高溫高壓致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定及影響因素

王曉波,陳踐發(fā),李 劍,王東良,

李志生2,3,柳廣弟1,謝增業(yè)2,3,孫明亮1

(1.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京102249;2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院廊坊分院,河北廊坊065007;3.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河北廊坊065007)

高溫高壓致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定及影響因素

王曉波1,2,3,陳踐發(fā)1,李 劍2,3,王東良2,3,

李志生2,3,柳廣弟1,謝增業(yè)2,3,孫明亮1

(1.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京102249;2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院廊坊分院,河北廊坊065007;3.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河北廊坊065007)

根據(jù)氣體在濃度梯度下通過巖樣自由擴(kuò)散的原理,利用建立的高溫高壓致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定方法,對(duì)四川盆地須家河組、鄂爾多斯盆地上古生界致密氣藏巖石樣品開展試驗(yàn)分析,并探討物性、溫度、注氣平衡壓力、圍壓、飽和介質(zhì)等因素對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)的影響。研究表明:物性是致密氣藏巖石擴(kuò)散能力的基礎(chǔ),對(duì)其具有重要控制作用,二者呈正冪函數(shù)相關(guān)關(guān)系;溫度對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)具有促進(jìn)作用,二者呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系;孔隙流體壓力、上覆地層壓力對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散能力均具有抑制作用,呈負(fù)冪函數(shù)相關(guān)關(guān)系,且上覆地層壓力的影響與巖性密切相關(guān)(泥巖大于砂巖);飽和介質(zhì)條件致密氣藏巖石干樣、濕樣擴(kuò)散系數(shù)總體相差2～3個(gè)數(shù)量級(jí)。

高溫高壓;致密氣藏;擴(kuò)散系數(shù);影響因素;孔隙流體壓力;上覆地層壓力;飽和介質(zhì)條件

擴(kuò)散是指烴類氣體在濃度梯度作用下,從高濃度區(qū)通過各種介質(zhì)向低濃度區(qū)自由遷移達(dá)到平衡的一種物理過程。擴(kuò)散是油氣運(yùn)移的重要機(jī)制之一[1-4],尤其對(duì)于天然氣的運(yùn)移、聚集、成藏、保存和破壞起至關(guān)重要作用。前蘇聯(lián)學(xué)者Antonov[5]最早測(cè)定了輕烴(C1-C8)在不同巖性沉積巖中的擴(kuò)散系數(shù),Stklyanin等[6-7]進(jìn)一步對(duì)擴(kuò)散在初次運(yùn)移中作用、輕烴擴(kuò)散系數(shù)的試驗(yàn)測(cè)定開展了深入研究。國(guó)內(nèi)肖無然[8]首次測(cè)試了巖石甲烷的擴(kuò)散系數(shù);90年代以來,許多學(xué)者在擴(kuò)散系數(shù)試驗(yàn)、擴(kuò)散研究方法、擴(kuò)散散失量評(píng)價(jià)、封蓋保存條件評(píng)價(jià)、天然氣擴(kuò)散的地質(zhì)應(yīng)用等方面開展了大量研究工作[9-15]。擴(kuò)散系數(shù)是評(píng)價(jià)天然氣通過巖石擴(kuò)散速度快慢的重要參數(shù)。目前,常規(guī)巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定受試驗(yàn)溫壓及地質(zhì)時(shí)間等限制,不能真實(shí)反映實(shí)際地層條件下地質(zhì)歷史時(shí)期巖石真正擴(kuò)散能力。因此,筆者依據(jù)氣體在濃度梯度下通過巖樣自由擴(kuò)散的原理,通過對(duì)現(xiàn)有儀器的改進(jìn),建立高溫高壓下致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定方法,并對(duì)典型致密氣藏巖石樣品進(jìn)行擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定,重點(diǎn)對(duì)物性、溫度、注氣平衡壓力、圍壓、飽和介質(zhì)條件等對(duì)擴(kuò)散系數(shù)的影響進(jìn)行詳細(xì)分析。

