CN112505298B - 一种致密油气储产性能参数原位测试方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种致密油气储产性能参数原位测试方法，包括以下步骤：一：基于七要素差异，构建原位测试环境条件；二：利用构建的原位测试环境，进行致密油气储产性能参数五阶段原位测试，测取储渗性能参数，并根据储渗性能参数结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，同时运用相似准则折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。本发明通过利用七要素差异方法形成原位测试环境条件，进行致密油气储产性能参数五阶段原位测试，实现对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气储层储渗性能参数的准确测试，为页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气开发提供可靠的储渗性能参数基础。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种致密油气储产性能参数原位测试方法。
背景技术
页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气统称为致密油气，广泛分布在北美、亚太、中亚-俄罗斯、拉丁美洲等地区，是当今国际国内石油勘探开发的热点与有效接替。据EIA最新统计，美国2019年致密油气产量超过了美国全年石油总产量的50％，预计到2040年，致密油气产量在美国石油产量中的占比均将持续增加。国内众多学者及机构的研究结果也表明：中国致密油气的技术可采资源量高达20×108～25×108t，广泛分布于准噶尔、三塘湖、鄂尔多斯、柴达木、四川、松辽、渤海湾等盆地中，是我国未来保持石油生产持续稳定的重要来源。由此可见，致密油气勘探开发对于保障我国、乃至世界石油工业的稳定发展均举足轻重。而围绕致密油气特点，准确可靠地表征致密油气储层在三维空间中的非均质性，则是实现致密油气科学勘探与高效开发的根本前提。
致密油气储层具有不同于常规储层的典型特点：①沉积微相平面变化不大，但岩石类型极其复杂，不同岩石类型发育的孔喉类型复杂多变，造成油气的赋存形式(吸附态与游离态同在)及流动方式(扩散与渗流并存)的复杂性与差异性，随着环境条件的改变，其赋存形式及流动方式都将发生变化；②储层物性差，基质渗透率低，空气渗透率小于1mD，孔隙度小于10％，岩性、物性及含油性的非均质性极其强烈，常规室内测试无法准确测取物性参数；③发育跨越纳米级、微米级到毫米级的喉道、孔隙及裂缝系统，喉道半径极小，孔喉比大，天然裂缝局部发育，常见微裂缝，裂缝的纵横向分布不均，随着内压条件改变带来的应力场变化，将导致孔缝尺寸的微小变化，从而影响到储渗性能的变化。
致密油气储层的上述特征表明：温度、压力及应力条件的改变将导致致密油气储渗性能的变化，致密油气储层储渗性能参数室内实验必须保证在储层原位条件下进行。
当前，致密油气储层储渗性能参数是在岩心夹持器中进行的，普通的岩心夹持器只能施加围压到测试岩样，整个测试环境难以仿真地下储层的高温高压高应力状态，加上致密储层储渗参数的绝对值及通常都较低，细微的环境条件改变都会影响整个测试结果的精度，更不要说连测试环境的显著差异带来的对测试结果的影响了。
如申请号为201710702054.6的专利公开了一种多场耦合渗流多功能实验装置及测试方法，提供了一种能够在温度场、压力场、孔隙压力场、渗流场多场耦合状态下进行对致密气、页岩气、致密油、页岩油、天然气水合物、地热非常规能源的渗流开采实验的多场耦合渗流多功能实验装置及测试方法，但没有给出原位条件的仿真方法，因此利用该专利方法还不能实现原位条件下致密储层储渗性能参数的精准测试。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种考虑七要素差异的致密油气储产性能参数原位测试方法，通过利用七要素差异方法形成原位测试环境条件，在此基础上进一步采用建立的致密油气储产性能参数五阶段原位测试技术流程，完成致密储层储渗性能参数的原位测试，实现对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气储层储渗性能参数的准确测试，为页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气开发提供可靠的储渗性能参数基础。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：
