CN103643943A - 确定连续型致密砂岩气藏分布范围的模拟实验装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种确定连续型致密砂岩气藏分布范围的模拟实验装置及方法，包括：致密砂岩储层单元、充气及测压单元、和地层水模拟单元；其中：致密砂岩储层单元包括：圆柱状石英玻璃筒2及装于圆柱状石英玻璃筒2中的8层不同粒径的砂层1；充气及测压单元，用于模拟天然气充注，包括充气钢管3、甲烷气瓶4、和压力表5，充气钢管3两端各连接圆柱状石英玻璃筒2底部的模拟孔喉7和甲烷气瓶4，压力表5装于甲烷气瓶4瓶口处；地层水模拟单元，用于模拟不同的静水压力大小，包括连接于圆柱状石英玻璃筒2上部的水管6。采用本发明可以有效确定连续型致密砂岩气藏的分布范围，完善连续型致密砂岩气藏形成模拟实验。

Description

确定连续型致密砂岩气藏分布范围的模拟实验装置及方法

技术领域

本发明涉及石油天然气地质技术领域，尤其涉及确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置、及采用该物理模拟实验装置确定连续型致密砂岩气藏分布范围的方法。

背景技术

世界范围内致密砂岩气储量巨大，目前在美国和中国，致密砂岩气的储量和产量都超过了天然气总储量和产量的三分之一，将会是解决能源短缺的重要途径。连续型致密砂岩气是致密砂岩气的最主要的表现形式。该类气藏的成藏机理众说纷纭，没有给出一种普适性的机理解释，导致现在无法确定其分布范围。从目前的研究成果看，具有代表性的物理模拟实验及成藏机理研究有Robert M.Gies1982年的物理模拟实验及研究成果和中国石油大学（北京）庞雄奇2003年的物理模拟实验及研究成果。

其中，加拿大学者Gies自主设计的深盆气藏形成模拟实验装置如图1所示，主要原理是在一个柱状仓内底部最下层用钢筛隔开。钢筛上依次装填细砂层、粗砂层、细砂层和粗砂层。柱仓两侧分别有四个并联出口（A、B、C、D）。柱仓右侧有一个旁通管分别与柱仓的最底层（空层）和最顶层（粗砂层）相连；有个测压管与最底层（空层）相连。利用该装置做实验表明气脱水活塞式推进至粒径为0.1mm的砂岩中，之后发生气水置换，证明了连续型致密砂岩气藏是可以形成的。但是该装置无法模拟上覆地层水的压力作用，也没有探讨所能形成的气藏顶界的动力学成因机制。

中国石油大学（北京）庞雄奇等进行的玻璃管砂柱水封气门限物理模拟实验，装置见图2，其中左侧三列为整体排驱，无浮力作用，有毛细管力和膨胀力作用；右侧两列为非整体排驱，有浮力作用。实验结果表明：①粒径0.05～0.1mm的细砂是形成“气水倒置”的临界物性条件，砂粒粒径较粗时，天然气将在浮力作用下直接向上运移漏失；②当注气速率或注入砂柱中的气量不同时，气体在玻璃管中的赋存状态和保留的时间不同；③水封气藏是一个动态气藏，只有在得到气源的不断补给时，气藏才能长期存在。该模拟实验相较Gies的物理模拟实验，取得的认识更多，但存在同样的不足之处。

发明内容

本发明实施例提供一种确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置，用以有效确定连续型致密砂岩气藏的分布范围，完善连续型致密砂岩气藏形成模拟实验，该物理模拟实验装置包括：

致密砂岩储层单元、充气及测压单元、和地层水模拟单元；其中：

致密砂岩储层单元包括：圆柱状石英玻璃筒2及装于圆柱状石英玻璃筒2中的8层不同粒径的砂层1；

充气及测压单元，用于模拟天然气充注，包括充气钢管3、甲烷气瓶4、和压力表5，充气钢管3两端各连接圆柱状石英玻璃筒2底部的模拟孔喉7和甲烷气瓶4，压力表5装于甲烷气瓶4瓶口处；

地层水模拟单元，用于模拟不同的静水压力大小，包括连接于圆柱状石英玻璃筒2上部的水管6。

一个实施例中，所述8层不同粒径的砂层1由下而上粒径依次为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm，每层厚10cm。

