一种岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置及测量方法与流程

本发明是关于一种岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置及测量方法，属于稠油热采开发研究领域。

背景技术：

岩石压缩系数是一个反映油藏岩石所能提供能量大小的一个重要参数，较大岩石压缩系数表明油藏的弹性驱动能量非常充足，因此岩石压缩系数对油藏开发，特别是类似天然能量开发的吞吐开发的产能评价、指标预测产生较大影响。同时，随着油气被不断采出，储层压力会逐渐降低，造成储层渗透率的改变，因此，弄清孔隙压力降低过程中储层压缩特性和孔隙特性的变化规律对稠油热采开发具有重要意义。

目前,岩石孔隙体积压缩系数的测试主要采用名为《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》的国家石油天然气行业标准，渗透率的测量主要采用名为《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》的国家石油天然气行业标准，测试时多采用单一的方法及设备来分别测量岩石的渗透特性参数,如用渗透仪测量渗透率、用流压缩系数仪测量压缩系数,无法同时测量同一个岩样的压缩系数和渗透率,更无法同时测量高温复杂应力变化条件下的上述两个参数的变化特征。

近年来，尽管人们试图在室内试验中改进压缩系数和渗透率的测试方法，但由于地层岩性结构复杂，实验具有一定的局限性，且误差较大。研究人员研究出一种岩心孔隙压缩系数测试装置及其测试方法和一种瞬态稳态同时测试致密岩石渗透率的装置及方法，这两种方法虽然可以完成岩石材料特压缩系数和渗透率的测量，且自动控制程度有了很大进步，但试验过程中未考虑温度对试验结果的影响，不能准确测量储层岩石在地下温压条件下的压缩系数和渗透率，实际上，在高温高压地层中多孔介质的物理力学特性都将发生变化，从而使压缩系数和渗透率发生改变。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种测量准确且满足高温高压地层油气开采要求的岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置及测量方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置，其特征在于，该测量装置包括高压釜、加温系统、围压泵系统、孔压泵系统、第一放空阀、第二放空阀、温控器和控制系统，其中，所述高压釜内设置有岩心和温度传感器；所述高压釜中部固定设置所述岩心，所述高压釜内侧设置所述温度传感器，所述高压釜外围设固定所述加温系统；所述高压釜通过第一～第四高压管线穿过所述加温系统分别连接所述围压泵系统、孔压泵系统、第一放空阀和第二放空阀，所述孔压泵系统所在第二高压管线上设置有真空截断阀，所述第二放空阀所在第四高压管线上设置有用于监测孔压系统下游压力的压力传感器和孔压系统下游压力容器；所述温度传感器和加温系统分别电连接所述温控器，所述温控器用于通过所述加温系统对所述高压釜内的围压流体和所述岩心进行加热以及通过所述温度传感器对所述岩心的温度进行实时监测；所述围压泵系统、孔压泵系统和压力传感器分别电连接所述控制系统，所述控制系统用于控制所述围压泵系统和孔压泵系统向所述高压釜内施加围压和孔压，以及通过所述压力传感器实时监测孔压系统下游的压力变化。

优选地，所述高压釜内还设置有上压头、下压头和岩心隔油套，所述岩心的顶部和底部分别固定设置所述上压头和下压头，所述岩心外围设固定所述岩心隔油套。

优选地，所述高压釜底部通过所述第一高压管线和第三高压管线分别连接所述围压泵系统和第一放空阀，所述下压头通过所述第二高压管线连接所述孔压泵系统，所述上压头通过第四高压管线连接所述第二放空阀。

优选地，所述上压头下部右侧开设有用于实现围压流体从所述岩心出口端面流出的折线形第一通道，位于所述上压头底部的第一通道外侧开设有便于围压流体在所述岩心出口端面流动的若干弧形凹槽。

优选地，所述下压头中心位置开设有用于将围压流体传递到所述岩心的第二通道，位于所述下压头顶部的第二通道外侧开设有便于围压流体在所述岩心入口端面流动的若干所述弧形凹槽。

