CN103926184B - 岩心气测孔隙度检测方法及其检测装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种岩心气测孔隙度检测方法及其检测装置，要解决的技术问题是提高测试的精度。本发明的方法包括以下步骤：钻取出岩心，施加围压，控制器记录岩心另一端压力数据，计算得到岩心孔隙度。本发明的装置，气源罐的出口经气源输入管道连接岩心夹持器的一端，岩心夹持器设置在密封的压力容器内，压力容器经压力容器管道连接液压泵，在岩心夹持器的另一端连接有与气源输入管道连接的回流管。本发明与现有技术相比，对岩心施加围压，控制器记录岩心另一端压力数据，计算得到岩心孔隙度，采用气源、压力容器、液压泵、压力容器内的岩心夹持器构成用于检测岩心孔隙度的装置，成本低，提高了测试的精度。

Description

岩心气测孔隙度检测方法及其检测装置

技术领域

本发明涉及一种岩心分析方法及其装置，特别是一种高温高压状态下岩心孔隙度的检测方法及其检测装置。

背景技术

岩石孔隙度是油气储藏量计算、矿场地球物理测井解释、储层质量评价和油田开发工程设计的必要参数。相对岩心其它基本参数而言，孔隙度测量方法较多，例如：称重法、波义耳定律法、流体求和法、薄片点计法以及图象分析法等。但是现有方法中，多数属于常规方法，即测试条件为地面是常温(室温)和常压(0.1-2MPa)，并且影响因素多。如何提高测试精度和自动化程度一直是国内外岩石物理学和岩心分析技术领域的奋斗目标。

国内外高温高压下岩心气测孔隙度方法及仪器的开发情况进展缓慢。前期研究更注重仪器的硬件开发，目前国外有美国岩心公司的CMS-300全自动岩心测试***，国内有高温高压孔隙度自动测试***(简称CPM***)。

对于测试原理的研究，目前，带围压气测岩心孔隙度仪器的测试原理均是通过计算气体进入岩心的体积来获得的，而气体的体积又是通过状态方程计算的。然而实际上，在带围压状态下，岩心内部的压力呈梯度分布的，尤其是对致密岩心，梯度分布更明显，所以，测试过程中岩心样品上的温度压力是无法准确测量的。

发明内容

本发明的目的是提供一种岩心气测孔隙度检测方法及其检测装置，要解决 的技术问题是提高测试的精度。

本发明采用以下技术方案：一种岩心气测孔隙度检测方法，包括以下步骤：

一、放置岩心，在需要勘探的勘探井内放入取心工具，钻取出岩石样品，即岩心，将岩心放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层压力，保持至少10分钟，在施加围压之前，使用硅油将岩心加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，保温至实验结束，排出高温硅油后自然降温；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，稳定气源为纯度99.99％的氮气，维持压力为0.1MPa，期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器根据以下公式计算得到岩心孔隙度φ，其计算公式如下：

$\frac{{\∂}^{2}P}{\∂x^2}=\frac{\mathrm{\φ\μC}}{K}\frac{\∂P}{\∂t}$

式中，P为岩心末端的压力，通过本发明的岩心加持器与控制器之间的压力表测得，单位为：MPa；x为岩心的长度，单位为：m；μ为粘度，单位为：mPa·s；C为综合压缩系数，1/MPa；K为渗透率，单位为：md；t为温度及压力均满足与测试岩心所处的地层温度及压力时开始计时直到测试结束的时间，单位为：s。

本发明的岩石样品根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》采样获得。

本发明的钻取深度为0～5000米。

本发明的岩石样品的直径为1in、高度2in。

本发明的施加围压时所使用的充入气体是纯度为99.99％的氮气。

一种岩心气测孔隙度检测装置，设有气源罐，气源罐上连接有气源罐压力计，气源罐的出口经气源输入管道连接岩心夹持器的一端，岩心夹持器设置在密封的压力容器内，气源输入管道穿过压力容器与岩心夹持器一端连接，所述压力容器经压力容器管道连接液压泵，在岩心夹持器的另一端连接有与气源输入管道连接的回流管，回流管上设有控制器，在所述岩心夹持器的两端、气源输入管道和回流管上分别设有压力计，回流管的压力计与控制器之间的回流管上设有流量计，控制器分别与气源罐上的气源罐压力计、岩心夹持器两端的压力计和液压泵相连接。