一种致密油气储产性能参数原位测试方法，包括以下步骤：
步骤一：基于七要素差异，构建原位测试环境条件，七要素包括实验样品的岩石类型、孔喉系统、天然裂缝系统、流体特征和应力、温度与流体饱和状态；
步骤二：利用构建的原位测试环境，进行致密油气储产性能参数五阶段原位测试，测取储渗性能参数，并根据储渗性能参数结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，同时运用相似准则折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
具体的，基于七要素差异，构建原位测试环境条件具体包括以下子步骤：
S101，测取待测试致密油气储层应力、压力、温度、流体组成及高压物性参数；
S102，按满覆盖待测试致密油气储层的原则选取岩石样品,；
S103，采用井下方式获取流体样品，或利用流体组成及高压物性参数复配井口获取的流体样品，使其组成及性质保持与致密油气储层条件的一致；
S104，利用多场耦合渗流多功能实验装置，建立起应力、温度与流体饱和环境，保持岩石孔隙内压、围压与轴压，以及温度、流体类型与饱和状况均与储层条件一致。
具体的，所述步骤二具体包括以下子步骤：
S201，调试实验装备，将铁岩心放入实验腔，逐渐升高体系温度、围压与轴压，同时通过流体加载控制系统向实验腔注入氮气，直到孔隙内压超过待测试致密油气储层压力为止，保持各种状态不变，检查管件连接处的气密性完好的情况下，排空注入氮气，取出铁岩心，保持装备处于待测状态；
S202，实验体系预处理，在室压下测量岩石样品的体积、密度和孔隙度，然后打开实验腔，装入岩石样品，密闭整个测量体系，进行抽真空处理；
S203，原位环境下样品的老化处理，通过升温、增压，利用流体加载控制系统向实验腔注入致密油气待测试流体样品，依照预设实验温度、围压、轴压和孔隙内压，按照步骤一建立起体现七要素差异的原位环境条件，并保持该条件长时间不变，完成对样品的老化处理；
S204，利用老化处理后的样品，先测取原位降压开采模拟及储集性能参数，然后测取基于原位降压开采模拟的渗透性能与产出能力参数，折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
具体的，所述步骤S204中的测取原位降压开采模拟及储集性能参数过程包括：
步骤A：按预先设计的压力间隔，利用流体渗流测量系统，从实验腔中释放流体样品使内压降低一个压力间隔为止，记录该降压过程中的流体流出量及其流出速度，以及岩体的应力应变曲线，模拟岩体的形变过程，计算岩石样品变形体积量；
步骤B：重复过程上述过程，直到孔隙内压降低到大气压后，再做抽真空处理，同时记录抽出的流体数量；
步骤C：利用收集到的所有流体样品体积与折算后的原位条件岩石样品体积相比得到原位条件孔隙度，分馏流体样品后得到各类流体的饱和度，用总的及分馏后的流体质量与岩样质量相比得到含油量或含气量，完成原位条件下储集性能参数的测试。
具体的，所述步骤S204中的测取原位降压开采模拟的渗透性能与产出能力参数过程包括：
步骤A：利用非稳态压力脉冲法，依据测试得到的流体流出量及其流出速度数据处理，得到原位条件下致密油气的液测或气测渗透率；
步骤B：依据测试得到的流体流出量及其流出速度数据，结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，运用相似准则，折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
本发明的有益效果：本发明提出了一种考虑七要素差异的致密油气储产性能参数原位测试方法方法，通过利用七要素差异方法形成原位测试环境条件，在此基础上进一步采用建立的致密油气储产性能参数五阶段原位测试技术流程，完成致密储层储渗性能参数的原位测试，实现对页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气储层储渗性能参数的准确测试，为页岩油气、致密砂岩油气和致密碳酸盐岩油气开发提供可靠的储渗性能参数基础。
附图说明
图1是本发明的方法流程图。
图2是本发明的技术流程图。
图3是本发明测试案例的岩样应力应变图。
图4是本测试案例的原位条件下自然衰竭开采实验测试曲线图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
(1)原位实验测试装备的选用
