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确定致密 砂岩气充注物性下限的方法

阅读：940发布：2020-07-04

专利汇可以提供确定致密砂岩气充注物性下限的方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明涉及一种油气储层评价方法，具体为确定致密砂岩气充注物性下限的方法，引入纳米级水膜理论，从吸附水膜受力分析入手，结合针对性实验确定关键参数，建立物性下限确定方法。天然气临界充注状态可简化为砂岩颗粒紧密排列时，水膜对接封堵喉道，进而有效封堵天然气对孔隙的充注，此时的水膜厚度就是临界喉道半径的厚度；如果喉道半径小于水膜厚度，相应孔喉及其所控制的微小孔隙则被束缚水所饱和，只有大于水膜厚度的喉道，才是致密砂岩气有效的充注通道。本发明提供的确定致密砂岩气充注物性下限的方法，可以准确评价致密储层开采的物性下限，扩大致密砂岩气的勘探领域，提高可采致密砂岩气储量，为油田带来巨大经济效益。，下面是确定致密砂岩气充注物性下限的方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.确定致密砂岩气充注物性下限的方法，其特征在于：包括以下步骤：
A：本技术方案的适用性判别；利用恒速压汞实验确定主流喉道半径，结合渗透率，建立主流喉道半径与渗透率之间的关系；如果二者呈正相关，说明喉道是天然气充注的有效通道，控制着天然气的充注过程，适合于本技术方案；
B：水膜受力分析；在忽略水膜重力的情况下，由水膜的受力分析可知，当水膜厚度稳定不再变化时，地层压力Pi、分离压力Pd和毛管压力Pc之间存在以下的平衡关系：
式1，Pi＝Pd+Pc；
3 2
式2，Pd＝2200/h+150/h+12/h；
式3，Pc＝2σcosθ/r；
其中：
h为水膜厚度，μm；
r为喉道半径，μm；
θ为润湿角，°；
σ为气水界面张力，N/m；
联立式1、式2、式3即可得到如下关系式：
3 2
式4，Pi＝2200/h+150/h+12/h+2σcosθ/r；
C：关键参数确定，确定公式4中气水界面张力σ和致密砂岩对水的润湿角θ两个参数，界面张力σ可以引用现有文献，获得不同温压下界面张力σ的大小；润湿角θ用LT/Y2009-005接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对致密砂岩样品进行测定；
D：根据水膜厚度h与喉道半径r关系确定天然气充注吼道临界值，结合步骤C中润湿角和气水界面张力两个参数的取值，利用步骤B中的式4，分别建立了不同地层压力下喉道半径r与水膜厚度h之间的关系图，根据水膜厚度h与喉道半径r厚度相等的直线C，把天然气聚集划分为上下两个区域，分别为无效充注A和有效充注B两个区域；区域A代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径小于水膜厚度时，天然气无效充注；区域B代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径大于水膜厚度时，天然气有效充注；直线C代表的是不同地层压力下，喉道半径与水膜厚度相等时，对应的天然气充注物性下限临界值；
E：把临界喉道半径转化到孔隙度物性下限，结合步骤D中确定的临界水膜厚度，利用土壤学中计算颗粒表面水膜厚度的理论公式，建立孔隙度与水膜厚度之间的关系：
式5，Φ＝h×A×ρ/(7142×Swi)；
其中：Φ为岩石孔隙度，％；
h为束缚水膜厚度，0.10nm；
2
A为岩石比表面积，m/g；
Swi为束缚水饱和度，％；
3
ρ为岩石骨架密度，g/m ；
F：确定步骤E中的关键参数，h为步骤D中关系图中吼道半径r与水膜厚度h的相等值；A为低温氮气吸附实验测定的岩石比表面积；ρ为测井密度曲线中读取的岩石骨架密度；Swi为气水相渗实验测定的束缚水饱和度；将以上参数代入步骤E中的式5，计算得到致密砂岩气充注物性下限Φ。

说明书全文

确定致密砂岩气充注物性下限的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种油气储层评价方法，具体为确定致密砂岩气充注物性下限的方法。

