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期中作业
预测储层孔隙结构、渗透率参数较为灵敏的测井方法、手段
摘要:
目前,探究储层孔隙结构、渗透率参数较的测井方法、手段有很多,有人提出一些具体的探究方法,如沈红伟的利用自然电位和电阻率确定岩石的渗透系数;马文国、刘傲雄的CT扫描技术对岩石孔隙结构的研究等,也有人提出了一些理论研究方法,如运华运等的利用T2分布进行岩石孔隙结构研究;李大勇等的用分形理论研究低渗储层孔隙结构等。
本文总结前人的研究成果,希望给大家在探究岩石孔隙结构、渗透率参数方面提供有益的帮助。
关键词:
孔隙结构渗透率参数探究方法
本文介绍的研究岩石孔隙度方法:
1、CT扫描技术
2、NMRT2技术
3、水银压入法
4、气体泡压法
CT扫描技术【1】
近年来,随着石油勘探和生产中低孔低渗油田比例不断增加,对低渗透岩石的微观孔隙结构研究的任务越发紧迫.恒速压汞实验结果表明,储集层渗流能力不能仅依靠气测渗透率来表征,主流喉道半径是表征储集层渗流能力的重要参数.利用微焦点X射线计算机层析(CT)对岩石样品进行无损扫描空间,分辨率达到1um以下,能直观地对岩石孔隙结构变化进行定量分析.
实验仪器:
比利时SkyScan公司生产的1172micro-CT微焦点计算机扫描仪,分辨率为1.0um以下,最大射线电压为100kV;扫描样品的高度限制为70.0mm,单个样品或一系列较小样品均可;恒温箱、驱油泵、中间容器以及其他辅助设备。
实验步骤:
1、天然岩心洗油,测岩心渗透率;
2、样品岩心在45°C条件下恒温12h;
3、在恒定围压20MPa下,逐渐增加(降低)岩心流体(氮气)压力;
4、CT扫描,测量不同压力稳定条件下的岩心孔隙结构参数。
实验结果分析:
1、进行二维孔隙信息的识别和测量,获取孔隙结构尺寸信息。
同时,为了对比岩心内部不同位置的孔隙结构,直接进行二维空间结构识别。
2、为了从三维空间了解岩石的发育规律和变化,进行岩石样品的三维空间结构重构。
包括岩石整体重构和岩心骨架重构。
三维模型直观地反映了岩石的发育状况,为孔隙空间发育规律研究提供了有利工具。
方法优点:
CT扫描技术在不损坏样品内部结构的条件下,进行二维截面和三维空间发育重构,定量无损分析岩心等样品。
利用NMRT2谱分布研究储层岩石孔隙分形结构【2】
从NMRT2谱分布中获取毛管压力信息评价岩石孔隙结是NMR技术独特的优势之一,且一直是应用研究的热点NMRT2分布与孔隙结构有着直接关系,因而能获得毛管压力信息。
前人先后对利用NMRT2谱构造毛管压力曲线从而进行孔隙结构研究【3-6】、储集层岩石孔隙结构的分形特征、应用以及岩石物理相关参数的分形几何意义【7-13】进行了研究。
张超谟等【14】在前人研究的基础上推导出了NMRT2谱的分形几何公式,并在中—高孔渗储层的应用中发现:
利用NMRT2谱分布计算出的分形维数DNMR与岩石物性之间存在着较好的相关性。
理论依据
由NMR弛豫机制可知,NMR总的横向弛豫速率为横向体积弛豫、横向表面弛豫、扩散弛豫3种机制的叠加:
—
—1/T2=1/T2B+ρ(S/V)+D(γGTE)2/12
(1)
1/T2B---横向体积(自由)弛豫;
ρ(S/V)---横向表面弛豫;
D(γGTE)2/12---扩散弛豫;
T2B---为流体的体积(自由)弛豫时间,ms;
S---孔隙表面积,cm2;
V---孔隙体积,cm3;
ρ---岩石的横向表面弛豫强度,μm/ms;
D---扩散系数,μm2/ms;
G---磁场梯度,gauss/cm;
TE---回波间隔,ms.
