CN209198273U - 致密岩样的渗透率测定装置 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种致密岩样的渗透率测定装置，属于油气勘探开发技术领域。所述致密岩样的渗透率测定装置，包括：气源容器、第一阀门、第一调压阀、上游气体容器、第二阀门、第二调压阀、压力表、第三阀门、用于放置致密岩样的岩心夹持器、围压泵、下游气体容器、压力传感器和第四阀门。在整个致密岩样的渗透率测定装置的操作过程中，上游压力恒定，下游封闭，使下游容器中的下游压力变化更加快速和明显，减少了操作时长，且只需要一个压力传感器，降低了装置的成本。
Description
技术领域
本申请涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种致密岩样的渗透率测定装置。
背景技术
渗透率是油气藏储层评价、产能计算及制定合理的开发方案所需关键参数之一。获得准确的底层岩石渗透率参数，对油气勘探开发方案制定有着至关重要的指导作用。
测量致密岩样渗透率的方法可以分为稳态法和非稳态法。其中，稳态法是目前实验室常用的测量致密岩样渗透率方法，代表性的达西稳定流法，使用传统的压力计和流量计，测出致密岩样两端的压力以及通过致密岩样的流量，利用达西公式计算致密岩样渗透率。非稳态法中代表性的有脉冲衰减法，采用压力传感器记录压力变化，进一步计算致密岩样渗透率。
采用上述相关技术中测量致密岩样渗透率的方法，操作时间长，成本较高。
实用新型内容
本申请提供了一种致密岩样的渗透率测定装置，可用于解决相关技术在测定致密岩样的渗透率时，所存在的操作时间长，成本较高的问题。所述技术方案如下：
本申请提供了一种致密岩样的渗透率测定装置，所述装置包括：气源容器、第一阀门、第一调压阀、上游气体容器、第二阀门、第二调压阀、压力表、第三阀门、用于放置致密岩样的岩心夹持器、围压泵、下游气体容器、压力传感器和第四阀门；其中，
所述气源容器的出口端与所述第一调压阀的进口端相连；所述第一阀门用于控制所述气源容器的出口端与所述第一调压阀的进口端之间的连通或隔断；
所述第一调压阀的出口端与所述第二调压阀的进口端相连，所述第一调压阀的出口端与所述第二调压阀的进口端之间的第一通路上设置有所述上游气体容器，且所述上游气体容器的出口端与所述第一通路相连；所述第二阀门用于控制所述上游气体容器的出口端与所述第二调压阀的进口端之间的连通或隔断；
所述第二调压阀的出口端与所述岩心夹持器的进口端相连，所述第二调压阀的出口端与所述岩心夹持器的进口端之间的第二通路上设置有所述压力表；所述第三阀门用于控制所述第二通路连通或隔断；
所述岩心夹持器的出口端与所述下游气体容器的进口端相连；所述压力传感器用于测量所述下游气体容器中的下游压力；所述第四阀门用于控制所述下游气体容器中气体的排出；
所述围压泵用于给所述岩心夹持器中的致密岩样提供围压。
可选地，所述装置还包括：计时器。
可选地，所述装置还包括：测温仪器，用于测量环境温度。
可选地，所述气源容器中的气源为氮气。
可选地，所述第一阀门、第二阀门、第三阀门和第四阀门均为气动阀。
可选地，所述第一阀门、第二阀门、第三阀门和第四阀门均为手动阀。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果可以包括：
在整个致密岩样的渗透率测定装置的操作过程中，上游压力恒定，下游封闭，使下游容器中的下游压力变化更加快速和明显，减少了操作时长，且只需要一个压力传感器，降低了装置的成本。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述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申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请一个实施例提供的致密岩样的渗透率测定装置的结构示意图；
图2是本申请一个实施例提供的致密岩样的渗透率测方法的流程图；
图3示例性示出了一组下游压力与时间的关系的示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
请参考图1，其示出了本申请一个实施例提供的致密岩样的渗透率测定装置的结构示意图，该致密岩样的渗透率测定装置可以包括：气源容器1、第一阀门2、第一调压阀3、上游气体容器4、第二阀门5、第二调压阀6、压力表7、第三阀门8、用于放置致密岩样的岩心夹持器9、围压泵10、下游气体容器11、压力传感器12和第四阀门13。
如图1所示，气源容器1的出口端与第一调压阀2的进口端相连；其中，第一阀门2用于控制气源容器1的出口端与第一调压阀2的进口端之间的连通或隔断。气源容器中的气源可以是氮气。
