CN109915121B - 一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力‑物性临界曲线。该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，属于石油天然气勘探与开发领域。
背景技术
致密砂岩油气是非常规油气资源的重要组成部分之一，北美已在圣胡安、丹佛、阿尔伯塔、阿巴拉契亚盆地实现了大规模的致密砂岩气开采，且致密砂岩气的产量占北美天然气总产量的30％；近年来，中国在鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地的致密砂岩天然气勘探与开发进展迅速，目前，中国致密砂岩气超过天然气总储量的三分之一，是油气增储上产的重要目标和重点领域。
致密砂岩气藏具有源储紧邻、储层物性差、非均质性强、气藏含水饱和度高、气藏分布不受控于圈闭构造特征、气水分布关系复杂等明显区别于常规气藏的石油地质特征。由于致密砂岩储层储层物性差，非均质性强，储集空间极为复杂，发育典型的微米-纳米孔喉网络系统，孔喉细小，毛管力强，导致浮力难以成为油气聚集的动力，油气以超压驱动向储层充注，因而致密砂岩气藏中天然气能否充注进入储层，由充注动力和毛管阻力耦合控制，毛管阻力由储层物性和孔喉大小决定，油气充注受动力条件、物性和孔喉半径耦合控制，因此天然气充注存在临界动力，当不满足该临界条件时，天然气将不能充注进入储层并成藏。
随着致密砂岩油气勘探和开发的需求不断攀升，准确确定实际气藏地质条件下致密砂岩气藏天然气充注的临界条件对于阐明致密砂岩气藏复杂含气性、气水分布特征、弄清致砂岩气藏成藏机理具有重要的科学意义；同时，对致密气的甜点区及有利勘探区预测、注采开发方案确定及靶区优选、提高油气藏储量计算精度具有重要的实际生产意义。
因此需要一种符合地质实际且能够精确厘定致密砂岩油气充注临界条件的方法。
发明内容
本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。本发明特别适用于先致密后成藏类型的致密砂岩天然气藏。
本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：
1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；
2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；
3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；
4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-物性临界曲线。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，还包括：
根据所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，还包括：
根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，所述根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，包括：
根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限；
根据所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，步骤3)包括：
向所述每个致密砂岩样品的入口端注入天然气并逐渐升高每个所述致密砂岩样品入口端的注入压力；
所述每个致密砂岩样品的出口端的液体流速开始稳定时刻对应的所述每个致密砂岩样品的入口端的注入压力为所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，所述根据所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限，包括：
获取所述临界充注压力-物性临界曲线的极限切线方程；
根据所述极限切线方程，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限；
其中，所述极限切线方程是所述临界充注压力-物性临界曲线的斜率等于零的切线的方程。
如上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，所述根据所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，包括：
利用式1计算所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限；
式1中，P为所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，MPa；δ为气水界面张力，mN/m；θ为润湿角，°；r为所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，μm。
上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注界条件的方法，其中，所述N个致密砂岩样品的渗透率不高于1mD。
上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，所述预处理包括洗油处理、洗盐处理以及抽真空处理。
