高溫高壓氣井產(chǎn)能模擬實驗方法

周克明 李 農(nóng) 劉婷芝 何家歡 余華潔 鄒夢文

1. 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2. 中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室

3.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學

0 引言

自2011年起，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）在四川盆地中部高石梯—磨溪區(qū)塊震旦系燈影組和寒武系龍王廟組相繼獲得重大勘探發(fā)現(xiàn)[1-4]，天然氣探明儲量接近1×1012m3，并且儲量規(guī)模還在不斷增長[5]，目前已建成年產(chǎn)天然氣170×108m3的生產(chǎn)能力。近期X-1井和Y-1井分別在德陽—安岳裂陷東側(cè)震旦系燈影組二段測試，日產(chǎn)氣量相繼超過100×104m3。2012年，在四川盆地西北部中二疊統(tǒng)棲霞組又獲得重大勘探突破[6-10]，部署的S-1井測試獲氣87.6×104m3/d。2020年，在四川盆地西南部部署的P-1井在棲霞組獲氣66.9×104m3/d。S-1井和P-1井的發(fā)現(xiàn)，充分展示出四川盆地棲霞組儲層巨大的勘探開發(fā)潛力[11-16]，目前已在四川盆地西北部建成年產(chǎn)天然氣10×108m3的生產(chǎn)能力，累計產(chǎn)氣量已超過10×108m3。

安岳氣田高石梯—磨溪區(qū)塊震旦系燈影組氣藏埋深達5 600 m，孔隙壓力超過55 MPa，地層溫度超過150 ℃，屬于古老深層碳酸鹽巖氣藏[17-20]，儲層非均質(zhì)性強，氣水關(guān)系復(fù)雜，地層水活躍，氣藏整體高效開發(fā)面臨著巨大挑戰(zhàn)[21-23]；四川盆地西北部下二疊統(tǒng)棲霞組氣藏埋深更是深達8 000 m，孔隙壓力達100 MPa，地層溫度達160 ℃。上述氣藏具有埋藏深、上覆地層壓力大、地層溫度和孔隙壓力高、基質(zhì)孔隙致密并且縫洞發(fā)育、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜的特點。在投入開發(fā)后，隨著孔隙壓力逐漸下降，引起裂縫閉合、喉道收縮，儲層產(chǎn)生不可逆的滲透率應(yīng)力敏感性，進而影響氣井產(chǎn)能。然而，對于高溫高壓條件下氣井產(chǎn)量隨壓力降的變化規(guī)律及氣體流動特征尚不清楚，同時國內(nèi)也缺乏成熟的、商業(yè)性的高溫高壓（地層溫度超過160 ℃、孔隙壓力超過100 MPa）氣井產(chǎn)能模擬實驗裝置。

為了預(yù)測高溫高壓氣藏單井氣產(chǎn)量，同時研究高溫高壓條件下氣體的流動特征，筆者建立高溫高壓氣井產(chǎn)能模擬的實驗裝置和實驗方法，利用鉆井取心樣品開展配套實驗研究，以期為四川盆地高溫高壓氣藏的勘探開發(fā)和單井氣產(chǎn)量預(yù)測提供技術(shù)支撐。

1 產(chǎn)能模擬實驗原理與實驗流程

產(chǎn)能模擬實驗基本原理是在地層溫度和地層孔隙壓力條件下，在實驗巖心兩端建立不同的驅(qū)替壓差，將不同壓差下獲得的氣體流量轉(zhuǎn)換為地層徑向流條件下的天然氣產(chǎn)量。在實驗室中，允許氣體通過巖心的滲流面積是一個圓，而在地層中，不論直井、斜井還是水平井，氣體滲流面是一個圓柱面，將其展開后為一個矩形。氣體流量轉(zhuǎn)換的理想約束條件為：巖心端面上的孔隙度、滲透率、在一定壓差下的氣體流速，與地層中直井、斜井或水平井在徑向滲流面上的孔隙度、滲透率、氣體流速相等，地層條件下與實驗室條件下的氣產(chǎn)量滿足式（1），即

式中qF表示地層條件下氣產(chǎn)量，104m3/d；qL表示實驗室條件下氣產(chǎn)量，m3/d；AL表示實驗巖心樣品滲流面積，cm2；AF表示產(chǎn)氣層完全打開時的滲流面積，cm2。