本发明的液压泵与压力容器管道的连接处、压力容器与压力容器管道的连接处和气源输入管道的外管壁与压力容器的接触处设有密封圈。

本发明的压力容器内充入的用于施加围压的气体是纯度为99.99％的氮气。

本发明与现有技术相比，对岩心施加围压，控制器记录岩心另一端压力数据，计算得到岩心孔隙度，采用气源、压力容器、液压泵、压力容器内的岩心夹持器构成用于检测岩心孔隙度的装置，设备成本低，从检测装置获取岩心两端的气体压力，通过气体渗流微分方程计算得到岩心孔隙度，提高了测试的精度。

附图说明

图1是本发明的岩心气测孔隙度检测装置的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步详细说明。

本发明的岩心气测孔隙度检测方法，包括以下步骤：

一、放置岩心，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》， 在需要勘探的勘探井内放入取心工具，钻取出岩石样品，即岩心，钻取深度为0～5000米，岩石样品的直径为1in、高度2in，将岩心放入岩心夹持器中；所述取心工具为取心钻头，例如型号为Rmb-8100，岩心夹持器为本发明的岩心气测孔隙度检测法装置的岩心夹持器；钻取深度米以相对海拔作为参照；

二、对岩心施加围压，压力从一个大气压升压到钻取出的岩心所处地层压力，保持至少10分钟时间，升压时间不限，施加围压所使用的充入气体是纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心加热至钻取出的岩心所处地层温度，保温至实验结束，排出耐高温硅油后自然降温，所述加热设备为现有技术的加热器，加热时间不少于自然降温时间；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气，维持岩心端面压力为0.1MPa，所述保持至少10分钟时间期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器根据气体渗流微分方程，计算得到岩心孔隙度φ，(《气藏工程分析方法》第35页，黄炳光等编著，石油工业出版社，2004年12月1日)，其计算公式如下：

$\frac{{\∂}^{2}P}{\∂x^2}=\frac{\mathrm{\φ\μC}}{K}\frac{\∂P}{\∂t}---\left(1\right)$

式(1)中，P为岩心末端的压力，通过本发明的岩心加持器与控制器之间的压力表测得，单位为：MPa；x为岩心的长度，取岩石样品的高度2in，单位为：m；μ为岩心的粘度，为氮气气体的粘度，由所购买氮气气源厂商直接提供气体粘度，单位为：mPa·s；C为综合压缩系数，通过实验测量或查询相关文献得到，该处为氮气气体的综合压缩系数，由所购买氮气气源厂商直接提供气体 综合压缩系数，为1/MPa；K为渗透率，用达西实验测试(《SY/T5336-2006岩心分析方法》第6章测取渗透率)，单位为：md；t为温度和压力均满足与被测试岩心所处的地层温度和压力时开始计时直到测试结束的时间，单位为：s。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ。

在渗流力学中，渗流方程的应用需要经历若干个中间环节，每个环节均会产生一定误差，环节越少，误差就越小。而本发明方法通过实验现象结合数学公式精确反演孔隙度值，达到测量值与实际应用值之间的高度吻合，减少中间环节。避免了单纯物理测试方法产生的中间误差。

如图1所示，本发明的岩心气测孔隙度检测装置，设有气源罐1，气源罐1装载有气源，连接有气源罐压力计，气源罐1的出口经气源输入管道8与岩心夹持器4的一端连接，岩心夹持器4设置在密封的压力容器3内，压力容器3中的压力为施加到岩心上的围压，气源输入管道8穿过压力容器3与岩心夹持器4连接，压力容器3经压力容器管道9连接有液压泵2，所述液压泵2向压力容器3加压，液压泵2与压力容器管道9的连接处、压力容器3与压力容器管道9的连接处和气源输入管道8的外管壁与压力容器3的接触处设有密封圈，在岩心夹持器4的另一端设有与气源输入管道8连接的回流管10，在回流管10上设有控制器7，在所述岩心夹持器4的两端、气源输入管道8和回流管10上分别设有压力计5，回流管10上的压力计5与控制器7之间的回流管10上设有流量计6。

控制器7分别与气源罐压力计、岩心夹持器4两端的压力计5和液压泵2相连接，若各压力出现波动，控制器7自动升压或降压，维持压力稳定，所述压力容器3内充入的用于施加围压的气体是纯度为99.99％的氮气。