上所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其中，利用所述致密砂岩气藏的地层水进行所述地层水饱和。
本发明的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法能够很好匹配实际气藏条件，准确厘定致密砂岩气藏天然气充注的临界条件，具有可操作性强、可重复性强、实用性高、可靠性高、依据充分的优点，因此本发明的方法对于确定致密砂岩气藏有效勘探区、提高致密气藏开采效果具有重要意义，能够为油田增储上产提供有效指导。
附图说明
图1为本发明实施例中致密砂岩样品1的时间-压差-流速的实验关系图；
图2为本发明实施例中致密砂岩样品2的时间-压差-流速的实验关系图；
图3为本发明实施例中致密砂岩样品3的时间-压差-流速的实验关系图；
图4为本发明实施例中致密砂岩样品4的时间-压差-流速的实验关系图；
图5为本发明实施例中致密砂岩样品5的时间-压差-流速的实验关系图；
图6为本发明实施例中致密砂岩样品6的时间-压差-流速的实验关系图；
图7为本发明实施例中致密砂岩样品7的时间-压差-流速的实验关系图；
图8为本发明实施例中致密砂岩样品8的时间-压差-流速的实验关系图；
图9为本发明实施例中致密砂岩样品9的时间-压差-流速的实验关系图；
图10为本发明实施例中致密砂岩样品10的时间-压差-流速的实验关系图；
图11为本发明实施例中致密砂岩样品11的时间-压差-流速的实验关系图；
图12为本发明实施例中致密砂岩样品12的时间-压差-流速的实验关系图；
图13为本发明实施例中致密砂岩样品13的时间-压差-流速的实验关系图；
图14为本发明实施例中致密砂岩样品14的时间-压差-流速的实验关系图；
图15为本发明实施例中致密砂岩样品15的时间-压差-流速的实验关系图；
图16为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-渗透率曲线图；
图17为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-孔隙度曲线图；
图18为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-渗透率曲线及其极限切线图；
图19为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-孔隙度曲线及其极限切线图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：
S101：收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个致密砂岩样品的渗透率各不相同。
在本发明中，N个致密砂岩样品选自待确定天然气充注临界条件的致密砂岩气藏。
为了能够获得更加精确的致密砂岩气藏天然气充注临界条件，在挑选致密砂岩样品之前，需要充分了解待确定天然气充注临界条件的致密砂岩气藏的地质特征，优选气藏重点目的层段沉积特征、源岩储层配置关系相似的致密砂岩柱塞样品。
利用氦气检测每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，按照渗透率的不同，挑选N个致密砂岩样品，其中，N个致密砂岩样品的渗透率不高于1mD，且可分属于0.01-0.1mD、0.1-0.5mD、0.5-1.0mD的渗透率梯度区间。在本发明中，N≥15且为整数。
S102：对每个致密砂岩样品进行预处理后，将每个致密砂岩样品进行地层水饱和。
对遴选出的每个致密砂岩样品进行预处理，其中，预处理包括洗油处理、洗盐处理以及抽真空处理。该预处理方法的具体操作可参照本领域的现有操作方法。
预处理结束后，向每个致密砂岩样品进行地层水充注，使每个致密砂岩样品的孔隙内被地层水充满，从而使得每个致密砂岩样品呈现地层水的饱和状态。
优选地，为了能够更加精确确定当前致密砂岩气藏的天然气充注临界条件，可以利用该致密砂岩气藏的实际地层水进行上述地层水充注饱和，从而还原每个致密砂岩样品地层条件下的真实矿化度。
S103：对每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
其中，天然气步进式增压充注是指，依次从每个致密砂岩样品的一端进行天然气充注，且伴随天然气充注的过程中不断以精确的压力间隔增加天然气的充注压力，从而使得天然气充注压力不断增大，直至每个致密砂岩样品的另一端出现地层水和天然气共同流出的现象而结束实验，从而获得每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力是指能够使得该致密砂岩样品发生天然气充注的最低充注压力，换言之，当向致密砂岩样品进行天然气充注的充注压力低于该致密砂岩样品的天然气充注临界压力时，该致密砂岩样品难以或者基本不发生天然气充注。
S104：根据每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-物性临界曲线。
根据上述S101-S103的操作，获得了每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力。
以N个致密砂岩样品的天然气充注临界压力为横坐标、以N个致密砂岩样品的渗透率数据为纵坐标，能够获取N个坐标点，对该N个坐标点进行曲线模拟，拟合得到致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-渗透率曲线。
以N个致密砂岩样品的天然气充注临界压力数据为横坐标、以N个致密砂岩样品的孔隙度数据为纵坐标，能够获取N个坐标点，对该N个坐标点进行曲线模拟，拟合得到致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-孔隙度曲线。