針對四川盆地棲霞組和燈影組超深層碳酸鹽巖氣藏的地層溫度和孔隙壓力條件，所建的產(chǎn)能模擬實驗裝置要求實驗溫度達到160 ℃，孔隙壓力達到100 MPa。如圖1所示，通過氣體增壓泵將高壓氣瓶中的氣體增壓至100 MPa，用于模擬氣藏孔隙壓力；通過250 MPa的圍壓泵模擬上覆地層壓力，通過100 MPa的回壓泵模擬井底流動壓力；通過數(shù)字式氣體質(zhì)量流量計和高精度電子天平實現(xiàn)氣體和液體流量的自動采集與計量。

2 高溫高壓條件下氮氣黏度計算

美國Core Lab公司和《巖心分析方法：GB/T 29172—2012》給出了溫度在25 ℃左右及壓力小于25 MPa條件下的氮氣黏度計算公式[24-25]，而此次實驗溫度和巖心孔隙壓力將達到160 ℃和100 MPa，氮氣黏度計算式為：

3 高溫高壓條件下產(chǎn)能模擬實驗步驟與實驗結(jié)果

氣藏開發(fā)過程是孔隙壓力逐漸下降的過程，而傳統(tǒng)的應(yīng)力敏感性實驗方法或覆壓滲透率測定方法沒有考慮這一過程，同時也沒有考慮地層溫度和孔隙壓力條件。

3.1 實驗步驟

高溫高壓產(chǎn)能模擬實驗步驟如下：①根據(jù)氣藏埋深和測試資料確定產(chǎn)能模擬的實驗溫度和孔隙壓力。如四川盆地西北部棲霞組氣藏地層溫度約160 ℃，孔隙壓力約100 MPa，上覆地層壓力約200 MPa；四川盆地中部震旦系燈影組氣藏地層溫度約155 ℃，孔隙壓力約60 MPa，上覆地層壓力約150 MPa。②將實驗巖心樣品裝入巖心夾持器后，預(yù)先給樣品施加一個較低的上覆地層壓力，然后再給樣品兩端建立驅(qū)替壓差，等壓力穩(wěn)定后測定樣品的常規(guī)滲透率和克氏滲透率。③將樣品升溫到地層溫度條件，再同步逐級提高上覆地層壓力和樣品兩端的驅(qū)替壓差，直至孔隙壓力條件。④等待溫度和壓力穩(wěn)定后，測定地層條件下的樣品滲透率和克氏滲透率。⑤在地層溫度和地層孔隙壓力條件下進行產(chǎn)能模擬實驗，考慮以下4種壓力變化方式：方式A保持有效凈圍壓不變（即上覆地層壓力和孔隙壓力之差不變），逐漸升高上覆地層壓力和孔隙壓力，模擬單井氣產(chǎn)量隨孔隙壓力的變化關(guān)系；方式B保持上覆地層壓力不變，將孔隙壓力從大氣壓力逐漸增加到地層孔隙壓力，模擬單井氣產(chǎn)量隨孔隙壓力的變化關(guān)系；方式C保持上覆地層壓力和地層孔隙壓力不變，將樣品出口端壓力從孔隙壓力逐漸下降至廢棄壓力，模擬單井氣產(chǎn)量隨井底壓力下降的變化關(guān)系；方式D保持上覆地層壓力不變，樣品進口端無能量供給，模擬氣藏自然衰竭過程中單井氣產(chǎn)量與孔隙壓力之間的變化關(guān)系。

