一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法与流程

本发明涉及石油与天然气勘探与开发领域，具体涉及到一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法。

背景技术：

我国碳酸盐岩油气资源量丰富，其中海相碳酸盐岩油气资源量约385×10⁸t油当量、湖相碳酸盐岩油气资源量约45×10⁸t油当量，平均探明率仅为11％左右；碳酸盐岩资源目前已经成为我国勘探开发的重要领域。国内外勘探开发经验表明，酸压是非均质碳酸盐岩油气藏有效动用的关键技术。酸压是通过酸液对裂缝表面进行非均匀刻蚀，形成具有一定导流能力的酸蚀裂缝。酸蚀裂缝后形成的渗透率好坏是评价酸压成功与否的重要指标，有效预测酸压裂缝渗透率对于改善酸压效果具有重要意义。

目前针对酸压裂缝渗透率的预测多采用立方定律进行计算，根据立方定律，酸压裂缝渗透率只与初始裂缝宽度有关。然而，碳酸盐岩酸压自支撑裂缝的导流能力具有以下特点：酸压过程中酸液对岩石的溶蚀将显著降低岩石强度，岩石强度对酸压裂缝渗透率的影响不能忽略；当酸压裂缝较小时，酸压裂缝中气体滑脱效应不容忽视，且滑脱效应随着裂缝变小而增强；气体在微纳米尺度酸压微裂缝中流动时粘度将显著影响裂缝渗透率；酸压井在生产过程中，孔隙压力下降导致储层有效应力增加，使得裂缝渗透率显著降低。目前的酸压裂缝渗透率预测方法无法计量上述因素的影响。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法。

为达上述目的，本发明的一个实施例中提供了一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法，其能够有助于提高酸压自支撑裂缝渗透率预测的准确性。

本发明实施例的具体技术方案是：

一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法，其包括以下步骤：

收集碳酸盐岩酸压自支撑裂缝初始尺寸、地层压力参数、气体性质参数；

采取井下储层岩样，选用酸压用酸液类型，模拟地层温度环境下酸压过程中酸与岩石的反应过程，获取酸溶蚀碳酸盐岩后的杨氏模量和泊松比；

根据获取的杨氏模量和泊松比，基于酸压自支撑裂缝压缩性、碳酸盐岩基质压缩性对酸压自支撑裂缝宽度的影响，建立酸压自支撑裂缝应力敏感下的缝宽变化方程；

基于酸压自支撑裂缝应力敏感下的缝宽变化方程，建立考虑碳酸盐岩酸压自支撑裂缝应力敏感效应和受限空间效应的气体有效粘度预测模型；

建立考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率动态预测模型，获得碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测结果。

在一个优选的实施方式中，在所述步骤收集碳酸盐岩酸压自支撑裂缝初始尺寸、地层压力参数、气体性质参数中，收集参数具体为：碳酸盐岩初始地层压力、当前地层压力、地层温度、气体摩尔质量、气体分子密度、气体分子碰撞直径、理想气体粘度、酸压自支撑裂缝孔隙度、酸压自支撑裂缝迂曲度基本参数。

在一个优选的实施方式中，在所述采取井下储层岩样，选用酸压用酸液类型，模拟地层温度环境下酸压过程中酸与岩石的反应过程，获取酸溶蚀碳酸盐岩后的杨氏模量和泊松比步骤中，包括步骤：

将标准岩样放入岩心夹持器中，施加围压，在剪切速率一定下以恒定排量注入酸液；

将经过酸液作用后的标准岩样开展三轴岩石力学测试实验，通过应力-应变曲线获取酸-岩作用前后的岩石弹性模量和泊松比。

在一个优选的实施方式中，在所述步骤根据获取的杨氏模量和泊松比，基于酸压自支撑裂缝压缩性、碳酸盐岩基质压缩性对酸压自支撑裂缝宽度的影响，建立酸压自支撑裂缝应力敏感下的缝宽变化方程中，包括：

