CN113777002A - 一种页岩油渗流特征评价装置及方法 - Google Patents
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Abstract
一种页岩油渗流特征评价装置及方法，涉及页岩油开发领域。该页岩油渗流特征评价装置包括双柱塞注入泵、第一活塞容器、第二活塞容器、岩心夹持器、围压跟踪泵、用于接收和储存压力数据的数据采集储存控制系统及用于控制第一活塞容器、第二活塞容器和岩心夹持器环境温度的恒温控制系统，第一活塞容器和第二活塞容器的一端分别与双柱塞注入泵连通，另一端分别与岩心夹持器的两端连通，围压跟踪泵与岩心夹持器中部连通，岩心夹持器与第一活塞容器、第二活塞容器、围压跟踪泵之间的管路中分别设有第一压力传感器、第二压力传感器和第三压力传感器。该页岩油渗流特征评价装置及方法能准确描述页岩油的渗流特征，对于计算页岩油藏可动用量具有重要意义。
Description
技术领域
本申请涉及页岩油开发领域，具体而言，涉及一种页岩油渗流特征评价装置及方法。
背景技术
随着北美地区非常规油气资源的成功开发及我国对外能源依存度逐渐增加，我国对非常规油气资源的大规模开发也迫在眉睫。目前伴随着国内涪陵页岩气的工业化开发，国内页岩油藏的相关研究也逐渐被关注。
页岩油储层由于其在地质成藏、储层物性以及开发方式的特殊性使得其成为一种极难开采的非常规储层。页岩油是赋存于富有机质以及微纳米级孔隙中并基本未经历运移过程的非常规油气资源，其储集空间由晶间孔、粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝组成，具有低渗、低孔隙、天然裂缝发育、矿物组成复杂、储层非均质性强以及储层应力敏感性强等特征，典型代表为江汉盆地潜江组页岩油藏。相比于常规低渗、致密砂岩储层，页岩油储层“双低”特征及存在发育的天然裂缝使得其流体在基质-裂缝耦合介质中流动特征变得十分复杂，流体渗流机理认识难度加大，影响致密页岩油藏开发体系的建立。目前，基于常规砂岩储层建立的流体渗流特征测试方法和装置存在精度低、误差大、数据可靠性不足以及非连续流动等缺点，难以有效表征页岩储层中流体非线性渗流特征。
发明内容
本申请的目的在于提供一种页岩油渗流特征评价装置及方法，其能准确描述页岩油的渗流特征，对于计算页岩油藏可动用量、合理选择开发层系以及制定页岩油开发技术政策具有重要意义。
本申请的实施例是这样实现的：
本申请实施例提供一种页岩油渗流特征评价装置，包括双柱塞注入泵、第一活塞容器、第二活塞容器、岩心夹持器、围压跟踪泵、数据采集储存控制系统及恒温控制系统，第一活塞容器和第二活塞容器的一端分别与双柱塞注入泵通过管路连通，第一活塞容器和第二活塞容器的另一端分别与岩心夹持器的两端通过管路连通，围压跟踪泵通过管路与岩心夹持器中部连通，岩心夹持器与第一活塞容器、第二活塞容器、围压跟踪泵之间的管路中分别设有第一压力传感器、第二压力传感器和第三压力传感器，数据采集储存控制系统用于接收和储存第一压力传感器、第二压力传感器和第三压力传感器采集的压力数据；恒温控制系统用于控制第一活塞容器、第二活塞容器和岩心夹持器所在环境的温度稳定在预设温度。
在一些可选的实施方案中，第一活塞容器和第二活塞容器两端的管路上分别设有控制阀。
本实施例还提供了一种页岩油渗流特征评价方法，其是使用上述的页岩油渗流特征评价装置进行的，包括以下步骤：
钻取页岩油藏天然柱状岩心，用氯仿溶剂进行吞吐洗油，洗油后测试岩心的物性参数，收集得到页岩油的静态特征参数；
将洗油后的岩心抽真空饱和原油，随后取出岩心放入岩心夹持器中，向第一活塞容器与岩心夹持器连接的一端注入原油，并向第二活塞容器与岩心夹持器连接的一端注入蒸馏水；控制恒温控制系统升温至50℃或地层温度，使用双柱塞注入泵将系统压力加压到地层压力，并使用围压跟踪泵将岩心夹持器的围压提升至页岩油藏上覆压力或高于岩心入口压力3-5MPa并稳定24小时；
将双柱塞注入泵设置为循环注入模式，设定初始驱替速度开始渗流实验，直到在该驱替速度下岩心两端的压差稳定8小时后更换下一个驱替速度，随后阶梯升高驱替速度，至少设置不少于9个驱替速度；
计算每个驱替速度下岩心内流体流动速度及岩心压力梯度，最后根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线。
在一些可选的实施方案中，钻取页岩油藏天然柱状岩心采时用线切割法，使用氯仿溶剂对岩心进行吞吐洗油。
