[发明专利]一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法

说明书

本发明涉及一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，具体包括：通过电镜扫描方法对页岩岩心中无机质孔隙分布进行扫描，得到无机质孔隙分布特征；基于无机质孔隙分布特征，构建三维无机质数字岩心，采用最大球法提取无机质孔隙网络模型；建立不同的无机质孔隙‑喉道单元；根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立双重介质孔隙网络模型；建立岩心气体流动数学模型，将双重介质孔隙网络模型中气体渗透率计算结果带入到岩心气体流动数学模型中，计算岩心两端压力差随时间变化模拟数据，得到岩心渗透率结果。本发明节省计算时间的同时保证了计算精度，准确度高，所需输入资料易获取，方便推广应用。

技术领域

本发明属于油气开发技术领域，特别是涉及一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法。

背景技术

实验室压力脉冲实验过程通过将岩心放置于密闭容器，初始情况下上游箱体、岩心以及下游箱体压力保持一致。通过升高上游箱体压力，待上游箱体压力保持稳定后打开阀门上游压力逐渐降低，下游压力逐渐上升,记录上游压力与下游压力差随时间的变化。

相关研究集中将得到的压力差随时间变化的数据来反求岩石渗透率。目前方法基于考虑气体以无滑移方式进行流动，根据压力差随时间变化的实验数据后期直线段斜率来反求岩石渗透率。但目目前该方法反求渗透率过程中仅考虑岩心孔隙度参数，忽略了页岩储层岩石复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布对压力差随时间变化实验数据解释的影响，导致该方法页岩渗透率解释结果准确性很低。随着我国非常规油气资源开发，对于孔隙尺寸在纳米级的页岩储层，气体以滑脱形式流动，气体运移机制和气体性质对渗透率影响很大，传统基于压力差随时间变化实验数据直线段斜率反求页岩岩心渗透率方法已不再适用。因此亟需建立一种考虑页岩复杂孔隙结构、气体运移机制、有机质分布的实验室压力脉冲数据解释方法来准确预测页岩渗透率。

发明内容

本发明提供了一种基于双重介质孔隙网络模型的压力脉冲实验数据页岩渗透率解释方法，通过扫描成像与岩心压力脉冲实验相结合，构建双重介质孔隙网络模型，模拟压力脉冲过程来准确计算页岩渗透率。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种基于双重介质孔隙网络模型的页岩渗透率解释方法，包括以下步骤：

S1、通过电镜扫描方法对页岩岩心中无机质孔隙分布进行扫描，得到所述无机质孔隙分布特征；

S2、基于所述无机质孔隙分布特征，构建三维无机质数字岩心，采用最大球法提取无机质孔隙网络模型；

S3、基于所述无机质孔隙网络模型中的最小无机质孔隙-喉道单元，基于有机质分布特征，建立不同的无机质孔隙-喉道单元；根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立双重介质孔隙网络模型；

S4、对所述页岩岩心进行压力脉冲实验测试，得到岩心两端压力差随时间变化实验数据；建立岩心气体流动数学模型，将所述双重介质孔隙网络模型中气体渗透率计算结果带入到所述岩心气体流动数学模型中，计算所述岩心两端压力差随时间变化模拟数据，得到岩心渗透率结果。

优选地，S2中，采用多点地质统计学方法构建所述三维无机质数字岩心。

优选地，S3中，所述建立不同的无机质孔隙-喉道单元包括：第一类，无机质孔隙中气流动不受有机质影响；第二类，有机质与无机质喉道并联，并且长度与无机质喉道保持一致；第三类，有机质嵌入到无机质喉道中，有机质横截面积与无机质喉道横截面积保持一致。

优选地，根据有机质体积占据总岩石体积以及有机质嵌入喉道与总喉道数量比例，确定局部嵌入有机质体积。

优选地，S3中，将所述局部嵌入有机质体积随机分布到所述无机质孔隙网络模型中，根据有机质并联喉道占据有机质嵌入喉道数量比例，确定有机质不同的分布形态，建立所述双重介质孔隙网络模型。