基于酸压自支撑裂缝压缩性的影响，建立裂缝宽度变化方程；

基于碳酸盐岩基质压缩性的影响，建立裂缝宽度变化方程；

叠加所述酸压自支撑裂缝压缩性影响、所述碳酸盐岩基质压缩性影响、所述应力敏感影响，得到应力敏感下酸压自支撑裂缝宽度总变化方程。

在一个优选的实施方式中，在步骤建立考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率动态预测模型，获得碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测结果中，

碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测表达式为：

kt＝kvs+kk

其中，kt为考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率，m²；kvs为考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝滑脱流动渗透率，m²；kk为考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝克努森扩散渗透率，m²。

在一个优选的实施方式中，所述考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝滑脱流动渗透率计算表达式为：

在一个优选的实施方式中，所述考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝克努森扩散渗透率计算表达式为：

综上所述，本发明具有以下优点：改进的技术方案是充分考虑了酸压自支撑裂缝岩石强度、酸压自支撑裂缝中气体流动同时存在连续流以及滑脱流效应、酸压自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内气体流动粘度变化，以及酸压井生产过程中有效应力增加导致微裂缝闭合对酸压裂缝渗透率的综合影响，建立了酸压自支撑裂缝渗透率预测模型，该预测模型更加接近实际地层的情况，进而有助于酸压自支撑裂缝渗透率预测的准确性。

附图说明

图1为本发明酸压自支撑裂缝立方网格模型示意图；

图2为本发明理想气体与真实气体黏度在不同微裂缝宽度下随压力的变化情况；

图3为本发明碳酸盐岩在酸压前后岩石的抗压强度变化；

图4为本发明酸压自支撑裂缝在不同杨氏模量下渗透率随压力的变化情况；

图5为本发明酸压自支撑裂在不同泊松比下渗透率随压力的变化情况；

图6为本发明酸压自支撑裂缝在理想气体粘度和真实气体粘度下的渗透率变化情况；

图7为本发明酸压自支撑裂缝在不同压缩系数下的渗透率随压力变化情况。

具体实施方式

结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。

为了提高酸压自支撑裂缝渗透率预测的准确性，在本申请中申请人提出了一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法，该方法包括以下步骤：

步骤1、收集碳酸盐岩酸压自支撑裂缝初始尺寸、地层压力参数、气体性质参数。

步骤1中收集碳酸盐岩酸压自支撑裂缝初始尺寸、地层压力参数、气体性质参数中，收集参数具体为：碳酸盐岩初始地层压力、当前地层压力、地层温度、气体摩尔质量、气体分子密度、气体分子碰撞直径、理想气体粘度、酸压自支撑裂缝孔隙度、酸压自支撑裂缝迂曲度基本参数。

步骤2、采取井下储层岩样，选用酸压用酸液类型，模拟地层温度环境下酸压过程中酸与岩石的反应过程，获取酸溶蚀碳酸盐岩后的杨氏模量和泊松比。

步骤2中包括以下内容：

步骤2.1、模拟储层环境的酸-岩反应过程

将井下储层岩样加工成直径为2.54cm，长度为5.0cm的标准岩样放入岩芯夹持器中，施加围压6.9mpa，在剪切速率170s^-1下以恒定排量3ml/min注入酸液，模拟酸液在裂缝壁面动态流动、反应、滤失过程；其中实验温度设置为地层温度90℃，注入酸液时间为30min。

步骤2.2获取酸-岩反应后的岩石力学参数

采用高温高压三轴岩石力学测试系统测试岩石的三轴力学参数，首先将经过酸液作用后的岩样用热塑性塑料套住，然后将装有试件的保护筒放入压力室中，按0.05mpa/s的加载速率用油向岩样加围压及孔压，然后按0.5mpa/s加轴向应变使岩样破裂，通过应力-应变曲线计算酸-岩作用前后的岩石弹性模量和泊松比。

