CN112816386A - 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 - Google Patents
水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112816386A CN112816386A CN202011624622.3A CN202011624622A CN112816386A CN 112816386 A CN112816386 A CN 112816386A CN 202011624622 A CN202011624622 A CN 202011624622A CN 112816386 A CN112816386 A CN 112816386A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir
- gas
- hydrate
- displacement
- permeability
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 306
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 155
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 91
- 230000008859 change Effects 0.000 title abstract description 43
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 530
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 336
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 238
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 225
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 110
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 85
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 80
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 41
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 38
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 36
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 26
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 12
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims description 11
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims description 11
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000003556 assay Methods 0.000 claims description 9
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 claims description 3
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 148
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 85
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 31
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 24
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 14
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 12
- UVGCAWDXQWPTEK-UHFFFAOYSA-N ethane;hydrate Chemical class O.CC UVGCAWDXQWPTEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 210000001635 urinary tract Anatomy 0.000 description 9
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 7
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 6
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- RFXDGUUKGNRBCH-UHFFFAOYSA-N propane;hydrate Chemical class O.CCC RFXDGUUKGNRBCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N ethane;methane Chemical compound C.CC MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 208000019206 urinary tract infection Diseases 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- QFTQJOXTWGHGRH-UHFFFAOYSA-N C.O.CC Chemical compound C.O.CC QFTQJOXTWGHGRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明涉及水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定领域，公开了一种水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法。包括：制备基准储层和分解储层；预备驱替气体和/或驱替液体；将驱替气体和/或驱替液体注入基准储层和分解储层，并测定在不同有效应力下基准储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率和分解储层束缚气状态下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率；用稳态法或非稳态法测定基准储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。本发明可反映相变过程中天然气水合物藏中的气水渗流规律。
Description
技术领域
本发明涉及含水合物储层渗透率的测定领域，具体涉及一种水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法及装置。
背景技术
天然气水合物是天然气和水在低温高压条件下形成的类冰状的结晶物质，俗称可燃冰，是一种非常规的、清洁的天然气资源，其分布面广、资源量大。据估计，埋在浅层(<2000m)中的天然气水合物的储量相当于已探明的常规化石燃料总量的两倍，具有极大的开发价值，对缓解未来能源危机，优化能源结构具有重要意义。
天然气水合物渗流是一个多相、多组分、非等温的物理化学渗流过程。水合物相变和渗流过程极其复杂：相变是指水合物-天然气-水之间的相态转变，贯穿天然气水合物开采的整个过程，是储层产气的基础；渗流是指天然气和水在储层中的流动，储层渗流能力是天然气产出的关键。相变的瞬态变化导致相变过程中无法测定含水合物储层的渗流能力，且在实验测定过程中由于水合物的不稳定性，实验难度极大。
因此，获得水合物相变过程中储层渗透率的变化规律显得十分重要，需要寻找一种精确测定水合物相变过程中储层渗透率的测定方法。
发明内容
本发明的目的是为了解决无法测定相变过程中的含水合物储层渗透率的问题，提供一种水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法。
本发明的发明人在研究含水合物储层渗透率测定过程，发现在气水相对渗透率测定实验过程中面临：①用生成气体驱替，若用较大流速或较高压差条件驱替，水合物会有二次生成的可能性，导致储层水合物饱和度改变，甚至堵塞孔隙通路；只有在驱替压力调整至接近相平衡压力时才可顺利实现驱替，此时流体驱替速度较慢，不利于数据采集分析；②若用氮气等惰性气体驱替，由于驱替气体和水合物之间的浓度差会引起储层内水合物的分解，不能用于该驱替过程；③驱替液体若是纯水，没有饱和生成水合物的气体，在驱替过程中会溶解一部分储层内的水合物；④针对含多组分水合物储层的渗透率测定研究没有较大的进展；⑤由于水合物的相变是瞬态过程，目前无法测定相变过程中的储层渗透率。对此，发明人提出本发明的技术方案。
为了实现上述目的，本发明提供一种水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法，包括：
(1)制备n个相同的含水合物储层；然后将其中1个含水合物储层作为基准储层，将其他的n-1个含水合物储层进行不同程度的水合物分解得到n-1个具有不同分解程度和水合物饱和度的分解储层，所述基准储层和分解储层作为待测储层；其中，所述含水合物储层通过在孔隙介质组成的储层中生成具有设定水合物饱和度的水合物而形成，所述水合物中含有的客体气体由至少一种组分气体组成；
(2)预备驱替气体和/或驱替液体，其中，所述驱替气体与所述客体气体具有相同的组成；所述驱替液体为所述客体气体的饱和水溶液，且所述驱替液体还含有助剂，其中，所述助剂选自动力学抑制剂；
(3)对所述待测储层，用以下方法分别测定含水合物储层渗透率：
(3-1)将所述驱替气体和/或驱替液体向所述基础储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率；
(3-2)将所述驱替液体向所述分解储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述分解储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率；
(3-3)用稳态法或非稳态法测定在不同有效应力下，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
通过上述技术方案，本发明的有益效果为：
(1)通过加入一定量的助剂，避免了气水相对渗透率测定过程中的水合物二次生成，实现了高压差或高流速驱替的可能性；
(2)通过将驱替液体以客体气体饱和并预冷却的方法，减小了驱替液体温度过高可能引起的储层中水合物分解和由于浓度差引起的水合物溶解侵蚀；同时对驱替气体进行预冷却，减小了驱替气体温度过高引起的储层中水合物分解；
(3)提出了针对含多组分水合物储层渗透率的测定方法，包括绝对渗透率和相对渗透率的测定；
(4)将水合物相变过程阶段化、静态化，从而实现水合物饱和度确定的含水合物储层在不同分解程度下的有效渗透率(束缚状态下)和相对渗透率的测定。
附图说明
图1是本发明的流程和装置示意图。
附图标记说明
1-水合物反应釜 2-上覆地层压力加载活塞 3-可变容积压力室
4-位移传感器 5-气瓶 6-气体缓冲罐
7-中间容器 8-气体恒压阀 9-气体流量控制器
10-回压阀 11-真空泵 12-气液分离器
13-电子天平 14-计算机 15-气体采集器
16-气相色谱仪 17-恒温冷却箱
A1-第一液体平流泵 A2-第二液体平流泵 A3-第三液体平流泵
B1-第一气体流量计 B2-第二气体流量计 C1-第一液体容器
C2-第二液体容器 C3-第三液体容器 P1-第一压力传感器
P2-第二压力传感器 P3-第三压力传感器 P4-第四压力传感器
P5-第五压力传感器 T1-第一温度传感器 T2-第二温度传感器
T3-第三温度传感器 F1-第一阀门 F2-第二阀门
F3-第三阀门 F4-第四阀门 F5-第五阀门
F6-第六阀门 F7-第七阀门 F8-第八阀门
F9-第九阀门 F10-第十阀门 F11-第十一阀门
F12-第十二阀门 F13-第十三阀门 F14-第十四阀门
F15-第十五阀门 F16-第十六阀门 F17-第十七阀门
F18-第十八阀门 F19-第十九阀门
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明中，在未作相反说明的情况下，使用“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等用语，并不是表示其所限定的词语之间有次序，而仅是用于区分所限定的词语为不同，以免阅读上的混淆。
本发明提供一种含水合物储层渗透率的测定方法，包括：
(1)制备n个相同的含水合物储层；然后将其中1个含水合物储层作为基准储层，将其他的n-1个含水合物储层进行不同程度的水合物分解得到n-1个具有不同分解程度和水合物饱和度的分解储层，所述基准储层和分解储层作为待测储层；其中，所述含水合物储层通过在孔隙介质组成的储层中生成具有设定水合物饱和度的水合物而形成，所述水合物中含有的客体气体由至少一种组分气体组成；
(2)预备驱替气体和/或驱替液体，其中，所述驱替气体与所述客体气体具有相同的组成；所述驱替液体为所述客体气体的饱和水溶液，且所述驱替液体还含有助剂，其中，所述助剂选自动力学抑制剂；
(3)对所述待测储层，用以下方法分别测定含水合物储层渗透率：
(3-1)将所述驱替气体和/或驱替液体向所述基础储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率；
(3-2)将所述驱替液体向所述分解储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述分解储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率；
