CN115248176A - 一种页岩气立体开发效果评价实验系统与方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种页岩气立体开发效果评价实验系统与方法。该系统包括：渗流实验单元、流体注入单元、回压控制单元、环压加载单元、流量检测单元和压力采集单元；渗流实验单元包括至少两组岩心模拟组件，每组岩心模拟组件均包括至少两个串联设置的岩心夹持器，每组岩心模拟组件的岩心夹持器数量相等；每组岩心模拟组件中各岩心夹持器的出口管路均与相邻组岩心模拟组件中排列位置相对应的岩心夹持器的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门的管路连通；流体注入单元、回压控制单元分别与各组岩心模拟组件的入口、出口连通，环压加载单元与各岩心加持器的环压施加口连通，流量检测单元、压力采集单元分别用以监测渗流实验单元的流体产出速率和压力。
Description
技术领域
本发明属于页岩气勘探开发技术领域，特别涉及一种页岩气立体开发效果评价实验系统与方法。
背景技术
页岩气是自生自储于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中的非常规天然气。作为新兴的天然气资源之一，页岩气分布范围广、储量丰富、开发潜力大，在全球和我国能源格局中占据重要的战略地位，发展前景广阔。
目前对页岩气藏的开发通常只关注最佳单层段的动用，往往忽略除最佳层段外的其他层段的储量动用程度。由于页岩储层纵向开发效率低，造成部分储层探明资源不能有效开采，难以获得理想的产能，立体开发技术可有效这一技术难题。
页岩气“立体开发”指以提升开发效益和质量为目标，对多层段优质储层层系、井网分布和多段体积压裂页岩气水平井进行立体组合，建立人工缝网系统，重构储层渗流场，建成多层段“人工气藏”，以最大程度的提高储量控制程度和动用程度，改善整个气田的开发效益。立体开发是实现页岩气规模开发的关键途径，可以有效解决了单层开发效率低，动用程度不理想的难题。
目前国内外对于多层生产特征的认识多数停留在现场常规气藏直井多层开发和实验研究的定性认识上，目前的多层开发产能模型发展主要体现在砂岩气、致密气、煤层气等直井同井筒多层合采上；而页岩气立体开发采用的是单水平井单层段分层开发，目前尚未有能够直接应用于页岩气水平井多层开发采收率评价的研究成果出现。
发明内容
本发明的目的在于提供一种能够用于不同物性小层在不同层间干扰程度下进行开发效果评价的物理模拟实验系统。应用该实验系统进行不同物性小层不同层间干扰程度下的室内模拟开发实验，可以实现对不同层间干扰程度下的各小层的压力传播特征进行实时动态监测，对不同层间干扰程度下的各小层的产气速率随时间变化规律进行研究，对不同层间干扰程度下的各小层的单层产量贡献特征进行分析。
为了实现上述目的，本发明提供了一种页岩气立体开发(即体积开发)效果评价实验系统，其中，该系统包括：
渗流实验单元、流体注入单元、回压控制单元、环压(即围压)加载单元、流量检测单元和压力采集单元；
所述渗流实验单元包括至少两组岩心模拟组件，每组岩心模拟组件分别包括至少两个串联设置的岩心夹持器，每组岩心模拟组件包括的岩心夹持器的数量相等；每组岩心模拟组件中各岩心夹持器的出口管路均与相邻组岩心模拟组件中排列位置相对应的岩心夹持器的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门的管路连通；其中，所述流量可调的控制阀门作为层间干扰程度控制阀门；
所述流体注入单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件的入口连通，用于向各组岩心模拟组件中泵入流体；
所述回压控制单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件的出口连通，用于控制各组岩心模拟组件的回压；
所述环压(即围压)加载单元与渗流实验单元中各岩心加持器的环压(即围压)施加口连通，用于对渗流实验单元中各岩心加持器进行环压(即围压)施加；
所述流量检测单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件连通，用于监测各组岩心模拟组件的流体产出速度；