步骤3、根据获取的杨氏模量和泊松比，基于酸压自支撑裂缝压缩性、碳酸盐岩基质压缩性对酸压自支撑裂缝宽度的影响，建立酸压自支撑裂缝应力敏感下的缝宽变化方程。

步骤3中包括以下内容：

步骤3.1、酸压自支撑裂缝压缩性的影响：

为了研究地层压力变化引起的应力敏感对碳酸盐岩自支撑裂缝宽度和碳酸盐岩基质压缩等方面的影响，将碳酸盐岩储层进行网格化处理，得到若干个基质裂缝立方网格(见图1(i))；在网格中，基质单元是长度为a的正方体，基质之间是宽度为b的自支撑裂缝，最终得到理想化的碳酸盐岩储层立方网格模型。假设碳酸盐岩基质中孔隙极小，储层渗流空间全由自支撑裂缝提供，这里重点针对基质之间的自支撑裂缝进行讨论。该模型中，碳酸盐岩自支撑裂缝宽度b、自支撑裂缝高度a、自支撑裂缝孔隙度φ满足下式关系：

式中，φ为碳酸盐岩自支撑裂缝孔隙度，无量纲；a为碳酸盐岩自支撑裂缝高度，m；b为碳酸盐岩自支撑裂缝宽度，m；

根据定义，地层净压力由下式表示：

σ＝pob-pp(2)

式中，σ为净压力，mpa；pob为碳酸盐岩上覆岩石压力，mpa；pp为碳酸盐岩地层孔隙压力，mpa；

当孔隙压力和上覆岩石压力变化时，

δσ＝(pob-pob0)-(pp-pp0)(3)

式中，δσ为净压力改变量，mpa；pob0为碳酸盐岩初始上覆岩石压力，mpa；pp0为碳酸盐岩地层初始孔隙压力，mpa；

酸压自支撑裂缝压缩系数可表示为：

式中，cf为酸压自支撑裂缝压缩系数，mpa^-1；δφ为酸压自支撑裂缝孔隙度变化量，无量纲；φ0为酸压自支撑裂缝初始孔隙度，无量纲；

在地层上覆岩石压力不变的情况下，酸压自支撑裂缝压缩系数也可表达为：

式中，c0为酸压自支撑裂缝初始压缩系数，pa^-1；δ为酸压自支撑裂缝压缩系数变化速率，pa^-1；

结合式(1)、式(3)、式(4)，酸压自支撑裂缝的压缩性引起的裂缝宽度变化为：

δbf＝-b0cf[(pob-pob0)-(pp-pp0)](6)

式中，δbf为酸压自支撑裂缝的压缩性引起的裂缝宽度变化，m；b0为酸压自支撑裂缝初始宽度，m；

步骤3.2、碳酸盐岩基质压缩性的影响：

碳酸盐岩体积模量由下式表示：

式中，k为碳酸盐岩体积模量，mpa；δphydrostatic为地层静水压力，mpa；δv为碳酸盐岩体积改变量，m³；v0为碳酸盐岩初始体积，m³；

由于地层孔隙压力变化对碳酸盐岩基质压缩的影响远大于上覆岩石压力对基质压缩的影响；因此，式(7)可表达为：

式中，v为碳酸盐岩体积，m³；

碳酸盐岩体积机械应变可表达为：

式中，-εvm为碳酸盐岩体积机械应变，无量纲；

碳酸盐岩体积模量由岩石泊松比和杨氏模量表示：

式中，e为碳酸盐岩杨氏模量，mpa；υ为碳酸盐岩泊松比，无量纲；

由式(9)、式(10)得：

碳酸盐岩线性应变为体积机械应变的三分之一，故其线性应变表示为

式中，εlm为碳酸盐岩线性应变，无量纲；

碳酸盐岩线性应变定义为：

式中，δam为由碳酸盐岩基质压缩性引起的基质长度变化量，m；a0为基质初始长度，m；

碳酸盐岩基质长度变化量与酸压自支撑裂缝宽度变化量相等，但变化趋势相反：

δam＝-δbm(14)