(3-3)用稳态法或非稳态法测定在不同有效应力下，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
水合物生成
本发明中，步骤(1)首先制备可以用于测定的含水合物储层，其中，所述储层可以用孔隙介质构成，所述孔隙介质可以选自石英、黏土和方解石的一种或多种，优选所述孔隙介质的颗粒大小为筛分法测定的100目-1100目。所述孔隙介质堆砌形成的所述储层具有一定的孔隙，在孔隙中能够填充水合物、未形成水合物的水和/或客体气体(水合物中含有的气体)。所述储层的孔隙体积占所述储层的整体体积的百分数为储层孔隙度，可以通过测定或孔隙介质的加量确定；所述储层孔隙度可以用于确定制备得到的含水合物储层中所述水合物的水合物饱和度。
本发明中，所述水合物中，水分子作为主体分子相互间以氢键结合形成笼形孔穴，含有的所述组分气体作为客体分子被包裹在孔穴中。所述组分气体可以选自甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳中的至少一种。
本发明中，步骤(1)人工合成所述水合物时，在孔隙介质中生成具有满足测定所需要的水合物饱和度的水合物。水合物饱和度是指孔隙介质中，水合物自身的体积与原来孔隙体积之比，是影响渗透率的重要因素。水合物饱和度相当于反映一定的孔隙介质所具有的孔隙中被水合物所占据的体积程度。本发明的步骤(1)可以根据预先要求的水合物饱和度(即设定的水合物饱和度)，使人工合成的水合物的量在所述储层中满足该水合物饱和度。步骤(1)可以生成含有具有不同水合物饱和度的水合物的含水合物储层，用于本发明的测定方法。优选地，所述水合物饱和度为0.5-95％，进一步优选为10-55％。并为了测定水合物相变过程中含水合物储层渗透率，制备n个相同的含水合物储层，此处“相同”包括指水合物饱和度相同，从而测定设定的水合物饱和度一定的水合物相变过程。当设定不同的水合物饱和度，即可测定一系列不同的水合物饱和度的含水合物储层经历水合物相变过程中的储层渗透率。
本发明中，形成的所述含水合物储层包括孔隙介质，填充在孔隙介质间形成的孔隙内的水合物和未形成水合物的自由水相或自由气相。
本发明中，在设定好孔隙介质组成的储层、测定要求的水合物饱和度、客体气体组成之后，可以通过气饱和或液饱和的生成方式人工合成水合物。优选地，当所述客体气体由一种所述组分气体组成时，所述水合物的生成方式为气饱和或液饱和；当所述客体气体由两种以上的所述组分气体组成时，所述水合物的生成方式为液饱和。具体地，生成的所述水合物可以根据所含的客体气体组成包含的组分气体的种类数量分为单组分水合物(即只含有一种所述组分气体，如甲烷水合物)或多组分水合物(含有至少两种所述组分气体，如甲烷和乙烷水合物)；对于单组分水合物，可以采用气饱和或液饱和的生成方式；对于多组分水合物，可以采用液饱和的生成方式。同时考虑生成温度下的相平衡压力，实时调整储层的孔隙压力和加在储层的上覆压力，以保证加在储层上的有效应力始终保持不变。本发明中，所述有效应力是指上覆总压力减去孔隙压力，即颗粒介质之间的支撑应力。对于客体气体组成为多组分的情况，其中各组分之间的关系可以为任意比例，对应的驱替气体各组分之间的比例关系需考虑气体临界压力和相平衡压力。本发明提供的方法可以适用于处理各种多组分比例关系的多组分水合物。
本发明中，所述气饱和的水合物生成方式是指，先在储层中充入水，然后将客体气体加入储层中，生成过程中环境温度较低，生成压力高于目标水合物的相平衡压力且气量充足的条件下，将储层中的水相全部转化成水合物；所述液饱和的水合物生成方式是指，先在储层中充入客体气体，然后将水加入储层中，生成过程中环境温度较低，生成压力高于目标水合物的相平衡压力且液量充足的条件下，将储层中的气相全部转化成水合物。客体气体或水的加入量满足得到的水合物具有设定的水合物饱和度。
本发明中，使用实验室的测定含水合物储层的渗透率的测定装置(如图1所示)进行水合物的生成以及含水合物储层渗透率的测定。其中，所述气饱和生成方式的步骤包括：
(i)将经过干燥后的孔隙介质装入水合物反应釜内作为储层，并对反应釜和管线进行抽真空处理；
(ii)开启气瓶，向气体缓冲罐中注入客体气体至需要的气体压力，调整气体恒压阀向水合物反应釜中注入客体气体到一定的压力，对水合物反应釜的密闭性进行检测，确保水合物反应釜无泄漏；
(iii)根据储层的孔隙体积、所需水合物饱和度计算出生成水合物所需水的体积，并将称量的水注入到水合物反应釜中；
(iv)然后，调节温度至所需要温度，持续注入水合物生成需要的组分气体，调节气体恒压阀至水合物反应釜压力远大于在该温度下水合物生成的相平衡压力，至缓冲罐内气体压力不再降低，即反应釜中的水全部转化成水合物，水合物生成反应完毕；
(v)整个水合物生成过程，采用数据采集仪记录相关数据。
本发明中，所述液饱和生成方式步骤包括：
(I)将经过干燥后的孔隙介质装入水合物反应釜内作为储层，并对水合物反应釜和管线进行抽真空处理；
(II)开启气瓶，向气体缓冲罐中注入气体至需要的气体压力，调节气体恒压阀向水合物反应釜中注入气体到一定的压力，对水合物反应釜的密闭性进行检测，确保水合物反应釜无泄漏；
(III)根据储层的孔隙体积、所需水合物饱和度计算出生成水合物所需气体的摩尔数，向水合物反应釜中注入气体至水合物反应釜中的压力达到该摩尔数下的压力；
(IV)然后，调节温度至所需要温度，开启恒速恒压泵以恒压模式持续注入水增压至水合物反应釜压力远大于在该温度下水合物生成的相平衡压力，至恒速恒压泵注入水总量不再增加即水合物反应釜中的气体全部转化成水合物，水合物生成反应完毕；
(V)整个水合物生成过程，采用数据采集仪记录相关数据。
本发明中，经步骤(1)最终能够根据测定需要，得到具有设定水合物饱和度的水合物，以及含有该水合物的含水合物储层。
本发明中，为实现测定水合物相变过程中含水合物储层渗透率，制备的多个相同的含水合物储层，作为平行测定平台；其中相同是指储层由相同的孔隙介质组成，具有相同的孔隙度，水合物的组成相同，水合物饱和度相同。其中一个不做处理作为基准储层，另外其他的含水合物储层让含有的水合物分解，模拟开采时含水合物储层中水合物的变化。每个含水合物储层中水合物分解的程度不同。优选地，得到所述分解储层的过程包括：首先测定所述含水合物储层中水合物完全分解所需的时间T，然后根据所述时间T设定不同的分解时间t，其中，t＜T，并将所述n-1个含水合物储层进行水合物分解，达到不同的分解时间t，得到所述分解储层。即所述n-1个含水合物储层(与所述基准储层完全相同的储层)分别按照不同分解时间t进行水合物分解后形成具有不同分解程度的所述分解储层。例如分解时间t为
即可对应获得具有不同分解程度的分解储层。
本发明的一些实施方式中，首先用100-1100目的孔隙介质形成致密均匀的储层模型；然后在储层模型上施加1-20MPa的有效应力；接着对储层模型抽真空并加水，以测定储层模型的孔隙体积和储层孔隙度。
本发明的一些实施方式中，得到所述储层模型后，通过向储层模型中注入水成为初始储层，待初始储层出口的水流量稳定后，测量水流量、注入端压力、出口端压力，由达西公式(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)，计算出初始储层的初始水平绝对渗透率和初始垂直绝对渗透率，作为后续含水合物储层渗透率测定的参考对象；然后，在初始储层的基础上，基于储层的孔隙体积、所需的水合物饱和度，计算出生成水合物所需水的体积，接着通过向初始储层中低压注入客体气体排出一部分液体，从而控制在初始储层中留存所需水的体积，再继续向初始储层中注入客体气体，以气饱和方式在初始储层中生成水合物，得到含水合物储层；或者在初始储层的基础上，基于储层的孔隙体积、所需的水合物饱和度，计算出生成水合物所需客体气体的摩尔数，接着通过向初始储层中低压注入客体气体排出一部分液体，并进一步调整初始储层中气体压力，从而控制注入客体气体的量达到所需客体气体的摩尔数，最后向初始储层中注入水，以液饱和方式在初始储层中生成水合物，得到含水合物储层。
预备驱替气体、驱替液体
驱替气体：本发明中，步骤(2)预备驱替介质，可以是气体或液体。优选地，所述驱替气体选自甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳中的至少一种。本申请中，全文在所述驱替气体的选择上，与在所述水合物中的客体气体相同。即在步骤(1)确定了要生产的水合物中的客体气体组成，即可按照此组成确定预备所述驱体气体或驱体液体，而不受相变过程的影响。所述客体气体可以由组分气体组成。例如，当所述水合物中，组成客体气体的组分气体为一种，如甲烷时，所述驱替气体也为甲烷；当所述水合物中，组成客体气体的组分气体为两种，如甲烷和乙烷时，所述驱替气体也为甲烷和乙烷，且甲烷与乙烷的混合组成相同。
本发明中，优选地，将所述驱替气体在所述注入前进行调温，达到的注入温度与所述待测储层的温度相同，优选所述注入温度为275-276K。具体地，可以将所述驱替气体从气瓶中注入缓冲罐内预冷，避免驱替过程由于气体温度过高导致水合物分解从而改变储层内的水合物饱和度。
本发明中，当使用所述驱替气体时，优选地，当所述客体气体由一种所述组分气体组成时，同温度下，所述驱替气体的压力p1、所述驱替气体的临界压力pa、所述驱替气体对应生成的水合物的相平衡压力pb满足以下关系：pb＜p1＜pa。具体而言，同样的实验温度下，所述水合物中的客体气体含有一种组分气体，如甲烷，成为甲烷水合物作为单组分水合物时，使用甲烷为驱替气体，甲烷的压力p1(甲烷)＜甲烷气体在该实验温度下的临界压力pa，避免在驱替过程中甲烷气体液化从而导致甲烷气体流量变化；同时，甲烷的压力p1(甲烷)＞甲烷对应生成的甲烷水合物在该实验温度条件下的相平衡压力pb，避免甲烷水合物发生分解，从而导致甲烷水合物饱和度产生变化。
本发明中，优选地，当所述客体气体由两种以上的所述组分气体组成时，同温度下，针对同一种所述组分气体在所述驱替气体中的分压p2、临界压力pA和对应生成的水合物的相平衡压力pB满足以下关系：pB＜p2＜pA。具体而言，同样的实验温度下，所述水合物中的客体气体含有两种以上组分气体，如甲烷和乙烷，成为甲烷-乙烷水合物作为多组分水合物时，使用甲烷-乙烷为驱替气体，其中，甲烷-乙烷水合物以及驱替气体中，甲烷和乙烷的组成比例相同。驱替气体中，甲烷的分压p2＜甲烷在该实验温度下的临界压力pA，避免在驱替过程中甲烷液化从而导致多组分气体的组分含量产生变化以及气体流量发生变化；同时，甲烷的分压p2＞甲烷对应生成的甲烷水合物在该实验温度下的相平衡压力pB，避免该组分水合物发生分解，从而导致水合物饱和度产生变化。同理，乙烷也相应地具有与上述甲烷相同的多种压力关系。
本发明中，气体的临界压力是指在临界温度时使气体液化所需要的最小压力。水合物的相平衡压力是指在相平衡温度时客体气体分子结合水分子转化成水合物晶体时所需要的最小压力。
驱替液体：本发明中，所述驱替液体能够通过配置所述组分气体的饱和水溶液，并加入所述助剂得到。其中所述饱和水溶液是指在一定温度压力下，气体溶解度达到最大的水溶液。所述助剂可以商购，如聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)、聚乙烯基哌啶酮(PVPip)、聚乙烯基己内酰胺(PVCap)、聚乙烯基氮杂环辛酮(PVACO)、乙烯基己内酰胺-乙烯基吡咯烷酮共聚物(Inhibex501)、N-乙烯基吡咯烷酮-醋酸乙烯酯共聚物(PVP-VA73)、N-乙烯基己内酰胺-乙烯吡咯烷酮-甲基丙烯酸二甲氨基乙酯共聚物(VC-713)，括号中为商品牌号。优选，所述助剂选自聚乙烯基吡咯烷酮和/或聚乙烯基己内酰胺。优选地，基于所述驱替液体的总量，所述助剂的含量为0.3-15重量％，优选为0.5-3重量％。进一步优选地，将所述驱替液体在所述注入前进行预冷，使所述驱替液体的温度、饱和压力分别与所述待测储层的温度和压力对应相同。优选可以是将所述驱替液体在所述注入前进行预冷。
本发明中，预备所述驱替液体包括以下步骤：
(A)使用与水合物中客体气体相同组成的组分气体，注入水中形成该组分气体的饱和水溶液，例如组分气体为甲烷时，形成甲烷饱和水溶液，组分气体为甲烷-乙烷时，形成甲烷-乙烷饱和水溶液；
(B)将助剂与上述组分气体的饱和水溶液混配均匀，得到所述驱替液体；助剂与饱和水溶液的混配比例要确保在步骤(3-1)至(3-3)中进行的测定过程中，使用所述驱替液体进行驱替过程中，气水两相在实验压力和温度条件下不发生水合物二次生成，不影响储层中的水合物饱和度；其中，在将所述驱替液体注入待测储层，进行驱替之前，将驱替液体在中间容器中进行预冷却至实验温度，确保在驱替过程中注入的流体温度和储层一致，使水合物不发生分解。
含水合物储层渗透率测定
本发明中，步骤(3-1)至(3-3)用于进行待测储层渗透率的测定。所述测定首先将测定孔隙介质形成的储层所含的水合物类别分为：单组分水合物(只含有一种组分气体，如甲烷时，为甲烷水合物)，多组分水合物(含有两种以上组分气体，例如甲烷-乙烷时，为甲烷-乙烷水合物)。然后根据水合物生成方式(气饱和、液饱和)，对于含水合物储层渗透率(包括绝对渗透率和相对渗透率)分别采用不同的驱替方式进行测定。换言之，气饱和生成方式只用于得到单组分水合物，液饱和生成方式能够用于得到单组分水合物或多组分水合物。
本发明中，以下绝对渗透率是指储层只含有单相流体下的渗透率，可以作为相对渗透率的基础值；有效渗透率或相渗透率是指储层含有多相流体条件下，某相的渗透率(某一相流体在岩石中的通过能力的大小)，极端情况指储层在束缚气或束缚水条件下的水相或气相有效渗透率，这个束缚状态下测得的渗透率可以作为相对渗透率的基础值；相对渗透率是指某相的有效渗透率/基础值，以小数表示。
本发明中，所述束缚气状态下水相有效渗透率是指当储层残余气无法驱出时水相的通过能力(渗透率)；所述束缚水状态下气相有效渗透率是指储层残余水无法驱出时气相的通过能力(渗透率)。
具体地，当单组分水合物以气饱和方式生成，绝对渗透率测定采取将驱替气体注入含单组分水合物的基础储层中，束缚状态下的有效渗透率测定采取将驱替液体注入含单组分水合物的分解储层中，相对渗透率非稳态法测定采取将驱替气体注入含单组分水合物的束缚气状态下的基础储层和分解储层中，相对渗透率稳态法测定采取将驱替气体和驱替液体同时注入含单组分水合物的基础储层和分解储层中。
当单组分水合物以液饱和方式生成时，绝对渗透率测定采取将驱替液体注入含单组分水合物的基础储层中，束缚状态下的有效渗透率测定采取将驱替液体注入含单组分水合物的分解储层中，相对渗透率非稳态法测定采取将驱替气体注入含单组分水合物的基础储层中和将驱替气体注入含单组分水合物的束缚气状态下的分解储层中，相对渗透率稳态法测定采取将驱替气体和驱替液体同时注入含单组分水合物的基础储层和分解储层中。