第一调压阀3的出口端与第二调压阀6的进口端相连，第一调压阀3的出口端与第二调压阀6的进口端之间的第一通路上设置有上游气体容器4，且上游气体容器4的出口端与第一通路相连；第二阀门5用于控制上游气体容器4的出口端与第二调压阀6的进口端之间的连通或隔断。
岩心夹持器9用于放置待测量的致密岩样。
第二调压阀6的出口端与岩心夹持器9的进口端相连，第二调压阀6的出口端与岩心夹持器9的进口端之间的第二通路上设置有压力表7；第三阀门8用于控制第二通路连通或隔断。
岩心夹持器9的出口端与下游气体容器11的进口端相连；压力传感器12用于测量下游气体容器11中的下游压力；第四阀门13用于控制下游气体容器中气体的排出。
围压泵10用于给岩心夹持器9中的致密岩样提供一定的围压。该围压泵10可以是围压液压泵，通常液压泵用水选择蒸馏水。
可选地，本申请实施例提供的致密岩样的渗透率测定装置还包括计时器，以便记录下游压力变化与时间的关系。
可选地，本申请实施例提供的致密岩样的渗透率测定装置还包括测温仪器，用于测量环境温度。其中，该测温仪器可以是温度计。
在一种可能的实施方式中，第一阀门2、第二阀门5、第三阀门8和第四阀门13可以采用手动控制的手动阀，人为控制各阀门的打开与关闭，可以节约该装置的成本。
在另一种可能的实施方式中，为了实现自动化测量，第一阀门2、第二阀门5、第三阀门8和第四阀门13可以采用程序控制的气动阀，通过程序控制各阀门的打开与关闭，可以实现自动化测量。
另外，上述致密岩样的渗透率测定装置测量所得到的数据，可以采用人工记录的方法；还可以将上述压力表7、压力传感器12和计时器分别与计算设备相连。计算设备通常为计算机，可以是台式计算机，或者膝上型便捷式计算机。计算设备用于采集压力表7、压力传感器12和计时器记录的数据，并根据采集到的数据计算致密岩样的渗透率。
在本申请实施例提供的技术方案中，通过图1所示致密岩样的渗透率测定装置可以测定致密岩样的渗透率，可以包括以下如下几个操作步骤：
(1)将致密岩样放置在岩心夹持器9中，关闭第一阀门2、第二阀门5、第三阀门8和第四阀门13，通过围压泵10给岩心夹持器9中的致密岩样四周施加一定的围压。
(2)通过打开第一阀门2开启气源容器1，调节第一调压阀3，使气源容器1的输出压力为pin，进一步，保持上游气体容器4的压力为pin。
(3)打开第二阀门5，调节第二调压阀6，使压力表7上的读数稳定为pin。
(4)打开第三阀门8，使气源容器1中的气体通过岩心夹持器9中的岩样进入下游气体容器11中，每隔预定时间间隔记录压力传感器12的下游压力值pt与时间t的关系，该预定时间间隔可以人为设定。
(5)待压力传感器12的值趋于稳定，结束实验，关闭第一阀门2，打开第四阀门13放空。
(6)放空整个测定装置内的压力后，将围压泵的围压降至0，取出岩心夹持器9中的致密岩样，进行后续的数据处理。
请参考图2，其示出了本申请一个实施例提供的致密岩样的渗透率测定方法流程图。采用图1所示的渗透率测定装置并结合上文介绍的操作步骤采集到相关测量数据之后，可以采用本实施例提供的方法对上述测量数据进行计算，得到致密岩样的渗透率。另外，本实施例提供的方法，各步骤的执行主体可以是上文介绍的计算设备。该方法可以包括如下步骤：
步骤201，获取上游压力pin，该上游压力pin是指岩心夹持器进口端的压力。
步骤202，获取下游压力pt与时间t之间的对应关系，其中，该下游压力pt是指t时刻下游气体容器的压力，下游压力pt在实验过程中随时间t变化。
步骤203，根据上述下游压力pt，使用下述公式计算实时拟压力
其中，p0表示基准压力，在本申请实施例中，该基准压力p0可以是人为预设的一个参考压力值；μg(pt)表示上述下游压力pt和环境温度T0对应的气体粘度，该气体粘度μg(pt)可以通过查表获知；Z(pt)表示上述下游压力pt和上述环境温度T0对应的天然气偏差因子，该天然气偏差因子Z(pt)可以通过查表获知，也可以采用“十一参数法”计算获得。
步骤204，使用下述公式计算实时渗透率k(t)：
其中，表示初始拟压力；可选地，上述初始拟压力使用下述公式计算：
其中，pi表示初始压力，与上游压力pin相同；pj表示压力范围为p0至pi内的n个压力中的第j个压力；μg(pj)表示下游压力pj和环境温度T0对应的气体粘度；Z(pj)表示下游压力pj和环境温度T0对应的天然气偏差因子，n为正整数，j为小于或等于n的正整数。
Cg表示t时刻的气体压缩系数；可选地，上述t时刻的气体压缩系数Cg使用下述公式计算：
Vd表示上述下游气体容器的体积；L表示上述岩心夹持器内岩心的长度；r表示上述岩心夹持器内致密岩样的半径。
步骤205，使用下述公式计算实验时长T内的平均渗透率k：
其中，ξ表示相邻两个测试点之间的时间间隔；tm表示第m个测试点的时间，tm＝ξm，m大于0且小于等于在本申请实施例中，起始的测试点记录为第0个测试点。
下面，通过本申请的一次实际应用为例，对本申请提供的技术方案进行详细的介绍和说明：