一个实施例中，所述圆柱状石英玻璃筒2高80cm，内径15cm，壁厚0.5cm。

一个实施例中，所述甲烷气瓶4装有体积比纯度为99%的甲烷气体。

一个实施例中，所述压力表5测量范围为0MPa～6MPa，最小刻度为0.01MPa。

一个实施例中，所述水管6为塑料水管，直径2cm，高40m，其上标有最小间隔为1cm的刻度尺。

本发明实施例还提供一种采用上述物理模拟实验装置确定连续型致密砂岩气藏分布范围的方法，用以有效确定连续型致密砂岩气藏的分布范围，完善连续型致密砂岩气藏形成模拟实验，该方法包括：

在圆柱状石英玻璃筒2中装满水，装入8层不同粒径的砂层1，使砂层饱和水；

连接好圆柱状石英玻璃筒2上部的水管6，注水至H₁高度，开始充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₁，气压大小P₁，临界砂层粒径Φ₁；

注水至H₂高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₂，气压大小P₂，临界砂层粒径Φ₂；

不断改变水柱高度H₃、H₄……H_n，重复以上操作，记录下水柱高度H₃、H₄……H_n及对应的P₃、P₄……P_n和Φ₃、Φ₄……Φ_n；

建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系；

在地质条件下实现建立的动力学平衡关系，确定连续型致密砂岩气藏的分布范围。

一个实施例中，所述装入8层不同粒径的砂层1包括：

依次装入粒径为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm的砂层，每层厚10cm。

一个实施例中，建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系如下：

P_e=P_c+P_w

其中，P_e为气体膨胀压力，MPa；P_c为毛细管力，MPa；P_w为静水柱压力，MPa；

P_e=0.5f_gΔN_gkT；f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；

γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m；

P_w=ρ_wgh；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m。

一个实施例中，所述确定连续型致密砂岩气藏的分布范围的计算模型包括：

r=f(h)

${0.5f}_g\mathrm{\Δ}{N}_g\mathrm{kT}=\frac{2\mathrm{\γ}\cos \mathrm{\θ}}{f\left(h\right)}+{\mathrm{\ρ}}_w\mathrm{gh}$

其中，f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m，在具体的研究区与地层深度建立关系后，以f(h)表示。

本发明实施例中确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置其及实验方法，改变了石油天然气地质行业内关于致密砂岩气藏储层物性临界条件的限定，充分反映了连续型致密砂岩气藏顶界的形成过程和动力学机制，完善了连续型致密砂岩气藏形成模拟实验，深化了连续型致密砂岩气藏成藏机理的研究，根据所建立的动力学平衡关系可以计算确定某一具体研究区内连续型致密砂岩气藏的分布范围，以指导勘探区带的选择和资源评价，为连续型致密砂岩气藏分布范围的预测提供了一种有效的方法，在当前和今后非常规油气勘探领域内有着巨大的指导价值和广阔的应用前景。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为现有技术中柱状仓装砂深盆气藏形成物理模拟实验装置的示意图；

图2为现有技术中玻璃管砂柱水封气门限物理模拟实验装置的示意图；

图3为本发明实施例中物理模拟实验装置的示意图；

图4为本发明实施例中连续型致密砂岩气藏顶界的动力学平衡关系示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

图3为本发明实施例中确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置的示意图。如图3所示，本发明实施例中确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置可以包括：

致密砂岩储层单元、充气及测压单元、和地层水模拟单元；其中：

致密砂岩储层单元包括：圆柱状石英玻璃筒2及装于圆柱状石英玻璃筒2中的8层不同粒径的砂层1；

充气及测压单元，用于模拟天然气充注，包括充气钢管3、甲烷气瓶4、和压力表5，充气钢管3两端各连接圆柱状石英玻璃筒2底部的模拟孔喉7和甲烷气瓶4，压力表5装于甲烷气瓶4瓶口处；

地层水模拟单元，用于模拟不同的静水压力大小，包括连接于圆柱状石英玻璃筒2上部的水管6。

具体实施时，所述8层不同粒径的砂层1由下而上粒径依次可以为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm，每层厚10cm。当然实施时也可以根据需要将各砂层的粒径、层厚调整为其它值。

