CN110924943B

CN110924943B - 煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法

Info

Publication number: CN110924943B
Application number: CN201911218199.4A
Authority: CN
Inventors: 石军太; 贾焰然; 吴嘉仪; 孙政; 李相方; 熊先钺; 吴仕贵; 冯堃
Original assignee: China University of Petroleum Beijing
Current assignee: China University of Petroleum Beijing
Priority date: 2019-12-03
Filing date: 2019-12-03
Publication date: 2021-07-09
Anticipated expiration: 2039-12-03
Also published as: CN110924943A

Abstract

本发明公开了一种煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法，该装置包括：监控系统、排采模拟系统和供给回收系统，排采模拟系统包括：岩心夹持舱、加压舱、恒温箱、真空泵、加压泵；供给回收系统包括：氦气瓶、甲烷气瓶、供水箱、氦气回收气瓶、甲烷回收气瓶、回水箱、氦气供气调压阀、甲烷供气调压阀、供水调压阀、回水调压阀、氦气回收调压阀、甲烷回收调压阀、加压水泵；监控系统包括：控制器，以及与控制器电性连接的供气压力传感器、供水压力传感器、出口压力传感器、甲烷回收压力传感器、供气流量计、供水流量计、氦气回收流量计、甲烷回收流量计、回水箱液位显示器。本发明能完成煤层气排采模拟与监测的要求。

Description

煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法

技术领域

本发明涉及煤层气井技术排采领域，尤其涉及一种煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法。

背景技术

本部分的描述仅提供与本发明公开相关的背景信息，而不构成现有技术。

我国煤层气资源丰富，具有广阔的发展潜力。但是，我国煤层气藏地质复杂，历经许多构造运动，具有低压、低渗的天然困难，又应力敏感、煤粉产出敏感易受损的生产难题，对煤层气合理高效排采过程提出了巨大挑战。

煤层气排采技术一方面要尽快地降低井底流压，以获得充足的生产压差；另一方面又要保证相对缓慢地进行开采，防止煤层因应力敏感、速敏等因素造成渗透率的恶性损害。因此，物理模拟排采过程，检验实际煤储层条件下排采制度对煤层渗流能力和渗流规律的影响，对指导实际煤层气井排采制度有重要意义。

据调研，目前公开的相关领域的现有技术主要是针对井下排水采气装置或方法的设计。在实验室模拟煤层气井排采的技术上，仅有个别装置和实验方法的设计，其能达到的效果十分有限。

例如，现有技术中提供了一种煤层气吸附解吸实验，该煤层气吸附解吸实验应致力于还原地层状态和自动化控制。现有的吸附解吸实验是基于干煤样或者平衡水煤样，解吸过程是在气相环境中进行的。这样的实验方法便于操作、易于实现，但是与实际生产过程存在很大差异。

再例如，现有煤层气排采模拟专利集中于抽采设备方面，致力于解决采气工艺难题。中国专利CN106812523李松、汤达祯等人提出了“一种多煤层煤层气井排采物理模拟装置及其实验方法”，填补了实验模拟实际排采过程的空白。该方法提出了一种能模拟煤储层温度、压力及含水情况的装置与方法。但是，该方法采用单侧加压的方式不能还原地层力学状态，并且注水过程未能还原煤储层原始的气水分布状态。简单的模拟与排水降压不能实现测试实际煤样的孔渗，也不能实现定量控制回压以模拟实际井底流压变化并监测煤样渗透性变化的功能。因此，该方法仍不能完成煤层气排采模拟与监测的要求。

发明内容

为了克服现有技术中的缺陷，本发明提供了一种煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法，能完成煤层气排采模拟与监测的要求。