以某一致密岩样为例，该致密岩样直径为2.536cm、长度为4.830cm。用现行国标《GB/T 29172-2012岩心分析方法》中的常规稳态法测量该致密岩样的渗透率，其中，进口压力分别为0.44MPa、0.95MPa和1.04MPa时的渗透率值分别为0.188mD、0.163mD和0.148mD，平均渗透率为0.166mD，然后采用回归法，得到克氏渗透率为0.125mD。
为验证本申请方法的正确性，对该致密岩样进行以下实验。在下述实验中，设定该致密岩样稳定的上游压力为1.02MPa，按照上述实施例提供的操作步骤，记录下不同时间点下游压力的压力值，如图3所示。另外，本实验中下游气体容器的体积为30ml。
对应地，采用本申请参考图2实施例示出的渗透率测定方法中的计算步骤，计算出初始拟压力、实时拟压力和实时渗透率，如表-1所示。
表-1
从表-1中，可知采用本申请的致密岩样的渗透率测定方法，得到的实时渗透率的范围为0.121mD～0.129mD，进一步，得到平均渗透率为0.124mD。
将采用本申请方法得到的上述平均渗透率与采用国标《GB/T 29172-2012岩心分析方法》中常规稳态法得到的平均渗透率，进行误差计算，得到百分误差值为0.8％，小于5％，满足精确度要求，证明本申请的致密岩样的渗透率测定方法与常规稳态法测量结果相符。
另外，从表-1中可知，采用本申请的方法，实验时长仅为135s，相比于常规稳态法测量时长1200s，用时更短。
综上所述，本实施例提供的致密岩样的渗透率测定装置，在整个操作过程中，上游压力恒定，下游封闭，使下游容器中的下游压力变化更加快速和明显，减少了操作时长，且只需要一个压力传感器，降低了装置的成本。
以上所述仅为本申请的示例性实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种致密岩样的渗透率测定装置，其特征在于，所述装置包括：气源容器、第一阀门、第一调压阀、上游气体容器、第二阀门、第二调压阀、压力表、第三阀门、用于放置致密岩样的岩心夹持器、围压泵、下游气体容器、压力传感器和第四阀门；其中，
所述气源容器的出口端与所述第一调压阀的进口端相连；所述第一阀门用于控制所述气源容器的出口端与所述第一调压阀的进口端之间的连通或隔断；
所述第一调压阀的出口端与所述第二调压阀的进口端相连，所述第一调压阀的出口端与所述第二调压阀的进口端之间的第一通路上设置有所述上游气体容器，且所述上游气体容器的出口端与所述第一通路相连；所述第二阀门用于控制所述上游气体容器的出口端与所述第二调压阀的进口端之间的连通或隔断；
所述第二调压阀的出口端与所述岩心夹持器的进口端相连，所述第二调压阀的出口端与所述岩心夹持器的进口端之间的第二通路上设置有所述压力表；所述第三阀门用于控制所述第二通路连通或隔断；
所述岩心夹持器的出口端与所述下游气体容器的进口端相连；所述压力传感器用于测量所述下游气体容器中的下游压力；所述第四阀门用于控制所述下游气体容器中气体的排出；
所述围压泵用于给所述岩心夹持器中的致密岩样提供围压。
2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：计时器。
3.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：测温仪器，用于测量环境温度。
4.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述气源容器中的气源为氮气。
5.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述第一阀门、第二阀门、第三阀门和第四阀门均为气动阀。
6.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述第一阀门、第二阀门、第三阀门和第四阀门均为手动阀。
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Cited By (1)
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| CN109085112A (zh) * | 2018-10-08 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密岩样的渗透率测定方法及装置 |
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2018
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| CN109085112B (zh) * | 2018-10-08 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密岩样的渗透率测定方法及装置 |
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