在一些可选的实施方案中，测试岩心物性参数包括孔隙度、渗透率、岩心长度和直径、岩心质量；页岩油藏静态特征参数包括页岩油地层温度、地层压力、上覆压力及原油性质。
在一些可选的实施方案中，将洗油后的岩心抽真空饱和原油24h后静置老化48h，随后取出岩心放入岩心夹持器。
在一些可选的实施方案中，根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线时依据以下岩心流体渗流速度计算公式：
及岩心压力梯度计算公式：GP＝100×△P/L；
式中：υ-岩心内流体渗流速度，cm/s；υ1-驱替速度，ml/s；
-岩心孔隙度，％；Α-岩心截面积，cm2；GP-岩心压力梯度，MPa/m；△P-岩心两端压差，MPa；L-岩心长度，cm。
本申请的有益效果是：本实施例提供的页岩油渗流特征评价装置及方法可以精细描述页岩油在油藏基质-裂缝耦合介质中的渗流特征，对于精确计算页岩油藏可动用量、合理选择开发层系以及制定页岩油开发技术政策具有重要意义。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为本申请实施例提供的页岩油渗流特征评价装置的结构示意图。
图中：100、双柱塞注入泵；110、第一活塞容器；120、第二活塞容器；130、岩心夹持器；140、围压跟踪泵；150、数据采集储存控制系统；160、第一压力传感器；170、第二压力传感器；180、第三压力传感器；190、恒温控制系统；200、控制阀。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本申请的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该申请产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
此外，术语“水平”、“竖直”、“悬垂”等术语并不表示要求部件绝对水平或悬垂，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。
在本申请的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
在本申请中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
以下结合实施例对本申请的页岩油渗流特征评价装置及方法的特征和性能作进一步的详细描述。
如图1所示，本申请实施例提供一种页岩油渗流特征评价装置，其包括双柱塞注入泵100、第一活塞容器110、第二活塞容器120、岩心夹持器130、围压跟踪泵140、数据采集储存控制系统150及恒温控制系统190，第一活塞容器110和第二活塞容器120的一端分别与双柱塞注入泵100通过管路连通，第一活塞容器110和第二活塞容器120的另一端分别与岩心夹持器130的两端通过管路连通，使双柱塞注入泵100、第一活塞容器110、岩心夹持器130和第二活塞容器120之间形成循环管路，围压跟踪泵140通过管路与岩心夹持器130中部连通，岩心夹持器130与第一活塞容器110、第二活塞容器120、围压跟踪泵140之间的管路中分别设有第一压力传感器160、第二压力传感器170和第三压力传感器180，数据采集储存控制系统150用于接收和储存第一压力传感器160、第二压力传感器170和第三压力传感器180采集的压力数据；恒温控制系统190用于控制第一活塞容器110、第二活塞容器120和岩心夹持器130所在环境的温度稳定在预设温度，第一活塞容器110和第二活塞容器120两端的管路上分别设有控制阀200，恒温控制系统190为空调。
本实施例还提供了一种页岩油渗流特征评价方法，其是使用上述的页岩油渗流特征评价装置进行的，包括以下步骤：
采用线切割法钻取页岩油藏天然柱状岩心，用氯仿溶剂进行吞吐洗油，吞吐洗油的压力范围为0-40MPa；洗油后测试岩心的物性参数，收集得到页岩油的静态特征参数，测试岩心物性参数包括孔隙度、渗透率、岩心长度和直径、岩心质量；页岩油藏静态特征参数包括页岩油地层温度、地层压力、上覆压力及原油性质；
将洗油后的岩心抽真空饱和原油24h后静置老化48h，随后取出岩心放入岩心夹持器130中，向第一活塞容器110与岩心夹持器130连接的一端注入原油，并向第二活塞容器120与岩心夹持器130连接的一端充满蒸馏水；控制恒温控制系统190将第一活塞容器110、第二活塞容器120和岩心夹持器130所在房间温度升温至50℃，使用双柱塞注入泵100将系统压力加压到地层压力，并使用围压跟踪泵140将岩心夹持器130的围压提升至页岩油藏上覆压力并稳定24小时；