致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-渗透率曲线和致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-孔隙度曲线统称为致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-物性临界曲线。
具体地，致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-渗透率曲线为致密砂岩气藏天然气充注压力与渗透率相关的临界曲线，在该曲线的上方区域为致密砂岩气藏天然气充注的有效充注区，在该曲线的下方区域为致密砂岩气藏天然气充注的无效充注区。即，当充注条件(渗透率和充注压力)落在有效充注区，则能够发生致密砂岩气藏天然气充注；当充注条件(渗透率和充注压力)落在无效充注区，则难以或者基本不发生致密砂岩气藏天然气充注。
致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-孔隙度曲线为致密砂岩气藏天然气充注压力与孔隙度相关的临界曲线，在该曲线的上方区域为致密砂岩气藏天然气充注的有效充注区，在该曲线的下方区域为致密砂岩气藏天然气充注的无效充注区。即，当充注条件(孔隙度和充注压力)落在有效充注区，则能够发生致密砂岩气藏天然气充注；当充注条件(孔隙度和充注压力)落在无效充注区，则难以或者基本不发生致密砂岩气藏天然气充注。
此处需要强调的是，当充注条件落入无效充注区内，并不意味着绝对无法发生致密砂岩气藏天然气充注，可以通过调整充注压力使得具有某一物性参数的致密砂岩气藏能够发生天然气充注。
值得一提的是，上述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-渗透率曲线和致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-孔隙度曲线并不冲突，两者是相辅相成的关系。通常可以根据当前测试数据以及测试要求，有选择的对临界充注压力-渗透率曲线或临界充注压力-孔隙度曲线进行利用。若需要择一利用时，可以以两个曲线的相关性系数为选择参数，选择相关性系数较大的曲线的进行利用。一般情况下，临界充注压力-渗透率曲线的相关性系数更大，因此临界充注压力-渗透率曲线的应用频率更高。
本发明在明确致密砂岩气藏地质特征的基础上，创新采用了步进增压法一维天然气物理模拟实验，提高了模拟实验精度，实现了天然气充注过程的动态监测与分析，从而有助于精确判识出天然气充注临界点和临界充注压力。并且结合孔隙度和渗透率测试与模拟实验结果，通过数值拟合计算的方法，能够定量且准确、高效的确定天然气充注的临界条件，建立相应的临界条件曲线，划分致密砂岩气藏天然气充注的有效充注区和无效充注区。
本发明将天然气充注动力作为考虑因素，动态的反映实际地层温压条件下油气充注的油气流动过程，并结合致密砂岩气藏的物性(渗透率和孔隙度)，充分考虑实际地质条件，将充注动力和物性进行系统研究，实现了充注过程的动态分析，因此能够准确且全面反映出致密砂岩气藏天然气充注门限以及天然气充注的临界条件。
进一步地，S103具体包括：
向每个致密砂岩样品的入口端注入天然气并逐渐升高每个致密砂岩样品入口端的注入压力；
每个致密砂岩样品的出口端的液体流速开始温度稳定时刻对应的每个致密砂岩样品的入口端的注入压力为每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
具体地，以某个致密砂岩样品的为例，将充注天然气的一端称为入口端，将与入口端相对的一端称为出口端。
在入口端进行天然气充注之初，以压力检测器能够检测到的最低压力为初始充注压力，例如0.02MPa，然后以0.01MPa或压力检测器能够监测到的更小的压力为变化量逐步增大充注压力。在天然气充注的过程中，在出口端进行流速和流出物监测，一旦出口端监测到稳定的液体流速时，该时刻即为天然气充注进入该致密砂岩样品的临界点，而此时入口段的充注压力即为该致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
在具体操作过程中，可以以时间、压差以及流速为参数，建立时间-压差-流速的实验关系图。其中，由于致密砂岩样品的出口端未施加压力，压差即为入口端的天然气充注压力。通过在天然气充注过程中以时间、压差以及流速为参数进行图线绘制，当图线中液体流速出现恒定时刻所对应的时间即为天然气充注进入该致密砂岩样品的临界点，且图线中流速出现恒定时刻所对应的压差即为该致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
此外，还可以在具体操作过程中对出口端的出液体积进行记录，从而有利于实验数据的完整性。
在上述实施方式的基础上，进一步地，还可以根据临界充注压力-物性临界曲线，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限。
本发明的致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限包括临界渗透率下限以及临界孔隙度下限。
其中，临界渗透率下限处于临界充注压力-渗透率曲线的无效充注区中，临界孔隙度下限处于临界充注压力-孔隙度曲线的无效充注区中。