本申请实施方式公开了一种煤层气井定量化排采实验装置，该煤层气井定量化排采实验装置包括：监控系统、排采模拟系统和供给回收系统，所述排采模拟系统包括：用于放置岩心样品的岩心夹持舱、设置在所述岩心夹持舱外的加压舱、设置在所述加压舱外的恒温箱，与所述岩心夹持舱相连通的真空泵，与所述加压舱相连通的加压泵；供给回收系统包括：与所述岩心夹持舱的一端相连通的氦气瓶、甲烷气瓶、供水箱，与所述岩心夹持舱的另一端相连通的回水箱、氦气回收气瓶、甲烷回收气瓶，设置在所述氦气瓶的出口端的氦气供气调压阀、设置在所述甲烷气瓶的出口端的甲烷供气调压阀、设置在所述供水箱的出口端的供水调压阀、设置在所述回水箱的入口端的回水调压阀、设置在所述氦气回收气瓶的入口端的氦气回收调压阀、设置在所述甲烷回收气瓶的入口端的甲烷回收调压阀，用于对所述供水箱中的水进行增压后供入所述岩心夹持舱的加压水泵；所述监控系统包括：控制器，以及与所述控制器电性连接的供气压力传感器、供水压力传感器、出口压力传感器、甲烷回收压力传感器、供气流量计、供水流量计、氦气回收流量计、甲烷回收流量计、回水箱液位显示器。在一个优选的实施方式中，所述岩心夹持舱具有进气口、进液口和出口；所述进气口通过供气管路与所述氦气瓶和甲烷气瓶相连通，所述供气管路包括用于连接所述氦气瓶的第一分支，用于连接所述甲烷气瓶的第二分支，所述第一分支和第二分支具有汇集位置，所述供气压力传感器和所述供气流量计设置在所述汇集位置至所述进气口之间的供气管路中。

一种基于上述煤层气井定量化排采实验装置的排采控制方法，包括：

准备操作，包括：调节恒温箱的温度为原始地层温度，保持所有阀门关闭，打开真空泵，将岩心夹持舱抽真空后关闭真空泵；打开加压泵将三个方向主应力加至原始地应力；打开氦气供气调压阀让氦气缓慢充入岩心夹持舱；待供气压力传感器示数与出口压力传感器示数显示为平均地应力后关闭氦气供气调压阀；

改造煤样，包括：保持所有阀门关闭，加压泵卸去全部围压，用真空泵将岩心夹持舱气压抽至大气压；将煤样改造为适合岩心夹持舱的圆柱体，放入岩心夹持舱；所有阀门保持关闭，用真空泵将岩心夹持舱抽真空，再用加压泵将三个方向的主应力反复从0MPa增加到5MPa，以预定步长和时间间隔，缓慢同步循环进行老化处理；老化处理后将三个方向主应力以相同的步长、时间间隔缓慢同步增加至原始地层应力；

测孔隙度，包括：打开氦气供气调压阀，其余阀门保持关闭；当供气压力传感器示数与出口压力传感器示数均稳定在地层压力后，关闭氦气供气调压阀；

进行气测渗透率实验，包括：打开氦气供气调压阀、氦气回收调压阀，调节至供气压力传感器示数为地层压力，出口压力传感器示数为小于地层压力0.5MPa，稳定后读取氦气回收流量计示数；

进行吸附实验，包括：关闭所有阀门，用真空泵将岩心夹持舱内抽真空；打开甲烷供气调压阀，控制甲烷供气调压阀使得压力传感器示数从0MPa逐渐增加到地层压力，在每一个压力点上，等待至出口压力传感器示数与供气压力传感器示数相同后记录高压甲烷气瓶的压力；

进行注水驱替及水相渗透率测试，包括：打开加压水泵，供水调压阀和回水调压阀，保持供水压力传感器大于地层压力0.5MPa，保持出口压力传感器等于地层压力，等待至供水流量计示数稳定以及供水流量计示数与回水量之差保持稳定后，记录稳定后的回水量；关闭加压水泵、供水调压阀，等待供水压力传感器示数下降至地层压力后关闭回水调压阀；

进行定量化排采模拟，包括：先根据甲烷回收压力传感器示数、回水箱液位显示器示数和实验室温度，计算得到回水箱中气体在常温常压下的体积；打开回水调压阀和甲烷回收调压阀，根据设定好的井底流压，由控制器自动调节回水调压阀，保持出口压力传感器示数与井底流压下降轨迹相吻合，控制器监测并记录每一时刻的供水压力传感器示数、出口压力传感器示数，回水箱液位显示器示数，甲烷回收压力传感器示数，甲烷回收流量计示数。

在一个优选的实施方式中，还包括确定所述岩心夹持舱的容积，确定过程如下：

获取将氦气瓶的压力变化p₀、p₀’，氦气瓶的容积V₀，实验室温度T₀、对应的压缩因子Z₀、Z₀’分别代入公式n＝p×V/(Z×R×T)并相减，得到注入氦气的摩尔量；