将双柱塞注入泵100设置为循环注入模式，设定初始驱替速度开始渗流实验，直到在该驱替速度下岩心两端的压差稳定8小时后更换下一个驱替速度，随后阶梯升高驱替速度，设置10个驱替速度；
计算每个驱替速度下岩心内流体流动速度及岩心压力梯度，最后根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线，根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线时依据以下岩心流体渗流速度计算公式：
及岩心压力梯度计算公式：GP＝100×△P/L；式中：υ-岩心内流体渗流速度，cm/s；υ1-驱替速度，ml/s；
-岩心孔隙度，％；Α-岩心截面积，cm2；GP-岩心压力梯度，MPa/m；△P-岩心两端压差，MPa；L-岩心长度，cm。
本实施例提供的页岩油渗流特征评价装置包括用于夹持岩心的岩心夹持器130、分别与岩心夹持器130两端连接用以对岩心夹持器130内岩心两端施加压力的第一活塞容器110和第二活塞容器120、用于与第一活塞容器110和第二活塞容器120配合向岩心夹持器130内岩心施加压力的双柱塞注入泵100及用于向岩心夹持器130内岩心外周施加压力的围压跟踪泵140，同时还包括用于控制第一活塞容器110、第二活塞容器120和岩心夹持器130所在环境温度的恒温控制系统190，并设置用于检测岩心夹持器130两端和外周压力的第一压力传感器160、第二压力传感器170和第三压力传感器180及用于接收和储存第一压力传感器160、第二压力传感器170和第三压力传感器180采集压力数据的数据采集储存控制系统150。
本实施例提供的页岩油渗流特征评价方法是通过采用线切割法钻取页岩油藏天然柱状岩心，随后用氯仿溶剂进行吞吐洗油，在洗油后测试岩心的物性参数并收集得到页岩油的静态特征参数，随后将洗油后的岩心抽真空饱和原油24h后静置老化48h并取出放入岩心夹持器130中，向第一活塞容器110与岩心夹持器130连接的一端注入原油，并向第二活塞容器120与岩心夹持器130连接的一端充满蒸馏水，控制恒温控制系统190将第一活塞容器110、第二活塞容器120和岩心夹持器130所在房间温度升温至50℃，使用双柱塞注入泵100将系统压力加压到地层压力，并使用围压跟踪泵140将岩心夹持器130的围压提升至页岩油藏上覆压力并稳定24小时，最后将双柱塞注入泵100设置为循环注入模式，设定初始驱替速度开始渗流实验，直到在该驱替速度下岩心两端的压差稳定8小时后更换下一个驱替速度，随后阶梯升高驱替速度，设置10个驱替速度，计算每个驱替速度下岩心内流体流动速度及岩心压力梯度，最后根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线，从而获得岩心的页岩油渗流特征。
本实施例提供的页岩油渗流特征评价装置及方法能够保持流体在低孔低渗介质中超低速稳定流动，从而实现对页岩油非线性渗流段的准确测试与分析，真实反映页岩油在储层中的渗流特征，同时创新建立了页岩油渗流实验装置，能够开展页岩油储层流体渗流规律研究，通过全封闭循环流程可以更好地模拟地层条件下页岩油流动方式，有效降低页岩储层应力敏感性强、岩心塑性变形等不利因素的影响，同时在实验过程中系统自动调节参数、自动处理和记录数据，减少了人工操作，有利于保持实验的稳定性。
以上所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
Claims (7)
1.一种页岩油渗流特征评价装置，其特征在于，包括双柱塞注入泵(100)、第一活塞容器(110)、第二活塞容器(120)、岩心夹持器(130)、围压跟踪泵(140)、数据采集储存控制系统(150)及恒温控制系统(190)，所述第一活塞容器(110)和所述第二活塞容器(120)的一端分别与所述双柱塞注入泵(100)通过管路连通，所述第一活塞容器(110)和所述第二活塞容器(120)的另一端分别与所述岩心夹持器(130)的两端通过管路连通，所述围压跟踪泵(140)通过管路与所述岩心夹持器(130)中部连通，所述岩心夹持器(130)与所述第一活塞容器(110)、所述第二活塞容器(120)、所述围压跟踪泵(140)之间的管路中分别设有第一压力传感器(160)、第二压力传感器(170)和第三压力传感器(180)，所述数据采集储存控制系统(150)用于接收和储存所述第一压力传感器(160)、所述第二压力传感器(170)和所述第三压力传感器(180)采集的压力数据；所述恒温控制系统(190)用于控制所述第一活塞容器(110)、所述第二活塞容器(120)和所述岩心夹持器(130)所在环境的温度稳定在预设温度。