3.2 實驗結(jié)果

3.2.1 四川盆地西北部棲霞組氣藏

鉆井、測試資料顯示，四川盆地西北部棲霞組氣藏產(chǎn)層中部溫度為154.25 ℃，產(chǎn)層中部孔隙壓力為95.74 MPa，屬于高溫高壓氣藏。棲霞組氣藏儲層巖石主要以白云巖為主、其次是顆粒（砂屑、生屑）灰?guī)r，儲層孔洞縫發(fā)育。以S-1井9個巖心樣品為例，根據(jù)鉆井、測試資料，考慮模擬氣藏孔隙壓力為100 MPa，模擬地層溫度為160 ℃，按前述產(chǎn)能模擬實驗步驟的第④步測定巖心在地層條件下的克氏滲透率，再按照第⑤步的方式B進行產(chǎn)能模擬實驗。在井眼半徑為0.08 m且井眼完全打開的條件下，得到單井氣產(chǎn)量與氣藏壓力、有效儲層厚度之間的關(guān)系。當孔隙壓力為100 MPa時，9個巖心樣品的產(chǎn)能模擬實驗數(shù)據(jù)如表1所示，不同孔隙壓力、有效儲層厚度條件下單井氣產(chǎn)量實驗數(shù)據(jù)如表2所示。儲層滲透率隨孔隙壓力的變化而變化，而滲透率的變化又將影響單井氣產(chǎn)量。無論是實際生產(chǎn)過程中還是在實驗?zāi)M過程中，壓力變化可以直接監(jiān)測和采集，而滲透率需通過氣體流量和氣體壓力進行計算。基于產(chǎn)能模擬實驗，得到四川盆地西北部棲霞組氣藏S-1井在地層條件下克氏滲透率為0.022 mD時，單井氣產(chǎn)量與氣藏孔隙壓力之間的關(guān)系式為：

表2 不同孔隙壓力、有效儲層厚度下單井氣產(chǎn)量統(tǒng)計表

式中q表示單井氣產(chǎn)量，104m3/d；p表示孔隙壓力，MPa。

3.2.2 四川盆地中部震旦系燈影組氣藏

四川盆地中部震旦系燈影組氣藏X-1井產(chǎn)層中部溫度為160.21 ℃，產(chǎn)層中部壓力為57.60 MPa，儲層巖石主要以灰色白云巖、灰褐色溶孔白云巖為主。根據(jù)鉆井、測試資料，考慮模擬氣藏孔隙壓力為58 MPa，模擬地層溫度為160 ℃，選取X-1井、Y-1井兩口井巖心樣品進行產(chǎn)能模擬實驗，其物性參數(shù)如表3所示。

表3 X-1井、Y-1井巖心樣品物性參數(shù)統(tǒng)計表

依據(jù)《巖心分析方法：GB/T 29172—2012》，在地面條件下測定巖心樣品的常規(guī)孔隙度和滲透率后，分別按前述產(chǎn)能模擬實驗步驟，完成8個樣品的產(chǎn)能模擬實驗。以地面條件和地層條件下克氏滲透率為基礎(chǔ)，分別得到不同滲透率下單井氣產(chǎn)量。以X-1井4個巖心樣品的實驗數(shù)據(jù)為例，在孔隙壓力58 MPa、地層溫度160 ℃條件下，假設(shè)井眼半徑為0.08 m，儲層有效產(chǎn)氣長度為130 m，且井眼完全打開，得到不同壓力變化方式下單井氣產(chǎn)量—地面或地層條件下克氏滲透率關(guān)系曲線。如圖2所示，不論是地面條件還是地層條件下的克氏滲透率，在壓力變化方式A下（有效凈圍壓恒定）得到的單井氣產(chǎn)量明顯大于其他3種壓力變化方式下的單井氣產(chǎn)量。有效凈圍壓恒定的產(chǎn)能模擬實驗過程是將巖心樣品逐漸恢復(fù)到地層條件的過程，而其他3種壓力變化方式下的實驗過程均是在樣品恢復(fù)到地層條件下進行的，而地層條件下滲透率遠小于地面條件下滲透率。在巖心樣品恢復(fù)到地層條件后，在3種壓力變化方式下（方式B、C、D）通過產(chǎn)能實驗?zāi)M得到的單井氣產(chǎn)量—克氏滲透率變化曲線基本重合。由此可見，進行產(chǎn)能模擬實驗時必須將巖心樣品恢復(fù)至地層條件，然后選擇這3種壓力變化方式中任意一種即可。通過產(chǎn)能模擬實驗，Y-1井的氣產(chǎn)量—克氏滲透率關(guān)系曲線的變化規(guī)律與X-1井相似。根據(jù)產(chǎn)能模擬曲線（圖2），可得到不同壓力變化方式下單井氣產(chǎn)量與地面或地層克氏滲透率之間的數(shù)學關(guān)系式。

在壓力變化方式A下，有

式中q地面表示以地面條件下克氏滲透率為基礎(chǔ)的單井氣產(chǎn)量，104m3/d；K地面表示地面條件下克氏滲透率，mD；q地下表示以地層條件下克氏滲透率為基礎(chǔ)的單井氣產(chǎn)量，104m3/d；K地下表示地層條件下克氏滲透率，mD。

