CN113297779A - 一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，具体包括：通过电镜扫描方法对页岩岩心中无机质孔隙分布进行扫描，得到无机质孔隙分布特征；基于无机质孔隙分布特征，构建三维无机质数字岩心，采用最大球法提取无机质孔隙网络模型；建立不同的无机质孔隙‑喉道单元；根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立双重介质孔隙网络模型；建立岩心气体流动数学模型，将双重介质孔隙网络模型中气体渗透率计算结果带入到岩心气体流动数学模型中，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据，得到岩心渗透率结果。本发明节省计算时间的同时保证了计算精度，准确度高，所需输入资料易获取，方便推广应用。

Description

一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法

技术领域

本发明属于油气开发技术领域，特别是涉及一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法。

背景技术

实验室压力脉冲实验过程通过将岩心放置于密闭容器，初始情况下上游箱体、岩心以及下游箱体压力保持一致。通过升高上游箱体压力，待上游箱体压力保持稳定后打开阀门上游压力逐渐降低，下游压力逐渐上升,记录上游压力与下游压力差随时间的变化。

相关研究集中将得到的压力差随时间变化的数据来反求岩石渗透率。目前方法基于考虑气体以无滑移方式进行流动，根据压力差随时间变化的实验数据后期直线段斜率来反求岩石渗透率。但目目前该方法反求渗透率过程中仅考虑岩心孔隙度参数，忽略了页岩储层岩石复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布对压力差随时间变化实验数据解释的影响，导致该方法页岩渗透率解释结果准确性很低。随着我国非常规油气资源开发，对于孔隙尺寸在纳米级的页岩储层，气体以滑脱形式流动，气体运移机制和气体性质对渗透率影响很大，传统基于压力差随时间变化实验数据直线段斜率反求页岩岩心渗透率方法已不再适用。因此亟需建立一种考虑页岩复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布的实验室压力脉冲数据解释方法来准确预测页岩渗透率。

发明内容

本发明提供了一种基于双重介质孔隙网络模型的压力脉冲实验数据页岩渗透率解释方法，通过扫描成像与岩心压力脉冲实验相结合，构建双重介质孔隙网络模型，模拟压力脉冲过程来准确计算页岩渗透率。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，包括以下步骤：

S1、通过电镜扫描方法对页岩岩心中无机质孔隙分布进行扫描，得到所述无机质孔隙分布特征；

S2、基于所述无机质孔隙分布特征，构建三维无机质数字岩心，采用最大球法提取无机质孔隙网络模型；

S3、基于所述无机质孔隙网络模型中的最小无机质孔隙-喉道单元，基于有机质分布特征，建立不同的无机质孔隙-喉道单元；根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立双重介质孔隙网络模型；

S4、对所述页岩岩心进行压力脉冲实验测试，得到岩心两端压力差随时间变化实验数据；建立岩心气体流动数学模型，将所述双重介质孔隙网络模型中气体渗透率计算结果带入到所述岩心气体流动数学模型中，计算所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据，得到岩心渗透率结果。

优选地，S2中，采用多点地质统计学方法构建所述三维无机质数字岩心。

优选地，S3中，所述建立不同的无机质孔隙-喉道单元包括：第一类，无机质孔隙中气流动不受有机质影响；第二类，有机质与无机质喉道并联，并且长度与无机质喉道保持一致；第三类，有机质嵌入到无机质喉道中，有机质横截面积与无机质喉道横截面积保持一致。

优选地，根据有机质体积占据总岩石体积以及有机质嵌入喉道与总喉道数量比例，确定局部嵌入有机质体积。

优选地，S3中，将所述局部嵌入有机质体积随机分布到所述无机质孔隙网络模型中，根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立所述双重介质孔隙网络模型。

优选地，S4中，对所述页岩岩心进行压力脉冲实验测试，得到岩心两端压力差随时间变化实验数据，通过将所述双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果带入到所述岩心气体流动数学模型中，计算所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据，将其与所述岩心两端压力差随时间变化实验数据进行匹配。

优选地，若计算得到的所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据相匹配，则输出所述双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果作为岩心渗透率结果；

若与所述模拟数据不匹配，重复所述双重介质孔隙网络模型构建过程，计算双重介质孔隙网络模型气体渗透率带入到所述岩心气体流动数学模型，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据，直到岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据匹配为止。

本发明的有益效果为：

(1)本发明通过构建双重介质孔隙网络模型来模拟压力脉冲实验过程来准确考虑页岩复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布，克服了目前压力脉冲实验渗透率解释结果准确度低，无法考虑孔隙结构、气体运移机制、有机质分布，对页岩储层不适用的难题；