再根据恒温箱温度T_i、供气压力传感器示数p，对应的Z因子，由公式V＝n×Z×R×T/p可得到此时岩心夹持舱容积V₁。

在一个优选的实施方式中，经过所述改造煤样操作后，将岩心夹持舱的容积V₁视为岩样视体积。

在一个优选的实施方式中，所述改造煤样过程中，为0.5MPa为预定步长，以0.5h为时间间隔。

在一个优选的实施方式中，根据确定所述岩心夹持舱的容积的原理，测得此时注入氦气所占的体积V₂，即V₂为岩样孔隙体积；岩样孔隙度为：

在一个优选的实施方式中，在进行吸附实验时，还包括：供气压力传感器示数换算得到实验室条件下总的甲烷注入量，最终得到压力从0MPa到地层压力的吸附曲线，拟合得到朗格缪尔等温吸附表达式的系数p_L和V_L，关闭甲烷供气调压阀。

在一个优选的实施方式中，进行气测渗透率实验中，读取到的氦气回收流量计的示数Q_g，根据岩样的长度L和横截面面积A，将Q_g、气体的粘度μ_g、L、A、压差Δp＝5atm代入达西定律变式，得到当前气相渗透率，在所述注水驱替及水相渗透率测试中，在获得到回水量后，代入达西定律变式确定当前水相渗透率。

在一个优选的实施方式中，进行定量化排采模拟时，还包括：

根据回水箱液位变化换算出排水总量；

根据甲烷回收压力传感器示数和实验室温度，得到回收箱中增加的气量；

根据监测记录的甲烷回收流量计示数之和，得到甲烷回收瓶中收集的气量；

回水箱中增加的气量加上甲烷回收瓶中收集的气量为排出的总气量；

根据获取的实验参数，得到不同时刻平均地层压力、井底流压、日产气、日产水、累产气量、累产水量和相对渗透率变化表；

每个时刻的生产压差、产气量和产水量代入达西公式变式得到各相渗透率；相渗透率与所述气相渗透率、水相渗透率之比为相对渗透率。

本发明的特点和优点是：本申请实施方式中所提供的煤层气井定量化排采实验装置及排采控制方法，能完成煤层气排采模拟与监测的要求，具体的，其能够达到如下技术效果：

1、通过选取物性参数接近所要模拟煤层的煤样，使得实验结果更具准确性。

2、在实验前对煤样进行老化处理，可以有效降低岩心取样过程中产生的微裂缝和岩心夹持器套筒间隙对实验结果的影响。

3、该实验装置成功模拟了以下关键因素：煤层的老化、实际应力状态、孔隙压力、地层温度、吸附解吸、气水分布。

4、模拟地层状态过程中进行了实际地层特性测试，可得到模拟岩样的孔隙度、绝对渗透率、地层状态下的朗格缪尔曲线。

5、可模拟井底流压变化的排采过程，并可以监测得到全过程各时刻的地层压力变化、井底流压变化、产水产气变化、相对渗透率变化。完全掌握排采制度对地层渗透性的影响状况。

附图说明

图1为本申请一种实施方式中的煤层气井定量化排采实验装置的结构示意图：

图2为本申请一种实施方式中的煤层气井定量化排采控制方法的步骤流程图。

附图标记说明：

11、供气压力传感器；12、供水压力传感器；13、出口压力传感器；14、甲烷回收压力传感器；21、供气流量计；22、供水流量计；23、氦气回收流量计；24、甲烷回收流量计；25、回水箱液位显示器；3、控制器；

41、恒温箱；42、加压舱；43、岩心夹持舱；44、真空泵；45、加压泵；

51、氦气高压气瓶；52、甲烷高压气瓶；53、供水箱；54、氦气回收气瓶；55、甲烷回收气瓶；56、回水箱；61、氦气供气调压阀；62、甲烷供气调压阀；63、供水调压阀；64、回水调压阀；65、氦气回收调压阀；66、甲烷回收调压阀；7、加压水泵。

具体实施方式

结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是机械连接或电连接，也可以是两个元件内部的连通，可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

整体上，实验室模拟定量化排采需要做到几个要点。

一、对实验岩样实际孔渗的测试。

二、对复杂地层状况的模拟。

三、对实际地层条件下吸附解吸与气水分布的模拟。

四、对实际生产状况的模拟。

五、监测记录实验室排采过程中的地层渗透性状况变化。

目前，尚未有针对以上要点模拟煤层气井定量化排采的实验装置和实验方法。而这些要点又是模拟煤层气定量化排采必须克服的难点。因此，设计一套可以攻克以上难点的煤层气定量化排采装置及实验方法有重要意义。