背景技术

[0002] 储层物性下限是储层评价及资源评估的基础，是储集层能够成为有效储层所具有的最低物性，通常用孔隙度或渗透率来表示。该下限值的确定方法有产状法、经验统计、测试法、最小有效孔喉法等，但这些方法都是针对常规储层能否工业采出油气的物性下限。而致密砂岩储层，属于非常规油气领域，其物性下限正随着井网加密、大型压裂、多层完井等先进开采工艺技术的提高而逐渐降低，应趋向于地质条件下天然气充注的物性下限，显然应用以前的方法，求取的是常规气藏工业开采的物性下限，不再适合求取致密砂岩储层的物性下限。

发明内容

[0003] 针对上述技术问题，本发明提供一种适合求取致密砂岩储层的物性下限的方法，具体技术方案为：

[0004] 基于吸附水膜厚度确定致密砂岩气充注物性下限的方法，包括以下步骤：

[0005] A：本技术方案的适用性判别；利用恒速压汞实验确定主流喉道半径，结合渗透率，建立主流喉道半径与渗透率之间的关系；如果二者呈正相关，说明喉道是天然气充注的有效通道，控制着天然气的充注过程，适合于本技术方案；

[0006] B：水膜受力分析；在忽略水膜重力的情况下，由水膜的受力分析可知，当水膜厚度稳定不再变化时，地层压力Pi、分离压力Pd和毛管压力Pc之间存在以下的平衡关系：

[0007] 式1，Pi＝Pd+Pc；

[0008] 式2，Pd＝2200/h3+150/h2+12/h；

[0009] 式3，Pc＝2σcosθ/r；

[0010] 其中：

[0011] h为水膜厚度，μm；

[0012] r为喉道半径，μm；

[0013] θ为润湿角，°；

[0014] σ为气水界面张力，N/m；

[0015] 联立式1、式2、式3即可得到如下关系式：

[0016] 式4，Pi＝2200/h3+150/h2+12/h+2σcosθ/r；

[0017] C：关键参数确定，确定公式4中气水界面张力σ和致密砂岩对水的润湿角θ两个参数，界面张力σ可以引用现有文献，获得不同温压下界面张力σ的大小；润湿角θ用LT/Y2009-005接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对致密砂岩样品进行测定；

[0018] D：根据水膜厚度h与喉道半径r关系确定天然气充注吼道临界值，结合步骤C中润湿角和气水界面张力两个参数的取值，利用步骤B中的式4，分别建立了不同地层压力下喉道半径r与水膜厚度h之间的关系图，根据水膜厚度h与喉道半径r厚度相等的直线C，把天然气聚集划分为上下两个区域，分别为无效充注A和有效充注B两个区域；区域A代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径小于水膜厚度时，天然气无效充注；区域B代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径大于水膜厚度时，天然气有效充注；直线C代表的是不同地层压力下，喉道半径与水膜厚度相等时，对应的天然气充注物性下限临界值；

[0019] E：把临界喉道半径转化到孔隙度物性下限，结合步骤D中确定的临界水膜厚度，利用土壤学中计算颗粒表面水膜厚度的理论公式，建立孔隙度与水膜厚度之间的关系：

[0020] 式5，Φ＝h×A×ρ/(7142×Swi)；

[0021] 其中：Φ为岩石孔隙度，％；

[0022] h为束缚水膜厚度，0.10nm；

[0023] A为岩石比表面积，m2/g；

[0024] Swi为束缚水饱和度，％；

[0025] ρ为岩石骨架密度，g/m3；

[0026] F：确定步骤E中的关键参数，h为步骤D中关系图中吼道半径r与水膜厚度h的相等值；A为低温氮气吸附实验测定的岩石比表面积；ρ为测井密度曲线中读取的岩石骨架密度；Swi为气水相渗实验测定的束缚水饱和度。将以上参数代入步骤E中的式5，计算得到致密砂岩气充注物性下限Φ。

[0027] 致密气藏目前正采用井网加密、大型压裂、多层完井等先进技术实现了纳米级孔隙中天然气的高效动用，也就是说，物性下限应该是从纳米级孔隙分析入手，找出天然气充注的物性下限。本发明，以此为出发点，引入纳米级水膜理论，从吸附水膜受力分析入手，结合针对性实验确定关键参数，建立一套原理性强，操作简单的物性下限确定方法。喉道是天然气充注的有效通道，天然气临界充注状态可简化为砂岩颗粒紧密排列时，水膜对接封堵喉道，进而有效封堵天然气对孔隙的充注，此时的水膜厚度就是临界喉道半径的厚度；如果喉道半径小于水膜厚度，相应孔喉及其所控制的微小孔隙则被束缚水所饱和，只有大于水膜厚度的喉道，才是致密砂岩气有效的充注通道。