3.3 實驗結(jié)果與現(xiàn)場測試資料的對比與分析

以四川盆地西北部棲霞組氣藏S-1井為例，在孔隙壓力98 MPa，地層溫度160 ℃，假設(shè)井眼半徑為0.08 m，當儲層有效厚度為23 m并且井眼完全打開時，基于產(chǎn)能模擬實驗得到的單井氣產(chǎn)量為133.18×104m3/d，該結(jié)果與王俊杰等[26]建立的理論模型計算結(jié)果（136.07×104m3/d）相比較，相對誤差為2.12%，兩者結(jié)果較一致。

以四川盆地中部震旦系燈影組氣藏為例，在孔隙壓力58 MPa、地層溫度160 ℃條件下，開展產(chǎn)能模擬實驗，得到不同滲透率巖心樣品在不同壓力變化方式、不同有效儲層厚度下單井氣產(chǎn)量，再根據(jù)氣井實鉆有效儲層厚度或有效產(chǎn)氣長度計算單井實際氣產(chǎn)量（表4）；根據(jù)表4中數(shù)據(jù)建立單井氣產(chǎn)量與克氏滲透率的關(guān)系式；最后，根據(jù)所建立的數(shù)學關(guān)系式，預(yù)測不同滲透率對應(yīng)的單井氣產(chǎn)量。基于X-1井巖心樣品，通過產(chǎn)能模擬實驗，計算得到不同滲透率對應(yīng)的單井氣產(chǎn)量（表5），以及在克氏滲透率10 mD、不同壓力變化方式下單井氣產(chǎn)量（圖3）。

表4 X-1井巖心樣品產(chǎn)能模擬實驗結(jié)果統(tǒng)計表

現(xiàn)場測試資料表明，X-1井在地層孔隙壓力58 MPa以及地層溫度154 ℃條件下的現(xiàn)場測試產(chǎn)量為71×104m3/d，無阻流量為123×104m3/d。通過有效凈圍壓恒定并且將巖心樣品恢復(fù)到地層條件后，在壓力變化方式B、C、D下分別開展產(chǎn)能模擬實驗。如表5所示，以地面克氏滲透率10 mD為基礎(chǔ)，計算得到單井氣產(chǎn)量分別為83.44×104m3/d、81.37×104m3/d和80.66×104m3/d，該結(jié)果與測試產(chǎn)量較接近；以地層克氏滲透率10 mD為基礎(chǔ)，計算得到單井氣產(chǎn)量分別為124.12×104m3/d、119.47×104m3/d和118.40×104m3/d，該結(jié)果與無阻流量很接近。將現(xiàn)場測試產(chǎn)量、無阻流量與產(chǎn)能模擬實驗得到的單井氣產(chǎn)量對比，可以確定X-1井經(jīng)過儲層改造后地層克氏滲透率約為10 mD。

表5 不同滲透率、不同壓力變化方式下單井氣產(chǎn)量統(tǒng)計表

4 高溫高壓條件下氣體流動特征

氣體流動特征在宏觀上是通過單井氣產(chǎn)量和壓力的變化來反映，但實質(zhì)上是由儲層滲透性來決定的。因此，研究高溫高壓條件下的氣體流動特征，就是研究單井氣產(chǎn)量與儲層巖石滲透率之間的關(guān)系。

4.1 滲透率的溫度敏感性和應(yīng)力敏感性

以四川盆地西北部棲霞組氣藏儲層巖心樣品為例，隨著實驗溫度升高，巖石骨架膨脹，孔隙空間受到擠壓，滲流通道逐漸變小，巖石的平均滲透率和克氏滲透率逐漸降低。實驗溫度從室溫升高到160 ℃時，溫度上升對平均滲透率的損害介于23.4%～67.6%，對克氏滲透率的損害介于27.2%～75.7%。當滲透率介于0.010～1.000 mD時，溫度上升對平均滲透率的損害介于23.4%～34.0%，對克氏滲透率的損害介于22.0%～36.0%，滲透率的溫度敏感性屬于弱敏感；當滲透率大于1.000 mD時，溫度上升引起巖石骨架發(fā)生熱膨脹，進而對裂縫滲透率產(chǎn)生較大影響，對平均滲透率和克氏滲透率的損害均在70%左右，滲透率的溫度敏感性表現(xiàn)為中等—中等偏強；當滲透率小于0.010 mD時，溫度上升對平均滲透率的損害在45%左右，對克氏滲透率的損害在60%左右，滲透率的溫度敏感性屬于中等敏感。