临界渗透率下限和临界孔隙度下限用于反映致密砂岩气天然气充注的物性最低门限。当致密砂岩气藏的渗透率低于临界渗透率下限，则该致密砂岩气藏难以或者基本不发生天然气的有效充注；当致密砂岩气藏的渗透率低于临界孔隙度下限，则该致密砂岩气藏难以或者基本不发生天然气的有效充注。
同样地，上述临界渗透率下限和临界孔隙度下限并不冲突，两者是相辅相成的关系。通常可以根据当前测试数据以及测试要求，有选择的利用临界渗透率下限或临界孔隙度上限对当前致密砂岩气藏进行分析和天然气充注条件的评价。若需要择一利用时，可以以临界充注压力-渗透率曲线或临界充注压力-孔隙度曲线的相关性系数为选择参数，选择相关性系数较大的曲线所对应的物性参数进行利用。一般情况下，临界充注压力-渗透率曲线的相关性系数更大，因此临界渗透率下限应用频率更高。
进一步地，根据临界充注压力-物性临界曲线，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限，包括：
获取临界充注压力-物性临界曲线的极限切线方程；
根据极限切线方程，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限；
其中，极限切线方程是临界充注压力-物性临界曲线的斜率等于零的切线的方程。也就是说，极限切线是临界充注压力-物性临界曲线的斜率等于零的切线。
具体地，可以在临界充注压力-物性临界曲线上寻找并画出斜率为零的极限切线，由于极限切线的斜率为零，则可以理解的是，该极限切线的方程为y＝a，a为常数且其数值为极限切线与临界充注压力-物性临界曲线所在坐标轴中y轴的交点，因此该a值即为致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限。
也即是说，临界充注压力-渗透率曲线的极限切线方程中的a值为致密砂岩气藏天然气充注的临界渗透率下限，临界充注压力-孔隙度曲线的极限切线方程中的a值为致密砂岩气藏天然气充注的临界孔隙度下限。
在另一种实施方式中，可以对临界充注压力-物性临界曲线的方程求一阶导数，该一阶导数的几何意义即为该临界充注压力-物性临界曲线的切线方程的斜率。由于本发明中的极限切线的斜率为零(其中，斜率也可以接近于零)，因此使得该一阶导数的极限为零所得到的物性数值即为临界物性下限。
也即是说，使得临界充注压力-渗透率曲线的一阶导数的极限为零所得到的渗透率数据，即为致密砂岩气藏天然气充注的临界渗透率下限；使得临界充注压力-孔隙度曲线的一阶导数的极限为零所得到的孔隙度数据，即为致密砂岩气藏天然气充注的临界孔隙度下限。
在上述实施方式的基础上，还包括，根据临界物性下限和临界充注压力-物性临界曲线，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。
本发明的致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限是指能够使得该致密砂岩气藏发生天然气充注的最低孔喉半径，换句话说，当向致密砂岩气藏进行天然气充注的充注时，若致密砂岩气藏储层中孔喉半径低于临界孔喉半径下限，则难以或者基本不发生天然气充注。
在获取致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限的一种实施方式中，需要先根据临界物性下限和临界充注压力-物性临界曲线，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限；
根据致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，获取致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。
其中，本发明的致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限是指致密砂岩储层临界物性下限对应的临界充注压力。
在计算致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限时，首先需要确定合适的临界充注压力-物性临界曲线，即对临界充注压力-渗透率曲线、临界充注压力-孔隙度曲线择一应用。
具体地，选择相关系数高的临界充注压力-物性临界曲线作为计算致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限的基础。若临界充注压力-渗透率临界曲线的相关性系数大于临界充注压力-孔隙度临界曲线的相关性系数，则将渗透率临界下限带入临界充注压力-渗透率曲线的方程中，得到的充注压力值即为致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限；若临界充注压力-渗透率临界曲线的相关性系数小于充注压力-孔隙度临界曲线的相关性系数，则将孔隙度临界下限带入临界充注压力-孔隙度曲线的方程中，得到的充注压力值即为致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限。
进一步地，当获取致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限后，可以利用式1计算致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限；
式1中，P为致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，MPa；δ为气水界面张力，mN/m；θ为润湿角，°；r为致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，μm。