[0028] 本发明提供的确定致密砂岩气充注物性下限的方法，可以准确评价致密储层开采的物性下限，扩大致密砂岩气的勘探领域，提高可采致密砂岩气储量，为油田带来巨大经济效益。

[0029] 说明书附图

[0030] 图1为实施例孔隙半径均值与渗透率关系；

[0031] 图2为实施例主流喉道半径与渗透率关系；

[0032] 图3为实施例润湿角分布；

[0033] 图4为实施例不同地层压力下水膜厚度与喉道半径之间关系。

具体实施方式

[0034] 以吐哈盆地水西沟群致密砂岩为例，基于吸附水膜厚度确定致密砂岩气充注物性下限。

[0035] 步骤1：利用吐哈盆地水西沟群致密砂岩恒速压汞的实验，分别建立孔隙、主流吼道与渗透率的关系。从图1和图2中可以明细看出，孔隙半径与渗透率几乎没有相关性，如图1，而主流喉道半径与渗透率之间存在较好的线性关系，如图2，表现出喉道半径的增加渗透率明显增加。由此可见，喉道是致密砂岩气充注的有效通道，控制着天然气的充注过程，适合于本技术方案。主流喉道半径是指贡献率达到95％时的所有喉道加权平均值。

[0036] 步骤2：根据水膜的受力分析，地层压力(Pi)、分离压力(Pd)和毛管压力(Pc)之间存在以下的平衡关系：

[0037] Pi＝Pd+Pc (式1)

[0038] Pd＝2200/h3+150/h2+12/h (式2)

[0039] Pc＝2σcosθ/r (式3)

[0040] 其中：h为水膜厚度，μm。Pc为毛管压力，MPa；r为喉道半径，μm；θ为润湿角，°；σ为气水界面张力，N/m。

[0041] 联立公式1、公式2和公式3可得：

[0042] Pi＝2200/h3+150/h2+12/h+2σcosθ/r (式4)

[0043] 步骤3：确定润湿角θ和气水界面张力σ。润湿角是利用LT/Y2009-005接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对24个致密砂岩样品进行测定。从测定结果来看，如图3，致密砂岩润湿角的分布范围广，但集中分布于20°～30°之间，表现为较强的亲水性，本次取其平均值20.48°。气水界面张力随着温度和压力的升高而逐渐减小，但甲烷在地层压力高于25MPa、温度大于95℃以后的气水界面张力变化较小，基本在0.03N/m左右。

[0044] 步骤4：根据水膜厚度h与喉道半径r关系确定天然气充注吼道临界值。结合润湿角和气水界面张力两个参数的取值，分别建立了地层压力Pi为30MPa、35MPa、40MPa、45MPa、50MPa的不同地质情况下喉道半径r与水膜厚度h之间的关系，如图4，根据水膜厚度与喉道半径厚度相等的直线C，把天然气聚集划分为无效充注A和有效充注B两个区域。
区域A代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径小于水膜厚度时，天然气无效充注；区域B代表的是在不同的地层压力下，当喉道半径大于水膜厚度时，天然气有效充注；直线C代表的是不同地层压力下，喉道半径与水膜厚度相等时，对应的天然气充注物性下限临界值，从直线C与不同地层压力线的交点可以得到，从30MPa到50MPa，水膜厚度从28nm减小到
16nm，相应的天然气最小充注喉道半径也逐渐减小。

[0045] 步骤5：利用孔隙度与水膜厚度之间的关系：

[0046] Φ＝h×A×ρ/(7142×Swi) (式5)

[0047] 其中：Φ为岩石孔隙度，％；h为束缚水膜厚度，0.10nm；A为岩石比表面积，m2/g；3
Swi为束缚水饱和度，％；ρ为岩石骨架密度，g/m。

[0048] 确定式5中的岩石比表面积、岩心密度、束缚水饱和度。气水相渗实验测定束缚水饱和度为60％，表1为10个致密砂岩样品的岩石比表面积、岩心密度等关键参数，经过计算10个样品的孔隙度下限平均值为2.20％，以此作为吐哈盆地水西沟群致密砂岩气充注的物性下限。

[0049] 表1 水西沟群致密砂岩孔隙度下限求取相关实验数据统计表

[0050]

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