所述压力采集单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件连通，用于监测各组岩心模拟组件的压力变化。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，每组岩心模拟组件的入口处均设有控制阀。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，每组岩心模拟组件的出口处均设有控制阀。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，所述回压控制单元包括高压控压限流装置，用以对渗流实验单元中的岩心模拟组件施加回压。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，所述流体注入单元包括高压天然气气源，用以向渗流实验单元中的岩心模拟组件提供流体。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，所述环压(即围压)加载单元包括环压跟踪泵，用以对渗流实验单元中各岩心加持器施加环压(即围压)。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的出口并联后与所述回压控制单元连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的回压施加(即统一采出)；
在一具体实施方式中，所述回压控制单元包括高压控压限流装置，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的出口并联后与所述高压控压限流装置连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的回压施加(即统一采出)。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的入口并联后与所述流体注入单元的流体出口连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的流体注入(即统一供给)；
在一具体实施方式中，所述流体注入单元包括高压天然气气源，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的入口并联后与所述高压天然气气源的流体出口连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的流体注入(即统一供给)。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，渗流实验单元中各岩心加持器的环压(即围压)施加口连通后与环压(即围压)加载单元连通，从而实现对渗流实验单元中各岩心加持器进行统一的环压(即围压)施加；
在一具体实施方式中，所述环压(即围压)加载单元包括环压跟踪泵，渗流实验单元中各岩心加持器的环压(即围压)施加口连通后与该环压跟踪泵的泵出口连通，从而实现对渗流实验单元中各岩心加持器进行统一的环压(即围压)施加。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，所述各组岩心模拟组件在空间上所处高度不同；用以模拟不同层位的开发储层；
更优选地，所述各组岩心模拟组件在空间上位于同一垂直平面的不同高度位置。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，该系统进一步包括数据采集与处理单元，所述数据采集与处理单元与流量检测单元和/或压力采集单元连通，用以存储、处理流量检测单元和/或压力采集单元监测到的数据。
在上述页岩气立体开发效果评价实验系统中，优选地，该系统进一步包括恒温控制系统，所述恒温控制系统用以控制渗流实验单元的温度。
本发明还提供一种页岩气立体开发效果评价实验方法，该方法使用上述页岩气立体开发效果评价实验系统进行，其中，该方法包括：
1)获取目标气井的不同目的层位的模拟实验用岩心，将各目的层位的模拟实验用岩心分别装入岩心夹持器中；其中，同一目的层位的模拟实验用岩心装入同一组岩心模拟组件的岩心夹持器中，不同目的层位的模拟实验用岩心装入不同组岩心模拟组件的岩心夹持器中；
2)实验温度与目标井开发储层温度一致，利用环压(即围压)加载单元将围压施加至储层上覆压力，将岩心饱和可吸附的甲烷气体至储层压力；
3)待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置一段时间使吸附达到平衡；
4)调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的层间干扰程度，采用回压控制单元控制各组岩心模拟组件的出口压力与目标井井底压力一致，开始模拟衰竭式开发过程，记录各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率；
5)基于各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率，分析评价页岩气立体开发效果。
在上述页岩气立体开发效果评价实验方法中，优选地，该方法还包括：重复上述步骤2)-4)，调整各层间干扰程度控制阀门至不同开启程度用以模拟开发时不同的层间干扰程度，记录不同层间干扰程度下各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率。