请参阅图1，本说明书实施方式中所提供的一种煤层气井定量化排采实验装置，其在结构上主要包括：监控系统、排采模拟系统和供给回收系统。

其中，排采模拟系统用于放置岩心样品。具体的，该排采模拟系统可以包括：恒温箱41、加压舱42、岩心夹持舱43、真空泵44、加压泵45。其中，岩心夹持舱43用于放置岩心样品，在本实施方式中，该岩心样品主要是指煤样。

该岩心夹持舱43可以形成有圆柱型的空腔，从而用于放置圆柱型的煤样，当然，该岩心夹持舱43的内部空腔还可以为其他形状，相应的，该煤样也可以设置为与其匹配的形状。该加压舱42包覆在所述岩心夹持舱43外部，将该岩心夹持舱43密封设置在其内部。该加压舱42连接有加压泵45，用于向该岩心夹持舱43中的岩心样品提供实验所需的压力。该恒温箱41设置在所述加压舱42外围，该恒温箱41用于为该岩心夹持舱43中的岩心样品提供实验所需的温度。

具体的，该排采模拟系统可以为能够获取三轴应力的排采模拟系统，从而模拟三个方向主应力。该三个主应力方向相互垂直，从而能够真实模拟岩石在储层中的受力情况。

监控系统用于采集实验过程中的实验参数，该实验参数包括：压力参数、流量参数等。具体的，该监控系统可以包括：供气压力传感器11、供水压力传感器12、出口压力传感器13、甲烷回收压力传感器14、供气流量计21、供水流量计22、氦气回收流量计23、甲烷回收流量计24、回水箱液位显示器25、控制器3。其中，该控制器3的具体形式可以为电脑，当然，该控制器3也可以为其他具有数据处理能力的形式，本申请在此并不作具体的限定。

供给回收系统用于提供和回收实验所需的气体、液体。该供给回收系统可以包括：氦气高压气瓶51、甲烷高压气瓶52、供水箱53、氦气回收气瓶54、甲烷回收气瓶55、回水箱56、氦气供气调压阀61、甲烷供气调压阀62、供水调压阀63、回水调压阀64、氦气回收调压阀65、甲烷回收调压阀66、加压水泵7。

如图1所示，氦气瓶的出口端通过供气管线与所述岩心夹持舱43的一端相连通。甲烷气瓶的出口端通过供气管线与所述岩心夹持舱43的一端相连通。该岩心夹持舱43可以设置有一个进气口，该氦气瓶和甲烷气瓶可以通过同一个进气口与该岩心夹持舱43相连通。该岩心夹持舱43在设置进气口的同一侧可以设置有进液口，该供水箱53通过供水管线与该岩心夹持舱43相连通。

所述岩心夹持舱43的另一端连通有回水箱56、氦气回收气瓶54、甲烷回收气瓶55。所述氦气瓶的出口端设置有氦气供气调压阀61。所述甲烷气瓶的出口端设置有甲烷供气调压阀62。所述供水箱53的出口端设置有供水调压阀63。该供供水调压阀63的下游可以设置有用于对所述供水箱53中的水进行增压后供入所述岩心夹持舱43的加压水泵7。

所述回水箱56的入口端(上游)设置有回水调压阀64。所述氦气回收气瓶54的入口端设置有氦气回收调压阀65。所述甲烷回收气瓶55的入口端设置有甲烷回收调压阀66。

在一个实施方式中，所述岩心夹持舱43具有进气口、进液口和出口。所述进气口通过供气管路与所述氦气瓶和甲烷气瓶相连通。所述供气管路包括用于连接所述氦气瓶的第一分支，用于连接所述甲烷气瓶的第二分支，所述第一分支和第二分支具有汇集位置。所述供气压力传感器11和所述供气流量计21设置在所述汇集位置至所述进气口之间的供气管路中。

当该氦气瓶和甲烷气瓶汇聚后利用一段公共的供气管线与该岩心夹持舱43相连接，不仅可以减少该岩心夹持舱43的开孔个数，保证其实验时的密封性，而且能够利用公共的供气压力传感器11和供气流量计21，节约实验成本，简化实验装置。