当多组分水合物以液饱和方式生成时，绝对渗透率测定采取将驱替液体注入含多组分水合物的基础储层中，束缚状态下的有效渗透率测定采取将驱替液体注入含多组分水合物的分解储层中，相对渗透率非稳态法测定采取将驱替气体注入含多组分水合物的基础储层中和将驱替气体注入含多组分水合物的束缚气状态下的分解储层中，相对渗透率稳态法测定采取将驱替气体和驱替液体同时注入含多组分水合物的基础储层和分解储层中。
本发明中，采用所述驱替液体时，待水合物生成完毕或分解完毕后，即向水合物中注入驱替液体，以免驱替液体饱和时间过长生成水合物；同时饱和压力应与储层一样，确保客体气体在驱替液体中的溶解度和在储层中的水合物中的溶解度一致，以免驱替过程中水合物由于浓度差的原因而被溶解，即被驱替液体侵蚀从而导致水合物饱和度发生变化。
测定基础储层绝对渗透率
本发明中，步骤(3-1)在进行所述基础储层的绝对渗透率测定时，按照水合物的生成方式分别进行。优选地，在保持有效应力恒定的条件下，对所述基础储层进行如下的测定：
当所述水合物的生成方式为气饱和时，将所述驱替气体注入所述基础储层，在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替气体的流量；
当所述水合物的生成方式为液饱和时，将所述驱替液体注入所述基础储层，在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；
将测定得到的所述基础储层的水平压差或垂直压差、所述驱替气体的流量、所述驱替液体的流量，采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率。
本发明中，具体地，在测定含水合物储层的渗透率的测定装置中，
(1')针对气饱和生成方式，将回压阀调节至需求的压力，调节上覆压力，使有效应力保持不变；①恒流模式，调节气体恒压阀压力和气体流量控制器，以恒定的注气速度将驱替气体注入渗透率测定装置所包括的反应釜中的含水合物储层中，直到气体流量计的流量保持了恒定，得到含水合物储层的水平或垂直方向的压差情况；②恒压差模式，调节气体恒压阀压力，使含水合物储层的水平或垂直方向的压差恒定不变，通过气体流量计得到驱替气体的流量；
(2')针对液饱和生成方式，将回压阀调节至需求的压力，调节上覆压力，使有效应力保持不变；①恒流模式，开启恒速恒压泵，以恒定的注水速度向渗透率测定装置所包括的反应釜中的含水合物储层中注入驱替液体，直到天平所称取的质量变化速率保持恒定，得到含水合物储层的水平或垂直方向的压差情况；②恒压差模式，开启恒速恒压泵，以恒定的注水压力向反应釜中的含水合物储层注入驱替液体，使含水合物储层水平或垂直方向的压差保持不变，通过天平得到注水速率；
(3')整个储层渗透率测定过程中，采用数据采集仪记录相关数据，并采用达西定律处理相关数据。
测定分解储层束缚状态下的有效渗透率
本发明中，步骤(3-2)测定分解储层束缚气条件下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率。优选地，步骤(3-2)中，在保持有效应力恒定的条件下，对所述分解储层进行如下测定：
将所述驱替液体注入所述分解储层，驱替出自由气或分解气，使所述分解储层变成束缚气条件，在恒流模式下测定所述分解储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；
将测定得到的所述分解储层的水平压差或垂直压差、所述驱替液体的流量，采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述分解储层束缚气条件下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率。
具体地，将回压阀调节至需求的压力，调节上覆压力，使有效应力保持不变；将所述驱替液体注入所述分解储层，驱替出自由气或分解气，使所述分解储层变成束缚气条件；①恒流模式，开启恒速恒压泵，以恒定的注水速度向渗透率测定装置所包括的反应釜中的含水合物储层中注入驱替液体，直到天平所称取的质量变化速率保持恒定，得到含水合物储层的水平或垂直方向的压差情况；②恒压差模式，开启恒速恒压泵，以恒定的注水压力向反应釜中的含水合物储层注入驱替液体，使含水合物储层水平或垂直方向的压差保持不变，通过天平得到注水速率。整个储层渗透率测定过程中，采用数据采集仪记录相关数据，并采用达西定律处理相关数据。
测定基础储层和分解储层的相对渗透率
本发明中，步骤(3-3)在进行待测储层(包括基础储层和分解储层，基础储层无储层相变，分解储层有储层相变)的相对渗透率测定时，分成非稳态法测定和稳态法测定。
非稳态法测定
本发明中，进行待测储层的相对渗透率的非稳态法测定时，区分待测储层是否含有气相进行。
优选地，在保持有效应力恒定的条件下，对所述待测储层进行如下的测定：
对于所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，在设定的驱替压差下将所述驱替液体注入所述基础储层和分解储层中，驱替出自由气或分解气成为第一驱替储层，并以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第一计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第一驱替储层中，以气驱水的方式获得在所述有效应力下，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；其中，所述第一驱替储层包括气饱和方式形成的基础储层和分解储层、液饱和方式形成的分解储层，分别经驱替而对应形成的含水合物储层。
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，将所述基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第二驱替储层，以液测绝对渗透率作为第二计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第二驱替储层中，以气驱水的方式获得在所述有效应力下，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。其中，所述第二驱替储层为液饱和方式形成的基础储层，经驱替而对应形成的含水合物储层。其中，“液测绝对渗透率”为“液驱(向储层中注入驱替液体)测定绝对渗透率”。
本发明中，所述驱替压差是指流体流动的前后处产生的压力差，即实验装置注入口和出口的压力差。
本发明中，当含水合物储层中的自由水相置换为所述驱替液体，驱替液体置换的体积量为含水合物储层的孔隙体积的10倍时，认为置换完成成为驱替储层。
具体地，将回压阀调节至需求的压力，调节上覆压力，使有效应力保持不变；针对所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，开启恒速恒压泵，以一定驱替压差将驱替液体注入渗透率测定装置所包括的水合物反应釜中的含水合物储层，驱替出自由气或分解气成为第一驱替储层，并以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第一计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第一驱替储层中，以气驱水的方式获得该有效应力下，含水合物储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
针对所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，调节恒压恒速泵将驱替液体注入基础储层中替换含水合物储层中的自由水相(未结合为水合物的水)，以液测绝对渗透率作为第二计算基准，然后调节气体恒压阀压力和气体流量控制器，以一定驱替压差将驱替气体注入含水合物储层中，以气驱水的方式获得该有效应力下，含水合物储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
稳态法测定
本发明中，步骤(3-3)进行待测储层的相对渗透率稳态法测定时，对于单组分水合物和多组分水合物，无论是何种生成方式，都是采取同时使用驱替气体和驱替液体的方式进行驱替。
优选地，在保持有效应力恒定的条件下，对所述待测储层进行如下的测定：
对于所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，以流量Q1将所述驱替液体注入所述基础储层和分解储层中成为第三驱替储层，以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第三计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q1注入所述第三驱替待测储层中，测定在所述有效应力下相对于所述第三计算基准，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；其中，所述第三驱替储层包括气饱和方式形成的基础储层和分解储层、液饱和方式形成的分解储层，分别经注入驱替液体而对应形成的含水合物储层。
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，以流量Q2将所述驱替液体注入基础储层中，将基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第四驱替储层，以液测绝对渗透率作为第四计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q2注入所述第四驱替储层中，测定在所述有效应力下相对于第四计算基准，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。其中，所述第四驱替储层为液饱和方式形成的基础储层，经驱替液体注入驱替自由水相而对应形成的含水合物储层。
具体地，将回压阀调节至需求的压力，调节上覆压力，使有效应力保持不变。针对所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，调节恒速恒压泵，用驱替液体驱气方式，建立岩样的束缚气饱和度，驱替出自由气或分解气成为驱替储层，并测定束缚气状态下水相水平或垂直有效渗透率，以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为计算基准；针对所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，将驱替液体注入含水合物储层中替换含水合物储层中的自由水相，并在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量，获得液测绝对渗透率作为计算基准。其中，岩样的束缚气饱和度是指单位孔隙体积中束缚气(不可流动的气)所占的比例；岩样的束缚水饱和度是指单位孔隙体积中束缚水(不可流动的水)所占的比例。
然后以一定的注气速度将驱替气体注入反应釜，同时调节平流泵以一定的注水速度将驱替液体注入反应釜，其中，驱替气体和驱替液体的总流量等于前面测定束缚气状态下水相水平或垂直有效渗透率、或者测定束缚水状态下气相水平或垂直有效渗透率时，所对应使用的驱替液体或驱替气体的流量，通过气体流量计检测气体流量，通过天平检测液体流量并计算反应釜内的含水饱和度，待驱替气体的气体流量和驱替液体的液体流量稳定，测定该有效应力下，相对于前述计算基准，具有特定饱和度的水合物形成的含水合物储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
逐渐增大驱替液体或驱替气体的注入比例，重复上述步骤，继续测定该有效应力下，不同饱和度的水合物形成的含水合物储层的水平或垂直方向的相对渗透率。试验至含水合物储层的水平或垂直方向(测定可以任选一个方向)的气相或水相相对渗透率值小于0.005后，然后结束测定。其中，气相相对渗透率是指气相有效渗透率与典型饱和度条件下(如含水率100％、含气率100％、束缚气饱和度、束缚水饱和度)的渗透率的比值；水相相对渗透率是指气相有效渗透率与典型饱和度条件下的渗透率的比值。
本发明中，所述相对渗透率的测定，还包括通过气体采集器和气相色谱仪检测收集检测从气体流量计产出的气体，测定气体组分摩尔浓度，确保含多组分水合物储层的水合物饱和度在驱替过程中不发生变化。
本发明中，进行所述相对渗透率的测定时，采用数据采集仪记录相关数据，并采用《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》中的计算方法处理相关数据。
本发明中一种优选的具体实施方式，测定水合物相变过程中含多组分水合物储层渗透率包括以下步骤：
(a)通过液饱和方式在n个相同储层中生成n个相同(设定一个水合物饱和度)的多组分水合物，形成n个含多组分水合物储层；其中，所述水合物饱和度为0.5-95％，优选为10-55％；所述多组分水合物中含有的客体气体由两种以上的组分气体组成；所述组分气体选自甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳中的至少一种；
(b)将1个含多组分水合物储层作为基础储层；测定含多组分水合物储层的完全分解时间T，设定对应不同分解程度的分解时间t；将n-1个含多组分水合物储层进行水合物分解，得到n-1个对应不同分解时间t的分解储层；
(c)预备所述驱替气体和驱替液体；依据客体气体组成预备驱替气体和驱替液体；
其中，同温度下，针对同一种所述组分气体在所述驱替气体中的分压p2、临界压力pA和对应生成的水合物的相平衡压力pB满足以下关系：pB＜p2＜pA；
驱替液体为所述客体气体的饱和水溶液，且含有选自动力学抑制剂的助剂，所述助剂的含量为0.3-15重量％，优选为0.5-3重量％；
(d)在保持有效应力恒定的条件下，对基础储层进行如下的测定：
将所述驱替液体注入所述基础储层，在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率；
(e)在保持有效应力恒定的条件下，对所述分解储层进行如下的测定：
将所述驱替液体注入所述分解储层，驱替出自由气或分解气，使所述分解储层变成束缚气条件，在恒流模式下测定所述分解储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述分解储层束缚气条件下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率；
(f)在保持有效应力恒定的条件下，对所述基础储层和分解储层进行如下非稳态法测定：