式中，δbm为由碳酸盐岩基质压缩性引起酸压自支撑裂缝宽度变化量，m；

由式(12)、式(13)、式(14)得出在地层压力变化下，由碳酸盐岩基质压缩性引起的酸压自支撑裂缝宽度变化δbm表示为：

步骤3.3、地层应力敏感下酸压自支撑裂缝宽度总变化方程：

综合式(6)、(15)得由压力变化导致的酸压自支撑裂缝宽度总变化量δbt：

式中，δbt为由压力变化导致的酸压自支撑裂缝宽度总变化量，m。

步骤4、基于酸压自支撑裂缝应力敏感下的缝宽变化方程，建立考虑碳酸盐岩酸压自支撑裂缝应力敏感效应和受限空间效应的气体有效粘度预测模型。

对微纳米受限空间内的气体，由于稀薄性的增加使得其表现出来的粘度和宏观气体的粘度有很大不同，其具体表现为有效粘度。

气体平均分子自由程表达为：

式中，λ为气体平均分子自由程，m；kb为玻尔兹曼常数，j/k；t为地层温度，k；γ为气体分子碰撞直径，m；p为地层压力，pa；

酸压自支撑裂缝中的气体克努森数为气体平均分子自由程与自支撑裂缝宽度的比值：

式中，kn为气体克努森数，无因次；

考虑酸压自支撑裂缝宽度变化的气体克努森数表达为：

式中，knb为考虑酸压自支撑裂缝宽度变化的气体克努森数，无因次；

计算气体有效粘度的表达式为：

式中，μeff0为气体有效粘度，pa·s；μ为理想气体粘度，pa·s；

考虑酸压自支撑裂缝应力敏感效应和受限空间效应的气体有效粘度表达式为：

式中，μeff为考虑酸压自支撑裂缝应力敏感效应和受限空间效应的气体有效粘度，pa·s。

步骤5、建立考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率动态预测模型，获得碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测结果。

在立方网格模型基础上(见图1(i))，通过进一步简化，得到缝长、缝高均为a，缝宽为b的长方体酸压自支撑裂缝简化模型(见图1(ii))；考虑酸压自支撑裂缝有不同形状，定义长方体自支撑裂缝简化模型的截面几何参数为：

式中，ζ为酸压自支撑裂缝纵横比，无因次；

考虑缝宽变化下酸压自支撑裂缝纵横比为：

式中，ζb为考虑缝宽变化的酸压自支撑裂缝纵横比，无因次；当气体克努森数为10^-3<knb<10^-1，气体分子间碰撞和气体与酸压自支撑裂缝壁面的碰撞均不可忽略，气体分子在壁面发生滑脱，通过修正滑脱边界条件，则气体滑脱流动可表达为：

式中，jvs为考虑气体粘度变化和应力敏感效应的酸压自支撑裂缝气体滑脱流动流量，kg·s^-1；a(ζb)为滑脱流动的裂缝截面形状因子，无因次；m为气体摩尔质量，kg·mol^-1；τ为自支撑裂缝迂曲度，无因次；r为普适气体常数，j·mol^-1k^-1；α为稀有效应系数，无因次；m为气体滑脱常数，无因次；