具体实施时，所述圆柱状石英玻璃筒2高80cm，内径15cm，壁厚0.5cm。当然实施时也可以根据需要将圆柱状石英玻璃筒2的高度、内径和壁厚调整为其它值。

具体实施时，所述甲烷气瓶4装有体积比纯度为99%的甲烷气体。当然实施时也可以根据需要将甲烷气瓶4装的甲烷气体体积比纯度调整为其它值。

具体实施时，所述压力表5测量范围为0MPa～6MPa，最小刻度为0.01MPa。当然实施时也可以根据需要将压力表5的测量范围及最小刻度调整为其它值。

具体实施时，所述水管6为塑料水管，直径2cm，高40m，其上标有最小间隔为1cm的刻度尺。当然实施时也可以根据需要选择其它材质的水管，并将水管的直径、高度、其上标的最小间隔调整为其它值。

本发明实施例中采用上述物理模拟实验装置确定连续型致密砂岩气藏分布范围的方法，可以包括：

步骤1、在圆柱状石英玻璃筒2中装满水，装入8层不同粒径的砂层1，使砂层饱和水；

步骤2、连接好圆柱状石英玻璃筒2上部的水管6，注水至H₁高度，开始充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₁，气压大小P₁，临界砂层粒径Φ₁；

注水至H₂高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₂，气压大小P₂，临界砂层粒径Φ₂；

不断改变水柱高度H₃、H₄……H_n，重复以上操作，记录下水柱高度H₃、H₄……H_n及对应的P₃、P₄……P_n和Φ₃、Φ₄……Φ_n；

步骤3、建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系；

步骤4、在地质条件下实现建立的动力学平衡关系，确定连续型致密砂岩气藏的分布范围。

具体实施时，在步骤1中可以依次装入粒径为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm的砂层，每层厚10cm。

举一具体实例，步骤2可实施为：

注水至H₁高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到突然冒气泡的临界条件，记录下此时的水柱高度H₁=6.5m，气压大小P₁=0.07MPa，临界砂层粒径Φ₁=0.075mm；

注水至H₂高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到突然冒气泡的临界条件，记录下此时的水柱高度H₂=13.8m，气压大小P₂=0.15MPa，临界砂层粒径Φ₂=0.125mm；

注水至H₃高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到突然冒气泡的临界条件，记录下此时的水柱高度H₃=21.2m，气压大小P₃=0.22MPa，临界砂层粒径Φ₃=0.175mm；

注水至H₄高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到突然冒气泡的临界条件，记录下此时的水柱高度H₄=27.5m，气压大小P₄=0.28MPa，临界砂层粒径Φ₄=0.225mm；

注水至H₅高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到突然冒气泡的临界条件，记录下此时的水柱高度H₅=35.5m，气压大小P₅=0.36MPa，临界砂层粒径Φ₅=0.275mm。

如图4所示，具体实施时，在步骤3中可建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系如下：

P_e=P_c+P_w

其中，P_e为气体膨胀压力，MPa；P_c为毛细管力，MPa；P_w为静水柱压力，MPa；

P_e=0.5f_gΔN_gkT；f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；

γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m；

P_w=ρ_wgh；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m。

具体实施时，在步骤4中确定连续型致密砂岩气藏的分布范围的计算模型，即气藏顶界深度计算模型可以包括：

r=f(h)

${0.5f}_g\mathrm{\Δ}{N}_g\mathrm{kT}=\frac{2\mathrm{\γ}\cos \mathrm{\θ}}{f\left(h\right)}+{\mathrm{\ρ}}_w\mathrm{gh}$

其中，f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m，在具体的研究区与地层深度建立关系后，以f(h)表示，即某一具体的研究区所建立的致密砂岩储层的孔喉半径与地层深度之间的关系。

综上所述，本发明实施例设计制作了一套模拟致密砂岩储层条件下天然气呈“活塞式”推进的连续型致密砂岩气成藏物理模拟实验装置，模拟得出连续型致密砂岩气藏的顶界是随成藏条件变化的，科学地改变了以往行业内对致密砂岩气的定义中储层物性的限定和前人利用物理模拟实验所获得的物性限定条件。本发明实施例中确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置其及实验方法，借助于物理模拟实验技术确定含油气盆地致密砂岩储层条件下连续型致密砂岩气藏的分布范围，充分反映了连续型致密砂岩气藏顶界的形成过程和动力学机制，完善了连续型致密砂岩气藏形成模拟实验，深化了连续型致密砂岩气藏成藏机理的研究，根据所建立的动力学平衡关系可以计算确定某一具体研究区内连续型致密砂岩气藏的分布范围，以指导勘探区带的选择和资源评价，为连续型致密砂岩气藏分布范围的预测提供了一种有效的方法，在当前和今后非常规油气勘探领域内有着巨大的指导价值和广阔的应用前景。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例的全部或部分内容可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种确定连续型致密砂岩气藏分布范围的物理模拟实验装置，其特征在于，包括：