在上述页岩气立体开发效果评价实验方法中，优选地，待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置10-30天使吸附达到平衡。
在上述页岩气立体开发效果评价实验方法中，优选地，待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置至压力采集单元采集到的各组岩心模拟组件的入口压力与出口压力数据差低于0.01MPa，认为吸附达到平衡。
本发明提供的页岩气立体开发效果评价实验系统是一套能够实现不同层间干扰程度模拟的多层页岩岩心立体开发物理模拟实验系统。应用该实验系统进行不同物性小层不同层间干扰程度下的室内模拟开发实验，能够实现不同物性小层在不同层间干扰程度下的压力传播特征、产气速率实时动态监测，能够实现对不同层间干扰程度下的各小层的产气速率随时间变化规律进行研究，能够实现对不同层间干扰程度下的各小层的单层产量贡献特征进行分析。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的页岩气立体开发效果评价实验系统的结构示意图。
图2为本发明一实施例中总产气速率、总产气量随时间的变化曲线。
图3为本发明一实施例中无层间干扰时的各模拟层的生产曲线。
图4为本发明一实施例中不同层间干扰程度下的生产曲线。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，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它实施例，都属于本发明的保护范围。
实施例1
本实施例提供了一种页岩气立体开发效果评价实验系统。
参见图1，本实施例提供的页岩气立体开发效果评价实验系统包括：
渗流实验单元、流体注入单元、回压控制单元、环压(即围压)加载单元、流量检测单元、压力采集单元、采集与处理单元和恒温控制系统；
所述渗流实验单元包括3组岩心模拟组件-岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13；岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13在空间上位于同一垂直平面的不同高度位置，岩心模拟组件11位于最下方、岩心模拟组件12位于中间、岩心模拟组件13位于最上方；每组岩心模拟组件均包括4个串联设置的岩心夹持器，其中，岩心模拟组件11包括依次串联的岩心夹持器111、岩心夹持器112、岩心夹持器113和岩心夹持器114，岩心模拟组件12包括依次串联的岩心夹持器121、岩心夹持器122、岩心夹持器123和岩心夹持器124，岩心模拟组件13包括依次串联的岩心夹持器131、岩心夹持器132、岩心夹持器133和岩心夹持器134；每组岩心模拟组件中各岩心夹持器的出口管路均与相邻组岩心模拟组件中排列位置相对应的岩心夹持器的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门的管路连通，具体而言，岩心夹持器121的出口管路与岩心夹持器111的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V8的管路连通、与岩心夹持器131的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V16的管路连通，岩心夹持器122的出口管路与岩心夹持器112的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V9的管路连通、与岩心夹持器132的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V17的管路连通，岩心夹持器123的出口管路与岩心夹持器113的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V10的管路连通、与岩心夹持器133的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V18的管路连通，岩心夹持器124的出口管路与岩心夹持器114的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V11的管路连通、与岩心夹持器134的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门即层间干扰程度控制阀门V19的管路连通；
流体注入单元包括高压天然气气源21，渗流实验单元中岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的入口并联后与高压天然气气源21的流体出口通过设置有控制阀V0的管路连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的流体注入(即统一供给)；岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的入口均设有控制阀，其中，岩心模拟组件11的入口设有控制阀V3、岩心模拟组件12的入口设有控制阀V2、岩心模拟组件13的入口设有控制阀V1；