当孔隙中仅饱和一种流体时,体积弛豫会比表面弛豫慢得多,故1/T2B可以忽略;当磁场均匀(对应磁场梯度G很小),同时回波间隔TE足够短时,第三项扩散弛豫项也可以忽略。
此时,上式可以简化为
1/T2=ρ(S/V)
(2)
从而可以得到T2与孔径Rc的关系式为
1/T2=ρ(S/V)=Fs(ρ/Rc)(3)
Fs---称为几何形状因子,对球状孔隙,Fs=3;对柱状管道,Fs=2
由物理学可知,毛管压力与孔径之间的关系为
Pc=2σcosθ/r(4)
Pc---与孔径R相对应的毛管压力;
σ---液体的表面张力;
θ---接触角
由式(3)、(4)可得
Pc=C×1/T2(5)
其中C=2σcosθ/ρ·Fs,为转换系数。
由以上分析可知,NMRT2谱分布与实验室毛管压力曲线之间具有相关性,二者均在一定程度上反映了岩的孔隙结构。
由关系式(5)知T2与Pc是一一对应的,其中Pcmin对应T2max,即
Pcmin=C×1/T2max(6)
贺承祖等根据分形几何原理推导出储层毛管压力曲线的分形几何公式
Sv=(Pc/Pcmin)D-3(7)
Pcmin---与储层中最大孔径Rmax对应的毛管压力,即入口毛管压力;
Sv---为毛管压力为Pc时储层中润湿相饱和度。
将式(5)、(6)代入式(7)得
Sv=(T2max/T2)D-3(8)
Sv---横向弛豫时间小于T2的孔隙累积体积所占总孔隙,体积的百分比。
(8)即为NMRT2谱的近似分形几何公式。
将式(8)两边取对数得
lgSv=(3-D)lgT2+(D-3)lgT2max
该式说明,若储层岩石孔隙结构具有分形性质,则NMR资料中的lgSv与lgT2应有线性相关关系,并可用图解法或回归分析法方程的系数计算出孔隙结构分形维数及最大弛豫时间。
根据回归分析给出的相关系数可说明孔隙分形结构的符合程度。
结论:
利用NMR中的lgSv与lgT2的回归方程可以计算出分形维数,相关系数的大小可以表征孔隙分形结构的符合程度。
利用NMRT2分布求取的分形维数DNMR在中—高孔渗储层与低孔低渗储层均可较好地表征储层岩石物性,可为储层特征研究、储层分类等提供参考依据。
水银压入法简介
水银压入法原理
水银压入法可以测定多孔材料的孔径大小、孔隙体积,从而计算出孔径分布。
水银压入法首先由里(H.L.Ritter)和德列克(L.C.Drake)提出。
它是基于水银对固体表面具有不可润湿性,只有在压力的作用下,水银才能挤入多孔材料的孔隙中,孔径越小,所需要的压力就越大。
假设多孔材料是由大小不同的圆筒形毛管所组成,根据毛管内液体升降原理,水银所受压力P和毛管半径r的关系是
r=2бcosθ/P
r——毛细管半径,nm;
б——水银的表面张力,25℃时为0.4842N/m,50℃时为0.472N/m;
θ——所测多孔材料与水银的润湿角(接触角),变化为135°~142°;
P——压入水银的压力,N/m2。
根据施加压力P,便可求出对应的孔径尺寸r。
由水银压入量便可求出对应尺寸的孔体积。
由此便可算出孔体积随孔径大小变化的曲线,从而得出多孔材料的孔径分布。
而水银测孔仪由连续操作得出一系列不同压力下压入多孔材料的水银的体积,求出其孔径分布和总孔隙体积。
使用仪器:
◆型号:
AutoporeIII9420,美国Micrometics公司生产。
◆最大工作压力:
414MPa;
◆测孔范围:
0.003~360μm。
◆精度参数:
最大毛细管体积的1%。
◆平衡参数:
平衡时间0~10,000秒;平衡速率每秒0~1000μL/g。
◆工作参数:
电压100/115/230VAC10%,频率50/60Hz,额定功率1000VA,气压345kpa。
◆物理参数:
长(54.3cm)宽(78cm)高(143cm);重量250Kg。
对样品分别进行低压测试和高压测试,根据不同压力条件下б、θ、P值,对照图表,即可求得孔隙半径r。
气体泡压法【15】
测试原理:
喉道半径测试原理
由毛细管作用原理可知,当多孔介质的孔隙被一种液体(浸润剂)所充满时,毛细管内的液相压力(p2)将与作为渗透剂的一种与该浸润剂不互溶的液体的压力(p1)达到静力学平衡,这种平衡关系可用Laplace方程表述[9]
Δp=p2-p1=2σcosθ/r
(1)
式中