所述岩心夹持器采用带有围压的岩心夹持器，围压为1-70MPa；本实施例 中岩心夹持器采用江苏海安石油仪器有限公司生产的TY—4A型高温高压岩心夹持器；液压泵采用义乌开拓五金有限公司生产的EXPZCB-700A型液压泵；压力计采用上海科迪仪表有限公司生产的YN-100型的100MM径向0-200MPA耐震超高压压力表；流量计采用金湖奥科仪表有限公司生产的DN20气体流量计；压力容器的具体尺寸：直径100mm,高度200mm；所述控制器7采用现有技术的数字伺服压力控制器，例如上海自动化仪表厂，YTK02E型数字伺服压力控制器。

为验证该方法测试精度，采用标准岩心SY/T6294-1997，利用压汞法进行了孔隙度测试；

实施例1：

一、放置岩心1，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》将在需要勘探的勘探井的深度为2399.56米位置，向井内放入取心工具，钻取出岩石样品，岩石样品的直径为1in、高度2in，即岩心1，放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，将岩心1的***压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层的压力，保持10分钟，所述施加围压使所使用的充入气体为纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心1加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，按地温梯度算出来的，该地区的地温梯度为3℃/100m，具体公式如下：26+2399.56/100*3＝97.98℃，保持温度至实验结束，排出高温硅油后自然降温，所述加热设备为泰州市佳盛物质有限公司的TGPTFE型西氟加热器；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气；维持压力0.1MPa；期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；稳定气源的压力保持在0.1MPa；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器将根据公式(1)，计算得到岩心孔隙度φ：

式(1)中，P为0.1MPa；x为2in；μ为17.58mPa·s；C为综合压缩系数，为0.9999，1/MPa；K为渗透率，为129.54md；t为8.08S。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ为25.42％。

实施例2

一、放置岩心2，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》将在需要勘探的勘探井的深度为2400m位置，向井内放入取心工具，钻取出岩石样品，岩石样品的直径为1in、高度2in，即岩心2，放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，将岩心2的***压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层的压力，保持10分钟，所述施加围压使所使用的充入气体为纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心2加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，按地温梯度算出来的，该地区的地温梯度为3℃/100m，具体公式如下：26+2400/100*3＝98℃，保持温度至实验结束，排出高温硅油后自然降温，所述加热设备为加热器泰州市佳盛物质有限公司的TGPTFE型西氟加热器；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气；维持压力0.1MPa；期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；稳定气源的压力保持在0.1MPa；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器将根据公式(1)，计算得到岩心孔隙度φ：

式(1)中，P为0.1MPa；x为2in；μ为17.58mPa·s；C为综合压缩系数，为0.9999，1/MPa；K为渗透率，为81.81md；t为13.15s。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ为17.18％。

实施例3

一、放置岩心3，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》将在需要勘探的勘探井的深度为2400m位置，向井内放入取心工具，钻取出岩石样品，岩石样品的直径为1in、高度2in，即岩心3，放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，将岩心3的***压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层的压力，保持10分钟，所述施加围压使所使用的充入气体为纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心3加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，按地温梯度算出来的，该地区的地温梯度为3℃/100m，具体公式如下：26+2400/100*3＝98℃，保持温度至实验结束，排出高温硅油后自然降温，所述加热设备为加热器泰州市佳盛物质有限公司的TGPTFE型西氟加热器；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气；维持压力0.1MPa；期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；稳定气源的压力保持在0.1MPa；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器将根据公式(1)，计算得到岩心孔隙度φ：

式(1)中，P为0.1MPa；x为2in；μ为17.58mPa·s；C为综合压缩系数，为0.9999，1/MPa；K为渗透率，为86.84md；t为12.55s。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ为18.20％。

实施例4

一、放置岩心4，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》将在需要勘探的勘探井的深度为2399.56米位置，向井内放入取心工具，钻取出岩石样品，岩石样品的直径为1in、高度2in，即岩心4，放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，将岩心4的***压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层的压力，保持10分钟，所述施加围压使所使用的充入气体为纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心4加热至所述钻取出的岩心所处地层温度按地温梯度算出来的，该地区的地温梯度为3℃/100m，具体公式如下：26+2399.56/100*3＝97.98℃，保持温度至实验结束，排出高温硅油后自然降温，所述加热设备为加热器泰州市佳盛物质有限公司的TGPTFE型西氟加热器；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气；维持压力0.1MPa；期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；稳定气源的压力保持在0.1MPa；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器将根据公式(1)，计算得到岩心孔隙度φ：