回压控制单元包括高压控压限流装置31，渗流实验单元中岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的出口并联后与所述高压控压限流装置31连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的回压施加(即统一采出)；岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的出口均设有控制阀，其中，岩心模拟组件11的出口设有控制阀V26、岩心模拟组件12的出口设有控制阀V25、岩心模拟组件13的出口设有控制阀V24；
环压(即围压)加载单元包括环压跟踪泵41，渗流实验单元中各岩心加持器的环压(即围压)施加口连通后与环压跟踪泵41的泵出口连通，从而实现对渗流实验单元中各岩心加持器进行统一的环压(即围压)施加；具体而言，岩心夹持器131、岩心夹持器132、岩心夹持器133和岩心夹持器134的环压(即围压)施加口并联连接后与并联连接在一起的岩心夹持器121、岩心夹持器122、岩心夹持器123和岩心夹持器124的环压(即围压)施加口进行并联连接，然后再与岩心夹持器111、岩心夹持器112、岩心夹持器113和岩心夹持器114的环压(即围压)施加口并联连接，最终与环压跟踪泵41的泵出口连通；每个岩心夹持器的环压(即围压)施加口均设有控制阀，具体而言，岩心夹持器111的环压(即围压)施加口设有控制阀V20、岩心夹持器112的环压(即围压)施加口设有控制阀V21、岩心夹持器113的环压(即围压)施加口设有控制阀V22、岩心夹持器114的环压(即围压)施加口设有控制阀V23、岩心夹持器121的环压(即围压)施加口设有控制阀V12、岩心夹持器122的环压(即围压)施加口设有控制阀V13、岩心夹持器123的环压(即围压)施加口设有控制阀V14、岩心夹持器124的环压(即围压)施加口设有控制阀V15、岩心夹持器131的环压(即围压)施加口设有控制阀V4、岩心夹持器132的环压(即围压)施加口设有控制阀V5、岩心夹持器133的环压(即围压)施加口设有控制阀V6、岩心夹持器134的环压(即围压)施加口设有控制阀V7；
流量检测单元与渗流实验单元中岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13连通，用于监测岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的流体产出速度；
压力采集单元包括多个压力传感器与渗流实验单元中岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13连通，用于监测岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13连通的压力变化；其中，岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的入口并联处设有压力传感器，岩心模拟组件11、岩心模拟组件12和岩心模拟组件13的出口并联处设有压力传感器，岩心夹持器111、岩心夹持器112、岩心夹持器113、岩心夹持器121、岩心夹持器122、岩心夹持器123、岩心夹持器131、岩心夹持器132和岩心夹持器133的出口处均设有压力传感器；
数据采集与处理单元选用流量压力采集装置与流量检测单元和压力采集单元连通，用以存储、处理流量检测单元和压力采集单元监测到的数据；
恒温控制系统选用恒温箱51用以控制渗流实验单元的温度。
实施例2
本实施例提供了一种页岩气立体开发效果评价实验方法，用以评价究重庆黄瓜山页岩气田某井页岩气立体开发效果；
该方法使用实施例1提供的页岩气立体开发效果评价实验系统进行；该方法包括：
1)获取目标气井龙马溪组龙一1亚段龙一11、龙一12和龙一13小层的无裂缝基质岩心作为模拟实验用岩心，同一小层的四块岩心物性参数相近，基础实验参数见下表1；将取自气井三个不同目的层位的12块基质岩心分别装入岩心夹持器中，并将页岩气立体开发效果评价实验系统安装好；其中，同一目的层位的基质岩心装入同一组岩心模拟组件的岩心夹持器中，不同目的层位的基质岩心装入不同组岩心模拟组件的岩心夹持器中；
表1
| 序号 | 层位 | 长度(cm) | 直径(cm) | 孔隙度(％) | 克氏渗透率(mD) |
| 1 | 龙一1<sup>1</sup> | 5.073 | 2.535 | 5.04 | 0.0093585 |
| 2 | 龙一1<sup>1</sup> | 5.825 | 2.501 | 4.21 | 0.0026500 |
| 3 | 龙一1<sup>1</sup> | 6.13 | 2.502 | 3.84 | 0.0028888 |