Δp—实验样品两侧的压差,MPa;
r—孔隙半径,μm;
σ—两种液体间界面张力,N/m;
θ—接触角,(°)。
当样品两侧的压差Δp>2σcosθ/r时,半径为r的毛细管内的液体就会被移走,其直观的反映就是气体流量的变化,气体泡压法就是根据这一原理测定孔隙大小。
然而储层岩石中的孔隙并非均匀圆柱
体,直径沿长度方向是变化的,在孔的最狭窄部分驱替液体所需的压力最大,当压力达到能排出最狭窄处孔隙中的液体时,该孔中其余的液体也被全部排净,气体开始流动,从所测的压力得出该孔隙最狭窄处的直径,即喉道的直径。
实际测定过程中,用已知表面张力的液体充分润湿样品孔隙(抽真空饱和),固定一侧的压力,另一侧用压缩空气或氮气产生压差。
当压差增大到一定值时,样品中连通的最大喉道首先被打开,此时的压力为泡点压力;随着压力的增大,喉道依次打开,利用式
(1)计算喉道直径大小。
在测定压力变化的同时,测定润湿条件下不同的气体流量FW,当样品中所有孔喉被打开时,压力递减测定非润湿条件下
气体流量FD。
喉道分布测试原理:
气体泡压法在测试多孔介质有效喉道分布特征时作了几个假设:
孔隙为圆柱形,其直径大小是用具有相同渗流能力的圆形喉道折算得到;接触角为零,完全润湿;润湿条件下气体流量与被打开孔喉的面积成正比[8]。
因此流量在润湿条件下与非润湿条件下之比(R(r))反映被打开孔隙面积的比率
R(r)=FW(r)/FD(r)×100%
(2)
将R(r)对孔径微分得到孔径分布函数f(r)
f(r)=d(R(r))/dr(3)
测得压力—流量数据后,根据公式
(2)、(3),经仪器自动计算、分析就可以得出有效喉道的分布特征。
特 点:
气体泡压法测试储层岩石有效喉道分布特征时具有以下两个特点:
(1)可以对同一样品实验前后孔隙结构参数进行对比测试。
润湿性介质使用地层水或盐水,不会改变岩石本身的润湿性,同时由于实验压差相对较小,也不会改变岩石原始的孔隙结构,因此对后续各种评价实验基本没有影响。
实验数据对比性强、准确度高、价值大,而常规压汞法测试是对岩石破坏性的测试,由于岩石的微观非均质性强,实验数据对比性差,说服力不强。
(2)从原理上看,气体泡压法所测试的孔隙是参与渗流的有效喉道。
测试的孔喉分布是以各种不同大小喉道对流量的贡献比例为基础得出的,而不是以各种喉道对体积的贡献比例为基础。
当储层被钻开以后,流体在储层孔隙内的渗流特征是勘探开发过程中重要的研究对象,因此,气体泡压法测试出的有效喉道分布特征更切合工程实际需要。
气体泡压法在测试有效喉道分布时,首先需要测试润湿条件下的流量变化趋势,通过气体驱替,逐渐将润湿剂排出岩芯外,同时打开相应的孔喉,直至所有孔喉被打开。
由于测试仪器的最大驱替压力为3.75MPa,必然有部分小孔喉中的润湿剂不能被驱替出岩芯外,这部分孔喉不会包含在测试结果中。
对于渗透率较高的岩芯,这部分孔喉对流量贡献不大,泡点压力法测试结果能够满足需要,但是对于低孔、低渗岩芯,由于其孔喉直径普遍小,大部分润湿剂不能被驱替出岩芯。
经实验验证,渗透率低于1×10-3μm2的岩芯的泡点压力法测试结果不理想,需要进一步改进。
应 用:
气体泡压法在储集层微观评价领域有以下几方面的应用:
(1)测定有效喉道分布,在储层保护中为暂堵颗粒直径大小及分布提供依据;另外可以测试工作液进入岩芯后的启动压力。
(2)酸化、调剖堵水、注水、配伍性实验、敏感性实验、泥浆动态损害实验、自吸实验、化学驱等实验前后,对同一岩样有效喉道分布特征进行对比分析测试。
(3)适度出砂或防砂实验前后有效喉道分布确定。
在适度出砂或防砂评价实验后,可以进一步评价注入速度、原油黏度、压差等各种动态实验前后岩石孔隙结构特点,即同一岩样微粒运移前、后连通喉道分布的变化特点,尤其是主流喉道的分布,由此可以判断出砂过程中被堵塞的孔喉大小,结合出砂微粒的分布特点,可确定哪部分微粒易于堵塞喉道,根据对应的启动压差、流速、原油黏度等,给出合理的防砂参数。
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【15】谢晓永,唐洪明,孟英峰,李皋,赵峰;气体泡压法在测试储集层孔隙结构中的应用。
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