式(1)中，P为0.1MPa；x为2in；μ为17.58mPa·s；C为综合压缩系数，为0.9999，1/MPa；K为渗透率，为124.46md；t为8.58s时间。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ为24.41％。

实施例5

一、放置岩心5，根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》将在需要勘探的勘探井的深度为2400m位置，向井内放入取心工具，钻取出岩石样品，岩石样品的直径为1in、高度2in，即岩心5，放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，将岩心5的***压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层的压力，保持10分钟，所述施加围压使所使用的充入气体为纯度为99.99％的氮气，在施加围压之前，使用耐高温硅油将岩心5加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，按地温梯度算出来的，该地区的地温梯度为3℃ /100m，具体公式如下：26+2400/100*3＝98℃，保持温度至实验结束，排出高温硅油后自然降温，所述加热设备为加热器泰州市佳盛物质有限公司的TGPTFE型西氟加热器；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，所述稳定气源为纯度99.99％的氮气；维持压力0.1MPa；期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；稳定气源的压力保持在0.1MPa；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器将根据公式(1)，计算得到岩心孔隙度φ：

式(1)中，P为0.1MPa；x为2in；μ为17.58mPa·s；C为综合压缩系数，为0.9999，1/MPa；K为渗透率，为81.86md；t为12.22s时间。

利用公式(1)，计算得出孔隙度φ为17.42％。

将检测结果与标准值进行对比，结果如表下所示。

岩心序号	压汞法测试结果(单位：％)	气测结果(单位：％)	误差(单位：％)
				1	25.37	25.42	0.05
2	17.29	17.18	0.11
				3	18.41	18.20	0.21
4	24.27	24.41	0.14
				5	17.60	17.42	0.18

本发明通过上述检测方法得到的结果表明，所测得的孔隙度误差小于0.5pu，在0.3pu之内，因此，采用该检测方法和检测装置不仅可大大提高孔隙度的测试精度，而且对于岩石物理性质的深入研究和为油田勘探开发，提供真实可靠的基本参数，更具有重要的理论价值和意义。

Claims (5)

1.一种岩心气测孔隙度检测方法，包括以下步骤：

一、放置岩心，在需要勘探的勘探井内放入取心工具，钻取出岩石样品，即岩心，将岩心放入岩心夹持器中；

二、对岩心施加围压，压力从一个大气压升压到所述钻取出的岩心所处地层压力，保持至少10分钟，在施加围压之前，使用硅油将岩心加热至所述钻取出的岩心所处地层温度，保温至实验结束，排出高温硅油后自然降温；

三、在上述围压和温度下，在岩心夹持器的一端通入稳定气源，稳定气源为纯度99.99％的氮气，维持压力为0.1MPa，期间保持围压不变，岩心夹持器的另一端接压力计；

四、控制器记录岩心另一端压力数据；

五、控制器根据以下公式计算得到岩心孔隙度φ，其计算公式如下：

$\frac{{\∂}^{2}P}{\∂x^2}=\frac{\mathrm{\φ}\mathrm{\μ}C}{K}\frac{\∂P}{\∂t}$

式中，P为岩心末端的压力，通过岩心加持器与控制器之间的压力表测得，单位为：MPa；x为岩心的长度，单位为：m；μ为粘度，单位为：mPa·s；C为综合压缩系数，1/MPa；K为渗透率，单位为：md；t为温度及压力均满足与测试岩心所处的地层温度及压力时开始计时直到测试结束的时间，单位为：s。

2.根据权利要求1所述的岩心气测孔隙度检测方法，其特征在于：所述岩石样品根据SY/T6294-1997《油气探井分析样品现场采样规范》采样获得。

3.根据权利要求2所述的岩心气测孔隙度检测方法，其特征在于：步骤一中的钻取深度为0～5000米。

4.根据权利要求3所述的岩心气测孔隙度检测方法，其特征在于：所述岩石样品的直径为1in、高度2in。

5.根据权利要求4所述的岩心气测孔隙度检测方法，其特征在于：所述施加围压时所使用的充入气体是纯度为99.99％的氮气。