| 4 | 龙一1<sup>1</sup> | 6.361 | 2.513 | 5.74 | 0.001481 |
| 5 | 龙一1<sup>2</sup> | 5.659 | 2.521 | 5.92 | 0.000015336 |
| 6 | 龙一1<sup>2</sup> | 5.894 | 2.514 | 5.47 | 0.000018499 |
| 7 | 龙一1<sup>2</sup> | 5.961 | 2.509 | 4.35 | 0.000036865 |
| 8 | 龙一1<sup>2</sup> | 5.95 | 2.521 | 5.2 | 0.000048243 |
| 9 | 龙一1<sup>3</sup> | 5.897 | 2.516 | 7.85 | 0.00049112 |
| 10 | 龙一1<sup>3</sup> | 6.122 | 2.498 | 4.52 | 0.00021217 |
| 11 | 龙一1<sup>3</sup> | 5.357 | 2.504 | 6.1 | 0.00018082 |
| 12 | 龙一1<sup>3</sup> | 6.222 | 2.519 | 6.5 | 0.00063754 |
2)实验系统温度设定为与目标井开发储层温度一致90℃，利用环压(即围压)加载单元将围压施加至储层上覆压力45MPa，将岩心饱和可吸附的甲烷气体至储层压力30MPa；
3)待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置10-30天，观测压力采集单元采集到的各组岩心模拟组件的入口压力与出口压力数据差低于0.01MPa，此时认为吸附达到平衡；
4)调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的无层间干扰的情况，将阀门V8、阀门V9、阀门V10、阀门V11、阀门V16、阀门V17、阀门V18、阀门V19关闭；关紧阀门V1、阀门V2逆时针旋转45度、完全打开阀门V3，打开出口阀门V24、阀门V25、阀门V26，开始模拟衰竭式开发过程，记录各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率；
5)基于各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率，分析评价页岩气立体开发效果。
结果如图2所示。
整个开发模拟实验历时188天，开发过程中产气速率下降较快。生产20天由初期的1900ml/h降至2.70ml/h，20天产气量增加至18.15L，基本进入了稳定生产阶段；实验装置最终产气量为19.65L，采出程度为95％。
实施例3
本实施例提供了一种页岩气立体开发效果评价实验方法，用以评价究重庆黄瓜山页岩气田某井页岩气立体开发效果；
该方法使用实施例1提供的页岩气立体开发效果评价实验系统进行；该方法包括：
1)获取目标气井龙马溪组龙一1亚段龙一11、龙一12和龙一13小层的无裂缝基质岩心作为模拟实验用岩心，同一小层的四块岩心物性参数相近，基础实验参数见下表1；将取自气井三个不同目的层位的12块基质岩心分别装入岩心夹持器中，并将页岩气立体开发效果评价实验系统安装好；其中，同一目的层位的基质岩心装入同一组岩心模拟组件的岩心夹持器中，不同目的层位的基质岩心装入不同组岩心模拟组件的岩心夹持器中；
2)实验系统温度设定为与目标井开发储层温度一致90℃，利用环压(即围压)加载单元将围压施加至储层上覆压力45MPa，将岩心饱和可吸附的甲烷气体至储层压力30MPa；
3)待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置10-30天，观测压力采集单元采集到的各组岩心模拟组件的入口压力与出口压力数据差低于0.01MPa，此时认为吸附达到平衡；
4)调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的无层间干扰的情况，将阀门V8、阀门V9、阀门V10、阀门V11、阀门V16、阀门V17、阀门V18、阀门V19关闭；关紧阀门V1、阀门V2、阀门V3；
依次打开阀门V24、阀门V25、阀门V26中的一个，关闭另外两个，分别模拟不同层位的衰竭式开发过程，具体而言：
打开阀门V24，关闭阀门V25、阀门V26，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件13不同生产时间的产气速率；
关闭阀门V24，打开阀门V25，保持阀门V26处于关闭状态，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件12不同生产时间的产气速率；
关闭阀门V25，打开阀门V26，保持阀门V24处于关闭状态，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件11不同生产时间的产气速率；