式中，tanh(x)为双曲正切函数，i为计数符号；

当克努森数knb≥10，气体分子与壁面碰撞占主导地位，为克努森扩散，则气体扩散量用克努森方程表达为：

式中，jk为考虑气体粘度变化和应力敏感效应的酸压自支撑裂缝气体克努森流动流量，kg·s^-1。

式中，b(ζb)为克努森流动的裂缝形状因子，无因次；

酸压自支撑裂缝中气体分子之间碰撞频率为：

式中，fm为气体分子之间碰撞频率，s^-1；v为气体平均热运动速度，m·s^-1；n为单位体积气体分子数，m^-3；

酸压自支撑裂缝中气体分子与壁面碰撞频率为：

式中，fw为气体分子与自支撑裂缝壁面碰撞频率，s^-1；

滑脱流动权重系数为气体分子之间碰撞频率占总碰撞频率的比值：

式中，wvs为气体分子之间碰撞频率占总碰撞频率的比值，无因次；

克努森流动权重系数为气体分子与自支撑壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值：

式中，wk为气体分子与壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值，无因次；

各传输机理对碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率的贡献可分别表达为：

式中，kvs为考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝滑脱流动渗透率，m²；kk为考虑应力敏感效应以及气体粘度变化的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝克努森扩散渗透率，m²；vstd为标准状态下气体摩尔体积，m³·mo1^-1；

考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率可表达为：

kt＝kvs+kk(34)

式中，kt为考虑应力敏感效应以及气体在自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内粘度变化影响的碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率，m²。

计算实例

采用的模拟基础参数如表1所示。

表1模拟基础数据表

(2)计算结果

现有技术在计算自支撑裂缝渗透率时，未考虑岩石力学参数变化、真实气体粘度变化及应力敏感效应对渗透率的影响。而本发明则能综合考虑以上因素，得出更为符合实际情况的结果。

由图2可知，随着地层压力降低，气体粘度变化逐渐增大，在低地层压下(小于5mpa)，气体粘度迅速减小，酸压自支撑裂缝初始宽度越小，粘度随压力变化越明显。

由图3可以看出，酸蚀前后岩芯的应力应变特征发生一定变化，由于酸液的溶蚀使岩芯孔隙空间增大，曲线初期的压实致密过程持续时间更长。同时可以看出酸蚀后岩芯表现出更强的塑性，发生形变的趋势增加。根据应力应变曲线，酸处理前后的杨氏模量分别为3.0×10¹⁰pa和2.0×10¹⁰pa，泊松比分别为0.25和0.35。酸处理前后岩石抗压强度从169mpa变为155mpa。

酸压过程中酸液对岩石的溶蚀将显著降低岩石杨氏模量，同时增大岩石泊松比，进而对酸压自支撑裂缝渗透率造成不同的影响。如果不考虑岩石力学参数的变化，将使得渗透率预测结果产生较大误差。由图4和图5可知，碳酸盐岩力学参数(泊松比和杨氏模量)对酸压自支撑裂缝渗透率有较大的影响，在中等地层压力(5mpa)附近，岩石力学参数对自支撑裂缝渗透率影响最为显著。

由图6可知，地层压力较高时，由于气体粘度变化较小，因而两种情况下(考虑粘度变化和不考虑粘度变化)酸压自支撑裂缝渗透率无明显差别。在低地层压力下(小于5mpa)，由于气体粘度急剧减小，所以两种情况下的自支撑裂缝渗透率呈现明显差别，这种趋势在自支撑裂缝初始宽度较小的情况下更加明显。

由图7可知，自支撑裂缝压缩性对裂缝渗透率影响很大，在低地层压力下(小于5mpa)，不同裂缝压缩性对裂缝渗透率影响逐渐减小。其它条件相同时，自支撑裂缝压缩性越大(c0越大、δ越小)，裂缝越容易被压缩，裂缝渗透率的值越小。总体而言，酸压自支撑裂缝渗透率与其裂缝压缩性呈负相关。

本发明具有以下优点：改进的技术方案是充分考虑了酸压自支撑裂缝岩石强度、酸压自支撑裂缝中气体流动同时存在连续流以及滑脱流效应、酸压自支撑裂缝微纳米尺度受限空间内气体流动粘度变化，以及酸压井生产过程中有效应力增加导致微裂缝闭合对酸压裂缝渗透率的综合影响，建立了酸压自支撑裂缝渗透率预测模型，该预测模型更加接近实际地层的情况，进而有助于酸压自支撑裂缝渗透率预测的准确性。

虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了详细地描述，但不应理解为对本专利的保护范围的限定。在权利要求书所描述的范围内，本领域技术人员不经创造性劳动即可做出的各种修改和变形仍属本专利的保护范围。