四川盆地西北部棲霞組儲層埋深達8 000 m，假設(shè)巖石密度取2.60 g/cm3，上覆地層壓力將超過200 MPa。實驗研究發(fā)現(xiàn)，在保持巖心樣品孔隙壓力不變的條件下逐漸增加上覆地層壓力，應(yīng)力敏感性對滲透率的影響主要發(fā)生在低于20 MPa的范圍。當上覆地層壓力達到120 MPa時，滲透率損害幾乎達到100%；當上覆地層壓力從120 MPa逐漸降低到大氣壓力時，滲透率最高能恢復(fù)19.7%。進一步研究發(fā)現(xiàn)，保持孔隙壓力不變條件下，增加上覆地層壓力得到的滲透率應(yīng)力敏感性測定結(jié)果[27-28]不能直接用于氣藏工程評價。正確的滲透率應(yīng)力敏感性實驗方法應(yīng)該是：首先，將巖心樣品恢復(fù)到地層條件并進行老化；然后，在保持上覆地層壓力不變的條件下，模擬孔隙壓力或井底壓力逐漸衰竭過程中滲透率的變化情況。

4.2 有效凈圍壓保持不變條件下氣體流動特征

以四川盆地中部震旦系燈影組氣藏儲層巖心樣品為例，在保持有效凈圍壓不變的條件下，同步將上覆地層壓力和孔隙壓力恢復(fù)到地層條件，得到X-1井和Y-1井巖心樣品在地層條件下的克氏滲透率損害分別介于75.3%～93.9%和78.2%～94.5%，平均損害分別為87.8%和84.1%，顯示出儲層巖石滲透率具有極強的應(yīng)力敏感性特征。由于這種壓力變化方式與氣藏的衰竭開發(fā)過程不一致，實驗結(jié)果不能直接用于氣藏工程評價，典型的滲透率—孔隙壓力變化曲線如圖4所示。

4.3 孔隙壓力增加條件下氣體流動特征

以四川盆地中部震旦系燈影組氣藏儲層巖心樣品為例，在保持上覆地層壓力不變，逐漸增加孔隙壓力條件下，得到X-1井和Y-1井的克氏滲透率損害分別介于25.4%～47.5%和11.2%～53.9%，平均損害分別為39.6%和34.6%，均表現(xiàn)出中等偏弱的應(yīng)力敏感性特征。由于實驗過程中巖心樣品已經(jīng)恢復(fù)到地層條件，符合氣藏實際情況，典型的滲透率—孔隙壓力變化曲線如圖5所示 。

4.4 井底壓力下降過程中氣體流動特征

以四川盆地中部震旦系燈影組氣藏儲層巖心樣品為例，在保持上覆地層壓力和孔隙壓力不變條件下，模擬井底壓力從地層孔隙壓力逐漸下降到接近大氣壓力，得到X-1井和Y-1井的克氏滲透率損害分別介于20.5%～75.7%和9.1%～45.9%，平均損害分別為48.3%和26.3%，均表現(xiàn)出中等或中等偏弱的應(yīng)力敏感性特征。由于實驗過程中巖心樣品已經(jīng)恢復(fù)到地層條件，且實驗過程與氣藏開發(fā)過程一致，其實驗結(jié)果符合氣藏開發(fā)實際，典型的滲透率—井底壓力變化曲線如圖6所示。

4.5 孔隙壓力自然衰竭過程中氣體流動特征

以四川盆地中部震旦系燈影組氣藏儲層巖心樣品為例，在保持上覆地層壓力不變的條件下，模擬氣藏孔隙壓力自然衰竭的過程，將孔隙壓力逐漸衰竭到廢棄壓力。實驗結(jié)果表明，隨著孔隙壓力逐漸降低，巖心樣品的滲透率逐漸增加。為什么出現(xiàn)了這種反常現(xiàn)象？通過對實驗過程進行實時監(jiān)測和對實驗數(shù)據(jù)變化規(guī)律的研究，發(fā)現(xiàn)孔隙壓力的自然衰竭過程是一個不穩(wěn)定過程。在不穩(wěn)定過程中采集的實驗壓力和氣體流量不滿足達西定律的穩(wěn)態(tài)滲流條件，因此不能用穩(wěn)態(tài)達西公式來計算巖石滲透率，也就是說，利用孔隙壓力自然衰竭過程中的實驗數(shù)據(jù)來計算氣體滲透率是錯誤的。四川盆地中部燈影組氣藏X-1井和Y-1井巖心樣品在模擬孔隙壓力自然衰竭過程中，典型的錯誤滲透率曲線如圖7所示。