致密砂岩储层单元、充气及测压单元、和地层水模拟单元；其中：

致密砂岩储层单元包括：圆柱状石英玻璃筒（2）及装于圆柱状石英玻璃筒（2）中的8层不同粒径的砂层（1）；

充气及测压单元，用于模拟天然气充注，包括充气钢管（3）、甲烷气瓶（4）、和压力表（5），充气钢管（3）两端各连接圆柱状石英玻璃筒（2）底部的模拟孔喉（7）和甲烷气瓶（4），压力表（5）装于甲烷气瓶（4）瓶口处；

地层水模拟单元，用于模拟不同的静水压力大小，包括连接于圆柱状石英玻璃筒（2）上部的水管（6）。

2.如权利要求1所述的物理模拟实验装置，其特征在于，所述8层不同粒径的砂层（1）由下而上粒径依次为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm，每层厚10cm。

3.如权利要求1所述的物理模拟实验装置，其特征在于，所述圆柱状石英玻璃筒（2）高80cm，内径15cm，壁厚0.5cm。

4.如权利要求1所述的物理模拟实验装置，其特征在于，所述甲烷气瓶（4）装有体积比纯度为99%的甲烷气体。

5.如权利要求1所述的物理模拟实验装置，其特征在于，所述压力表（5）测量范围为0MPa～6MPa，最小刻度为0.01MPa。

6.如权利要求1所述的物理模拟实验装置，其特征在于，所述水管（6）为塑料水管，直径2cm，高40m，其上标有最小间隔为1cm的刻度尺。

7.一种采用权利要求1至6任一项所述的物理模拟实验装置确定连续型致密砂岩气藏分布范围的方法，其特征在于，包括：

在圆柱状石英玻璃筒（2）中装满水，装入8层不同粒径的砂层（1），使砂层饱和水；

连接好圆柱状石英玻璃筒（2）上部的水管（6），注水至H₁高度，开始充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₁，气压大小P₁，临界砂层粒径Φ₁；

注水至H₂高度，继续充气并不断调节气压大小，观察砂柱内气托水活塞式运移到发生气水置换的临界条件；记录下此时的水柱高度H₂，气压大小P₂，临界砂层粒径Φ₂；

不断改变水柱高度H₃、H₄……H_n，重复以上操作，记录下水柱高度H₃、H₄……H_n及对应的P₃、P₄……P_n和Φ₃、Φ₄……Φ_n；

建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系；

在地质条件下实现建立的动力学平衡关系，确定连续型致密砂岩气藏的分布范围。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述装入8层不同粒径的砂层（1）包括：

依次装入粒径为0.05mm-0.1mm、0.1mm-0.15mm、0.15mm-0.2mm、0.2mm-0.25mm、0.25mm-0.3mm、0.3mm-0.35mm、0.35mm-0.4mm、0.4mm-0.45mm的砂层，每层厚10cm。

9.如权利要求7所述的方法，其特征在于，建立连续型致密砂岩气藏顶界处的动力学平衡关系如下：

P_e=P_c+P_w

其中，P_e为气体膨胀压力，MPa；P_c为毛细管力，MPa；P_w为静水柱压力，MPa；

P_e=0.5f_gΔN_gkT；f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；

γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m；

P_w=ρ_wgh；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m。

10.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述确定连续型致密砂岩气藏的分布范围的计算模型包括：

r=f(h)

${0.5f}_g\mathrm{\Δ}{N}_g\mathrm{kT}=\frac{2\mathrm{\γ}\cos \mathrm{\θ}}{f\left(h\right)}+{\mathrm{\ρ}}_w\mathrm{gh}$

其中，f_g为天然气分子自由度，无单位；N_g为天然气数密度，cm^-3；k为玻耳兹曼常数，1.380658×10^-23J/K；T为开尔文温度，K；γ为气水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；ρ_w为地层水密度，kg/m³；g为重力加速度，9.8m/s²；h为地层水的高度，即预测的连续型致密砂岩气藏的顶界深度，m；r为致密砂岩储层的孔喉半径，m，在具体的研究区与地层深度建立关系后，以f(h)表示。

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