CN109490168B - 页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法 - Google Patents

页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法 Download PDF

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    • G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change

Abstract

本发明公开了页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法。它包括以下步骤：制取岩心样品；将待测岩心进行老化；计算氦气渗透率；使用甲烷代替氦气，计算甲烷渗透率；将完成甲烷和氦气实验的岩心采用无离子水进行饱和，计算无离子水测渗透率；将氦气渗透率进行修正；对比无离子水测渗透率和修正后的氦气渗透率分别得到达西渗流和滑脱效应两机理的等效渗透率，对比分析修正后的氦气渗透率和甲烷渗透率得到表面扩散效应的等效渗透率。

Description

页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评 价方法
技术领域
本发明属于页岩气藏技术领域，涉及一种页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法。
背景技术
近年来，页岩气的规模化开发改变了全球天然气的供给格局，但与常规天然气开采相比,页岩气藏的孔隙结构特征以及气体赋存状态存在较大差异：1)页岩基岩中的孔隙以纳米孔隙为主，渗透率极低，其主要渗流通道介于孔径4-200nm,常规只考虑粘性达西渗流方程无法描述；2)页岩气藏中吸附气含量较多，占气体总量20％-85％，吸附气对流动的影响不可忽略。然而，基质孔隙中气体是页岩气产能的源泉，如何保持基质中气体高速进入人工裂缝是页岩气井实现高产的基础。为此，国内外研究学者进行了大量的研究，发现页岩气基质中的渗流机理包含自由气的黏性流、气体分子与孔壁碰撞产生的滑脱流、孔隙壁面吸附气发生的表面扩散以及有机质中溶解气的构型扩散等。但是目前针对不同渗流机理对渗透能力的贡献仅通过理论推导以及数值模拟，缺乏实验验证与支持。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法。
本发明的目的是这样实现的：页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，制取岩心样品；
步骤二，将待测岩心进行老化；
步骤三，将待测岩心放入岩心夹持器，采用不同压力值的氦气驱替岩心，待岩心出口端流量稳定后记录流量值，然后采用气测渗透率公式，计算氦气渗透率其中，P0为当地大气压，Q0为单位时间记录的氦气排气量，μHe为氦气粘度，L为岩心长度，A为垂直于流动方向岩心的截面积，PHe为测试氦气渗透率时的入口压力；
步骤四，使用甲烷代替氦气，重复步骤三，计算甲烷渗透率其中，为甲烷粘度，为测试甲烷渗透率时的入口压力，QCH40为单位时间记录的甲烷排气量；
步骤五，将完成甲烷和氦气实验的岩心采用无离子水进行饱和，计算无离子水测渗透率其中，Q为通过岩心的流量，为无离子水的粘度，ΔP为通过岩心两端的压力差值；
步骤六，将氦气渗透率进行修正，其中DHe为氦气的扩散系数，DCH4为甲烷的扩散系数；
步骤七，对比无离子水测渗透率和修正后的氦气渗透率分别得到达西渗流和滑脱效应两机理的等效渗透率，对比分析修正后的氦气渗透率和甲烷渗透率得到表面扩散效应的等效渗透率。
优选地，步骤一中，采用线切割设备的规则样品放置于80℃的烘箱中48小时后多次称取岩心干重，直至岩心重量不再发生改变，将岩心移至干燥容器备用。
优选地，步骤二中，将待测试岩心放入岩心夹持器中，逐渐增加围压至22MPa后等待10天。
优选地，步骤三中，采用排水法记录气体流量。
优选地，步骤四中，将做完氦气流态曲线的岩心使用真空设备进行抽真空24小时。
由于采用了上述技术方案，本发明具有如下有益效果：本发明建立一套实验方法，对不同扩散机理对渗流能力大小定量的描述，对不同渗流机理主要作用压力区间做出了明确的划分，实现对页岩基质孔隙中的气体传质机理对渗透能力的贡献大小的分析，对于明确产气机理和优化产能模型都具有重要意义。
附图说明
图1是本发明中氦气渗透率流态曲线；
图2是本发明中甲烷渗透率流态曲线；
图3是本发明中无离子水测渗透率曲线；
图4是本发明中氦气流态曲线修正前后对比图；
图5是本发明中不同传质机理的等效渗透率曲线。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的实施例作进一步详细说明。
参见图1-图5，页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法的一种实施例，包括以下步骤：
步骤一，制取岩心样品，采用线切割设备的规则样品放置于80℃的烘箱中48小时后多次称取岩心干重，直至岩心重量不再发生改变，将岩心移至干燥容器备用；
步骤二，将待测岩心进行老化，将待测试岩心放入岩心夹持器中，逐渐增加围压至22MPa后等待10天；
步骤三，将待测岩心放入岩心夹持器，初始围压值为2MPa，采用不同压力值的氦气驱替岩心，驱替压差范围为0.005MPa-18MPa，待岩心出口端流量稳定后记录流量值，采用排水法记录气体流量，即多次记录同一压力下水的重量，如重量一致，则流量稳定，
然后采用气测渗透率公式，计算氦气渗透率其中，P0为当地大气压，Q0为单位时间记录的氦气排气量，μHe为氦气粘度，L为岩心长度，A为垂直于流动方向岩心的截面积，PHe为测试氦气渗透率时的入口压力。
步骤四，将做完氦气流态曲线的岩心使用真空设备进行抽真空24小时，确保岩心中无氦气残留后使用甲烷进行饱和，使用甲烷代替氦气，重复步骤三，计算甲烷渗透率其中，为甲烷粘度，为测试甲烷渗透率时的入口压力，QCH40为单位时间记录的甲烷排气量；
步骤五，将完成甲烷和氦气实验的岩心采用无离子水进行饱和，计算无离子水测渗透率，其中，Q为通过岩心的流量，为无离子水的粘度，ΔP为通过岩心两端的压力差值，为无离子水测渗透率值；
步骤六，将氦气渗透率进行修正，其中DHe为氦气的扩散系数，DCH4为甲烷的扩散系数；
因实验测试中，采用了氦气和甲烷两种气体，气体分子大小存在差异，因此气体的粘度以及分子平均自由程不一致，将直接影响滑脱效应对渗透能力的贡献，其中分子自由程的外在影响可表示为滑脱系数，为此将氦气渗透率进行修正。滑脱效应渗透率可表示为：
K＝K0+CμD
其中K是渗透率，K0为岩心固有渗透率，C为常数，μ为气体粘度，D为扩散系数，为此根据上式，可得：
步骤七，对比无离子水测渗透率和修正后的氦气渗透率分别得到达西渗流和滑脱效应两机理的等效渗透率，对比分析修正后的氦气渗透率和甲烷渗透率得到表面扩散效应的等效渗透率，其表达式为：
其中K0为岩心固有渗透率，KV为滑脱效应等效渗透率，Ka为表面扩散等效渗透率。
最后说明的是，以上优选实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过上述优选实施例已经对本发明进行了详细的描述，但本领域技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离本发明权利要求书所限定的范围。