(2)本发明在解释页岩岩心渗透率结果的同时能输出表征页岩三维孔隙结构的双重介质孔隙网络模型，在此基础上能准确刻画页岩孔隙结构、有机质分布，克服了现有压力脉冲实验渗透率解释方法只能预测渗透率，不能准确反推页岩三维孔隙结构的缺陷；

(3)本发明节省计算时间的同时保证了计算精度，建立的基于双重介质孔隙网络模型的压力脉冲实验数据页岩渗透率解释方法所需输入参数较少，计算速度快，准确度高，所需输入资料易获取，方便推广应用。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明方法流程图；

图2为本发明实施例中页岩气藏区块二值化页岩无机质扫描电镜图像；

图3为本发明页岩无机质数字岩心；

图4为本发明基于重构页岩无机质数字岩心提取得到的页岩无机质孔隙网络模型示意图；

图5为本发明页岩无机质孔隙网络模型孔径分布示意图；

图6为本发明页岩无机质孔隙网络模型配位数分布示意图；

图7为双重介质孔隙网络模型孔隙-喉道基本单元示意图，其中 (a)为本发明无机质孔隙喉道示意图，(b)为本发明有机质并联嵌入无机质孔隙喉道示意图，(c)为本发明有机质串联嵌入无机质孔隙喉道示意图；

图8为本发明考虑有机质分布后构建得到的双重介质孔隙网络模示意图；

图9为本发明孔隙网络模型传导率计算基本单元(单个喉道和与之相连的两个孔隙)示意图；

图10为本发明实施例中压力脉冲气测渗透率实验示意图；

图11为本发明岩心两端压力差随时间变化模拟数据与实验数据匹配结果对比图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

实施例1

S1、如附图1所示，为本发明方法流程图。基于图2中的我国某页岩气藏区块页岩无机质二值化扫描电镜图像采用多点地质统计学方法数值重构三维页岩无机质数字岩心(图3)，无机质二值化扫描电镜图像像素大小为500×500，分辨率为50nm，重构得到的无机质数字岩心体素大小为500×500×500，物理尺寸为25μm×25μm×25μm，黑色表示孔隙，白色表示固体骨架。采用最大球方法提取无机质孔隙网络模型(图4)。孔隙采用球体可视化，喉道采用圆柱可视化。无机质孔隙网络模型孔径分布以及配位数分布见图5和图6。重构得到的无机质孔隙网络模型孔隙和喉道数量分别为21194和30751。

S2、基于页岩无机质孔隙网络模型，考虑有机质分布的双重介质孔隙网络模型构建过程如下：

(1)基于无机质孔隙网络模型中的基本无机质孔隙-喉道单元，考虑有机质分布，建立图7所示的三种不同的孔隙-喉道单元。图7(a) 中无机质孔隙中气流动不受有机质影响，图7(b)中有机质与无机质喉道并联，并且长度与无机质喉道保持一致，图7(c)中有机质嵌入到无机质喉道中，有机质横截面积与无机质喉道横截面积保持一致。

(2)根据有机质体积占据总岩石体积(即TOC体积含量)以及有机质嵌入喉道与总喉道数量比例η,确定局部嵌入有机质体积；

V_or＝V_rockTOC_in (1)

N_or＝N_inη (3)

式中，V_or为有机质体积，单位为m³；V_rock页岩无机质数字岩心体积，单位为m³；L_in为页岩无机质数字岩心边长，单位为m；N_in为无机质孔隙网络模型上无机质喉道数量；N_or为考虑有机质多孔介质并联或者串联无机质喉道的喉道数量；V_{or_local}为每个考虑有机质并联或者串联的无机质喉道上局部有机质体积，单位为m³。

(3)将局部嵌入有机质体积随机分布到无机质孔隙网络中，根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例β，确定有机质不同的分布形态。

N_para＝N_orβ (5)

式中，N_para为有机质并联无机质喉道数量；l_in为有机质并联所在的无机质喉道长度，单位为m；A_or为有机质并联情况下有机质横截面积，单位为m²；A_in为有机质串联所在的无机质喉道横截面积，单位为m²；l_or为有机质串联所在的无机质喉道上有机质多孔介质长度，单位为m。模型输入参数见表1。构建得到的页岩双重介质孔隙网络模型见图8。