1 致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定

1.1 試驗(yàn)裝置

對(duì)常規(guī)擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定裝置及條件(室溫、注氣平衡壓力0.2 MPa,圍壓3 MPa)進(jìn)行改進(jìn),采用耐高溫高壓巖心夾持器以及溫控箱等組件進(jìn)行替換及管線改造,以實(shí)現(xiàn)高溫(大于90℃)、高壓(注氣平衡壓力可超過3 MPa,圍壓可高于20 MPa)條件下致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定。改進(jìn)后的裝置主要由耐高溫高壓巖心夾持器、溫控箱、加壓泵、樣品、左擴(kuò)散室、右擴(kuò)散室、CH4氣源、N2氣源、色譜檢測(cè)儀和計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)組成(圖1),還包括精密電子稱、巖石飽和水裝置、真空泵、精密壓力表、檢漏水、記錄本等輔助部件和材料。

1.2 試驗(yàn)樣品

本次研究挑選了四川盆地須家河組和鄂爾多斯盆地上古生界12塊致密氣藏巖石樣品(表1)?？紫抖?、滲透率測(cè)定依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《巖心分析方法》(SY/T 5336-2012),樣品氦孔隙度分布在0.2%～6.8%,樣品空氣滲透率分布在(0.001 4～0.671)×10-3μm2。擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定樣品規(guī)格為直徑2.5 cm、長(zhǎng)度0.5～0.6 cm的小圓柱體。

圖1 高溫高壓條件下致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定裝置組成示意圖Fig.1 Sketch map of diffusion coefficient measuring device of tight gas reservoir under high temperature and pressure condition

表1 四川盆地須家河、鄂爾多斯盆地上古生界致密氣藏巖石樣品基本參數(shù)Table 1 Physical parameters for tight gas reservoir rock samples of Xujiahe Formation in Sichuan and Upper Paleozoic in Ordos Basin

1.3 試驗(yàn)方法、流程及結(jié)果

試驗(yàn)具體方法及流程如下:①將巖心樣品放入烘箱,80℃條件下烘干;②干樣樣品放入空錐形瓶抽真空6 h以上,飽和水樣品單獨(dú)裝入含水錐形瓶抽真空使之充分飽和水直至無氣泡溢出;③將巖心樣品放入夾持器,通過加壓泵設(shè)定圍壓;④打開左右兩側(cè)擴(kuò)散室進(jìn)氣閥,通入CH4和N2氣源,對(duì)巖心夾持器兩端、擴(kuò)散室兩端及管線接口處進(jìn)行試漏,確保不存在滲漏;⑤設(shè)定溫控箱的試驗(yàn)溫度;⑥測(cè)定干樣樣品,對(duì)巖心夾持器、兩擴(kuò)散室及管線抽真空(飽和水樣品不需要);⑦兩擴(kuò)散室分別設(shè)定相同壓力CH4和N2氣源;⑧利用氣相色譜間隔0.5～2 h測(cè)量并記錄干樣兩室甲烷和氮?dú)鉂舛?飽和水樣品間隔2～12 h);⑨每個(gè)樣品試驗(yàn)大于12 h且完成6組以上記錄停止試驗(yàn);⑩按上述③～⑨的方法,完成剩余樣品分析及數(shù)據(jù)記錄;?根據(jù)菲克第二定律,計(jì)算巖石烴類擴(kuò)散系數(shù)

式中,D為烴類氣體在巖石中擴(kuò)散系數(shù),cm2/s;t0為初始時(shí)刻;ti為i時(shí)刻;ΔCi為i時(shí)刻烴類氣體在擴(kuò)散室中濃度差,%;ΔC0為初始時(shí)刻烴類氣體在擴(kuò)散室中濃度差,%;A為巖樣的截面積,cm2;L為巖樣的長(zhǎng)度,cm;V1和V2分別為左擴(kuò)散室和右擴(kuò)散室的容積,cm3。

按上述方法開展以下試驗(yàn):①圍壓10 MPa,注氣平衡壓力3 MPa,溫度分別30、50、70、90℃;②圍壓10 MPa,注氣平衡壓力0.2 MPa,溫度分別為30、50、70、90℃;③圍壓3 MPa,注氣壓力0.2 MPa,溫度分別為30、40、50、60℃等不同溫壓下多組試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果見圖2～7及表2。

圖2 注氣平衡壓力0.2 MPa,圍壓3 MPa,60℃下致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)與物性關(guān)系Fig.2 Relationship between diffusion coefficient with physical properties of dry tight gas reservoir rock samples under 60℃,0.2 MPa injecting balance pressure and 10 MPa surrounding pressure