利用本申请实施方式中所提供的煤层气井定量化排采实验装置，可以完成煤层气排采模拟与监测的要求，具体的，可以进行改造煤样、孔隙度测量、气体渗透率测定、液体渗透率测定、吸附实验，相对渗透率测定等。

请结合参阅图2，基于本申请实施方式中所提供的煤层气井定量化排采实验装置，本申请提出一种相应的排采控制方法，该方法可以包括如下步骤：

准备操作，包括：调节恒温箱41的温度为原始地层温度，保持所有阀门关闭，打开真空泵44，将岩心夹持舱43抽真空后关闭真空泵44；打开加压泵45将三个方向主应力加至原始地应力；打开氦气供气调压阀61让氦气缓慢充入岩心夹持舱43；待供气压力传感器11示数与出口压力传感器13示数显示为平均地应力后关闭氦气供气调压阀61；

改造煤样，包括：保持所有阀门关闭，加压泵45卸去全部围压，用真空泵44将岩心夹持舱43气压抽至大气压；将煤样改造为适合岩心夹持舱43的圆柱体，放入岩心夹持舱43；所有阀门保持关闭，用真空泵44将岩心夹持舱43抽真空，再用加压泵45将三个方向的主应力反复从0MPa增加到5MPa，以预定步长和时间间隔，缓慢同步循环进行老化处理；老化处理后将三个方向主应力以相同的步长、时间间隔缓慢同步增加至原始地层应力；

测孔隙度，包括：打开氦气供气调压阀61，其余阀门保持关闭；当供气压力传感器11示数与出口压力传感器13示数均稳定在地层压力后，关闭氦气供气调压阀61；

进行气测渗透率实验，包括：打开氦气供气调压阀61、氦气回收调压阀65，调节至供气压力传感器11示数为地层压力，出口压力传感器13示数为小于地层压力0.5MPa，稳定后读取氦气回收流量计23示数；

进行吸附实验，包括：关闭所有阀门，用真空泵44将岩心夹持舱43内抽真空；打开甲烷供气调压阀62，控制甲烷供气调压阀62使得压力传感器示数从0MPa逐渐增加到地层压力，在每一个压力点上，等待至出口压力传感器13示数与供气压力传感器11示数相同后记录高压甲烷气瓶的压力；

进行注水驱替及水相渗透率测试，包括：打开加压水泵7，供水调压阀63和回水调压阀64，保持供水压力传感器12大于地层压力0.5MPa，保持出口压力传感器13等于地层压力，等待至供水流量计22示数稳定以及供水流量计22示数与回水量之差保持稳定后，记录稳定后的回水量；关闭加压水泵7、供水调压阀63，等待供水压力传感器12示数下降至地层压力后关闭回水调压阀64；

进行定量化排采模拟，包括：先根据甲烷回收压力传感器14示数、回水箱液位显示器25示数和实验室温度，计算得到回水箱56中气体在常温常压下的体积；打开回水调压阀64和甲烷回收调压阀66，根据设定好的井底流压，由控制器3自动调节回水调压阀64，保持出口压力传感器13示数与井底流压下降轨迹相吻合，控制器3监测并记录每一时刻的供水压力传感器12示数、出口压力传感器13示数，回水箱液位显示器25示数，甲烷回收压力传感器14示数，甲烷回收流量计24示数。

以下结合具体的实验流程，进行详细说明。

步骤1、准备阶段。根据实际矿场资料选择所需煤样。调节恒温箱41为原始地层温度T_i。保持所有阀门关闭，打开真空泵44，将岩心夹持舱43抽真空后关闭真空泵44。打开加压泵45将三个方向主应力加至原始地应力。打开氦气供气调压阀61让氦气缓慢充入岩心夹持舱43。待供气压力传感器11示数与出口压力传感器13示数显示为平均地应力(即三个方向原始地应力的算术平均数)后关闭氦气供气调压阀61。将高压氦气瓶的压力变化p₀、p₀’，容积V₀实验室温度T₀、对应的压缩因子Z₀、Z₀’带入公式n＝p×V/(Z×R×T)后相减可得到注入氦气的摩尔量n_He。根据恒温箱41温度Ti、供气压力传感器11示数p，对应的Z因子，由公式V＝n×Z×R×T/p可得到此时岩心夹持舱43容积V₁。