具体地，将致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限、气水界面张力以及润湿角带入式1中，计算得到的r即为致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。其中，气水界面张力和润湿角可以根据致密砂岩气藏现有的调研资料和文献中获取。
能够想到的是，还可以将S103中获得的每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力带入式1获取每个致密砂岩样品的临界孔喉半径下限。
根据本发明的方法，能够获得致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-物性临界曲线、致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限以及致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，这三个参数可以单一或者相互结合，从而用于评价当前致密砂岩气藏是否能够发生天然气充注，优选有利勘探区和开发目标，也能够用于评价当前致密砂岩气藏的成藏机理。具体在应用时，可以根据当前调研参数的具体类型以及调研要求，对这三个参数进行合理的选择。
以下，以鄂尔多斯盆地大牛地二叠系山西组与下石盒子组致密砂岩天然气藏为具体实施例，对本发明所提供的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件方法进行清楚、详细的说明。
本实施例的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件方法，包括以下步骤：
S1：在对鄂尔多斯盆地大牛地二叠系致密砂岩气藏进行详细石油地质解剖的基础上，分别从研究区8口探井主力产气目的层段选取沉积特征、烃源岩-储层配置关系相近的若干典型致密砂岩标准岩心柱塞样品；
利用氦气对上述致密砂岩标准岩心柱塞样品的孔隙度与渗透率进行检测，并再次遴选渗透率介于<0.1mD、0.1～0.5mD、0.5～1mD的致密砂岩储层代表性样品15块，样品物性测定结果见表1。
S2：对S1中选取的15块典型致密砂岩样品进行洗油处理、洗盐处理以及抽真空处理后，利用鄂尔多斯盆地大牛地二叠系致密砂岩气藏的地层水分别对每块典型致密砂岩样品进行饱和充注。
S3：依据鄂尔多斯盆地大牛地二叠系致密砂岩气藏实际地层温压条件，分别对每块典型致密砂岩样品进行步进式增压法一维天然气充注物理模拟实验，其中，初始充注压力为0.02MPa，压力变化量为0.01MPa。
对每块典型致密砂岩样品进行步进式增压法一维天然气充注时的压差、时间、流速参数进行监测，并且绘制每块典型致密砂岩样品的时间-压差-流速的实验关系图。
图1为本发明实施例中致密砂岩样品1的时间-压差-流速的实验关系图；图2为本发明实施例中致密砂岩样品2的时间-压差-流速的实验关系图；图3为本发明实施例中致密砂岩样品3的时间-压差-流速的实验关系图；图4为本发明实施例中致密砂岩样品4的时间-压差-流速的实验关系图；图5为本发明实施例中致密砂岩样品5的时间-压差-流速的实验关系图；图6为本发明实施例中致密砂岩样品6的时间-压差-流速的实验关系图；图7为本发明实施例中致密砂岩样品7的时间-压差-流速的实验关系图；图8为本发明实施例中致密砂岩样品8的时间-压差-流速的实验关系图；图9为本发明实施例中致密砂岩样品9的时间-压差-流速的实验关系图；图10为本发明实施例中致密砂岩样品10的时间-压差-流速的实验关系图；图11为本发明实施例中致密砂岩样品11的时间-压差-流速的实验关系图；图12为本发明实施例中致密砂岩样品12的时间-压差-流速的实验关系图；图13为本发明实施例中致密砂岩样品13的时间-压差-流速的实验关系图；图14为本发明实施例中致密砂岩样品14的时间-压差-流速的实验关系图；图15为本发明实施例中致密砂岩样品15的时间-压差-流速的实验关系图。
以图1为例，图1中虚线为压力曲线，虚线下方的点状线为流速曲线。
获得每块致密砂岩样品的天然气临界充注压力，具体见表1。
S4：根据每块致密砂岩样品的天然气临界充注压力、孔隙度以及渗透率，拟合得到致密砂岩气藏的临界充注压力-渗透率曲线，以及临界充注压力-孔隙度曲线。
图16为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-渗透率曲线图；
图17为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-孔隙度曲线图。
其中，临界充注压力-渗透率曲线方程为y1＝0.1072x1 -0.738(R2＝0.8935)，临界充注压力-孔隙度曲线方程为y2＝6.11x2 -0.129(R2＝0.8262)。
临界充注压力-渗透率曲线和临界充注压力-孔隙度曲线的右上区域定义为致密砂岩气藏天然气有效充注区，左下区域定义为致密砂岩气藏天然气无效充注区域。
S5：通过将临界充注压力-渗透率曲线方程进行一阶求导，得到一阶导函数y1’＝0.079114x1 -1.738，对该一阶导函数求极限后趋于或等于0值，得到对应渗透率k＝0.040mD，即渗透率临界下限为0.040mD；
通过将临界充注压力-孔隙度曲线方程进行一阶求导，得到一阶导函数y2’＝0.78819x2 -1.129，对该一阶导函数求极限后趋于或等于0值，得到对应孔隙度φ＝5.3％，即孔隙度临界下限为5.3％；
即当储层渗透率或孔隙度低于该值，天然气基本不能充注进入储层。