圖3 圍壓10 MPa、注氣平衡壓力3 MPa下致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)與溫度之間關(guān)系Fig.3 Relationship between diffusion coefficient and different temperature of dry tight gas reservoir samples under 3 MPa injecting balance pressure and 10 MPa surrounding pressure

2 致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)影響因素

2.1 物 性

天然氣在巖石中的擴(kuò)散主要是在連通孔道中進(jìn)行,受孔道數(shù)量、孔徑、彎曲程度、孔隙連通性等影響[5-7,11-12]。根據(jù)氣體在多孔介質(zhì)中的擴(kuò)散機(jī)制[16-17],可以用表示孔隙直徑d和分子運(yùn)動(dòng)平均自由程λ之比的諾森數(shù)Kn,將擴(kuò)散分為Fick型擴(kuò)散(Kn≥10)、Knudsen型擴(kuò)散(Kn≤0.1)和過渡型擴(kuò)散(0.1＜Kn＜10)?？傮w上,從Fick型擴(kuò)散、過渡型擴(kuò)散到Knudsen型擴(kuò)散,巖石的擴(kuò)散能力在不斷減弱。

從致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)與物性關(guān)系可以發(fā)現(xiàn)(圖2):樣品擴(kuò)散系數(shù)與物性呈較好的正冪函數(shù)相關(guān)關(guān)系。此外,巖石擴(kuò)散系數(shù)總體與孔隙度具有更好的相關(guān)性。根據(jù)天然氣在多孔介質(zhì)的擴(kuò)散機(jī)制進(jìn)行分析,當(dāng)天然氣分子在致密氣藏巖石孔隙介質(zhì)中擴(kuò)散時(shí),物性提高意味著分子擴(kuò)散孔隙直徑d增大,在分子擴(kuò)散的主體CH4及平均自由程λ保持相對(duì)不變的情況下,反映巖石擴(kuò)散類型的諾森數(shù)Kn相對(duì)增大,分子擴(kuò)散類型總體向較好方向發(fā)展,巖石擴(kuò)散能力不斷增強(qiáng);最終表現(xiàn)為隨著物性增大巖石擴(kuò)散系數(shù)呈冪函數(shù)關(guān)系增加。

2.2 溫 度

從致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)與溫度關(guān)系可以看出:隨著溫度從30℃增加到50、70、90℃,二者呈較好的指數(shù)相關(guān)關(guān)系增加;在30～70℃,擴(kuò)散系數(shù)增加幅度相對(duì)較小,總體提高約1～1.4倍;在70～90℃,擴(kuò)散系數(shù)相對(duì)快速增大,總體提高約2.6～2.9倍(圖3)。從微觀機(jī)制上進(jìn)行分析,分子擴(kuò)散是分子熱運(yùn)動(dòng)的結(jié)果,溫度對(duì)氣體分子擴(kuò)散的影響,主要改變了氣體分子的均方根速度和平均自由行程[18]。在分子擴(kuò)散空間保持相對(duì)不變情況下,隨著溫度不斷升高,氣體分子活動(dòng)性增強(qiáng),分子運(yùn)動(dòng)速度加快,氣體分子均方根速度顯著增加,而平均自由行程緩慢增加,二者共同作用,使氣體分子擴(kuò)散能力顯著增強(qiáng),表現(xiàn)出巖石擴(kuò)散系數(shù)與溫度呈指數(shù)關(guān)系增加的特征。此外,溫度的提高也有利于改變孔隙結(jié)構(gòu),使孔隙中微孔隙和微裂隙發(fā)生擴(kuò)張,對(duì)于提高巖石擴(kuò)散能力也起了一定作用。