5)基于各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率，分析评价页岩气立体开发效果。
结果如图3(各目的层位不存在层间干扰时各小层的采收程度生产曲线)所示。
图3表明由于龙一11小层属甜点区开发小层，基本物性特征较好于另两小层，因此龙一11小层的储层动用效率较高，生产时间为20天时，龙一11小层储层动用程度可达93.25％。同理，龙一13小层的物性优于龙一12小层，因此该小层的动用率高于龙一12小层，龙一13小层生产时间20天的采收程度为81.45％。
实施例4
本实施例提供了一种页岩气立体开发效果评价实验方法，用以评价究重庆黄瓜山页岩气田某井页岩气立体开发效果；
该方法使用实施例1提供的页岩气立体开发效果评价实验系统进行；该方法包括：
1)获取目标气井龙马溪组龙一1亚段龙一11、龙一12和龙一13小层的无裂缝基质岩心作为模拟实验用岩心，同一小层的四块岩心物性参数相近，基础实验参数见下表1；将取自气井三个不同目的层位的12块基质岩心分别装入岩心夹持器中，并将页岩气立体开发效果评价实验系统安装好；其中，同一目的层位的基质岩心装入同一组岩心模拟组件的岩心夹持器中，不同目的层位的基质岩心装入不同组岩心模拟组件的岩心夹持器中；
2)实验系统温度设定为与目标井开发储层温度一致90℃，利用环压(即围压)加载单元将围压施加至储层上覆压力45MPa，将岩心饱和可吸附的甲烷气体至储层压力30MPa；
3)待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置10-30天，观测压力采集单元采集到的各组岩心模拟组件的入口压力与出口压力数据差低于0.01MPa，此时认为吸附达到平衡；
4)调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的无层间干扰的情况，将阀门V8、阀门V9、阀门V10、阀门V11、阀门V16、阀门V17、阀门V18、阀门V19关闭；关紧阀门V1、阀门V2、阀门V3；打开阀门V24、阀门V25、阀门V26，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件11、岩心模拟组件12、岩心模拟组件13不同生产时间的产气速率；
5)重复步骤2)-3)；
调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的层间干扰(即为层间干扰程度为45％)，将阀门V8、阀门V9、阀门V10、阀门V11、阀门V16、阀门V17、阀门V18、阀门V19逆时针旋转45度；关紧阀门V1、阀门V2、阀门V3；打开阀门V24、阀门V25、阀门V26，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件11、岩心模拟组件12、岩心模拟组件13不同生产时间的产气速率；
6)重复步骤2)-3)；
调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的层间干扰(即为层间干扰程度为100％)，将阀门V8、阀门V9、阀门V10、阀门V11、阀门V16、阀门V17、阀门V18、阀门V19完全打开；关紧阀门V1、阀门V2、阀门V3；打开阀门V24、阀门V25、阀门V26，开始模拟衰竭式开发过程，记录岩心模拟组件11、岩心模拟组件12、岩心模拟组件13不同生产时间的产气速率；
5)基于各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率，分析评价页岩气立体开发效果。
结果如图4(三种不同层间干扰情况下的产气量关于时间的关系曲线)所示。
如图4曲线可以看出，各目的层位发生层间干扰程度越严重，则实验可动用储层波及范围越广，当层间干扰程度为100％时，实验时间为20天的气体动用程度为95％，当连通阀门开启程度为30％时，实验衰竭开发20天的气体动用程度达82％，相对于无层间干扰的实验气体采收程度提高了约7％。这说明加强层间干扰现象可极大提高岩心基质储量的动用程度。
以上参照附图描述了本发明的优选实施方式。这些实施方式的许多特征和优点根据该详细的说明书是清楚的，因此权利要求旨在覆盖这些实施方式的落入其真实精神和范围内的所有这些特征和优点。此外，由于本领域的技术人员容易想到很多修改和改变，因此不是要将本发明的实施方式限于所例示和描述的精确结构和操作，而是可以涵盖落入其范围内的所有合适修改和等同物。
Claims (13)
1.一种页岩气立体开发效果评价实验系统，其中，该系统包括：
渗流实验单元、流体注入单元、回压控制单元、环压加载单元、流量检测单元和压力采集单元；