此外，图18为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-渗透率曲线及其极限切线图；图19为本发明实施例中致密砂岩气藏的临界充注压力-孔隙度曲线及其极限切线图。图18-19是在图16-17的基础上，对极限切线进行了图示，具体地，由图18-19可知，极限切线即为直型虚线，因此临界充注压力-渗透率曲线和临界充注压力-孔隙度曲线的极限切线与y轴的交点分别为0.040和5.3，即临界渗透率下限为0.040，临界孔隙度下限为5.3。
S6：由于临界充注压力-渗透率曲线的相关系数大于临界充注压力-孔隙度曲线的相关系数，因此，将渗透率临界下限0.040代入充注压力-渗透率曲线方程y1＝0.1072x1 -0.738(R2＝0.8935)中，得到致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限P＝2.82MPa。
S7：通过式1计算致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限r为25.82nm。
其中，P为2.82，根据致密砂岩气藏现有的调研资料和文献中获取气水界面张力δ为72.75mN/m，润湿角θ为60°。
即在研究区实际地层条件下致密储层中半径小于25.82nm的孔喉难以或者基本不发生天然气充注。
此外，将每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力代入式1中，计算获取每个致密砂岩样品的临界孔喉半径下限，结果见表1。
表1
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (7)
1.一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；
2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；
3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；
4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力-物性临界曲线；
根据所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限；
根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限；
步骤3)包括：
向所述每个致密砂岩样品的入口端以0.02MPa注入天然气并以0.01MPa为压力间隔不间断地升高每个所述致密砂岩样品入口端的注入压力，观察并记录出口端液体流速和流出的流体类型，当出口有气体产出时立即停止所述天然气步进式增压充注；所述每个致密砂岩样品的出口端的液体流开始稳定时刻对应的所述每个致密砂岩样品的入口端的注入压力为所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力。
2.根据权利要求1所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，所述根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，包括：
根据所述临界物性下限和所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限；
根据所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限。
3.根据权利要求1所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，所述根据所述临界充注压力-物性临界曲线，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限，包括：
获取所述临界充注压力-物性临界曲线的极限切线方程；
根据所述极限切线方程，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界物性下限；
其中，所述极限切线方程是所述临界充注压力-物性临界曲线的斜率等于零的切线的方程。
4.根据权利要求2所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，根据所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，包括：
利用式1计算所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限；
式1中，P为所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力下限，MPa；δ为气水界面张力，mN/m；θ为润湿角，°；r为所述致密砂岩气藏天然气充注的临界孔喉半径下限，μm。
5.根据权利要求1所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，所述N个致密砂岩样品的渗透率不高于1mD。
6.根据权利要求5所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，所述预处理包括洗油处理、洗盐处理以及抽真空处理。
7.根据权利要求6所述的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，其特征在于，利用所述致密砂岩气藏的地层水进行所述地层水饱和。
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