优选地，所述控制系统采用计算机，所述控制系统内设置有压力监测模块、围压控制模块、孔压控制模块和数据记录模块；所述压力监测模块用于通过所述压力传感器对孔压系统下游压力进行实时监测并将压力监测数据发送到所述数据记录模块；所述围压控制模块用于控制所述围压泵系统向所述高压釜内注入围压流体和施加围压，以及当围压达到所述围压泵系统的伺服控制系统预设的围压值时停止所述围压泵系统向所述高压釜施加围压；所述孔压控制模块用于控制所述孔压泵系统向所述岩心施加孔压，以及当孔压达到所述孔压泵系统内伺服控制系统预设的孔压值时停止所述孔压泵系统向所述岩心施加孔压并发送孔压停止信号到所述数据记录模块；所述数据记录模块用于实时记录孔压系统下游压力的变化数据，以及通过所述孔压泵系统的伺服控制系统和所述孔压泵系统的伺服控制系统记录的所述围压泵系统和孔压泵系统的体积变化数据和压力数据并根据接收的孔压停止信号停止各数据的记录。

优选地，所述加温系统采用电磁加热器。

一种基于上述岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置的测量方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)根据岩心实际所在地层的上覆岩层压力预先设定围压泵系统内伺服控制系统的围压值，根据岩心实际所在地层压力大小预先设定孔压泵系统内伺服控制系统的孔压值；

2)将实际岩心置于高压釜内，控制系统通过围压控制模块控制围压泵系统向高压釜内注满围压流体并施加围压，打开真空截断阀对孔压泵系统进行抽真空；

3)控制系统通过围压控制模块控制围压泵系统向高压釜内施加围压，同时，控制系统通过孔压控制模块控制孔压泵系统向实际岩心施加孔压，并通过围压泵系统和孔压泵系统的伺服控制系统保持孔压和围压的压差不变，当围压达到围压泵系统伺服控制系统预设的围压值时，控制系统通过围压控制模块和孔压控制模块同时停止施加围压和孔压并通过伺服控制系统保持围压和孔压不变；

4)开启温控器并设定目标温度，温控器通过加热系统对高压釜内的围压流体进行加热，直至温控器通过温度传感器监测到的温度达到目标温度，并通过加热系统和温度传感器控制整个测量过程中的温度保持不变；

5)控制系统通过孔压控制模块控制孔压泵系统逐点降低孔压，每次降压后通过孔压泵系统的伺服控制系统保持孔压泵系统压力不变，控制系统通过数据记录模块实时记录孔压系统下游压力的变化数据以及孔压泵系统的体积变化数据，计算孔压每次降低后实际岩心两端的压差δpt随时间t的变化：

δpt＝pl-p2(i)

其中，p1为压力传感器监测的孔压系统下游压力值，p2为通过数据记录模块记录的孔压泵系统压力值；

6)当孔压达到伺服控制系统预设的孔压值时停止数据记录模块记录数据，并卸载围压泵系统和孔压泵系统，取出实际岩心；

7)计算在特定围压下实际岩心的渗透率k；

8)将中间设置有通孔的钢制岩心放入高压釜内重复步骤1)～6)；

9)计算实际岩石孔隙体积的压缩系数cp。

优选地，计算在特定围压下实际岩心的渗透率k，具体过程为：

其中，μ为围压流体的黏度，l为实际岩心的长度，c1为孔压系统下游压力容器的容水度，a为实际岩心的横截面积，δpt和δpt+δt分别为通过实验记录的孔压每次降低时实际岩心两端压差曲线上两控制点的压差。

优选地，计算实际岩石孔隙体积的压缩系数cp，具体过程为：

孔压降低过程中实际岩心孔隙体积的降低值δvp为：

δvp＝δv1-δv2(3)

其中，δv1为利用实际岩心测量时通过数据记录模块记录的每次降低孔压后孔压泵系统的体积变化值，δv2为利用钢制岩心测量时每次降低孔压后孔压泵系统的体积变化值；实际岩心孔隙体积压缩系数cp为改变单位压力时单位孔隙体积的变化值，即：