对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，在设定的驱替压差下将所述驱替液体注入分解储层中，驱替出分解气成为第一驱替储层，并以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第一驱替储层中，以气驱水的方式进行非稳态法测定，获得在所述有效应力下，所述分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，将所述基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第二驱替储层，以液测绝对渗透率作为计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第二驱替储层中，以气驱水的方式进行非稳态法测定，获得在所述有效应力下，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
(g)在保持有效应力恒定的条件下，对所述基础储层和分解储层进行如下稳态法测定：
对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，以流量Q1将所述驱替液体注入分解储层中成为第三驱替储层，以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第三计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q1注入所述第三驱替储层中，测定在所述有效应力下相对于所述第三计算基准，所述分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，以流量Q2将所述驱替液体注入基础储层中，将基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第四驱替储层，以液测绝对渗透率作为第四计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q2注入所述第四驱替储层中，测定在所述有效应力下相对于第四计算基准，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
本发明提供的上述方法可以在含水合物储层渗透率的测定装置(如图1所示)中实施。所述测定装置可以包括：进气系统、进液系统、抽真空系统、上覆压力加载系统、温控系统、气液分离系统、色谱检测系统、数据采集系统。
本发明中，所述上覆压力加载系统包括：水合物反应釜、上覆地层压力模拟加载活塞、可变容积压力室、位移传感器、液体容器、平流泵、回压阀以及一系列阀门和输送管线。其中，该水合物反应釜内部的上部为可变体积压力室，通过恒速恒压泵注入流体控制压力来模拟真实情况中上覆盖层对水合物层的压力。通过回压阀调节储层孔隙压力，结合上覆压力来控制储层的有效应力。
本发明中，所述进气系统包括：气瓶、气体缓冲罐、气体恒压阀、气体流量计、气体流量控制器以及一系列阀门和输送管线，用于水合物生成和渗透率的测定。其中气瓶上设有用于测量所述气瓶气压的压力传感器，缓冲罐上设有用于测量缓冲罐内气压的压力传感器和测量缓冲罐内温度的温度传感器；气体恒压阀、气体流量计和气体流量控制器控制气体压力和气体流量。
本发明中，所述进液系统包括：液体容器、平流泵、中间容器、液体平流泵以及一系列阀门和管线，用于水合物生成和渗透率的测定。其中中间容器设有压力传感器和温度传感器用于检测其压力变化和温度变化；平流泵经中间容器通过输送管线与水合物反应釜相连，抽取驱替液体并以恒速或恒压的方式向水合物反应釜注入流体。
本发明中，所述抽真空系统包括：真空泵以及一系列阀门和管线。其中，真空泵通过输送管线与水合物反应釜出口处输送管线相连。保证在实验开始前水合物反应釜为真空状态。
本发明中，所述温控系统包括：恒温箱。其中，恒温箱直接作用于进气系统、进液系统和驱替系统，提供生成水合物所需的温度。
本发明中，所述气液分离系统包括：气液分离器、液体容器、电子天平、气体流量计，以及一系列阀门和管线。其中，回压阀位于水合物反应釜与气液分离装置中间，气液分离装置两端分别通过输送管线连接气体流量计和盛放液体容器的电子天平。
本发明中，所述气相色谱系统包括：气体采集器和气相色谱仪，用于对多组分气进行气相色谱检测,获取多组分气的气体组分和含量。
本发明中，所述数据采集系统包括：与计算机相连的气体流量计、电子天平、压力传感器、温度传感器、液体平流泵，以及色谱检测仪。
结合图1测定装置具体包括：恒温冷却箱17，位于恒温冷却箱上游的进料单元和位于恒温冷却箱17下游的出料检测单元；其中，恒温冷却箱17包括：水合物反应釜1，水合物反应釜1周边连接的气体缓冲罐6、中间容器7、气体恒压阀8、气体流量控制器9、第二液体平流泵A2、第一气体流量计B1，以及相应的连接管线和管线上设置的第二阀门F2、第三阀门F3、第四阀门F4、第六阀门F6、第七阀门F7、第八阀门F8、第九阀门F9、第十阀门F10、第十一阀门F11、第十二阀门F12、第四压力传感器P4和第五压力传感器P5，以及设置在气体缓冲罐6上的第二压力传感器P2、第一温度传感器T1，设置在中间容器7上的第三压力传感器P3、第二温度传感器T2，设置在水合物反应釜1上第三温度传感器T3；其中，水合物反应釜1包括设置在内部的上覆地层压力加载活塞2，在上覆地层压力加载活塞2的上方有可变容积压力室3，在上覆地层压力加载活塞2上设置有位移传感器4。所述进料单元包括：气瓶5，以及与恒温冷却箱17连接的设置有第一压力传感器P1和第一阀门F1的管线；第一液体容器C1，以及与恒温冷却箱17连接的设置有第一液体平流泵A1和第五阀门F5的管线；第二液体容器C2，以及与恒温冷却箱17连接的设置有第三液体平流泵A3的管线。所述出料检测单元包括：回压阀10、真空泵11、气液分离器12、第三液体容器C3、电子天平13、第二气体流量计B2、计算机14、气体采集器15、气相色谱仪16，以及相应的连接管线和管线上设置的第十三阀门F13、第十四阀门F14、第十五阀门F15、第十六阀门F16、第十七阀门F17、第十八阀门F18、第十九阀门F19。计算机连接各液体平流泵、压力传感器、温度传感器、位移传感器、气体流量计、电子天平。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
实施例1
甲烷水合物
步骤一：制备储层模型，将100目的石英砂洗净并用去离子水清洗3-5次，烘干之后填入水合物反应釜1中，逐层夯实，形成致密均匀的储层模型。
步骤二：储层模型施加有效应力：利用上覆地层压力加载装置将水合物反应釜中的储层模型加上上覆压力，有效应力Peff设为2MPa，此时上覆压力Pover为2MPa，其中Peff＝Pover-P孔；P孔为储层孔隙压力，MPa。同时通过位移传感器4记录上覆地层压力加载活塞下移尺寸。
步骤三：计算储层孔隙度：将真空泵保持负压0.1MPa对储层模型抽真空1-3小时，将去离子水以10mL/min的流量注入模型，加满水后继续注入10min，记录此时去离子水的累积注入体积V1和累积产出体积V2，则孔隙体积为V孔＝V2-V1，mL；孔隙度为
小数。其中V为反应釜总体积，mL；可根据位移传感器4判断计算。V1单位为mL；V2单位为mL。
步骤四：测定储层初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0：以10mL/min的速度向储层模型中注入去离子水，待出口端水流量稳定后，测量水流量q、注入端压力P注、出口端压力P出，由达西公式
(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)，计算模型初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0。其中uw为在测定温度下去离子水粘度，mPa·s；L为流体渗流过模型的长度，cm；A为流体渗流过模型的截面积，cm2；K水平0单位为mD；K垂直0单位为mD；q单位为mL/min；P注单位为MPa；P出单位为MPa。
步骤五：以气饱和方式在储层中生成水合物饱和度为55％的甲烷水合物：根据储层模型的孔隙体积、水合物饱和度为55％计算出生成水合物需要的水量并注入储层模型中，然后向水合物反应釜中低压注入甲烷气排出一部分储层孔隙中的水，则水合物饱和度
式中V排为排出水的体积，mL，且假定储层剩余的水全部转化成水合物后体积膨胀1.25倍；SH单位为小数。然后，关闭阀11和阀12，调节气体恒压阀8注入甲烷气使储层孔隙压力P孔始终为10MPa，同时相应调节上覆压力Pover为12MPa，使有效应力Peff仍为2MPa，生成过程中有效应力应保持不变，环境温度T也始终保持不变，然后将恒温冷却箱17的温度调节至276K，冷却实验装置，待气体缓冲罐6中的压力4h内不再减少，即水合物反应釜1中的水全部转化成了水合物，得到基础储层。
步骤六：驱替液体制备：将助剂聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)以0.5重量％和去离子水混配均匀，并将混配溶液通过恒压恒速泵A1注入中间容器7中预冷却至实验温度276K，同时打开阀4向中间容器7注入一定压力的甲烷气，使混合溶液饱和甲烷气。
步骤七：驱替气体压力和孔隙压力的计算确定：为了确保渗透率测定过程中气体稳定不液化，且储层中水合物保持稳定不分解，应当对驱替气体压力和孔隙压力进行精确计算并选择。当实验温度为276K时，甲烷水合物相平衡压力约为3.47MPa，甲烷气体无临界压力，因此驱替压力和孔隙压力大于3.47MPa即可。
步骤八：气驱(向储层注入驱替气体)测定储层水平或垂直绝对渗透率：，作为基础储层此时储层孔隙中有甲烷水合物和甲烷气，调节回压阀10的压力为10MPa，打开阀11或阀12；然后调节气体流量控制器9以一定流量q气从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入甲烷气，驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变，且驱替的甲烷气已经在气体缓冲罐6中预冷；待出口端气体流量稳定后，测量注入端压力P注、出口端压力P出，根据达西公式
计算(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平绝对渗透率K水平1和垂直绝对渗透率K垂直1。其中Pa为大气压，MPa；q气为气体流量，mL/min；ug为在测定温度下气体的粘度，mPa·s。P注单位为MPa；P出单位为MPa；K水平1单位为mD；K垂直1单位为mD。
步骤九：生成相同水合物饱和度的储层：按照步骤一至步骤八生成相同水合物饱和度的储层并测定未相变前的绝对渗透率K水平1或K垂直1，生成的实验条件完全相同，包括实验步骤和反应材料，确保相变过程前的实验情况都尽量相同。以绝对渗透率K水平1或K垂直1为参照判断相变过程前的实验情况是否都一样，如果每次测定的绝对渗透率基本一致，误差不超过5％，可以认为多次生成含一定水合物饱和度的储层实验情况基本相同。
步骤十：水合物分解：调节回压阀10的压力至水合物相平衡压力之下，可设定为P阀＝0MPa，打开阀14水合物开始分解，该次实验作为基础实验，使水合物分解完全，当孔隙压力P孔等于P阀，且水合物反应釜不再产气产水，可认定水合物分解完毕，记录分解时间T分解、累积气体产量Q气和累积液体产量Q液。其中T分解单位为min。以分解时间T分解作为基础值，将分解程度可分成
若需要分解至一定程度，则至相应分解时间后迅速调节回压阀10至水合物相平衡压力之上，水合物即不再继续分解。按照以上的步骤，继续完成分解时间为
的相同水合物饱和度储层的水合物分解过程，得到多个分解储层。
步骤十一：步骤十得到多个分解储层进行束缚气状态下水相水平或垂直有效渗透率测定：调节恒压恒速泵A2，将驱替液体注入含水合物储层中，用水驱气法建立束缚气饱和度，测定束缚气状态下的水相有效渗透率Kwe(Sws)。在建立束缚气饱和度时，记录该过程驱替出的气体体积，结合步骤十的气体产量，通过物质守衡方程计算水合物反应釜中剩余的水合物物质量和水合物饱和度。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平或垂直有效渗透率。其中Kwe(Sws)单位为mD。
步骤十二：对基础储层和分解储层进行非稳态法气驱水水平或垂直相对渗透率测定：以步骤十一的水相有效渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。步骤十一已使储层饱和助剂，气驱水过程中不会有水合物生成。调节回压阀10的压力为10MPa，打开阀11或阀12；然后调节气体流量控制器9，以一定驱替压差ΔP从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入驱替气体；通过计算机14实时采集注入端压力P注、出口端压力P出、气体流量计B2和电子天平13的数据，获得驱替过程中累积气体产量Q气和累积液体产量Q液以及注入端压力P注、出口端压力P出随时间的变化。直到试验至水相相对渗透率值小于0.005后，测定束缚水状态下气相水平或垂直有效渗透率Kge(Sws)，然后结束试验。驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变，通过气体采集器15和气相色谱仪检测16收集检测从气体流量计产出的气体，对注入气体体积和产出气体体积进行比较，确保含水合物储层的水合物饱和度在驱替过程中不发生变化。
最后采用JBN方法(按照《GB/T28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)计算该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平或垂直气相相对渗透率Krg和液相相对渗透率Krw。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度下的水平或垂直相对渗透率。其中ΔP单位为MPa；Q气单位为mL；Q液单位为mL；Krg用小数表示；Krw用小数表示；Kge(Sws)单位为mD。
含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
实施例2
乙烷水合物
步骤一：制备储层模型，将300目的石英砂洗净并用去离子水清洗3-5次，烘干之后填入水合物反应釜1中，逐层夯实，形成致密均匀的储层模型。
步骤二：储层模型施加有效应力：利用上覆地层压力加载装置将水合物反应釜中的储层模型加上上覆压力，有效应力Peff设为4MPa，此时上覆压力Pover为4MPa，其中Peff＝Pover-P孔；P孔为储层孔隙压力，MPa。同时通过位移传感器4记录上覆地层压力加载活塞下移尺寸。