本实验测试方法采用基于发明人授权国家发明专利《一种多场耦合渗流多功能实验装置及测试方法》(申请号：201710702054.6)研制的多场耦合渗流多功能实验装置来完成。该装置由多场耦合渗流多功能实验腔、应力场控制系统、温度场控制系统、流体加载控制系统、流体渗流测量系统共五个系统构成。
(2)考虑七要素差异的致密油气储层原位测试环境条件的建立
致密油气储层存在着构造特征、沉积特征、储层质量、流体特征、温度压力、地应力等六方面的差异，典型原位环境条件，就是要在实验测试过程中保留这六方面的差异。岩石类型是由构造升降形成的可容纳空间，沉积环境给予的物质生产率，以及构造沉积演化三者综合决定的，反过来体现了地下页岩的构造特征和沉积特征；孔喉系统是地下页岩构造、沉积、成岩演化的结果，反映了现今地下页岩的储层质量；天然裂缝系统则是由构造特征、沉积特征、流体特征、温度压力、地应力共同作用的结果，也反映了现今地下页岩的储层质量。
由此可见，只要在测试过程中保持了实验样品的岩石类型、孔喉系统、天然裂缝系统、流体特征和应力、温度与流体饱和状态等七要素与待测试致密油气储层环境条件一致，就保证了实验测试的原位条件。
本发明中，如图1所示，一种致密油气储产性能参数原位测试方法，包括以下步骤：
步骤一：基于七要素差异，构建原位测试环境条件，七要素包括实验样品的岩石类型、孔喉系统、天然裂缝系统、流体特征和应力、温度与流体饱和状态；
步骤二：利用构建的原位测试环境，进行致密油气储产性能参数五阶段原位测试，测取储渗性能参数，并根据储渗性能参数结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，同时运用相似准则折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
如图2所示，具体操作方法是：①测取待测试致密油气储层应力、压力、温度、流体组成及高压物性参数，②按满覆盖待测试致密油气储层的原则选取岩石样品，③采用井下方式获取流体样品，或利用流体组成及高压物性参数复配井口获取的流体样品，使其组成及性质保持与致密油气储层条件的一致，④利用多场耦合渗流多功能实验装置的多场耦合渗流多功能实验腔、应力场控制系统、温度场控制系统、流体加载控制系统等，建立起应力、温度与流体饱和环境，保持岩石孔隙内压、围压与轴压，以及温度、流体类型与饱和状况均与储层条件一致。
通过上述操作，在满足岩石类型、孔喉系统、天然裂缝系统、流体特征和应力、温度与流体饱和状态七要素与储层原位条件一致的情况下，则能保证建立的致密油气储产性能参数实验测试环境条件达到地下储层原位状态，从而为后续原位测试提供满足的测试条件。
(3)致密油气储产性能参数五阶段原位测试技术流程
①实验前装备调试。将铁岩心放入实验腔，逐渐升高体系温度、围压与轴压，同时通过流体加载控制系统向实验腔注入氮气，直到孔隙内压超过待测试致密油气储层压力为止，保持各种状态不变，检查管件连接处的气密性完好的情况下(直到显示仪表数值稳定4小时以上)，排空注入氮气，取出铁岩心，保持装备处于待测状态；
②实验体系预处理。室压下采用常规方法测量岩石样品的体积、密度和孔隙度，然后打开实验腔，装入岩石样品，密闭整个测量体系，进行抽真空处理；
③原位环境下样品的老化处理。通过升温、增压，利用流体加载控制系统向实验腔注入致密油气待测试流体样品，严格依照预设实验温度、围压、轴压和孔隙内压，按照前述方法建立起体现七要素差异的原位环境条件，并保持该条件长时间(1天到半个月不等)不变，以完成原位环境下对样品的老化处理，以便仿真出致密油气岩石及流体在原状地层中的状态，在此过程中，记录岩体的应力应变曲线，模拟岩体的形变过程，计算岩石样品变形体积量。
④原位降压开采模拟及储集性能参数测取
A.按预先设计的压力间隔，利用流体渗流测量系统，从实验腔中释放流体样品使内压降低一个压力间隔为止，记录该降压过程中的流体流出量及其流出速度，以及岩体的应力应变曲线，模拟岩体的形变过程，计算岩石样品变形体积量；
B.重复过程上述过程，直到孔隙内压降低到大气压后，再做抽真空处理，同时记录抽出的流体数量；
C.利用收集到的所有流体样品体积与折算后的原位条件岩石样品体积相比得到原位条件孔隙度，分馏流体样品后得到各类流体的饱和度，用总的及分馏后的流体质量与岩样质量相比得到含油(气)量，由此完成原位条件下储集性能参数的测试。
⑤基于原位降压开采模拟的渗透性能与产出能力参数测取
A.利用非稳态压力脉冲法，依据测试得到的流体流出量及其流出速度数据处理，得到原位条件下致密油气的液测或气测渗透率；