其中，vp为实际岩心的原始孔隙体积。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明由于设置有温控器和加温系统，可以实现低温、高温往复循环条件下岩石压缩系数和渗透率的测定，为稠油热采开发数值模拟提供理论依据，提供热采数值模拟指标预测精度。2、本发明由于设置有围压泵系统和孔压泵系统，解决了储层岩心在高温条件下压缩系数和渗透率的测试问题，可以较真实地还原岩心在储层的温度和压力条件，对现场应用更具指导性，3、本发明的高压釜外侧采用电磁加热系统进行加温，既可以保证加温安全，又能使温度达到油气开采过程中地层温度的要求。4、本发明在原有的岩石力学常规三轴实验设备基础上改造而成，大大节约设备成本，能够同时进行压缩系数和渗透率的测量，测量过程简单且测量结果准确，又可以满足实验要求，可以广泛适用于稠油热采开发研究领域和地热资源开发领域中。

附图说明

图1是本发明的整体结构示意图；

图2是本发明高压釜的结构示意图；

图3是本发明上压头的结构示意图，其中，图3(a)为正视示意图，图3(b)为仰视示意图；

图4是本发明下压头的结构示意图，其中，图4(a)为正视示意图，图4(b)为俯视示意图。

具体实施方式

以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”等仅仅是用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

如图1～2所示，本发明的岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置包括高压釜1、加温系统2、第一～第四高压管线3～6、围压泵系统7、孔压泵系统8、第一放空阀9、第二放空阀10、真空截断阀11、压力传感器12、孔压系统下游压力容器13、温控器14和控制系统15，其中，高压釜1内设置有岩心101和温度传感器(图中未示出)。

高压釜1中部固定设置岩心101，高压釜1内侧设置温度传感器，高压釜1外围设固定加温系统2。高压釜1通过第一～第四高压管线3～6穿过加温系统2分别连接围压泵系统7、孔压泵系统8、第一放空阀9和第二放空阀10，孔压泵系统8所在第二高压管线4上设置有真空截断阀11，围压泵系统7用于对岩心101施加围压，孔压泵系统8用于对岩心101施加孔压，第一放空阀9和第二放空阀10均用于对高压泵1内的围压流体进行放空。第二放空阀10所在第四高压管线6上设置有压力传感器12和孔压系统下游压力容器13，压力传感器12用于监测孔压系统下游压力，孔压系统下游压力容器13用于容纳孔压系统下游的围压流体。

温度传感器和加温系统2分别电连接温控器14，温控器14用于通过加温系统2对高压釜1内的围压流体和岩心101进行加热以及通过温度传感器对岩心101的温度进行实时监测。围压泵系统7、孔压泵系统8和压力传感器12分别电连接控制系统15，控制系统15用于控制围压泵系统7和孔压泵系统8向高压釜1内施加围压和孔压，以及通过压力传感器12实时监测孔压系统下游的压力变化。

如图2所示，高压釜1内还设置有上压头102、下压头103和岩心隔油套104，岩心101的顶部和底部分别固定设置上压头102和下压头103，岩心101外围设固定岩心隔油套104，岩心隔油套104用于防止岩心101的孔压系统和围压系统互窜。

在一个优选的实施例中，高压釜1底部通过第一高压管线3和第三高压管线5分别连接围压泵系统7和第一放空阀9，下压头103通过第二高压管线4连接孔压泵系统8，上压头102通过第四高压管线6连接第二放空阀10。

如图3所示，上压头102下部右侧开设有用于实现围压流体从岩心101出口端面流出的折线形第一通道105，位于上压头102底部的第一通道105外侧开设有便于围压流体在岩心101出口端面流动的若干弧形凹槽106。

如图4所示，下压头103中心位置开设有用于将围压流体传递到岩心101的第二通道107，位于下压头103顶部的第二通道107外侧开设有便于围压流体在岩心101入口端面流动的若干弧形凹槽106。

在一个优选的实施例中，围压泵系统7内设置有伺服控制系统，围压泵系统7的伺服控制系统用于预先设定围压值，当围压达到根据预设的围压值时自动保持围压泵系统7的围压保持不变，围压泵系统7的伺服控制系统还用于自动记录围压泵系统7的体积变化数据和压力数据。

在一个优选的实施例中，孔压泵系统8内设置有伺服控制系统，孔压泵系统8的伺服控制系统用于预先设定孔压值，当孔压达到根据预设的孔压值时自动保持孔压泵系统8的孔压保持不变，孔压泵系统8的伺服控制系统还用于自动记录孔压泵系统8的体积变化数据和压力数据。