步骤三：计算储层孔隙度：将真空泵保持负压0.1MPa对储层模型抽真空1-3小时，将去离子水以10mL/min的流量注入模型，加满水后继续注入10min，记录此时去离子水的累积注入体积V1和累积产出体积V2，则孔隙体积为V孔＝V2-V1，mL；孔隙度为
％。其中V为水合物反应釜总体积，mL；可根据位移传感器4判断计算。V1单位为mL；V2单位为mL。
步骤四：测定储层初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0：以10mL/min的速度向储层模型中注入去离子水，待出口端水流量稳定后，测量水流量q、注入端压力P注、出口端压力P出，由达西公式
(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)，计算模型初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0。其中uw为在测定温度下去离子水粘度，mPa·s；L为流体渗流过模型的长度，cm；A为流体渗流过模型的截面积，cm2；K水平0单位为mD；K垂直0单位为mD；q单位为mL/min；P注单位为MPa；P出单位为MPa。
步骤五：以液饱和方式在储层中生成水合物饱和度为10％的乙烷水合物：根据储层模型的孔隙体积、水合物饱和度为10％计算出生成水合物需要的乙烷摩尔数，然后向水合物反应釜中低压注入计算量乙烷气体排出一部分储层孔隙中的水，然后通过注气调节储层孔隙压力至P乙，且假定储层注入的乙烷气体全部转化成水合物。水合物饱和度
式中V排为排出水的体积，mL；V孔为孔隙体积，mL；P乙为水合物反应釜压力，MPa；T测为测量温度，K；Z乙为压力为P乙，温度为T测状态下乙烷气的压缩因子；ρ乙为乙烷水合物的密度，g/cm3；M乙为乙烷水合物的摩尔质量，g/mol；R为摩尔气体常数；SH用小数表示。然后，关闭阀11和阀12，调节恒速恒压泵A1和A2注入去离子水使储层孔隙压力P孔始终为10MPa，同时相应调节上覆压力Pover为14MPa，使有效应力Peff仍为4MPa，生成过程中有效应力应保持不变，环境温度T也始终保持不变，然后将恒温冷却箱17的温度调节至275K，冷却实验装置，待液体容器C1中的去离子水4h内不再减少，即水合物反应釜1中的乙烷气全部转化成了水合物，得到基础储层。
步骤六：驱替液体制备：将助剂聚乙烯基己内酰胺(PVCap)以3重量％和去离子水混配均匀，并将混配溶液通过恒压恒速泵A1注入中间容器7中预冷却至实验温度275K，同时打开阀4向中间容器7注入一定压力的乙烷气体，使混合溶液饱和乙烷气。
步骤七：驱替气体压力和孔隙压力的计算确定：为了确保渗透率测定过程中气体稳定不液化，且储层中水合物保持稳定不分解，应当对驱替气体压力和孔隙压力进行精确计算并选择选择。当实验温度为276K时，乙烷水合物相平衡压力约为0.69MPa，乙烷气体临界压力为2.55MPa，因此驱替压力和孔隙压力应当大于0.69MPa，小于2.55MPa。
步骤八：水驱(向储层注入驱替液体)测定储层水平或垂直绝对渗透率：此时储层孔隙中有乙烷水合物和水，调节回压阀10的压力为2MPa，打开阀11或阀12；然后调节恒压恒速泵A2以一定压力P注从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入驱替液体，驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变；待出口端液体流量稳定后，测量注入端压力P注、出口端压力P出、流量q液，根据达西公式
计算(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平绝对渗透率K水平1和垂直绝对渗透率K垂直1。其中q液为液体流量，mL/min；uw为在测定温度下液体的粘度，mPa·s；P注单位为MPa；P出单位为MPa；K水平1单位为mD；K垂直1单位为mD。
步骤九：生成相同水合物饱和度的储层：按照步骤一至步骤八生成相同水合物饱和度的储层并测定未相变前的绝对渗透率K水平1或K垂直1，生成的实验条件完全相同，包括实验步骤和反应材料，确保相变过程前的实验情况都尽量相同。以绝对渗透率K水平1或K垂直1为参照判断相变过程前的实验情况是否都一样，如果每次测定的绝对渗透率基本一致，误差不超过5％，可以认为多次生成含一定水合物饱和度的储层实验情况基本相同。
步骤十：水合物分解：调节回压阀10的压力至水合物相平衡压力之下，可设定为P阀＝0MPa，打开阀14水合物开始分解，该次实验作为基础实验，使水合物分解完全，当孔隙压力P孔等于P阀，且水合物反应釜不再产气产水，可认定水合物分解完毕，记录分解时间T分解、累积气体产量Q气和累积液体产量Q液。其中T分解单位为min。以分解时间T分解作为基础值，将分解程度可分成
若需要分解至一定程度，则至相应分解时间后迅速调节回压阀10至水合物相平衡压力之上，水合物即不再继续分解。按照以上的步骤，继续完成分解时间为
的相同水合物饱和度储层的水合物分解过程，得到多个分解储层。
步骤十一：步骤十得到多个分解储层进行束缚气状态下水相水平或垂直有效渗透率测定：调节恒压恒速泵A2，将驱替液体注入含水合物储层中，用水驱气法建立束缚气饱和度，测定束缚气状态下的水相有效渗透率Kwe(Sws)。在建立束缚气饱和度时，记录该过程驱替出的气体体积，结合步骤十的气体产量，通过物质守衡方程计算水合物反应釜中剩余的水合物物质量和水合物饱和度。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平或垂直有效渗透率。其中Kwe(Sws)单位为mD。
步骤十二：对基础储层和分解储层进行稳态法水平或垂直相对渗透率测定：当储层未分解，以步骤八的绝对渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。当储层发生分解，以步骤十一的水相有效渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。步骤八和步骤十一已使储层饱和助剂，驱替过程中不会有水合物生成。调节回压阀10的压力为2MPa，然后保持总流量不变，将驱替气、驱替液体按一定的比例注入水合物反应釜内，通过气体流量计检测气体流量，通过天平检测液体流量并计算水合物反应釜内的含水饱和度，待气体流量和液体流量稳定，测定该应力下该气水饱和度下储层水平或垂直方向的气相有效渗透率Kge、气相相对渗透率
水相有效渗透率Kwe、水相相对渗透率
驱替气体的流量逐渐增加，驱替液体的流量降低，使岩样含气饱和度增加，直到试验至水相相对渗透率值小于0.005后，测定束缚水状态下气相水平或垂直有效渗透率Kge(Sws)，然后结束试验。驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变，通过气体采集器15和气相色谱仪检测16收集检测从气体流量计产出的气体，对注入气体体积和产出气体体积进行比较，确保含水合物储层的水合物饱和度在驱替过程中不发生变化。
由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度下的水平或垂直相对渗透率。其中Kge(Sws)单位为mD；Kge单位为mD；Kwe单位为mD；Krg用小数表示；Krw用小数表示。
含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
实施例3
甲烷和乙烷水合物
步骤一：制备储层模型，将500目的石英砂洗净并用去离子水清洗3-5次，烘干之后填入水合物反应釜1中，逐层夯实，形成致密均匀的储层模型。
步骤二：储层模型施加有效应力：利用上覆地层压力加载装置将水合物反应釜中的储层模型加上上覆压力，有效应力Peff设为3MPa，此时上覆压力Pover为3MPa，其中Peff＝Pover-P孔；P孔为储层孔隙压力，MPa。同时通过位移传感器4记录上覆地层压力加载活塞下移尺寸。
步骤三：计算储层孔隙度：将真空泵保持负压0.1MPa对储层模型抽真空1-3小时，将去离子水以10mL/min的流量注入模型，加满水后继续注入10min，记录此时去离子水的累积注入体积V1和累积产出体积V2，则孔隙体积为V孔＝V2-V1，mL；孔隙度为
％。其中V为水合物反应釜总体积，mL；可根据位移传感器4判断计算。V1单位为mL；V2单位为mL。
步骤四：测定储层初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0：以10mL/min的速度向储层模型中注入去离子水，待出口端水流量稳定后，测量水流量q、注入端压力P注、出口端压力P出，由达西公式
(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)，计算模型初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0。其中uw为在测定温度下去离子水粘度，mPa·s；L为流体渗流过模型的长度，cm；A为流体渗流过模型的截面积，cm2；K水平0单位为mD；K垂直0单位为mD；q单位为mL/min；P注单位为MPa；P出单位为MPa。
步骤五：以液饱和方式在储层中生成水合物饱和度为35％的多组分水合物：根据储层模型的孔隙体积、水合物饱和度为35％计算出生成水合物需要的客体气体(甲烷和乙烷)的摩尔数，然后向水合物反应釜中低压注入计算量的客体气体排出一部分储层孔隙中的水，然后通过注气调节储层孔隙压力至P混，且假定储层注入的客体气体全部转化成水合物。该实施例中，客体气体组成为甲烷气和乙烷气，摩尔分数分别为0.9和0.1，因此生成的多组分水合物是甲烷水合物和乙烷水合物的混合物。水合物饱和度
式中V排为排出水的体积，mL；V孔为孔隙体积，mL；P混为水合物反应釜压力，MPa；T测为测量温度，K；Z甲为压力为0.9*P混，温度为T测状态下甲烷气的压缩因子；Z乙为压力为0.1*P混，温度为T测状态下乙烷气的压缩因子，小数；ρ甲为甲烷水合物的密度，g/cm3；ρ乙为乙烷水合物的密度，g/cm3；M甲为甲烷水合物的摩尔质量，g/mol；M乙为乙烷水合物的摩尔质量，g/mol；R为摩尔气体常数；SH用小数表示。然后，关闭阀11和阀12，调节恒速恒压泵A1和A2注入去离子水使储层孔隙压力P孔始终为10MPa，同时相应调节上覆压力Pover为13MPa，使有效应力Peff仍为3MPa，生成过程中有效应力应保持不变，环境温度T也始终保持不变，然后将恒温冷却箱17的温度调节至276K，冷却实验装置，待液体容器C1中的去离子水4h内不再减少，即水合物反应釜1中的混合气体(客体气体)全部转化成了水合物，作为基础储层。
步骤六：驱替液体制备：将助剂聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)以2重量％和去离子水混配均匀，并将混配溶液通过恒压恒速泵A1注入中间容器7中预冷却至实验温度276K，同时打开阀4向中间容器7注入一定压力的混合气体，使混合溶液饱和混合气。
步骤七：驱替气体压力和孔隙压力的计算确定：为了确保渗透率测定过程中气体稳定不液化，且储层中水合物保持稳定不分解，对驱替气体压力和孔隙压力进行精确计算并选择。当实验温度为276K时，甲烷水合物相平衡压力约为3.47MPa，甲烷气体无临界压力，乙烷水合物相平衡压力约为0.69MPa，乙烷气体临界压力为2.55MPa，且由于混合气体中甲烷气体与乙烷气体摩尔比为0.9:0.1，因此混合气驱替压力和孔隙压力大于6.9MPa，小于25.5MPa。
步骤八：水驱测储层水平或垂直绝对渗透率：此时储层孔隙中有多组分水合物和水，调节回压阀10的压力为10MPa，打开阀11或阀12；然后调节恒压恒速泵A2以一定压力P注从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入驱替液体，驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变；待出口端液体流量稳定后，测量注入端压力P注、出口端压力P出、流量q液，根据达西公式
计算(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平绝对渗透率K水平1和垂直绝对渗透率K垂直1。其中q液为液体流量，mL/min；uw为在测定温度下液体的粘度，mPa·s；P注单位为MPa；P出单位为MPa；K水平1单位为mD；K垂直1单位为mD。
步骤九：生成相同水合物饱和度的储层：按照步骤一至步骤八生成相同水合物饱和度的储层并测定未相变前的绝对渗透率K水平1或K垂直1，生成的实验条件完全相同，包括实验步骤和反应材料，确保相变过程前的实验情况都尽量相同。以绝对渗透率K水平1或K垂直1为参照判断相变过程前的实验情况是否都一样，如果每次测定的绝对渗透率基本一致，误差不超过5％，可以认为多次生成含一定水合物饱和度的储层实验情况基本相同。
步骤十：水合物分解：调节回压阀10的压力至水合物相平衡压力之下，可设定为P阀＝0MPa，打开阀14水合物开始分解，该次实验作为基础实验，使水合物分解完全，当孔隙压力P孔等于P阀，且水合物反应釜不再产气产水，可认定水合物分解完毕，记录分解时间T分解、累积气体产量Q气和累积液体产量Q液。其中T分解单位为min。以分解时间T分解作为基础值，将分解程度可分成
若需要分解至一定程度，则至相应分解时间后迅速调节回压阀10至水合物相平衡压力之上，水合物即不再继续分解。按照以上的步骤，继续完成分解时间为
的相同水合物饱和度储层的水合物分解过程，得到多个分解储层。
步骤十一：步骤十得到多个分解储层进行束缚气状态下水相水平或垂直有效渗透率测定：调节恒压恒速泵A2，将驱替液体注入含水合物储层中，用水驱气法建立束缚气饱和度，测定束缚气状态下的水相有效渗透率Kwe(Sws)。在建立束缚气饱和度时，记录该过程驱替出的气体体积，结合步骤十的气体产量，并通过气相色谱仪测算分解的不同组分气体的摩尔浓度，然后通过物质守衡方程计算水合物反应釜中剩余的水合物物质量和水合物饱和度。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平或垂直有效渗透率。其中Kwe(Sws)单位为mD。
步骤十二：对基础储层和分解储层进行稳态法水平或垂直相对渗透率测定：当储层未分解，以步骤八的绝对渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。当储层发生分解，以步骤十一的水相有效渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。步骤八和步骤十一已使储层饱和助剂，驱替过程中不会有水合物生成。调节回压阀10的压力为10MPa，然后保持总流量不变，将驱替气、驱替液体按一定的比例注入水合物反应釜内，通过气体流量计检测气体流量，通过天平检测液体流量并计算水合物反应釜内的含水饱和度，待气体流量和液体流量稳定，测定该应力下该气水饱和度下储层水平或垂直方向的气相有效渗透率Kge、气相相对渗透率