B.依据测试得到的流体流出量及其流出速度数据，结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，运用相似准则，即可折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
(4)测试案例
表1给出了我国西部某页岩气藏原位条件下岩石密度、孔隙度和渗透率测试结果，图3给出了该样品测试获得的岩样应力应变曲线，表2给出了我国西部某页岩气藏原位条件下自然衰竭开采实验测试数据，图4给出了我国西部某页岩气藏原位条件下自然衰竭开采实验测试曲线。
表1某页岩气藏原位条件下岩石密度、孔隙度和渗透率测试结果
表2原位条件下时自然衰竭开采实验测试数据
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由所附的权利要求书及其等效物界定。
Claims (1)
1.一种致密油气储产性能参数原位测试方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：基于七要素差异，构建原位测试环境条件，七要素包括实验样品的岩石类型、孔喉系统、天然裂缝系统、流体特征和应力、温度与流体饱和状态；
所述基于七要素差异，构建原位测试环境条件具体包括以下子步骤：
S101，测取待测试致密油气储层应力、压力、温度、流体组成及高压物性参数； S102，按满覆盖待测试致密油气储层的原则选取岩石样品,；
S103，采用井下方式获取流体样品，或利用流体组成及高压物性参数复配井口获取的流体样品，使其组成及性质保持与致密油气储层条件的一致；
S104，利用多场耦合渗流多功能实验装置，建立起应力、温度与流体饱和环境，保持岩石孔隙内压、围压与轴压，以及温度、流体类型与饱和状况均与储层条件一致；
步骤二：利用构建的原位测试环境，进行致密油气储产性能参数五阶段原位测试，测取储渗性能参数，并根据储渗性能参数结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，同时运用相似准则折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线；
所述步骤二具体包括以下子步骤：
S201，调试实验装备，将铁岩心放入实验腔，逐渐升高体系温度、围压与轴压，同时通过流体加载控制系统向实验腔注入氮气，直到孔隙内压超过待测试致密油气储层压力为止，保持各种状态不变，检查管件连接处的气密性完好的情况下，排空注入氮气，取出铁岩心，保持装备处于待测状态；
S202，实验体系预处理，在室压下测量岩石样品的体积、密度和孔隙度，然后打开实验腔，装入岩石样品，密闭整个测量体系，进行抽真空处理；
S203，原位环境下样品的老化处理，通过升温、增压，利用流体加载控制系统向实验腔注入致密油气待测试流体样品，依照预设实验温度、围压、轴压和孔隙内压，按照步骤一建立起体现七要素差异的原位环境条件，并保持该条件长时间不变，完成对样品的老化处理；
S204，利用老化处理后的样品，先测取原位降压开采模拟及储集性能参数，然后测取基于原位降压开采模拟的渗透性能与产出能力参数，折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线；
所述步骤S204中的测取原位降压开采模拟及储集性能参数过程包括：
步骤A：按预先设计的压力间隔，利用流体渗流测量系统，从实验腔中释放流体样品使内压降低一个压力间隔为止，记录该降压过程中的流体流出量及其流出速度，以及岩体的应力应变曲线，模拟岩体的形变过程，计算岩石样品变形体积量；
步骤B：重复过程上述过程，直到孔隙内压降低到大气压后，再做抽真空处理，同时记录抽出的流体数量；
步骤C：利用收集到的所有流体样品体积与折算后的原位条件岩石样品体积相比得到原位条件孔隙度，分馏流体样品后得到各类流体的饱和度，用总的及分馏后的流体质量与岩样质量相比得到含油量或含气量，完成原位条件下储集性能参数的测试；
所述步骤S204中的测取原位降压开采模拟的渗透性能与产出能力参数过程包括：
步骤A：利用非稳态压力脉冲法，依据测试得到的流体流出量及其流出速度进行数据处理，得到原位条件下致密油气的液测或气测渗透率；
步骤B：依据测试得到的流体流出量及其流出速度数据，结合测试的相应的温度和内压数据，处理得到致密油气原位条件下的产出量变化曲线，运用相似准则，折算出待测致密油气衰竭式开采的采出量变化曲线。
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