2.3 注氣平衡壓力

常規(guī)擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定設(shè)定相同注氣平衡壓力一般較小(約為0.2 MPa),沒有考慮到氣藏中天然氣不僅受濃度梯度控制,同時(shí)還具有較高的孔隙流體壓力。為弄清其對(duì)樣品擴(kuò)散能力的影響,本次設(shè)計(jì)了不同注氣平衡壓力(0.2、3 MPa)、相同圍壓(10 MPa)和溫度系列的兩組試驗(yàn)(圖4)。研究表明:在圍壓和溫度相同情況下,隨著注氣平衡壓力從0.2 MPa提高到3 MPa,致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)減小為原來的0.13～0.2倍(平均0.16倍),整體降低約1個(gè)數(shù)量級(jí)。進(jìn)一步對(duì)2塊致密砂巖樣品開展不同注氣平衡壓力系列、相同溫度30℃和圍壓10 MPa下擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定試驗(yàn)(圖5),隨著注氣平衡壓力增大,擴(kuò)散系數(shù)呈冪函數(shù)關(guān)系遞減。從分子動(dòng)力學(xué)和擴(kuò)散機(jī)制角度進(jìn)行分析:根據(jù)理想氣體狀態(tài)方程,保持溫度不變,增大注氣平衡壓力,相當(dāng)于減小氣體分子擴(kuò)散空間體積,分子擴(kuò)散主體CH4且平均自由程保持相對(duì)不變情況下,分子擴(kuò)散的諾森數(shù)Kn相對(duì)減小,表明擴(kuò)散方式由較好的Fick擴(kuò)散型擴(kuò)散向較差的Knudsen型擴(kuò)散轉(zhuǎn)化,巖石擴(kuò)散能力總體不斷減弱,因此宏觀上表現(xiàn)為隨著注氣平衡壓力增大,巖石擴(kuò)散系數(shù)呈冪函數(shù)關(guān)系遞減。

圖4 相同圍壓(10 MPa)和溫度系列、不同注氣平衡壓力(0.2、3 MPa)下干樣擴(kuò)散系數(shù)對(duì)比Fig.4 Comparison on diffusion coefficient between 0.2 and 3 MPa gas injecting pressure of dry tight gas reservoir rock samples under the same surrounding pressure of 10 MPa and temperature series

圖5 圍壓10 MPa、溫度30℃、不同注氣平衡壓力與干樣擴(kuò)散系數(shù)之間關(guān)系Fig.5 Relationship between gas different injecting pressure and diffusion coefficient of dry tight gas reservoir rock samples under the same surrounding pressure of 10 MPa and temperature of 30℃

2.4 圍 壓

圍壓主要用于模擬上覆地層壓力,常規(guī)設(shè)定值只要求保證樣品與加持器接觸之間不漏,而對(duì)圍壓與上覆地層壓力是否接近(或一致)及其對(duì)樣品擴(kuò)散系數(shù)的影響未開展深入討論。本次設(shè)計(jì)了不同圍壓下(10和3 MPa)、相同注氣平衡壓力(0.2 MPa)和溫度(50℃)的兩組試驗(yàn),對(duì)比研究圍壓對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)的影響(圖6)。由圖6可知:在相同注氣平衡壓力及溫度下,致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)隨著圍壓增大整體呈減小趨勢(shì),10 MPa圍壓下的擴(kuò)散系數(shù)減小為3 MPa的3%～83%,平均為44%;其中,泥巖減小為3%～43%,平均為16%,整體降低約1個(gè)量級(jí);砂巖減小為65%～83%,平均73%,整體降低約1/4;降低程度與樣品巖性密切相關(guān)。進(jìn)一步設(shè)計(jì)了相同室溫和注氣平衡壓力、不同圍壓系列的多組試驗(yàn),研究發(fā)現(xiàn)(圖7):致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)與圍壓呈負(fù)冪函數(shù)關(guān)系。從擴(kuò)散微觀機(jī)制角度分析,在上覆地層壓力作用下,巖石骨架和孔隙結(jié)構(gòu)受到壓縮發(fā)生變化;顆粒與顆粒接觸更加緊密,孔隙及喉道空間變小,部分喉道甚至閉合,分子擴(kuò)散空間變小;在擴(kuò)散分子平均自由程保持相對(duì)不變情況下,諾森數(shù)Kn相對(duì)減小,巖石擴(kuò)散能力發(fā)生明顯下降;最終宏觀上表現(xiàn)為巖石擴(kuò)散系數(shù)隨著上覆地層壓力增加呈負(fù)冪函數(shù)關(guān)系減小,并且泥巖的降幅較大,砂巖降幅較小。

圖6 0.2 MPa注氣平衡壓力、溫度50℃條件下圍壓與致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)之間關(guān)系Fig.6 Relationship between surrounding pressure and diffusion coefficient of dry tight gas reservoir rock samples under temperature of 50℃and gas injecting pressure of 0.2 MPa