水相有效渗透率Kwe、水相相对渗透率
驱替气体的流量逐渐增加，驱替液体的流量降低，使岩样含气饱和度增加，直到试验至水相相对渗透率值小于0.005后，测定束缚水状态下气相水平或垂直有效渗透率Kge(Sws)，然后结束试验。驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变，通过气体采集器15和气相色谱仪检测16收集检测从气体流量计产出的气体，对注入气体体积和产出气体体积进行比较，测定气体组分摩尔浓度，确保含水合物储层的水合物饱和度在驱替过程中不发生变化。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度下的水平或垂直相对渗透率。其中Kge(Sws)单位为mD；Kge单位为mD；Kwe单位为mD；Krg用小数表示；Krw用小数表示。
含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
实施例4
甲烷和丙烷水合物
步骤一：制备储层模型，将700目的石英砂洗净并用去离子水清洗3-5次，烘干之后填入水合物反应釜1中，逐层夯实，形成致密均匀的储层模型。
步骤二：储层模型施加有效应力：利用上覆地层压力加载装置将水合物反应釜中的储层模型加上上覆压力，有效应力Peff设为5MPa，此时上覆压力Pover为5MPa，其中Peff＝Pover-P孔；P孔为储层孔隙压力，MPa。同时通过位移传感器4记录上覆地层压力加载活塞下移尺寸。
步骤三：计算储层孔隙度：将真空泵保持负压0.1MPa对储层模型抽真空1-3小时，将去离子水以10mL/min的流量注入模型，加满水后继续注入10min，记录此时去离子水的累积注入体积V1和累积产出体积V2，则孔隙体积为V孔＝V2-V1，mL；孔隙度为
％。其中V为水合物反应釜总体积，mL；可根据位移传感器4判断计算。V1单位为mL；V2单位为mL。
步骤四：测定储层初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0：以10mL/min的速度向储层模型中注入去离子水，待出口端水流量稳定后，测量水流量q、注入端压力P注、出口端压力P出，由达西公式
(按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)，计算模型初始水平绝对渗透率K水平0和初始垂直绝对渗透率K垂直0。其中uw为在测定温度下去离子水粘度，mPa·s；L为流体渗流过模型的长度，cm；A为流体渗流过模型的截面积，cm2；K水平0单位为mD；K垂直0单位为mD；q单位为mL/min；P注单位为MPa；P出单位为MPa。
步骤五：以液饱和方式在储层中生成水合物饱和度为25％的多组分水合物：根据储层模型的孔隙体积、水合物饱和度为25％计算出生成水合物需要的客体气体(甲烷和丙烷)的摩尔数，然后向水合物反应釜中低压注入一定量混合气体排出一部分储层孔隙中的水，然后通过注气调节储层孔隙压力至P混，且假定储层注入的客体气体全部转化成水合物。该实施例客体气体组分为甲烷气和丙烷气，摩尔分数分别为0.95和0.05，因此生成的多组分水合物是甲烷水合物和丙烷水合物的混合物。水合物饱和度
式中V排为排出水的体积，mL；V孔为孔隙体积，mL；P混为水合物反应釜压力，MPa；T测为测量温度，K；Z甲为压力为0.95*P混，温度为T测状态下甲烷气的压缩因子；Z丙为压力为0.05*P混，温度为T测状态下丙烷气的压缩因子；ρ甲为甲烷水合物的密度g/cm3；ρ丙为丙烷水合物的密度g/cm3；M甲为甲烷水合物的摩尔质量g/mol；M丙为丙烷水合物的摩尔质量，g/mol；R为摩尔气体常数；SH用小数表示。然后，关闭阀11和阀12，调节恒速恒压泵A1和A2注入去离子水使储层孔隙压力P孔始终为10MPa，同时相应调节上覆压力Pover为15MPa，使有效应力Peff仍为5MPa，生成过程中有效应力应保持不变，环境温度T也始终保持不变，然后将恒温冷却箱17的温度调节至276K，冷却实验装置，待液体容器C1中的去离子水4h内不再减少，即水合物反应釜1中的混合气体(客体气体)全部转化成了水合物，作为基础储层。
步骤六：驱替液体制备：将助剂聚乙烯基己内酰胺(PVCap)以5重量％和去离子水混配均匀，并将混配溶液通过恒压恒速泵A1注入中间容器7中预冷却至实验温度276K，同时打开阀4向中间容器7注入一定压力的混合气体，使混合溶液饱和混合气。
步骤七：驱替气体压力和孔隙压力的计算确定：为了确保渗透率测定过程中气体稳定不液化，且储层中水合物保持稳定不分解，应当对驱替气体压力和孔隙压力进行精确计算并选择。当实验温度为276K时，甲烷水合物相平衡压力约为3.47MPa，甲烷气体无临界压力，丙烷水合物相平衡压力约为0.3MPa，丙烷气体临界压力为0.5MPa，且由于混合气体中甲烷气体与丙烷气的摩尔比为0.95:0.05，因此混合气驱替压力和孔隙压力应当大于6MPa，小于10MPa。
步骤八：水驱测储层绝对渗透率：此时储层孔隙中有多组分水合物和水，调节回压阀10的压力为8MPa，打开阀11或阀12；然后调节恒压恒速泵A2以一定压力P注从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入驱替液体，驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变；待出口端液体流量稳定后，测量注入端压力P注、出口端压力P出、流量q液，根据达西公式
计算(按照《GB/T28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平绝对渗透率K水平1和垂直绝对渗透率K垂直1。其中q液为液体流量，mL/min；uw为在测定温度下液体的粘度，mPa·s；P注单位为MPa；P出单位为MPa；K水平1单位为mD；K垂直1单位为mD。
步骤九：生成相同水合物饱和度的储层：按照步骤一至步骤八生成相同水合物饱和度的储层并测定未相变前的绝对渗透率K水平1或K垂直1，生成的实验条件完全相同，包括实验步骤和反应材料，确保相变过程前的实验情况都尽量相同。以绝对渗透率K水平1或K垂直1为参照判断相变过程前的实验情况是否都一样，如果每次测定的绝对渗透率基本一致，误差不超过5％，可以认为多次生成含一定水合物饱和度的储层实验情况基本相同。
步骤十：水合物分解：调节回压阀10的压力至水合物相平衡压力之下，可设定为P阀＝0MPa，打开阀14水合物开始分解，该次实验作为基础实验，使水合物分解完全，当孔隙压力P孔等于P阀，且水合物反应釜不再产气产水，可认定水合物分解完毕，记录分解时间T分解、累积气体产量Q气和累积液体产量Q液。其中T分解单位为min。以分解时间T分解作为基础值，将分解程度可分成
若需要分解至一定程度，则至相应分解时间后迅速调节回压阀10至水合物相平衡压力之上，水合物即不再继续分解。按照以上的步骤，继续完成分解时间为
的相同水合物饱和度储层的水合物分解过程，得到多个分解储层。
步骤十一：步骤十得到多个分解储层进行束缚气状态下水平或垂直水相有效渗透率测定：调节恒压恒速泵A2，将驱替液体注入含水合物储层中，用水驱气法建立束缚气饱和度，测定束缚气状态下的水相有效渗透率Kwe(Sws)。在建立束缚气饱和度时，记录该过程驱替出的气体体积，结合步骤十的气体产量，并通过气相色谱仪测算分解的不同组分气体的摩尔浓度，然后通过物质守衡方程计算水合物反应釜中剩余的水合物物质量和水合物饱和度。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平或垂直有效渗透率。其中Kwe(Sws)单位为mD。
步骤十二：对基础储层和分解储层进行非稳态法气驱水水平或垂直相对渗透率测定：当储层未分解，以步骤八的绝对渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。当储层发生分解，以步骤十一的水相有效渗透率作为气-水相对渗透率的基础值。步骤八和步骤十一已使储层饱和助剂，驱替过程中不会有水合物生成。调节回压阀10的压力为8MPa，打开阀11或阀12；然后调节气体流量控制器9，以一定驱替压差ΔP从阀8或阀9稳定向水合物反应釜中注入驱替气体；通过计算机14实时采集注入端压力P注、出口端压力P出、气体流量计B2和电子天平13的数据，获得驱替过程中累积气体产量Q气和累积液体产量Q液以及注入端压力P注、出口端压力P出随时间的变化。直到试验至水相相对渗透率值小于0.005后，测定束缚水状态下气相水平或垂直有效渗透率Kge(Sws)，然后结束试验。驱替过程中有效应力应保持不变，环境温度也始终保持不变，通过气体采集器15和气相色谱仪检测16收集检测从气体流量计产出的气体，对注入气体体积和产出气体体积进行比较，测定气体组分摩尔浓度，确保含水合物储层的水合物饱和度在驱替过程中不发生变化。
最后采用JBN方法(按照《GB/T28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》)计算该水合物饱和度SH和该有效应力Peff下储层的水平或垂直气相相对渗透率Krg和液相相对渗透率Krw。由此可以得到含一定饱和度水合物储层不同分解程度下的水平或垂直相对渗透率。其中ΔP单位为MPa；Q气单位为mL；Q液单位为mL；Krg用小数表示；Krw用小数表示；Kge(Sws)单位为mD。
含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
实施例5
按照实施例3的方法，不同的是，步骤六中助剂聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)以0.05重量％和去离子水混配均匀。含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
实施例6
按照实施例3的方法，不同的是，步骤五中储层中生成水合物饱和度为65％的多组分水合物。含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
对比例1
按照实施例3的方法，不同的是，步骤六中驱替液体未饱和对应的生成气体。含水合物储层渗透率的测定情况见表1。
表1显示实施例1-6和对比例1中，含水合物储层的渗透率测定情况。
表1
注：储层水合物饱和度、无水合物二次生成、分解、溶蚀等情况通过注入气量和产出气量的比较以及气体组分摩尔浓度的检测，判断是否在测定过程中有变化。
通过表1的结果可以看出，采用本发明提供的方法，实施例都能实现相变过程中的含水合物储层的渗透率。实施例1、2、3、4，在渗透率测定过程中保证水合物不生成、不分解和不被溶蚀，使含水合物储层内的水合物饱和度维持稳定，效果明显良好。实施例5-6和对比例1，测定方法的条件不在最优选的范围内时，测定效果不好。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (11)
1.一种水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法，包括：
(1)制备n个相同的含水合物储层；然后将其中1个含水合物储层作为基准储层，将其他的n-1个含水合物储层进行不同程度的水合物分解得到n-1个具有不同分解程度和水合物饱和度的分解储层，所述基准储层和分解储层作为待测储层；其中，所述含水合物储层通过在孔隙介质组成的储层中生成具有设定水合物饱和度的水合物而形成，所述水合物中含有的客体气体由至少一种组分气体组成；
(2)预备驱替气体和/或驱替液体，其中，所述驱替气体与所述客体气体具有相同的组成；所述驱替液体为所述客体气体的饱和水溶液，且所述驱替液体还含有助剂，其中，所述助剂选自动力学抑制剂；
(3)对所述待测储层，用以下方法分别测定含水合物储层渗透率：
(3-1)将所述驱替气体和/或驱替液体向所述基础储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率；
(3-2)将所述驱替液体向所述分解储层中进行注入，测定在不同有效应力下，所述分解储层不同分解程度束缚气状态下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率；
(3-3)用稳态法或非稳态法测定在不同有效应力下，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的测定方法，其中，当所述客体气体由一种所述组分气体组成时，所述水合物的生成方式为气饱和或液饱和；
当所述客体气体由两种以上的所述组分气体组成时，所述水合物的生成方式为液饱和。
3.根据权利要求1或2所述的测定方法，其中，所述组分气体选自甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和二氧化碳中的至少一种；
优选地，所述水合物饱和度为0.5-95％，优选为10-55％。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的测定方法，其中，所述助剂选自聚乙烯基吡咯烷酮、聚乙烯基哌啶酮、聚乙烯基己内酰胺、聚乙烯基氮杂环辛酮、乙烯基己内酰胺-乙烯基吡咯烷酮共聚物、N-乙烯基吡咯烷酮-醋酸乙烯酯共聚物、N-乙烯基己内酰胺-乙烯吡咯烷酮-甲基丙烯酸二甲氨基乙酯共聚物中的一种或多种；优选选自聚乙烯基吡咯烷酮和/或聚乙烯基己内酰胺；
优选地，基于所述驱替液体的总量，所述助剂的含量为0.3-15重量％，优选为0.5-3重量％。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的测定方法，其中，当所述客体气体由一种所述组分气体组成时，同温度下，所述驱替气体的压力p1、所述驱替气体的临界压力pa、所述驱替气体对应生成的水合物的相平衡压力pb满足以下关系：pb＜p1＜pa；
当所述客体气体由两种以上的所述组分气体组成时，同温度下，针对同一种所述组分气体在所述驱替气体中的分压p2、临界压力pA和对应生成的水合物的相平衡压力pB满足以下关系：pB＜p2＜pA。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的测定方法，其中，将所述驱替气体在所述注入前进行调温，达到的注入温度与所述待测储层的温度相同；优选所述注入温度为275-276K；
优选地，将所述驱替液体在所述注入前进行调温，使所述驱替液体的温度、饱和压力分别与所述待测储层的温度、压力对应相同。
7.根据权利要求6所述的测定方法，其中，步骤(3-1)中，在保持有效应力恒定的条件下，对所述基础储层进行如下测定：