表1

S3、考虑有机质分布的双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算过程如下：

(1)引入传导率的概念来描述气体在无机质孔隙网络中单个孔隙的流动能力，传导率g定义为：

式中，q表示单个孔隙中气体流量，单位为m³/s；△P表示单个孔隙上的压差，单位为Pa；传导率g表示单位压差下气体通过单个孔隙中的流量，单位为m³/(Pa·s)；

对于无机质孔隙可表示为：

式中r为孔隙半径，单位为m；μ_g为气体粘度，单位为Pa·s；Kn 和f(Kn)可分别表示为：

式中，β为滑移系数，无因次-1；α为无因次气体稀薄系数；

无因次气体稀薄系数α表示为：

δ为平均分子自由程，单位为m，表示为：

式中，Z为气体压缩因子，无因次；M_w为气体摩尔质量， 0.01604Kg/mol；

(2)考虑孔隙度和迂曲度校正后的有机质系统页岩气渗透率表示为：

式中，φ_or为有机质孔隙度，τ_or为有机质迂曲度，r_ave为有机质平均孔隙半径，单位为m；f(Kn)为将有机质平均孔隙半径带入式(10)、式(11)计算得到；ρ_g为气体密度，单位为Kg/m³；A_p为有机质孔隙面积，单位为m²；P_e为有机质孔隙周长，单位为m；d_m为气体分子直径，单位为m；θ为吸附气表面覆盖度，可表示为：

式中，P_L为朗格缪尔压力，单位为Pa；C_amax为吸附层内最大气体吸附浓度，根据有机质体积含量以及实验室吸附实验拟合Langmuir 模型得到的最大吸附浓度等效计算得到：

式中，TOC_in为体积TOC含量，C_max为最大吸附气浓度，单位为 mol/m³；

D_s为吸附气表面扩散系数，有机质孔隙表面吸附气覆盖度为0情况下气体表面扩散系数可通过Arrhenius公式表示为：

式中，C_ons为8.29×10^-7；n为0.5；E_a为活化能，单位为J/mol；活化能E_a表示为：

E_a＝ΔH^0.8 (18)

式中，△H，单位为J/mol；等温吸附热与孔隙表面吸附气覆盖度有关，可表示为吸附气覆盖度的函数：

ΔH＝γθ+ΔH(0) (19)

式中，γ为等温吸附热线性变化系数，单位为J/mol；△H(0) 为吸附气覆盖度为0情况下的等温吸附热。式(17)中表面扩散系数在低压下计算得到，与气体摩尔质量、温度、活化能、等温吸附热有关。

采用下式计算高压条件下表面扩散系数：

式中，κ为堵塞速度常数与迁移速度常数比值，0.5。

(3)对于有机质并联到无机质喉道的情况，页岩气传导率可分别表示为：

对于有机质串联到无机质喉道的情况，根据流量守恒得到：

式中，g_{in_seri}为无机质喉道上未被有机质占据部分的页岩气传导率；g_{vir_seri}为无机质喉道上被有机质占据部分的页岩气传导率；g_{in_seri}对应的气体传导率表达形式与式(9)相同，但喉道长度为无机质喉道长度减去有机质多孔介质长度l-l_or。g_{vir_seri}对应的页岩气传导率表达式可分别表示为：

式中，A_in为无机质孔隙截面面积，单位为m²；根据式(25)计算有机质内部页岩气传导率，带入式(24)即可计算得到有机质串联到无机质喉道的情况下的页岩气传导率。

(4)对于双重介质孔隙网络模型上的每个孔隙，流体流入流出量相等可表示为：

Q_ij＝g_ij(P_i-P_j) (27)

式中，Q_ij表示孔隙i流向孔隙j中的气体流量，单位为m³/s；N_i表示与孔隙i相连的孔隙个数；P_i，P_j分别表示孔隙i和孔隙j上的压力，Pa；g_ij表示孔隙i与孔隙j之间的传导率(图9)，可表示为：

式中，g_i、g_t、g_j分别表示孔隙i，喉道，孔隙j的传导率，单位为m³/(Pa·s)，其表达式根据有机质分布形态在式(9)、式(22)、式 (24)选取计算。

根据式(26)、式(27)计算双重介质孔隙网络模型上压力降△ P_pnm情况下每个孔隙气体流量，采用式(29)计算双重介质孔隙网络模型上渗透率：

式中，k为渗透率，单位为μm²；ΔP_pnm为孔隙网络模型上压力降，单位为Pa；A_inlet为孔隙网络模型入口横截面积，单位为m²；N_inlet为入口孔隙数量；l_z为双重介质孔隙网络模型长度；Q_inlet为每个入口孔隙气体流量，单位为m³/s。

S4、图10表示实验室岩心压力脉冲实验原理。初始条件下阀1、阀2、阀3打开注入气体，使上游箱体、岩心以及下游箱体压力保持一致。关闭阀2和阀3，升高上游箱体压力P_u，待上游箱体压力P_u保持稳定后打开阀2，上游压力P_u逐渐降低，下游压力逐渐P_d上升,记录上游压力P_u与下游压力P_d压力差随时间的变化。目前的压力差与时间变化数据解释模型一般通过考虑气体以无滑移形式进行流动，通过直线段斜率反求岩心渗透率。为全面考虑页岩孔隙结构、气体运移机制、有机质分布对压力脉冲实验数据解释的影响，压力脉冲实验过程的页岩岩心气体流动数学模型可表示为：

