计算物理 ›› 2021, Vol. 38 ›› Issue (5): 555-564.DOI: 10.19596/j.cnki.1001-246x.8394
所属专题: 多孔介质毛细动力学研究
收稿日期:
2021-05-08
出版日期:
2021-09-25
发布日期:
2022-03-24
作者简介:
朱云轩(1995-),男,博士研究生,主要从事油气田开发研究工作, E-mail:2017831857@qq.com
基金资助:
Received:
2021-05-08
Online:
2021-09-25
Published:
2022-03-24
摘要:
渗吸作为压裂液在储层中的主要吸收方式, 是提高页岩气产能的重要驱动力。以重庆市彭水地区龙马溪组页岩为研究对象, 依次进行毛管力测试、不同条件下的渗吸实验及核磁共振实验。结果表明: ①页岩的渗透率与孔隙度极低, 以微孔和小孔为主, 基本无大孔, 孔隙结构较差; ②页岩渗吸过程分为三个阶段, 随着压力和温度的升高, 渗吸效果增强, 破胶压裂液的渗吸效果略强于未破胶压裂液, 表面活性剂和KCl溶液可以降低页岩渗吸能力; ③页岩渗吸的核磁共振T2谱具有明显的双峰特征, 渗吸过程中, 中大的孔隙和裂缝在初期阶段就被液体瞬间充满, 极微的孔隙和裂缝首先被充填, 随后液体进入稍大的微孔隙和微裂缝, 在渗吸过程中页岩表面产生大量的微裂缝。
中图分类号:
朱云轩, 李治平. 彭水地区龙马溪组页岩渗吸规律及渗吸动态分布[J]. 计算物理, 2021, 38(5): 555-564.
Yunxuan ZHU, Zhiping LI. Imbibition Behavior and Fluid Dynamic Distribution of Longmaxi Formation Shale in Pengshui Area[J]. Chinese Journal of Computational Physics, 2021, 38(5): 555-564.
岩样编号 | 直径/cm | 长度/cm | 密度/(g·cm-3) | 孔隙度/% | 渗透率/(10-3 μm2) |
1 | 2.53 | 2.72 | 2.62 | 3.91 | 0.007 |
2 | 2.60 | 2.68 | 2.62 | 3.99 | 0.007 |
3 | 2.55 | 2.72 | 2.60 | 3.87 | 0.005 |
4 | 2.59 | 2.67 | 2.57 | 3.75 | 0.005 |
5 | 2.53 | 2.71 | 2.64 | 4.25 | 0.006 |
6 | 2.50 | 2.69 | 2.63 | 3.80 | 0.006 |
7 | 2.54 | 2.70 | 2.63 | 3.77 | 0.007 |
8 | 2.51 | 2.66 | 2.56 | 3.89 | 0.006 |
表1 岩心物性资料
Table 1 Petrophysical properties of core samples
岩样编号 | 直径/cm | 长度/cm | 密度/(g·cm-3) | 孔隙度/% | 渗透率/(10-3 μm2) |
1 | 2.53 | 2.72 | 2.62 | 3.91 | 0.007 |
2 | 2.60 | 2.68 | 2.62 | 3.99 | 0.007 |
3 | 2.55 | 2.72 | 2.60 | 3.87 | 0.005 |
4 | 2.59 | 2.67 | 2.57 | 3.75 | 0.005 |
5 | 2.53 | 2.71 | 2.64 | 4.25 | 0.006 |
6 | 2.50 | 2.69 | 2.63 | 3.80 | 0.006 |
7 | 2.54 | 2.70 | 2.63 | 3.77 | 0.007 |
8 | 2.51 | 2.66 | 2.56 | 3.89 | 0.006 |
岩样编号 | 半径均值/μm | 仪器最大退出效率/% | 排驱压力/MPa | 汞饱和度/% | 孔喉半径/μm | 孔喉分布 | 渗透率分布 | ||||||||
最大 | 最终剩余 | 最大 | 平均 | 中值 | 峰位/μm | 峰值/% | 峰位/μm | 峰值/% | |||||||
1 | 0.015 | 91.772 | 13.775 | 97.955 | 8.060 | 0.053 | 0.013 | 0.009 | 0.006 | 18.909 | 0.040 | 56.847 | |||
2 | 0.012 | 88.374 | 13.776 | 95.751 | 11.132 | 0.053 | 0.012 | 0.008 | 0.006 | 21.117 | 0.040 | 41.743 |
表2 毛管力曲线测试结果
Table 2 Test results of capillary pressure curves
岩样编号 | 半径均值/μm | 仪器最大退出效率/% | 排驱压力/MPa | 汞饱和度/% | 孔喉半径/μm | 孔喉分布 | 渗透率分布 | ||||||||
最大 | 最终剩余 | 最大 | 平均 | 中值 | 峰位/μm | 峰值/% | 峰位/μm | 峰值/% | |||||||
1 | 0.015 | 91.772 | 13.775 | 97.955 | 8.060 | 0.053 | 0.013 | 0.009 | 0.006 | 18.909 | 0.040 | 56.847 | |||
2 | 0.012 | 88.374 | 13.776 | 95.751 | 11.132 | 0.053 | 0.012 | 0.008 | 0.006 | 21.117 | 0.040 | 41.743 |
渗吸条件 | 渗吸量/ml | 初始渗吸速率/(ml·h-1) |
0.1 MPa未破胶 | 1.3 | 0.23 |
0.1 MPa破胶 | 1.35 | 0.28 |
5 MPa未破胶 | 1.4 | 0.26 |
5 MPa破胶 | 1.43 | 0.32 |
10 MPa未破胶 | 1.48 | 0.31 |
10 MPa破胶 | 1.52 | 0.35 |
表3 不同压裂液的渗吸结果
Table 3 Imbibition results of different fracturing fluids
渗吸条件 | 渗吸量/ml | 初始渗吸速率/(ml·h-1) |
0.1 MPa未破胶 | 1.3 | 0.23 |
0.1 MPa破胶 | 1.35 | 0.28 |
5 MPa未破胶 | 1.4 | 0.26 |
5 MPa破胶 | 1.43 | 0.32 |
10 MPa未破胶 | 1.48 | 0.31 |
10 MPa破胶 | 1.52 | 0.35 |
图12 页岩岩心表面活性剂处理前后的润湿角(a)处理前; (b)处理后
Fig.12 Wetting angle of shale core before and after surfactant treatment (a) before treatment; (b) after treatment
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