确定致密砂岩气充注物性下限的方法
【专利摘要】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。
【专利说明】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P1、分离压力Pd和毛管压力Pc之间存在以下的平衡关系:
[0007]式I, Pi = Pd+Pc ；
[0008]式2，Pd = 2200/h3+150/h2+12/h ；
[0009]式3，Pc = 2 σ cos Θ /r ；
[0010]其中:
[0011]h为水膜厚度，μπι;
[0012]r为喉道半径，μπι ；
[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+2 σ cos Θ /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 = hXAX P/(7142XSwi);
[0021]其中:Φ为岩石孔隙度，％ ;
[0022]h为束缚水膜厚度，0.1Onm ；
[0023]A为岩石比表面积，m2/g ;
[0024]Swi为束缚水饱和度，％ ；
[0025]P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；P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 I)
[0038]Pd = 2200/h3+150/h2+12/h(式 2)
[0039]Pc = 2 σ cos Θ /r(式 3)
[0040]其中:h为水膜厚度，μπι。Pc为毛管压力，MPa ;r为喉道半径，μηι;θ为润湿角，° 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+2 σ cos Θ /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°C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 = hXAX P /(7142XSwi)(式 5)
[0047]其中:Φ为岩石孔隙度，％;h为束缚水膜厚度，0.1Onm ；A为岩石比表面积，m2/g ；Swi为束缚水饱和度，％ ； P为岩石骨架密度，g/m3。
[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I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I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]
【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P1、分离压力Pd和毛管压力Pc之间存在以下的平衡关系:
式 I, Pi = Pd+Pc ；
式 2，Pd = 2200/h3+150/h2+12/h ；
式 3, Pc = 2 σ cos Θ /r ； 其中: h为水膜厚度，ym; r为喉道半径，μ m ； 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:
式 4，Pi = 2200/h3+150/h2+12/h+2 σ cos Θ /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/Υ2009-005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 = hXAX P /(7142XSwi)； 其中:Φ为岩石孔隙度，％ ; h为束缚水膜厚度，0.1Onm ； A为岩石比表面积，m2/g ; Swi为束缚水饱和度，％ ； P为岩石骨架密度，g/m3 ； 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；P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。
【文档编号】G01N15/08GK104200105SQ201410453187
【公开日】2014年12月10日 申请日期:2014年9月5日 优先权日:2014年9月5日
【发明者】王伟明, 卢双舫, 李吉君, 张淑霞, 田伟超 申请人:中国石油大学(华东)