中砂岩26.72.66797THN1-T-W-8505130134394.33T灰色中砂岩26.22.67799THN1-T-W-8605130144394.45T灰色中砂岩26.12.67644THN1-T-W-8705130154394.59T灰色中砂岩25.12.65144THN1-T-W-8805130164394.71T灰色中砂岩25.82.641157THN1-T-W-8905130174394.85T灰色中砂岩26.02.65980THN1-T-W-9005130184394.04T灰色中砂岩25.12.64996THN1-T-W-9105130194395.17T灰色中砂岩25.62.65751THN1-T-W-9205130204395.36T灰色中砂岩25.82.651367THN1-T-W-9305130214395.47T灰色中砂岩25.92.651330THN1-T-W-9405130224395.61T灰色中砂岩25.42.66940THN1-T-W-9505130234395.76T灰色中砂岩25.82.641238THN1-T-W-9605130244395.86T灰色中砂岩24.52.64740THN1-T-W-9705130254395.94T灰色中砂岩26.32.671013THN1-T-W-9805130264396.11T灰色中砂岩25.92.66928THN1-T-W-9905130274396.23T灰色中砂岩25.52.67326THN1-T-W-10005130284396.36T灰色中砂岩24.62.67186THN1-T-W-10105130294396.47T灰色中砂岩23.62.65113THN1-T-W-10205130304396.56T灰色中砂岩24.22.65129THN1-T-W-10305130314396.84T灰色中砂岩26.62.66508THN1-T-W-10405130324396.99T灰色中砂岩26.22.66315THN1-T-W-10505130334397.18T灰色中砂岩24.82.67187储集层物性特征主要包括：储集层孔隙度，颗粒密度，渗透率，饱和度，有效厚度的范围及面或空间分布特征。这些性质可由表1-5得出结论。从表1-5可看出从THN1-T-W-1到THN1-T-W-15岩样中，孔隙度均为25%，最大值27.2%,最小值5.1%，孔隙度变化不大，只有THN1-T-W-80,81,82较低。THN1-T-W-1至THN1-T-W-7为高渗透率层。THN1-T-W-8至THN1-T-W-21为低渗透层。THN1-T-W-22至THN1-T-W-38为高渗透层THN1-T-W-39至THN1-T-W-44为低渗透层THN1-T-W-45至THN1-T-W-73为高渗透层THN1-T-W-74至THN1-T-W-82为低渗透层THN1-T-W-83至THN1-T-W-105为高渗透层孔隙度：2.32 渗透率：435.92mD 公式 计算得 孔隙度=25.011% 渗透率=367.3mD所以孔隙度分布为弱非均质性，渗透率为强非均质性3.5 储集层非均质性储集层非均质性是指储层的基本性质在三维空间分布的不均一性。层间均质性：粒度韵律性，渗透率差异程度及高渗段位置，该区域内衣多数为复正韵律，底部有冲刷面及滞留沉积；渗透率变化差异大，大至1.788达西，小至0.00013达西，相差数倍高达13753.85倍，共有四个高渗段，如1.3.4中分析得。3.6 隔层和夹层由表1-5岩心油层物理分析结果可分析得出THN1-T-W-8至THN1-T-W-21，THN1-T-W-39至THN1-T-W-44，THN1-T-W-74至THN1-T-W-82，三个低渗层为隔层或夹层，分别为4325.59米-4327.02米，4329.01米-4329.53米，4391.62米-4393.18米。3.7 储集空间类型（孔隙（粒间孔隙、粒内孔隙）、裂缝）储集空间类型包括空隙和裂缝，其中空隙包括粒间空隙和粒内空隙。裂缝以构造裂缝为主，一般较窄，延伸长度有限，主要是层内缝，裂缝发育程度主要受构造作用控制。3.8微观空隙结构（结合压汞曲线）对THN1井4328.4-4328.6米井段中取岩心样品，进行毛管压力测试，测试结果见下表进泵饱和度（%）98.91797.111994.584891.335788.086684.837580.5054毛管压力（MPa）160.066780.02540.008321.0175105.25332.4995井泵饱和度（%）75.812369.675161371850.541534.65710.46932.8881毛管压力（MPa）1.24960.62470.32820.15620.07810.0410.0205进泵饱和度（%）1.0830毛管压力（MPa）0.01130.0051根据上面的压汞曲线可以看出：毛管压力曲线平缓段位置靠下，说明岩石吼道半径较大；中间平缓段较长，说明岩石的吼道分布越集中，分选越好。由上图可看出该区域分选好，吼道半径大，比较有利于开发开采3.9 敏感性分析为了研究有效覆压下渗透率变化下有三块岩心样品数据表12-1 THN1-T-W-34岩心应力敏感实验数据表井号THN1井深，m4328.37岩心长度 cm4.725层位岩心直径 cm2.436测试温度c20净围压渗透率，mD第一次升压第一次降压第二次升压第二次降压2.5517.7450.7425.63.5500.8435.3430.4416.45481.9416.4411.9401.17464.3403.2394.9386.910445.4386.9383.1377.415423.3375.6370.1363.120407.5364.8358353.130381.2351.4345.1340.540358340.5333.1328.850336328.8323.3319.260317.9312.7上图为THN1-T-W-34岩心应力敏感曲线，图中曲线可以利用公式k=496.56e(-0.008x),由公式可以看出，储集层岩石应力敏感常数为b=0.008/MPa用terzaghi有效应力评价储集层敏感性，得压力下降10MPa时应力敏感指数为Sip=1-e(-10x0.008x0.258)=2%表12-2 THN1-T-W-48岩心应力敏感实验数据表净围压MPa渗透率，mD第一次升压第一次降压第二次升压第二次降压2.54194377.93.5407.2364.75395.7355.57381.3346.610367.9338.315352.5330.320341322.630325.1313.940313303.950299.6297.560289.3上图为THN1-T-W-48岩心应力敏感曲线k=401.49e(0.006x),应力敏感常数b=0.006/MPa,Sip=1-e(-10x0.006x0.239)=1.4%,表示为弱应力敏感下图为THN1-T-W-53岩心应力敏感曲线 =0.211，k=275.3e(-0.0095x),应力敏感常数b=0.0095/MPa,Sip=1-e(-10x0.0095x0.211)=1.98%表12-3 THN1-T-W-53 岩心应力敏感实验数据表净围压渗透率，mD第一次升压第一次降压第二次升压第二次降压2.5296.2265.2238.83.5279.8250.6236.3226.95266.7232.7224.7217.27254.8220.3215.1208.310241.3211.1205.420015225.8200196.6192.420214.1194.1190.8186.230197.4183.9181.7176.840183.9176.8172.8170.250174.1169.5166.5162.960165.8161.2数据分析：由上图可得：k034=426.41mD；k048=359.78mD；k053=235.70mD由公式可得：b34=0.012MPa-1；b48=0.009MPa-1；b53=0.016MPa-1用Terzahi有效应力评价储层敏感性，得压力下降10MPa时应力敏感指数为：SIp34=1e0.012×0.258×10=3%；SIp48=1e0.009×0.239×10=2.1%；SIp53=1e0.016×0.211×10=3.3%五敏测试THN1区块未做敏感性分析及润湿性分