在一个优选的实施例中，控制系统15可以采用计算机，控制系统15内设置有压力监测模块、围压控制模块、孔压控制模块和数据记录模块。

压力监测模块用于通过压力传感器12对孔压系统下游压力进行实时监测并将压力监测数据发送到数据记录模块。

围压控制模块用于控制围压泵系统7向高压釜1内注入围压流体和施加围压，以及当围压达到围压泵系统7的伺服控制系统预设的围压值时停止围压泵系统7向高压釜1施加围压。

孔压控制模块用于控制孔压泵系统8向岩心101施加孔压，以及当孔压达到孔压泵系统8的伺服控制系统预设的孔压值时停止孔压泵系统8向岩心101施加孔压并发送孔压停止信号到数据记录模块。

数据记录模块用于实时记录孔压系统下游压力的变化数据，以及通过围压泵系统7的伺服控制系统和孔压泵系统8的伺服控制系统记录的围压泵系统7和孔压泵系统8的体积变化数据和压力数据并根据接收的孔压停止信号停止各数据的记录。

在一个优选的实施例中，加温系统2可以采用电磁加热器。

下面通过具体实施例详细说明本发明岩石高温压缩系数和渗透率的测量装置的测量方法：

1)根据岩心101实际所在地层的上覆岩层压力预先设定围压泵系统7伺服控制系统的围压值，根据岩心101实际所在地层压力大小预先设定孔压泵系统8伺服控制系统的孔压值。

2)将标准尺寸的实际岩心101置于高压釜1内，为减少误差需保证实际岩心101两端面完全平行；控制系统15通过围压控制模块控制围压泵系统7向高压釜1内注满围压流体并施加1mpa围压；打开真空截断阀11对孔压泵系统8进行抽真空4小时。

3)控制系统15通过围压控制模块控制围压泵系统7向高压釜内1施加围压，同时，控制系统15通过孔压控制模块控制孔压泵系统8向实际岩心101施加孔压，并通过围压泵系统7和孔压泵系统8的伺服控制系统保持孔压和围压的压差不变，当围压达到围压泵系统7伺服控制系统预设的围压值时，控制系统15通过围压控制模块和孔压控制模块同时停止施加围压和孔压并通过伺服控制系统保持围压和孔压不变。

4)开启温控器14并设定目标温度，温控器14通过加热系统2对高压釜1内的围压流体进行加热，直至温控器14通过温度传感器监测到的温度达到目标温度，并通过加热系统2和温度传感器控制整个测量过程中的温度保持不变。

5)控制系统15通过孔压控制模块控制孔压泵系统8逐点降低孔压(建议每次1mpa)，每次降压后通过孔压泵系统8的伺服控制系统保持孔压泵系统8压力不变，控制系统15通过数据记录模块实时记录孔压系统下游压力的变化数据以及孔压泵系统8的体积变化数据，计算孔压每次降低后实际岩心101两端的压差δpt随时间t的变化：

δpt＝pl-p2(i)

其中，p1为压力传感器12监测的孔压系统下游压力值，p2为通过数据记录模块记录的孔压泵系统8压力值。

6)当孔压达到孔压泵系统8的伺服控制系统预设的孔压值时停止数据记录模块记录数据，并卸载围压泵系统7和孔压泵系统8，取出实际岩心101。

7)计算在特定围压下实际岩心101的渗透率k：

其中，μ为围压流体的黏度，l为实际岩心101的长度，c1为孔压系统下游压力容器13的容水度，表示孔压系统8内单位压力引起的围压流体体积的变化量，a为实际岩心101的横截面积，δpt和δpt+δt分别为通过实验记录的孔压每次降低时实际岩心101两端压差曲线上两控制点的压差。

8)将中间设置有通孔(通孔的大小只能作为围压流体通道)的钢制岩心101放入高压釜1内重复上述步骤1)～6)。

9)计算实际岩心101孔隙体积的压缩系数cp：

孔压降低过程中实际岩心101孔隙体积的降低值δvp为：

δvp＝δv1-δv2(3)

其中，δv1为利用实际岩心101测量时通过数据记录模块记录的每次降低孔压后孔压泵系统8的体积变化值，δv2为利用钢制岩心101测量时每次降低孔压后孔压泵系统8的体积变化值。

实际岩心101孔隙体积压缩系数cp为改变单位压力时单位孔隙体积的变化值，即：

其中，vp为实际岩心101的原始孔隙体积。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。