圖7 0.2 MPa注氣平衡壓力、室溫條件下不同圍壓與致密氣藏巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)之間關(guān)系Fig.7 Relationship between surrounding pressure and diffusion coefficient of tight gas reservoir rock samples under room temperature and gas injecting pressure of 0.2 MPa

2.5 飽和介質(zhì)條件

同一巖樣飽和不同介質(zhì)擴(kuò)散系數(shù)也不同,甲烷通過飽和空氣(即干樣)巖樣擴(kuò)散系數(shù)最大,其次是飽和淡水,而飽和鹽水的最小[6-7,13]。前人研究認(rèn)為人造石英粉砂巖巖心干樣與濕樣擴(kuò)散系數(shù)比為4.64～7.27,平均約為6.06倍[13]?？紤]到人造巖心可能無法反映真實(shí)巖心的實(shí)際情況,本次選取多個(gè)致密砂巖巖心樣品,孔隙度分布在0.9%～6.8%,滲透率為(0.004 3～0.177)×10-3μm2,實(shí)測(cè)室溫條件下巖石干樣和飽和水濕樣擴(kuò)散系數(shù)(表2),得到干濕比為149～381,平均值為267。研究表明:實(shí)測(cè)致密氣藏巖石干、濕樣擴(kuò)散系數(shù)大約相差2～3個(gè)數(shù)量級(jí),遠(yuǎn)大于通常所認(rèn)為的一個(gè)數(shù)量級(jí)。

表2 注氣平衡壓力0.2 MPa、3 MPa圍壓、室溫條件下致密氣藏巖石干、濕樣擴(kuò)散系數(shù)測(cè)定結(jié)果Table 2 Dry and wet sample diffusion coefficient comparison of tight gas reservoir under gas injecting pressure of 0.2 MPa,surrounding pressure of 3 MPa and room temperature

3 地層條件校正

由于泥巖樣品不易飽和水、天然氣擴(kuò)散通過飽和水巖樣需要時(shí)間太長(zhǎng)、長(zhǎng)時(shí)間高溫易使飽和水蒸發(fā)等原因,導(dǎo)致飽和水巖樣擴(kuò)散系數(shù)分析試驗(yàn)周期長(zhǎng)、效果差且不易獲取,因此實(shí)驗(yàn)室通常測(cè)試巖石干樣擴(kuò)散系數(shù),但實(shí)際地層條件既含水又具有高溫、高壓,本次測(cè)得高溫高壓巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)與實(shí)際地層條件地質(zhì)歷史時(shí)期巖樣古擴(kuò)散系數(shù)存在著飽和介質(zhì)、古地溫和地層壓力差異,必須進(jìn)行飽和介質(zhì)條件轉(zhuǎn)化和地質(zhì)歷史時(shí)期古地溫和壓力恢復(fù)與校正(巖石物性差異主要由地面和實(shí)際地層條件下溫壓場(chǎng)變化引起,不用重復(fù)考慮)。

3.1 飽和介質(zhì)條件轉(zhuǎn)化

利用本次試驗(yàn)實(shí)測(cè)的多個(gè)致密氣藏巖石干濕樣品擴(kuò)散系數(shù)平均值267,對(duì)實(shí)測(cè)巖石干樣擴(kuò)散系數(shù)進(jìn)行飽和介質(zhì)條件轉(zhuǎn)化(表3)。

3.2 地質(zhì)歷史時(shí)期古地溫恢復(fù)及校正

由于試驗(yàn)溫度依據(jù)現(xiàn)今地溫梯度及地層溫度設(shè)定,與樣品實(shí)際地質(zhì)歷史時(shí)期地層條件下古地溫梯度及古地溫仍存在一定差異,必須進(jìn)行地質(zhì)歷史時(shí)期古地溫恢復(fù)和校正。四川盆地川中地區(qū)須家河組現(xiàn)今地溫梯度大約為2.31℃/100 m,伍大茂等[19]推算川中隆起古地溫梯度約為3.38℃/100 m,現(xiàn)今地表溫度和古地表溫度相同大約為20℃。任戰(zhàn)利等[20]認(rèn)為鄂爾多斯盆地古生代到中生代早期地溫梯度都較低,為2.2～3.0℃/100 m,與現(xiàn)今平均地溫梯度2.89℃/100 m相近。若古地溫梯度按3.0℃/100 m,古地表溫度也按15℃考慮,則巖樣古地溫To=15+3H/100。古地溫恢復(fù)和校正后的樣品擴(kuò)散系數(shù)見表3。