步骤2、煤样改造。保持所有阀门关闭，加压泵45卸去全部围压，用真空泵44将岩心夹持舱43气压抽至大气压。将煤样改造为适合岩心夹持舱43的圆柱体，放入岩心夹持舱43。所有阀门保持关闭，用真空泵44将岩心夹持舱43抽真空，再用加压泵45将三个方向的主应力反复从0MPa增加到5MPa，以0.5MPa为步长、以0.5h为间隔，缓慢同步循环进行老化处理。老化处理后将三个方向主应力以相同的步长、间隔缓慢同步增加至原始地层应力。老化处理过程中，最大有效应力小于原始有效应力，以防止因老化过程造成渗透率损伤。老化过程可以有效降低岩心取样过程中产生的微裂缝和岩心夹持器套筒间隙对实验结果的影响。此时可将步骤1中的岩心夹持舱43容积V₁视为岩样视体积。

步骤3、测算岩样孔隙度。打开氦气供气调压阀61，其余阀门保持关闭。当供气压力传感器11示数与出口压力传感器13示数均稳定在地层压力后，关闭氦气供气调压阀61。此时，根据步骤1测容积的原理，我们可测得此时注入氦气所占的体积V₂，即V₂为岩样孔隙体积。故岩样孔隙度

步骤4、气测渗透率测试。打开氦气供气调压阀61、氦气回收调压阀65，调节至供气压力传感器11示数为地层压力，出口压力传感器13示数为小于地层压力0.5MPa，即压差稳定在0.5MPa。稳定后读取氦气回收流量计23示数Q_g(单位为cm³/s)。根据岩样的长度L(单位为cm)和横截面面积A(单位为cm²)，将Q_g、气体的粘度μ_g(单位为mPa·s)、L、A、压差Δp＝5atm代入达西定律变式，可得到当前气测(相)渗透率K_g。

步骤5、吸附实验。关闭所有阀门，用真空泵44将岩心夹持舱43内抽真空。打开甲烷供气调压阀62，控制甲烷供气调压阀62使得压力传感器示数从0MPa逐渐增加到地层压力，步长为0.5MPa。在每一个压力点上，等待至出口压力传感器13示数与供气压力传感器11示数相同后记录高压甲烷气瓶的压力，并将该压力换算得到实验室条件下总的甲烷注入量。最终得到压力从0MPa到地层压力的吸附曲线，拟合得到Langmuir(朗格缪尔)等温吸附表达式的系数p_L和V_L，关闭甲烷供气调压阀62。

步骤6、注水驱替及水相渗透率测试。打开加压水泵7，供水调压阀63和回水调压阀64，保持供水压力传感器12大于地层压力0.5MPa，保持出口压力传感器13等于地层压力。根据回水箱液位显示器25示数，控制器3可自动换算出回水量。等待至供水流量计22示数稳定以及供水流量计22示数与回水量之差保持稳定后，记录稳定后的回水量Q_w。流量稳定说明此时已度过两相流时期，变成纯水相渗流。由达西定律变式可得到当前水相渗透率K_w。之后关闭加压水泵7、供水调压阀63，等待供水压力传感器12示数下降至地层压力后关闭回水调压阀64。至此，煤层老化、实际应力状态、孔隙压力、地层温度、吸附解吸、气水分布全部完成。

步骤7、定量化排采模拟。先根据甲烷回收压力传感器14示数、回水箱液位显示器25示数和实验室温度，计算得到回水箱56中气体在常温常压下的体积V3。打开回水调压阀64和甲烷回收调压阀66，根据设定好的井底流压，由控制器3自动调节回水调压阀64，保持出口压力传感器13示数与井底流压下降轨迹相吻合。控制器3监测并记录每一时刻(例如，每一秒)的供水压力传感器12示数、出口压力传感器13示数，回水箱液位显示器25示数，甲烷回收压力传感器14示数，甲烷回收流量计24示数。回水箱56液位变化可换算出排水总量，同时，再根据甲烷回收压力传感器14示数和实验室温度，得到回水箱56中增加的气量。根据监测记录的甲烷回收流量计24示数之和，得到甲烷回收瓶中收集的气量，回水箱56中增加的气量加上甲烷回收瓶中收集的气量为排出的总气量。最终得到不同时刻的平均地层压力、井底流压、日产气、日产水、累产气量、累产水量、和相对渗透率变化表。每个时刻的生产压差(即平均地层压力减去井底流压)，产气量和产水量分别代入达西公式变式得到各相渗透率，相渗透率与步骤4、6中测得的单相绝对渗透率之比为相对渗透率。