Claims (5)

1.页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，制取岩心样品；
步骤二，将待测岩心进行老化；
步骤三，将待测岩心放入岩心夹持器，采用不同压力值的氦气驱替岩心，待岩心出口端流量稳定后记录流量值，然后采用气测渗透率公式，计算氦气渗透率其中，P0为当地大气压，Q0为单位时间记录的氦气排气量，μHe为氦气粘度，L为岩心长度，A为垂直于流动方向岩心的截面积，PHe为测试氦气渗透率时的入口压力；
步骤四，使用甲烷代替氦气，重复步骤三，计算甲烷渗透率其中，为甲烷粘度，为测试甲烷渗透率时的入口压力，为单位时间记录的甲烷排气量；
步骤五，将完成甲烷和氦气实验的岩心采用无离子水进行饱和，计算无离子水测渗透率其中，Q为通过岩心的流量，为无离子水的粘度，ΔP为通过岩心两端的压力差值；
步骤六，将氦气渗透率进行修正，其中DHe为氦气的扩散系数，为甲烷的扩散系数；
步骤七，对比无离子水测渗透率和修正后的氦气渗透率分别得到达西渗流和滑脱效应两机理的等效渗透率，对比分析修正后的氦气渗透率和甲烷渗透率得到表面扩散效应的等效渗透率。
2.根据权利要求1所述的页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，步骤一中，采用线切割设备的规则样品放置于80℃的烘箱中48小时后多次称取岩心干重，直至岩心重量不再发生改变，将岩心移至干燥容器备用。
3.根据权利要求1所述的页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，步骤二中，将待测试岩心放入岩心夹持器中，逐渐增加围压至22MPa后等待10天。
4.根据权利要求1所述的页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，步骤三中，采用排水法记录气体流量。
5.根据权利要求1所述的页岩气藏不同传质扩散机理对储层渗流能力贡献率的定量评价方法，其特征在于，步骤四中，将做完氦气流态曲线的岩心使用真空设备进行抽真空24小时。
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