P(x,0)＝P_d(0)0＜x＜L (31)

P(0,t)＝P_u(t)t≥0 (32)

P(L,t)＝P_d(t)t≥0 (33)

式中，c为气体压缩系数，L为实验岩心样品长度；φ为岩心样品孔隙度；V_u和V_d分别为压力脉冲实验设备上游箱体和下游箱体体积，单位为m³；V_s为实验室页岩岩样体积，单位为m³；k(β)为给定有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例β情况下双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果。

基于式(30)-式(35)，根据表2中输入参数，采用有限差分方法数值求解压力分布，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据；若计算得到的岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据匹配，输出双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果作为岩心渗透率结果；

若不匹配，通过调整给定有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例β，重复考虑有机质多孔介质分布的双重介质孔隙网络模型构建过程，计算双重介质孔隙网络模型气体渗透率带入到岩心气体流动数学模型，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据，直到岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据匹配为止(图11)。输出双重介质孔隙网络模型气体渗透率作为该岩样岩心渗透率，结果为4.45×10^-6μm²。

表2

本发明产生了以下有益效果：

(1)本发明通过构建双重介质孔隙网络模型来模拟压力脉冲实验过程来准确考虑页岩复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布，克服了目前压力脉冲实验渗透率解释结果准确度低，无法考虑孔隙结构、气体运移机制、有机质分布，对页岩储层不适用的难题；

(2)本发明在解释页岩岩心渗透率结果的同时能输出表征页岩三维孔隙结构的双重介质孔隙网络模型，在此基础上能准确刻画页岩孔隙结构、有机质分布，克服了现有压力脉冲实验渗透率解释方法只能预测渗透率，不能准确反推页岩三维孔隙结构的缺陷；

(3)本发明节省计算时间的同时保证了计算精度，建立的基于双重介质孔隙网络模型的压力脉冲实验数据页岩渗透率解释方法所需输入参数较少，计算速度快，准确度高，所需输入资料易获取，方便推广应用。

以上所述的实施例仅是对本发明优选方式进行的描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案做出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。

Claims (7)

1.一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、通过电镜扫描方法对页岩岩心中无机质孔隙分布进行扫描，得到所述无机质孔隙分布特征；

S2、基于所述无机质孔隙分布特征，构建三维无机质数字岩心，采用最大球法提取无机质孔隙网络模型；

S3、基于所述无机质孔隙网络模型中的最小无机质孔隙-喉道单元，基于有机质分布特征，建立不同的无机质孔隙-喉道单元；根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立双重介质孔隙网络模型；

S4、对所述页岩岩心进行压力脉冲实验测试，得到岩心两端压力差随时间变化实验数据；建立岩心气体流动数学模型，将所述双重介质孔隙网络模型中气体渗透率计算结果带入到所述岩心气体流动数学模型中，计算所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据，得到岩心渗透率结果。

2.根据权利要求1所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，S2中，采用多点地质统计学方法构建所述三维无机质数字岩心。

3.根据权利要求1所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，S3中，所述建立不同的无机质孔隙-喉道单元包括：第一类，无机质孔隙中气流动不受有机质影响；第二类，有机质与无机质喉道并联，并且长度与无机质喉道保持一致；第三类，有机质嵌入到无机质喉道中，有机质横截面积与无机质喉道横截面积保持一致。

4.根据权利要求3所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，根据有机质体积占据总岩石体积以及有机质嵌入喉道与总喉道数量比例，确定局部嵌入有机质体积。

5.根据权利要求1所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，S3中，将所述局部嵌入有机质体积随机分布到所述无机质孔隙网络模型中，根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立所述双重介质孔隙网络模型。

6.根据权利要求4所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，S4中，对所述页岩岩心进行压力脉冲实验测试，得到岩心两端压力差随时间变化实验数据，通过将所述双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果带入到所述岩心气体流动数学模型中，计算所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据，将其与所述岩心两端压力差随时间变化实验数据进行匹配。

7.根据权利要求6所述的基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，其特征在于，若计算得到的所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据相匹配，则输出所述双重介质孔隙网络模型气体渗透率计算结果作为岩心渗透率结果；

若与所述模拟数据不匹配，重复所述双重介质孔隙网络模型构建过程，计算双重介质孔隙网络模型气体渗透率带入到所述岩心气体流动数学模型，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据，直到岩心两端压力差随时间变化模拟数据与岩心两端压力差随时间变化实验数据匹配为止。

Images