综上而言，基于本申请所提供的煤层气井定量化排采实验装置进行实验时，能够达到以下技术效果。

本说明书中的各个实施方式均采用递进的方式描述，每个实施方式重点说明的都是与其他实施方式的不同之处，各个实施方式之间相同相似的部分互相参见即可。

上述实施方式只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种煤层气井定量化排采实验装置的排采控制方法，其特征在于，所述煤层气井定量化排采实验装置包括：监控系统、排采模拟系统和供给回收系统，

所述排采模拟系统包括：用于放置岩心样品的岩心夹持舱、设置在所述岩心夹持舱外的加压舱、设置在所述加压舱外的恒温箱，与所述岩心夹持舱相连通的真空泵，与所述加压舱相连通的加压泵；

供给回收系统包括：与所述岩心夹持舱的一端相连通的氦气瓶、甲烷气瓶、供水箱，与所述岩心夹持舱的另一端相连通的回水箱、氦气回收气瓶、甲烷回收气瓶，设置在所述氦气瓶的出口端的氦气供气调压阀、设置在所述甲烷气瓶的出口端的甲烷供气调压阀、设置在所述供水箱的出口端的供水调压阀、设置在所述回水箱的入口端的回水调压阀、设置在所述氦气回收气瓶的入口端的氦气回收调压阀、设置在所述甲烷回收气瓶的入口端的甲烷回收调压阀，用于对所述供水箱中的水进行增压后供入所述岩心夹持舱的加压水泵；

所述监控系统包括：控制器，以及与所述控制器电性连接的供气压力传感器、供水压力传感器、出口压力传感器、甲烷回收压力传感器、供气流量计、供水流量计、氦气回收流量计、甲烷回收流量计、回水箱液位显示器；

所述方法包括：

2.如权利要求1所述的排采控制方法，其特征在于，还包括确定所述岩心夹持舱的容积，确定过程如下：

获取将氦气瓶的压力p₀、p₀’，氦气瓶的容积V₀，实验室温度T₀、对应的压缩因子Z₀、Z₀’分别代入公式n＝p×V/(Z×R×T)并相减，得到注入氦气的摩尔量n；

再根据恒温箱温度T、供气压力传感器示数p，对应的Z因子，气体常数R由公式V＝n×Z×R×T/p可得到此时岩心夹持舱容积V₁。

3.如权利要求2所述的排采控制方法，其特征在于，经过所述改造煤样操作后，将岩心夹持舱的容积V₁视为岩样视体积。

4.如权利要求1所述的排采控制方法，其特征在于，所述改造煤样过程中，为0.5MPa为预定步长，以0.5h为时间间隔。

5.如权利要求2所述的排采控制方法，其特征在于，根据确定所述岩心夹持舱的容积的原理，测得此时注入氦气所占的体积V₂，即V₂为岩样孔隙体积；岩样孔隙度为：φ＝V₂/V₁。

6.如权利要求1所述的排采控制方法，其特征在于，在进行吸附实验时，还包括：供气压力传感器示数换算得到实验室条件下总的甲烷注入量，最终得到压力从0MPa到地层压力的吸附曲线，拟合得到朗格缪尔等温吸附表达式的系数p_L和V_L，关闭甲烷供气调压阀。

7.如权利要求1所述的排采控制方法，其特征在于，进行气测渗透率实验中，读取到的氦气回收流量计的示数Q_g，根据岩样的长度L和横截面面积A，将Q_g、气体的粘度μ_g、L、A、压差△p＝5atm代入达西定律变式，得到当前气相渗透率，在所述注水驱替及水相渗透率测试中，在获得到回水量后，代入达西定律变式确定当前水相渗透率。

8.如权利要求7所述的排采控制方法，其特征在于，进行定量化排采模拟时，还包括：

根据回水箱液位变化换算出排水总量；

9.如权利要求1所述的排采控制方法，其特征在于，所述岩心夹持舱具有进气口、进液口和出口；所述进气口通过供气管路与所述氦气瓶和甲烷气瓶相连通，所述供气管路包括用于连接所述氦气瓶的第一分支，用于连接所述甲烷气瓶的第二分支，所述第一分支和第二分支具有汇集位置，所述供气压力传感器和所述供气流量计设置在所述汇集位置至所述进气口之间的供气管路中。