2.根据权利要求1所述的页岩油渗流特征评价装置，其特征在于，所述第一活塞容器(110)和所述第二活塞容器(120)两端的管路上分别设有控制阀(200)。
3.一种页岩油渗流特征评价方法，其是使用如权利要求1所述的页岩油渗流特征评价装置进行的，其特征在于，包括以下步骤：
钻取页岩油藏天然柱状岩心，对岩石心进行洗油后测试岩心的物性参数，收集得到页岩油的静态特征参数；
将洗油后的岩心抽真空饱和原油，随后取出岩心放入岩心夹持器(130)中，向所述第一活塞容器(110)与所述岩心夹持器(130)连接的一端注入原油，并向所述第二活塞容器(120)与所述岩心夹持器(130)连接的一端注入蒸馏水；控制所述恒温控制系统(190)升温至50℃或地层温度，使用所述双柱塞注入泵(100)将系统压力加压到地层压力，并使用所述围压跟踪泵(140)将所述岩心夹持器(130)的围压提升至页岩油藏上覆压力或高于岩心入口压力3-5MPa并稳定24小时；
将所述所述双柱塞注入泵(100)设置为循环注入模式，设定初始驱替速度开始渗流实验，直到在该驱替速度下岩心两端的压差稳定8小时后更换下一个驱替速度，随后阶梯升高驱替速度，至少设置不少于9个驱替速度；
计算每个驱替速度下岩心内流体流动速度及岩心压力梯度，最后根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线。
4.根据权利要求3所述的页岩油渗流特征评价方法，其特征在于，钻取页岩油藏天然柱状岩心采时用线切割法，使用氯仿溶剂对岩心进行吞吐洗油。
5.根据权利要求3所述的页岩油渗流特征评价方法，其特征在于，所述测试岩心物性参数包括孔隙度、渗透率、岩心长度和直径、岩心质量；所述页岩油藏静态特征参数包括页岩油地层温度、地层压力、上覆压力及原油性质。
6.根据权利要求3所述的页岩油渗流特征评价方法，其特征在于，将洗油后的岩心抽真空饱和原油24h后静置老化48h，随后取出岩心放入岩心夹持器(130)。
7.根据权利要求3所述的页岩油渗流特征评价方法，其特征在于，根据岩心渗流速度和岩心压力梯度来绘制岩心渗流曲线时依据以下岩心流体渗流速度计算公式：
及岩心压力梯度计算公式：GP＝100×△P/L；
式中：υ-岩心内流体渗流速度，cm/s；υ1-驱替速度，ml/s；
-岩心孔隙度，％；Α-岩心截面积，cm2；GP-岩心压力梯度，MPa/m；△P-岩心两端压差，MPa；L-岩心长度，cm。
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| CN202110940422.7A Active CN113777002B (zh) | 2021-08-17 | 2021-08-17 | 一种页岩油渗流特征评价装置及方法 |
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115047211A (zh) * | 2022-05-16 | 2022-09-13 | 东营市永昇能源科技有限责任公司 | 一种原油在页岩中流动速度的测量方法及其应用 |
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| CN103256045A (zh) * | 2013-02-21 | 2013-08-21 | 西南石油大学 | 煤层气储层煤粉产生、运移、沉降、堵塞动态评价仪 |
| WO2018010405A1 (zh) * | 2016-07-14 | 2018-01-18 | 西南石油大学 | 基于液体压力脉冲的页岩基块动态损害评价装置与方法 |
| CN207280877U (zh) * | 2017-10-25 | 2018-04-27 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种模拟低渗透储层应力敏感测试装置 |
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2021
- 2021-08-17 CN CN202110940422.7A patent/CN113777002B/zh active Active
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