3.3 地層條件下壓力校正

如果四川盆地須家河組、鄂爾多斯盆地上古生界氣藏儲(chǔ)層的上覆地層壓力分別按25、40 MPa計(jì)算,孔隙流體壓力均按10 MPa計(jì)算,分別利用建立的致密氣藏巖石樣品注氣平衡壓力、圍壓與擴(kuò)散系數(shù)關(guān)系對(duì)孔隙流體壓力和圍壓的影響進(jìn)行校正(表3)。

表3 致密氣藏巖石擴(kuò)散系數(shù)地層條件校正后匯總數(shù)據(jù)Table 3 Revised diffusion coefficient of tight gas reservoir rock samples under geological condition

4 結(jié) 論

(1)物性是致密氣藏巖石擴(kuò)散能力的基礎(chǔ),對(duì)其具有重要控制作用,二者具有較好的正冪函數(shù)相關(guān)關(guān)系,且與孔隙度具有更好的相關(guān)性。

(2)溫度對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散能力具有積極促進(jìn)作用,二者呈較好的指數(shù)相關(guān)關(guān)系遞增。

(3)孔隙流體壓力對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散能力具有明顯抑制作用,二者呈負(fù)冪函數(shù)關(guān)系遞減。

(4)上覆地層壓力對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散能力具有顯著抑制作用,二者呈負(fù)冪函數(shù)關(guān)系遞減;且降低程度與巖性密切相關(guān),泥巖降幅大,砂巖降幅小。

(5)飽和介質(zhì)條件對(duì)致密氣藏巖石擴(kuò)散能力也具有重要影響,致密砂巖干樣、濕樣擴(kuò)散系數(shù)大體相差2～3個(gè)數(shù)量級(jí),遠(yuǎn)大于通常所認(rèn)為的一個(gè)量級(jí)。

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(編輯 徐會(huì)永)

Rock diffusion coefficient measuring and its effecting factors of tight gas reservoir under high temperature and high pressure

WANG Xiao-bo1,2,3,CHEN Jian-fa1,LI Jian2,3,WANG Dong-liang2,3, LI Zhi-sheng2,3,LIU Guang-di1,XIE Zeng-ye2,3,SUN Ming-liang1
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China; 2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development,Langfang 065007,China; 3.The Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development,CNPC,Langfang 065007,China)

Based on the assumption that gas free diffusion is controlled by concentration gradient in rock samples,the typical tight gas resevoir rock samples from Xujiahe Formation in Sichuan Basin and upper Paleozoic in Ordos Basin were studied by establishing a method measuring the tight gas reservoir rock diffusion coefficients under high temperature and high pressure. Then,the influences of physical properties,temperature,gas injecting pressure,surrounding pressure and saturated media conditions on diffusion coefficient of tight gas reservoir rock samples were intensively discussed.The results show that rock physical properties are the governing factor and have the dominant controlling effects on rock diffusive abilities,and have a positive power function relationship with tight gas reservoir rock diffusion coefficients.Temperature has large positive promoting effects on rock diffusive abilities,and a positive exponential relationship with rock diffusion coefficients.Both porous fluid pressure and overlying rock pressure have suppressing effects and have negative power function relationships with tight gas reservoir rock diffusion coefficients,especially overlying rock pressure which has great relationship with lithology,e.g.mudstone is larger than sandstone.The difference of rock diffusion coefficients between saturated media and dry samples is generally about 2-3 orders of magnitude.

high temperature and high pressure;tight gas reservoir;diffusion coefficient;effecting factors;porous fluid pressure;overlying rock pressure;saturated media condition

TE 122

:A

1673-5005(2014)03-0025-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2014.03.004

2013-12-20

國(guó)家重大科技專項(xiàng)(2011ZX05007);國(guó)家“973”項(xiàng)目(2007CB209503);國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41102086)

王曉波(1982-),男,工程師,博士研究生,主要從事天然氣地質(zhì)、地球化學(xué)、成藏及稀有氣體實(shí)驗(yàn)技術(shù)開發(fā)與應(yīng)用研究。E-mail:Wangxb69@petrochina.com.cn。