[实用新型]岩心孔隙度测量装置

说明书

技术领域

本实用新型涉及一种岩心孔隙度测量装置，尤其涉及一种测量气能够先进入样品室后再分压进入参比室的岩心孔隙度测量装置。

背景技术

现行的国内外主流的岩心孔隙度测量方法，主要采用石油天然气行业标准SY/T 5336-2006《岩心分析方法》（即API RP 40：1998，Recommended Practices for Core Analysis，IDT的中文引进版）中的，5.3.2.1.1 波义尔定律双室法（岩样杯）测定颗粒体积和5.2.3 卡尺测量法来测定规则岩心的视体积，视体积减去颗粒体积的差除以视体积，即为孔隙度。

在理论上，上述方法使用的测量装置可以测定任意尺寸、任意孔隙度的规则岩心样品；但是在实际应用中，必须考虑到：

使用波义尔双室法测定颗粒体积的过程中，实际的气体压力转换为压力传感器的电信号，并最终传输转换为的数字显示表的示数，在一系列转换的过程中存在误差；

压力表的显示位数有限，即压力测量系统的分辨率有限；

如SY/T 5336-2006 5.3.2.1.1.8 f所述，样品室放入岩心及填充块之后，除岩心的孔隙之外，样品室及管线内还存在系统空余体积；

如SY/T 5336-2006 5.3.2.1.1.8 g所述，孔隙体积应与参比室体积接近，但当孔隙体积很小时，参比室体积难以做到与孔隙体积近似；

利用波义尔定律双室法测量岩心孔隙度的本质，即测量由岩心孔隙体积造成的压力变化，孔隙体积越大则由其造成的压力变化越大；在孔隙体积相对参比室越小时，压力变化则越小，误差相对压力变化越大，对测量结果影响越大。

综上，SY/T 5336-2006推荐的波义尔定律双室法（岩样杯）测定颗粒体积，在测定低孔隙度样品如页岩（孔隙度常在0～2%）时，测量结果误差较大，影响了后续测试和研究。

实用新型内容

本实用新型的目的就在于为了解决上述问题而提供一种在测定低孔隙度样品如页岩时仍具有高精度测量结果的岩心孔隙度测量装置。

本实用新型通过以下技术方案来实现上述目的：

一种岩心孔隙度测量装置，包括氦气瓶、减压阀、样品室、参比室、压力传感器和数字显示表，还包括第一阀门、第二阀门和第三阀门，所述氦气瓶的出口与所述减压阀的入口连接，所述减压阀的出口与所述第一阀门的第一端连接，所述第一阀门的第二端分别与所述第二阀门的第一端、所述样品室的入口和所述压力传感器的检测端连接，所述第二阀门的第二端分别与所述第三阀门的第一端和所述参比室的入口连接，所述第三阀门的第二端悬空，所述压力传感器的信号输出端与所述数字显示表的信号输入端连接。

作为优选，所述数字显示表至少能显示所有有效数字加1位符号位；所述第一阀门、所述第二阀门和所述第三阀门的驱替体积均为0。

本实用新型的有益效果在于：

本实用新型通过改变样品室和参比室的氦气进气结构，可以实现将高压测量氦气首先引进样品室，再分压至参比室，相对于传统的行业标准方法采用的测量装置显著增大了分压前后压力变化，且压力变化随岩心孔隙体积减小而增大，在同等设备条件下，采用本实用新型的测量装置能够更精确地测量岩心样品尤其是低孔隙度样品的孔隙度。

附图说明

图1是本实用新型所述岩心孔隙度测量装置的结构示意图；

图2是本实用新型所述岩心孔隙度测量装置应用时的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本实用新型作进一步说明：

如图1所示，本实用新型所述岩心孔隙度测量装置包括氦气瓶1、减压阀9、样品室3、参比室2、压力传感器4、数字显示表5、第一阀门8、第二阀门7和第三阀门6，氦气瓶1的出口减压阀9的入口连接，减压阀9的出口与第一阀门8的第一端连接，第一阀门8的第二端分别与第二阀门7的第一端、样品室3的入口和压力传感器4的检测端连接，第二阀门7的第二端分别与第三阀门6的第一端和参比室2的入口连接，第三阀门6的第二端悬空，作为排空端，压力传感器4的信号输出端与数字显示表5的信号输入端连接。作为优选，压力传感器4测量绝对压力，数字显示表5至少能显示所有有效数字加1位符号位，如测量值应含3位可靠数字和1位存疑数字，则数字显示表5应至少显示5位；第一阀门8、第二阀门7和第三阀门6的驱替体积均为0。

为了清楚地说明本实用新型所述岩心孔隙度测量装置的技术效果，下面以最优化的测量方法来印证，但下述优选测量方法并非本测量装置能够采用的唯一方法，也不是本实用新型的保护对象。