当所述水合物的生成方式为气饱和时，将所述驱替气体注入所述基础储层，在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替气体的流量；
当所述水合物的生成方式为液饱和时，将所述驱替液体注入所述基础储层，在恒流模式下测定所述基础储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；
将测定得到的所述基础储层的水平压差或垂直压差、所述驱替气体的流量、所述驱替液体的流量，采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述基础储层的水平绝对渗透率或垂直绝对渗透率。
8.根据权利要求6或7所述的测定方法，其中，步骤(3-2)中，在保持有效应力恒定的条件下，对所述分解储层进行如下的测定：
将所述驱替液体注入所述分解储层，驱替出自由气或分解气，使所述分解储层变成束缚气条件，在恒流模式下测定所述分解储层的水平压差或垂直压差、在恒压差模式下测定所述驱替液体的流量；
将测定得到的所述分解储层的水平压差或垂直压差、所述驱替液体的流量，采用达西定律进行数据处理，得到在所述有效应力下，对应的所述分解储层束缚气条件下的水相水平有效渗透率或垂直有效渗透率。
9.根据权利要求6-8中任意一项所述的测定方法，其中，步骤(3-3)中，进行所述待测储层的相对渗透率非稳态法测定时，在保持有效应力恒定的条件下，对所述待测储层进行如下的测定：
对于所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，在设定的驱替压差下将所述驱替液体注入所述基础储层和分解储层中，驱替出自由气或分解气成为第一驱替储层，并以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第一计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第一驱替储层中，以气驱水的方式获得在所述有效应力下，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，将所述基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第二驱替储层，以液测绝对渗透率作为第二计算基准，然后在设定的驱替压差下将所述驱替气体注入所述第二驱替储层中，以气驱水的方式获得在所述有效应力下，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
10.根据权利要求6-9中任意一项所述的测定方法，其中，步骤(3-3)中，进行所述待测储层的相对渗透率稳态法测定时，在保持有效应力恒定的条件下，对所述待测储层进行如下的测定：
对于所述水合物的生成方式是气饱和的基础储层和分解储层，以及对于所述水合物的生成方式是液饱和的分解储层，以流量Q1将所述驱替液体注入所述基础储层和分解储层中成为第三驱替储层，以水驱气的方式获得束缚气状态下水相有效渗透率作为第三计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q1注入所述第三驱替储层中，测定在所述有效应力下相对于所述第三计算基准，所述基础储层和分解储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率；
对于所述水合物的生成方式为液饱和的基础储层，以流量Q2将所述驱替液体注入基础储层中，将基础储层中的自由水相置换为所述驱替液体成为第四驱替储层，以液测绝对渗透率作为第四计算基准；然后将所述驱替气体和驱替液体按照总流量等于所述流量Q2注入所述第四驱替储层中，测定在所述有效应力下相对于第四计算基准，所述基础储层的水平气水相对渗透率或垂直气水相对渗透率。
11.根据权利要求1-10中任意一项所述的测定方法，其中，得到所述分解储层的过程包括：首先测定所述含水合物储层中水合物完全分解所需的时间T，然后根据所述时间T设定不同的分解时间t，其中，t＜T，并将所述n-1个含水合物储层进行水合物分解，达到不同的分解时间t，得到所述分解储层。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011624622.3A CN112816386B (zh) | 2020-12-31 | 2020-12-31 | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011624622.3A CN112816386B (zh) | 2020-12-31 | 2020-12-31 | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112816386A true CN112816386A (zh) | 2021-05-18 |
| CN112816386B CN112816386B (zh) | 2023-08-18 |
Family
ID=75854729
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011624622.3A Active CN112816386B (zh) | 2020-12-31 | 2020-12-31 | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112816386B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115492572A (zh) * | 2022-11-21 | 2022-12-20 | 吉林大学 | 天然气水合物二次形成一维模拟装置及方法 |
Citations (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101124384A (zh) * | 2004-06-03 | 2008-02-13 | 贝克休斯公司 | 在用粘弹性表面活性剂胶凝化的液体中用于水合物抑制的添加剂 |
| JP2010261252A (ja) * | 2009-05-08 | 2010-11-18 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | 二酸化炭素を利用したメタンハイドレート採掘方法 |
| RU2471970C1 (ru) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ вытеснения жидкости из пласта |
| RU2480584C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
| CN104359819A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-02-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗致密岩心气水相对渗透率测定装置及测定方法 |
| CN104568694A (zh) * | 2014-12-19 | 2015-04-29 | 西南石油大学 | 一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法 |
| CN104950074A (zh) * | 2015-05-21 | 2015-09-30 | 中国科学院力学研究所 | 水合物分解渗流导致出砂测量的实验方法及实验装置 |
| CN105547964A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-05-04 | 中国石油大学(华东) | 一种不同水合物饱和度状态下气水相对渗透率的单向流动测定方法 |
| CN105675441A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-06-15 | 中国石油大学(华东) | 一种径向流条件下不同水合物饱和度时的气水相对渗透率测定方法 |
| US20160251943A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-09-01 | Guangzhou Institute Of Energy Conversion, Chinese Academy Of Sciences | Experimental device for simulating exploitation of natural gas hydrate in permeable boundary layer |
| CN106124377A (zh) * | 2016-06-16 | 2016-11-16 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 高温高压条件下气藏反渗吸水锁伤害评价的实验测试方法 |
| CN106525690A (zh) * | 2016-12-02 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法 |
| US20170248506A1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-08-31 | Robin Gupta | Coreflood Testing System and Methods for Simultaneous Measurement of Key Core Properties |
| CN107526892A (zh) * | 2017-08-30 | 2017-12-29 | 广州海洋地质调查局 | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 |
| CN108051354A (zh) * | 2017-12-11 | 2018-05-18 | 大连理工大学 | 一种基于脉冲衰减分析的低渗水合物沉积物渗透率测量方法与装置 |
| CN108896599A (zh) * | 2018-05-16 | 2018-11-27 | 重庆科技学院 | 一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法 |
| CN109357986A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-02-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 |
| CN110045080A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-07-23 | 广州海洋地质调查局 | 一种不同水合物饱和度状态下水合物储层应力敏感性实验方法 |
| CN110132818A (zh) * | 2019-05-28 | 2019-08-16 | 北京大学 | 一种含天然气水合物沉积物渗透率的获取方法及系统 |
| CN110186832A (zh) * | 2019-06-13 | 2019-08-30 | 广州海洋地质调查局 | 一种沉积物结构变化的可视实验装置及模拟方法 |
| CN110231266A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-09-13 | 广州海洋地质调查局 | 不同应力不同水合物饱和状态下气水相对渗透率测定方法 |
| CN110761749A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-07 | 中国华能集团有限公司 | 一种天然气水合物的合成及开采模拟实验系统及实验方法 |
| CN110793901A (zh) * | 2019-12-13 | 2020-02-14 | 西南石油大学 | 考虑束缚水的高温高压气藏渗透率流速敏感性测试方法 |
| CN110887776A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-03-17 | 江西省科学院能源研究所 | 一种测定含水合物储层的水平/垂向渗透率的装置及方法 |
| CN210221866U (zh) * | 2019-06-13 | 2020-03-31 | 广州海洋地质调查局 | 一种沉积物结构变化的可视实验装置 |
| CN111443182A (zh) * | 2020-05-09 | 2020-07-24 | 中国华能集团有限公司 | 一种超重力水合物研究实验系统及方法 |
-
2020
- 2020-12-31 CN CN202011624622.3A patent/CN112816386B/zh active Active
Patent Citations (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101124384A (zh) * | 2004-06-03 | 2008-02-13 | 贝克休斯公司 | 在用粘弹性表面活性剂胶凝化的液体中用于水合物抑制的添加剂 |
| JP2010261252A (ja) * | 2009-05-08 | 2010-11-18 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | 二酸化炭素を利用したメタンハイドレート採掘方法 |
| RU2471970C1 (ru) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ вытеснения жидкости из пласта |
| RU2480584C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
| US20160251943A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-09-01 | Guangzhou Institute Of Energy Conversion, Chinese Academy Of Sciences | Experimental device for simulating exploitation of natural gas hydrate in permeable boundary layer |