所述渗流实验单元包括至少两组岩心模拟组件，每组岩心模拟组件分别包括至少两个串联设置的岩心夹持器，每组岩心模拟组件包括的岩心夹持器的数量相等；每组岩心模拟组件中各岩心夹持器的出口管路均与相邻组岩心模拟组件中排列位置相对应的岩心夹持器的出口管路通过设置有流量可调的控制阀门的管路连通；其中，所述流量可调的控制阀门作为层间干扰程度控制阀门；
所述流体注入单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件的入口连通，用于向各组岩心模拟组件中泵入流体；
所述回压控制单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件的出口连通，用于控制各组岩心模拟组件的回压；
所述环压加载单元与渗流实验单元中各岩心加持器的环压施加口连通，用于对渗流实验单元中各岩心加持器进行环压施加；
所述流量检测单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件连通，用于监测各组岩心模拟组件的流体产出速度；
所述压力采集单元与渗流实验单元中各组岩心模拟组件连通，用于监测各组岩心模拟组件的压力变化。
2.根据权利要求1所述的实验系统，其中，每组岩心模拟组件的入口处均设有控制阀。
3.根据权利要求1或2所述的实验系统，其中，每组岩心模拟组件的出口处均设有控制阀。
4.根据权利要求1-3任一项所述的实验系统，其中，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的出口并联后与所述回压控制单元连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的回压施加。
5.根据权利要求1-3任一项所述的实验系统，其中，渗流实验单元中各组岩心模拟组件的入口并联后与所述流体注入单元的流体出口连通，从而实现对渗流实验单元中各组岩心模拟组件进行统一的流体注入。
6.根据权利要求1-3任一项所述的实验系统，其中，渗流实验单元中各岩心加持器的环压施加口连通后与环压加载单元连通，从而实现对渗流实验单元中各岩心加持器进行统一的环压施加。
7.根据权利要求1所述的实验系统，其中，所述各组岩心模拟组件在空间上所处高度不同；
优选地，所述各组岩心模拟组件在空间上位于同一垂直平面的不同高度位置。
8.根据权利要求1所述的实验系统，其中，该系统进一步包括数据采集与处理单元，所述数据采集与处理单元与流量检测单元和/或压力采集单元连通，用以存储、处理流量检测单元和/或压力采集单元监测到的数据。
9.根据权利要求1所述的实验系统，其中，该系统进一步包括恒温控制系统，所述恒温控制系统用以控制渗流实验单元的温度。
10.一种页岩气立体开发效果评价实验方法，该方法使用权利要求1-9任一项所述的页岩气立体开发效果评价实验系统进行，其中，该方法包括：
1)获取目标气井的不同目的层位的模拟实验用岩心，将各目的层位的模拟实验用岩心分别装入岩心夹持器中；其中，同一目的层位的模拟实验用岩心装入同一组岩心模拟组件的岩心夹持器中，不同目的层位的模拟实验用岩心装入不同组岩心模拟组件的岩心夹持器中；
2)实验温度与目标井开发储层温度一致，利用环压加载单元将围压施加至储层上覆压力，将岩心饱和可吸附的甲烷气体至储层压力；
3)待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置一段时间使吸附达到平衡；
4)调整各层间干扰程度控制阀门的开启程度用以模拟开发时的层间干扰程度，采用回压控制单元控制各组岩心模拟组件的出口压力与目标井井底压力一致，开始模拟衰竭式开发过程，记录各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率；
5)基于各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率，分析评价页岩气立体开发效果。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，该方法还包括：重复上述步骤2)-步骤4)，调整各层间干扰程度控制阀门至不同开启程度用以模拟开发时不同的层间干扰程度，记录不同层间干扰程度下各组岩心模拟组件不同生产时间的产气速率。
12.根据权利要求10所述的方法，其中，步骤3)中，待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置10-30天使吸附达到平衡。
13.根据权利要求10或12所述的方法，其中，待岩心充分饱和可吸附的甲烷气体后，静置至压力采集单元采集到的各组岩心模拟组件的入口压力与出口压力数据差低于0.01MPa，认为吸附达到平衡。
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- 2021-04-27 CN CN202110458098.5A patent/CN115248176A/zh active Pending
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