CN114136862A - 一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，包括以下步骤：获取双润湿性页岩基质的和液体的相关参数；确定双润湿性页岩的有机质孔径分布、无机质孔径分布以及孔隙度；测量双润湿性页岩基质的表观接触角，并根据表观接触角计算有机质接触角和无机质接触角；最后计算双润湿性页岩的液体表观渗透率。本发明考虑了有机质与无机质的传输机理，并将速度分布、密度分布、表观粘度、滑移长度、页岩孔隙的迂曲度、孔隙度等参数引入页岩基质的宏观渗透率表征中；然后，将多孔介质的结构参数与单管模型相结合，耦合多种输运机制，建立了统一的液体表观渗透率模型，为页岩气的精确数值模拟提供了关键的输入参数，具有重要的理论与现实意义。

Description

一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法

技术领域

本发明涉及一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，属于非常规油气开发技术领域。

背景技术

21世纪以来，随着经济的快速发展，世界能源消费的不断攀升，煤、石油、常规天然气等传统能源的消耗逐步增加，能源压力日益增大。在对能源巨大需求的新形势下，作为常规油气能源的有效补充，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。

页岩气储集层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，开采难度较大。因此页岩气井需要实施储层压裂改造才能开采出来。在水力压裂作业过程中，数千立方米的压裂液被强行注入地下储层，而现场数据表明，在压裂液返排期间，仅部分注入流体可采出，大部分则不可采出。学者们提出了造成流体损失的原因，包括自吸、压裂液圈闭、粘土水化和蒸发扩散等。除上述因素外，页岩储层纳米级孔隙中的液体滑移使流体容易渗透到超致密的页岩基质中，可能是流体损失大的一个重要原因。因此，为了能准确预测出页岩气藏压裂施工过程压裂液的滤失量，计算页岩基质中液体的流动能力(表观渗透率)非常重要。

页岩孔隙可分为无机孔(亲水)和有机孔(疏水)，因此，页岩是一种典型的双润湿性/混合湿性多孔介质。由于页岩的纳米孔隙直径与液体分子直径相当，这些孔隙中水的输运行为与常规储层有很大的不同。大量的实验和分子模拟表明，无论是疏水还是亲水的纳米通道，水在其中的运移都不遵守泊肃叶定律中经典的无滑移假设。液体结构易受到液体和壁面间的相互作用的强烈影响，从而改变了壁面边界条件。目前，针对气体的表观渗透率开展了大量的研究，但是针对液体的表观渗透率研究较少。为此，本发明基于单个纳米管中水的流动特性，结合无机和有机纳米孔不同的输运机制，引入弯曲度、孔隙度和总有机碳等结构参数，建立了非均质双润湿性页岩基质中液体流动的表观渗透率模型。

发明内容

为了克服现有技术中的问题，本发明提供一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，包括以下步骤：

步骤S1、获取双润湿性页岩基质的和液体的相关参数；

步骤S2、确定双润湿性页岩的有机质孔径分布、无机质孔径分布以及孔隙度；

步骤S3、测量双润湿性页岩基质的表观接触角，并根据表观接触角计算有机质接触角和无机质接触角；

步骤S4、最后根据下式计算双润湿性页岩的液体表观渗透率；

ξ_in＝(1-α)φ/τ

ξ_or＝αφ/τ

式中：k_app为双润湿性页岩的液体表观渗透率；ρ_in为有机孔隙中的液体密度，ρ_or为无机孔隙中的液体密度；ρ_w为液体密度；ξ_in为有机质修正因子；ξ_or为无机质修正因子；α为总有机碳含量；τ为迂曲度；φ为页岩孔隙度；r_in为有机质孔径；r_or为无机质孔径；l_s(in)为液体/有机质边界的滑移长度；l_s(or)为液体/无机质边界的滑移长度。

进一步的技术方案是，所述步骤S2中根据压汞/氮气吸附实验确定双润湿性页岩的有机质孔径分布、无机质孔径分布。

进一步的技术方案是，所述步骤S2中根据核磁共振实验确定双润湿性页岩的孔隙度。

进一步的技术方案是，所述步骤S3中采用液滴角度测量法测量双润湿性页岩基质的表观接触角。

进一步的技术方案是，所述步骤S3中无机质接触角直接测量得到，再根据下式计算有机质接触角；

cos(θ_app)＝f₁cos(θ_in)+f₂cos(θ_or)

f₁+f₂＝1

式中：f₁、f₂分别为有机质和无机质的表面积分数；θ_app为表观接触角；θ_or为无机质接触角；θ_in为机质接触角。

进一步的技术方案是，所述步骤S4中的公式通过以下步骤建立：

对纳米孔隙中的流动行为进行表征，并计算纳米管中水的体积通量；

采用修正因子将纳米管的流动扩展到多孔介质中得到不同类型孔隙中的质量通量；

最后，将多孔介质的结构参数与单管模型相结合，得到双润湿性页岩的液体表观渗透率的计算公式。

本发明具有以下有益效果：本发明在计算页岩液体的表观渗透率时创新性的考虑了有机质与无机质的传输机理，针对亲水无机纳米孔模型考虑了液固吸附(密度与粘度空间分布)，针对疏水有机质还考虑了速度滑移(近壁流动)等机理，并将速度分布、密度分布、表观粘度、滑移长度、页岩孔隙的迂曲度、孔隙度等参数引入页岩基质的宏观渗透率表征中。然后，将多孔介质的结构参数与单管模型相结合，耦合多种输运机制，建立了统一的液体表观渗透率模型，为页岩气的精确数值模拟提供了关键的输入参数，具有重要的理论与现实意义。

附图说明

图1为双润湿性页岩的液体表观渗透率计算流程图；

图2为有机质与无机质的孔径分布输入参数图；

图3为不同孔隙度、不同TOC含量对双润湿性页岩基质液体表观渗透率(ALP)的影响图；

图4为不同TOC含量下无机质接触角对双润湿性页岩基质ALP的影响图；

图5为不同有机质孔径下有机质接触角对双润湿性页岩基质ALP的影响图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，包括以下步骤：

步骤S1、采用压汞法获取目标岩心稍大尺度的孔径分布，采用低温氮气吸附法获取目标岩心稍小尺度的孔径分布，进而获取岩心的全尺度孔径分布A；

选取相邻位置所取得的岩心采用NaOCl等化学剂腐蚀岩心中的有机质，再次采用压汞法和氮气吸附法获取页岩的全尺度孔径分布B，该孔径分布校正有机质团簇的大小后即为无机质孔隙的孔径分布；通过孔径分布A减去无机质的孔径分布，则为有机质的孔径分布；

步骤S2、采用低场核磁共振仪对页岩进行孔隙度测试；通过核磁共振试验，获得横向弛豫时间与信号幅度的变化曲线；为了获得孔隙度，需要采用流体标样进行刻度，获得核磁信号量与孔隙度之间的线性拟合关系，从而将核磁信号量转化为孔隙度。

步骤S3、采用液滴角度测量法测量页岩的表观接触角；

其中将被测页岩表面磨成光面，将页岩放在烘箱中进行干燥，冷却一段时间后在页岩光面上滴一滴水，直径约1mm～2mm，然后通过光学***，将液滴放大、投影到屏幕上，拍照后上传到电脑中，经过放大处理后在图片上测出表观接触角；

再用测出的接触角计算有机质接触角和无机质接触角，一般无机质接触角2易于获取(选取无有机质的地方测量)，有机质接触可由下式求得：

cos(θ_app)＝f₁cos(θ_in)+f₂cos(θ_or)

f₁+f₂＝1

式中：f₁、f₂分别为有机质和无机质的表面积分数；θ_app为表观接触角；θ_or为无机质接触角；θ_in为机质接触角；

步骤S4、对纳米孔隙中的流动行为进行表征，不可压缩流体在轴向压力驱动下通过稳定缓慢流过圆管(雷诺数远小于1)时的流量可表示为：

式中，μ_∞为液体粘度；r为参考半径；

是压力梯度；l_s是液体/固体边界的滑移长度。其中，滑移长度l_s描述了液体和固体之间的速度不连续，通常定义为切向速度分量消失时的外推长度：

式中：v为轴向速度；r₀是管的半径。

对于特定的纳米管，滑移长度l_s可以用原子显微镜或MD测量。对于光滑且无溶解气体的表面，滑移长度是接触角的函数，表示为：

式中：θ为接触角；c＝0.41。

所以有：

步骤S5、计算流体的有效粘度；

除了液体滑移外，流体粘度的直径相关变化也可能影响流动。界面区粘度μ_i与体积水μ_∞之间存在线性关系，可表示为：

空间粘度变化对流动行为的影响采用有效粘度表征，可以通过界面和体积区域粘度的加权平均得到：

式中：A_i和A_t分别为界面区域和整个管的横截面积。

步骤S6、界面区域的临界厚度可确定为0.7nm，约为两层分子厚度，其中水分子受到壁面分子的强烈影响，综上所述，可以得到纳米管中水的体积通量是：

步骤S7、引入页岩的两个基本结构参数(孔隙度和迂曲度)，采用修正因子将无机和有机纳米管的流动模型扩展到多孔介质中，不同类型孔隙中的质量通量可表示为：

对于无机多孔介质，质量通量可表示为：

对于有机多孔介质，总质量通量为：

式中：A为孔的有效截面积，ξ为修正因子，ρ_in为有机孔隙中的液体密度，ρ_or为无机孔中的液体密度；

界面区域密度ρ_if与体相水密度ρ_b的比值与粘度比近似相等

修正因子ξ的表达式为：

ξ＝φ/τ

无机孔隙和有机孔隙的孔隙度与储层固有孔隙度之间的关系如下：

φ_in＝(1-α)φ

φ_or＝αφ

式中：α为总有机碳含量；

因此，无机质修正因子和有机质修正因子为：

ξ_in＝(1-α)φ/τ

ξ_or＝αφ/τ

步骤S8、结合有机质(无机质)孔隙中的质量通量和修正因子，得到无机多孔介质和有机多孔介质的渗透率分别为：

最后得到页岩储层双润湿性纳米级多孔介质中液体表观渗透率：

步骤S9、最后根据上式计算双润湿性页岩的液体表观渗透率。

实施例

(1)收集页岩基质和水的相关参数以及其它基本参数，如表1所示；

(2)采用压汞法、低温氮气吸附法以及用NaOCl化学处理相结合的方法，获得了页岩的有机质和无机质孔径分布，无机质孔径取30纳米，无机质孔径取5纳米，如图2所示；

(3)通过核磁共振试验，获得核磁信号量与孔隙度之间的线性拟合关系，从而得到页岩孔隙度；

(4)采用液滴角度测量法直接测量接触角大小，再计算出有机质和无机质的接触角大小，无机质的接触角大小在0～90°范围内，有机质的接触角大小在90～180°范围内；

(5)将这些参数代入液体表观渗透率的计算公式，得到不同参数对液体表观渗透率的影响情况。

首先，保持除TOC以外的其他参数不变，以0.02为增幅，代入不同的TOC值，得到液体表观渗透率与TOC的变化关系，然后，改变孔隙度值，可以得到不同孔隙度页岩多孔介质的表观液体渗透率随TOC含量的变化情况，如图3所示；

同样，改变无机质接触角的值，从0～90°变化，以15°为间隔，得到液体表观渗透率与无机质接触角的变化关系，然后，改变TOC值，可以得到不同TOC含量页岩多孔介质的表观液体渗透率随无机质接触角的变化情况，如图4所示；

改变有机质接触角的大小，从90～160°变化，以10°为间隔，计算不同有机孔径下有机质接触角对双润湿性页岩基质ALP，如图5所示。

表1算例的模型输入参数

参数	符号	取值
			孔隙度	φ	0.048
总有机碳含量	α	0.1
			无机多孔介质接触角	θ<sub>in</sub>	30°
有机多孔介质接触角	θ<sub>or</sub>	150°
			迂曲度	τ	2.540
近壁区厚度	δ	0.700

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (6)

1.一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1、获取双润湿性页岩基质的和液体的相关参数；

步骤S2、确定双润湿性页岩的有机质孔径分布、无机质孔径分布以及孔隙度；

步骤S3、测量双润湿性页岩基质的表观接触角，并根据表观接触角计算有机质接触角和无机质接触角；

步骤S4、最后根据下式计算双润湿性页岩的液体表观渗透率；

ξ_in＝(1-α)φ/τ

ξ_or＝αφ/τ

式中：k_app为双润湿性页岩的液体表观渗透率；ρ_in为有机孔隙中的液体密度，ρ_or为无机孔隙中的液体密度；ρ_w为液体密度；ξ_in为有机质修正因子；ξ_or为无机质修正因子；α为总有机碳含量；τ为迂曲度；φ为页岩孔隙度；r_in为有机质孔径；r_or为无机质孔径；l_s(in)为液体/有机质边界的滑移长度；l_s(or)为液体/无机质边界的滑移长度。

2.根据权利要求1所述的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，所述步骤S2中根据压汞/氮气吸附实验确定双润湿性页岩的有机质孔径分布、无机质孔径分布。

3.根据权利要求1所述的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，所述步骤S2中根据核磁共振实验确定双润湿性页岩的孔隙度。

4.根据权利要求1所述的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，所述步骤S3中采用液滴角度测量法测量双润湿性页岩基质的表观接触角。

5.根据权利要求4所述的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，所述步骤S3中无机质接触角直接测量得到，再根据下式计算有机质接触角；

cos(θ_app)＝f₁cos(θ_in)+f₂cos(θ_or)

f₁+f₂＝1

式中：f₁、f₂分别为有机质和无机质的表面积分数；θ_app为表观接触角；θ_or为无机质接触角；θ_in为机质接触角。

6.根据权利要求1所述的一种双润湿性页岩的液体表观渗透率计算方法，其特征在于，所述步骤S4中的公式通过以下步骤建立：

对纳米孔隙中的流动行为进行表征，并计算纳米管中水的体积通量；

采用修正因子将纳米管的流动扩展到多孔介质中得到不同类型孔隙中的质量通量；

最后，将多孔介质的结构参数与单管模型相结合，得到双润湿性页岩的液体表观渗透率的计算公式。

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