4.6 不同壓力變化方式下單井氣產(chǎn)量變化特征

如圖8所示，地層條件下產(chǎn)能模擬實驗結(jié)果表明，單井氣產(chǎn)量不僅隨孔隙壓力的增加而增加，而且還與孔隙壓力的變化方式有關(guān)。保持有效凈圍壓不變、上覆地層壓力和孔隙壓力同步增加時，單井氣產(chǎn)量—孔隙壓力關(guān)系曲線呈下凹型，部分巖心樣品獲得了完整的滲流曲線，包括低速滲流段、線性滲流段和高速滲流段；保持上覆地層壓力不變、孔隙壓力增加時，單井氣產(chǎn)量—孔隙壓力關(guān)系曲線呈上凹型；保持上覆地層壓力不變、氣藏孔隙壓力自然衰竭時，單井氣產(chǎn)量—孔隙壓力關(guān)系曲線呈上凹型；保持上覆地層壓力不變、井底壓力下降時，單井氣產(chǎn)量—孔隙壓力關(guān)系曲線呈下凹型，該曲線即是典型的IPR曲線，可以用于氣井無阻流量的預(yù)測。如X-1井47號巖心樣品，當?shù)貙訔l件下克氏滲透率為0.007 8 mD、有效產(chǎn)氣長度為130 m、原始地層孔隙壓力為58 MPa時，氣井無阻流量約為35×104m3/d。

將巖心樣品的孔隙壓力和上覆地層壓力逐漸加載到原始地層條件，此時巖心經(jīng)歷了第一次應(yīng)力變化過程。隨后，將巖心孔隙壓力卸壓至大氣壓力，再逐漸將孔隙壓力加載到地層孔隙壓力，最后將孔隙壓力衰竭至廢棄壓力，此時的兩條單井氣產(chǎn)量—孔隙壓力關(guān)系曲線基本重合。如圖8所示，實驗巖心在經(jīng)歷第一次壓力變化后已出現(xiàn)了明顯的應(yīng)力敏感性效應(yīng)，隨后壓力加載過程對氣體流動影響較小，因此，在進行產(chǎn)能模擬實驗時（包括應(yīng)力敏感實驗）應(yīng)將巖心樣品恢復(fù)到地層原始條件。

5 結(jié)論

1）采用所建立的適用于160 ℃地層溫度、100 MPa孔隙壓力條件下的產(chǎn)能模擬實驗裝置和實驗方法，預(yù)測四川盆地西北部棲霞組氣藏S-1井的無阻流量，與理論模型計算結(jié)果較一致，相對誤差僅為2.12%。

2）以地面克氏滲透率為基礎(chǔ)，由產(chǎn)能模擬實驗計算得到的單井氣產(chǎn)量與現(xiàn)場完井測試氣產(chǎn)量具有較好的一致性，而以地層克氏滲透率為基礎(chǔ)，由產(chǎn)能模擬實驗計算得到的單井氣產(chǎn)量結(jié)果與無阻流量具有較好的一致性。

3）地層溫度和孔隙壓力變化對巖石滲透率的影響顯著，并且滲透率的應(yīng)力敏感性明顯強于溫度敏感性。

4）進行儲層應(yīng)力敏感性實驗和產(chǎn)能模擬實驗，需要將巖心樣品恢復(fù)到地層條件并且進行老化，否則實驗結(jié)果將具有強烈的應(yīng)力敏感性特征，不能直接用于氣藏工程評價。

5）利用鉆井取心樣品，通過開展產(chǎn)能模擬實驗，可以準確預(yù)測高溫高壓井氣產(chǎn)量和無阻流量，同時，利用地面或地層克氏滲透率與單井氣產(chǎn)量的關(guān)系式，結(jié)合氣井測試數(shù)據(jù)，又可以評價地層克氏滲透率。