确定致密砂岩气充注物性下限的方法

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。

主权项

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；式2，Pd＝2200/h³+150/h²+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：式4，Pi＝2200/h³+150/h²+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；A为岩石比表面积，m²/g；Swi为束缚水饱和度，％；ρ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；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。