| CN104359819A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-02-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗致密岩心气水相对渗透率测定装置及测定方法 |
| CN104568694A (zh) * | 2014-12-19 | 2015-04-29 | 西南石油大学 | 一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法 |
| CN104950074A (zh) * | 2015-05-21 | 2015-09-30 | 中国科学院力学研究所 | 水合物分解渗流导致出砂测量的实验方法及实验装置 |
| CN105547964A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-05-04 | 中国石油大学(华东) | 一种不同水合物饱和度状态下气水相对渗透率的单向流动测定方法 |
| CN105675441A (zh) * | 2016-01-15 | 2016-06-15 | 中国石油大学(华东) | 一种径向流条件下不同水合物饱和度时的气水相对渗透率测定方法 |
| US20170248506A1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-08-31 | Robin Gupta | Coreflood Testing System and Methods for Simultaneous Measurement of Key Core Properties |
| CN106124377A (zh) * | 2016-06-16 | 2016-11-16 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 高温高压条件下气藏反渗吸水锁伤害评价的实验测试方法 |
| CN106525690A (zh) * | 2016-12-02 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法 |
| CN107526892A (zh) * | 2017-08-30 | 2017-12-29 | 广州海洋地质调查局 | 一种海洋天然气水合物试采储层的稳定性评估方法 |
| CN108051354A (zh) * | 2017-12-11 | 2018-05-18 | 大连理工大学 | 一种基于脉冲衰减分析的低渗水合物沉积物渗透率测量方法与装置 |
| CN108896599A (zh) * | 2018-05-16 | 2018-11-27 | 重庆科技学院 | 一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法 |
| CN109357986A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-02-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 |
| CN110045080A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-07-23 | 广州海洋地质调查局 | 一种不同水合物饱和度状态下水合物储层应力敏感性实验方法 |
| CN110231266A (zh) * | 2019-03-15 | 2019-09-13 | 广州海洋地质调查局 | 不同应力不同水合物饱和状态下气水相对渗透率测定方法 |
| CN110132818A (zh) * | 2019-05-28 | 2019-08-16 | 北京大学 | 一种含天然气水合物沉积物渗透率的获取方法及系统 |
| CN110186832A (zh) * | 2019-06-13 | 2019-08-30 | 广州海洋地质调查局 | 一种沉积物结构变化的可视实验装置及模拟方法 |
| CN210221866U (zh) * | 2019-06-13 | 2020-03-31 | 广州海洋地质调查局 | 一种沉积物结构变化的可视实验装置 |
| CN110761749A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-07 | 中国华能集团有限公司 | 一种天然气水合物的合成及开采模拟实验系统及实验方法 |
| CN110793901A (zh) * | 2019-12-13 | 2020-02-14 | 西南石油大学 | 考虑束缚水的高温高压气藏渗透率流速敏感性测试方法 |
| CN110887776A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-03-17 | 江西省科学院能源研究所 | 一种测定含水合物储层的水平/垂向渗透率的装置及方法 |
| CN111443182A (zh) * | 2020-05-09 | 2020-07-24 | 中国华能集团有限公司 | 一种超重力水合物研究实验系统及方法 |
Non-Patent Citations (11)
| Title |
|---|
| JIAN HOU ETAL.: "Operation parameter optimization of a gas hydrate reservoir eloped by cyclic hot water stimulation with a separated-zone horizontal well based on particle swarm algorithm", ENERGY, vol. 96, pages 581 - 591, XP029413770, DOI: 10.1016/j.energy.2015.12.066 * |
| MOHANA L.DELLI ETAL.: "Experimental determination of permeability of porousmedia in the presence of gas hydrates", JOURNAL OFPETROLEUMSCIENCEANDENGINEERING, pages 1 - 9 * |
| 徐子健;杨双春;佟乐;王云;: "非稳态气驱水法火山岩相对渗透率曲线实验", 辽宁石油化工大学学报, no. 01 * |
| 李占东;顾亚萍;李中;孟文波;张海翔;王殿举;丁根荣;: "甲烷水合物降压开采与出砂试验探讨", 中国造船, no. 04 * |
| 李淑霞 等: "天然气水合物开发多物理场特征及耦合渗流研究进展与建议", 力学学报, vol. 52, no. 3 * |
| 李跃刚;王文举;万单夫;李娅;刘广峰;: "应力敏感对致密砂岩气藏气水两相渗流特征影响研究", 科学技术与工程, no. 03 * |
| 王屹 等: "天然气水合物开采技术研究进展", 新能源进展, vol. 1, no. 1 * |
| 董平川;江同文;唐明龙;: "地层条件下凝析气藏的多相渗流特性", 岩石力学与工程学报, no. 11 * |
| 蔡建超;夏宇轩;徐赛;田海涛;: "含水合物沉积物多相渗流特性研究进展", 力学学报, no. 01 * |
| 郑小敏;成志刚;林伟川;董国敏;杨智新;: "致密气藏岩石渗透率应力敏感对气水两相流动影响实验研究", 测井技术, no. 04 * |
| 郜国肖;白云龙;侯涛;管桐;: "煤层非稳态法气和水相对渗透率实验研究", 煤矿安全, no. 05 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115492572A (zh) * | 2022-11-21 | 2022-12-20 | 吉林大学 | 天然气水合物二次形成一维模拟装置及方法 |
| CN115492572B (zh) * | 2022-11-21 | 2023-01-17 | 吉林大学 | 天然气水合物二次形成一维模拟装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112816386B (zh) | 2023-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106884635B (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
| Liu et al. | The seepage characteristics of methane hydrate-bearing clayey sediments under various pressure gradients | |
| CN112730197B (zh) | 含水合物储层渗透率的测定方法 | |
| CN108362614B (zh) | 测量页岩油二氧化碳吞吐过程中扩散系数的装置及方法 | |
| Walls et al. | Effects of pressure and partial water saturation on gas permeability in tight sands: experimental results | |
| Gu et al. | Experimental and modeling studies on the phase behavior of high h2s-content natural gas mixturesag | |
| CN110345904B (zh) | 水合物分解过程中沉积物变形及渗透率测试装置及方法 | |
| CN107420069A (zh) | 一种天然气水合物赋存类型模拟开采实验系统 | |
| CN110927358B (zh) | 一种天然气水合物矿藏压裂实验装置 | |
| Bui | Near miscible CO2 application to improve oil recovery | |
| CN110231266A (zh) | 不同应力不同水合物饱和状态下气水相对渗透率测定方法 | |
| CN112816386B (zh) | 水合物相变过程中含水合物储层渗透率的测定方法 | |
| Choi et al. | An experimental system and procedure of unsteady-state relative permeability test for gas hydrate-bearing sediments | |
| Zhang et al. | Effect of H2S content on relative permeability and capillary pressure characteristics of acid gas/brine/rock systems: A review | |
| CN114152551A (zh) | 一种气体驱替置换天然气模拟实验系统及方法 | |
| Ibrahim et al. | Effects of formation-water salinity, formation pressure, gas composition, and gas-flow rate on carbon dioxide sequestration in coal formations | |
| Chen et al. | An experimental investigation of matrix components and grain size influence on the permeability in porous medium containing hydrate | |
| CN110865010B (zh) | 一种岩石流变加载条件下多气体渗流测试装置及测试方法 | |
| CN105675441A (zh) | 一种径向流条件下不同水合物饱和度时的气水相对渗透率测定方法 | |
| Karimaie et al. | Low IFT gas-oil gravity drainage in fractured carbonate porous media | |
| CA2165522A1 (fr) | Methode et dispositif pour separer et mesurer le volume des differentes phases d'un melanges de fluides | |
| CN115468824A (zh) | 一种气体水合物制备及其物性参数原位检测的装置和方法 | |
| Isfehani et al. | Sandstone wettability and mixed gas composition: Unraveling the impact of CO2 in hydrogen geo-storage | |
| Lv et al. | Permeability variation models for unsaturated coalbed methane reservoirs | |
| Zhu et al. | Competitive adsorption behaviors of carbon dioxide and n-dodecane mixtures in 13X molecular sieve |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| CB02 | Change of applicant information | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: 266580 No. 66 Changjiang West Road, Huangdao District, Qingdao, Shandong. Applicant after: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA) Address before: 266580 No. 66 Changjiang West Road, Qingdao economic and Technological Development Zone, Shandong Applicant before: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA) |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |