一种气藏开发动态物理模拟方法及其装置

1.一种气藏开发动态物理模拟方法，其特征在于依照以下步骤进行：
1)采集气井单井岩心并制取气藏天然岩心，岩心直径为7cm至10cm，单块长度大于
10cm，累计长度100cm至300cm；
2)根据已知气井单井控制储层由近井到远井储层的渗透率、孔隙度地质特征和气藏环境顺序排列岩心，岩心排列物性特征与气井单井控制储层地质特征一致；
所述气藏环境是岩心温度为20℃至70℃，岩心围压为0MPa至70MPa，岩心孔隙中气压为0MPa至50MPa，岩心围压应大于岩心孔隙中气压10MPa以上；
3)根据定产衰竭或定压差衰竭开采方式，每隔为5至300秒间断记录岩心不同位置点的压力、流量、累计流量，实时绘出压力与生产时间、流量与生产时间、累计流量与生产时间关系动态特征曲线，模拟气井单井生产动态特征和气藏开发动态物理变化。
2.根据权利要求1所述的气藏开发动态物理模拟方法，其特征在于步骤3)所述的位置点是分布在顺序排列岩心上的压力测量点和流量测量点，压力测量点4～13个，流量测量点1～3个。
3.根据权利要求1所述的气藏开发动态物理模拟方法制造的装置，其特征在于由高压气源(GR)，气体增压器(ZRH)，岩心夹持器(CG1、CG2、CG3)，阀门(V1、V2、V3、V4、V5、V6、V7、V8、V9、V10、V11)，压力传感器(PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13)，高压注射泵(HP-100A)，调压阀(PR)、质量流量控制器(QC1、QC2、QC3)、计算机(PC)组成，高压气源(GR)通过第一阀门(V1)与第二阀门(V2)连接，第二阀门(V2)通过第三阀门(V3)与气体增压器(ZRH)连接，第二阀门(V2)与第一压力传感器(PS1)、第一岩心夹持器(CG1)入口端连接，第一岩心夹持器(CG1)正体与第二压力传感器(PS2)、第三压力传感器(PS3)、第四压力传感器(PS4)连接，第一岩心夹持器(CG1)出口端通过第四阀门(V4)与第五压力传感器(PS5)、第一质量流量控制器(QC1)连接，第一质量流量控制器(QC1)与第二岩心夹持器(CG2)入口端连接；
岩心夹持器(CG1、CG2、CG3)为多测压孔岩心夹持器，由2个以上组合而成，可装入岩心的尺寸为直径为7.5cm至10cm，单块长度大于10cm，累计长度为100cm～
300cm；
压力传感器(PS1～PS13)和质量流量控制器(QC1～QC3)与计算机(PC)连接；
第二岩心夹持器(CG2)正体与第六压力传感器(PS6)、第七压力传感器(PS7)、第八压力传感器(PS8)连接，第二岩心夹持器(CG2)出口端通过第五阀门(V5)与第九压力传感器(PS9)、第二质量流量控制器(QC2)连接，第二质量流量控制器(QC2)与第三岩心夹持器(CG3)入口端连接；
第三岩心夹持器(CG3)正体与第十压力传感器(PS10)、第十一压力传感器(PS11)、第十二压力传感器(PS12)连接，第三岩心夹持器(CG3)出口端通过第六阀门(V6)与第十三压力传感器(PS13)、调压阀(PR)连接，调压阀(PR)与第三质量流量控制器(QC3)连接；
高压注射泵(HP-100A)依次通过第七阀门(V7)和第八阀门(V8)和第一岩心夹持器(CG1)连接；依次通过第七阀门(V7)、第九阀门(V9)、第十阀门(V10)和第二岩心夹持器(CG2)连接；依次通过第七阀门(V7)、第九阀门(V9)、第十一阀门(V11)和第三岩心夹持器(CG3)连接。
4.根据权利要求3所述的装置，其特征在于高压注射泵(HP-100A)加围压最大为
70MPa，高压气源(GR)，气体增压器(ZRH)最大压力为50MPa。
5.根据权利要求3所述的装置，其特征在于压力传感器(PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13)监测压力，压力范围：0～
50MPa，质量流量控制器(QC1、QC2、QC3)流量范围0～10000ml/min。

一种气藏开发动态物理模拟方法及其装置\n技术领域\n[0001] 本发明涉及油气田开发分析技术，具体是一种再现开发过程压力、产量变化规律的气藏开发动态物理模拟方法及其装置。\n背景技术\n[0002] 气藏开发分析是在气藏投产以后，用气井生产、试井和测试等资料，分析气井、气藏的生产特点，研究气藏开发过程中的开采特征、开发规律、动态机理等，目的是为气藏合理开发方案提供依据。\n[0003] 目前，国内外气藏开发以依靠气藏自身能量进行定压差或定产量衰竭开采为主，方法是广泛应用于气藏工程的气藏开发分析，它是以气体渗流实验为主，主要研究气体在多孔介质中的渗流特征、渗流机理。 气藏开发动态分析方法主要有试井分析技术、气藏数值模拟动态分析技术、物质平衡方法等，这些方法是在对气藏储层地质条件初步认识的基础上，建立理论模型，结合实际气井生产过程中的压力、产量特征，跟踪预测气藏开发动态。 这些方法没有用到真实的储层介质，难以在室内模拟气藏环境和气藏开发方式，不能再现气藏生产过程中均质储层、非均质储层压力、产量变化规律，无法通过物理模拟实验认识气藏开发动态特征，不能实现数据自动监测、采集、处理。\n[0004] 根据上述气体渗流实验的方法，目前采用的装置基本组成是装载岩心部分、加围压部分、驱动动力源部分、计量部分。 在这些组成中核心的是装载岩心部分，目前常用于装载岩心的是岩心夹持器，常用规格有：直径为2.5cm、3.8cm、7.0cm、10cm，长度满足10cm～100cm，每个岩心夹持器上测压点不超过5个，加围压装置是手摇泵，只能给岩心加低围压，驱动动力源用高压气瓶、平流泵，压力较低，单一的岩心夹持器流程中无法安装皂末流量计、质量流量计等计量装置，不能沿程监测、采集气藏开发中储层压力、产量变化，不能通过现有装置在室内模拟研究气藏开发动态变化规律。\n发明内容\n[0005] 本发明目的在于提供一种可再现气藏开发过程中压力、产量变化规律的气藏开发动态物理模拟方法及其装置。\n[0006] 本发明提供如下技术方案：\n[0007] 一种气藏开发动态物理模拟方法，依照以下步骤进行：\n[0008] 1)采集气井单井岩心并制取气藏天然岩心；\n[0009] 步骤1)所述气藏天然岩心是从实际气藏储层取得，直径为7cm至10cm，单块长度大于10cm，累计长度100cm至300cm。\n[0010] 2)根据已知气井单井控制储层地质特征和气藏环境顺序排列岩心；\n[0011] 步骤2)所述气井单井控制储层地质特征是指单井控制储层范围内，由近井到远井储层的渗透率、孔隙度。\n[0012] 步骤2)所述气藏环境是岩心温度为20℃至70℃，岩心围压为0MPa至70MPa，岩心孔隙中气压为0MPa至50MP，岩心围压应大于岩心孔隙中气压10MPa以上。\n[0013] 步骤2)所述的顺序排列是岩心排列物性特征与气井单井控制储层地质特征一致。\n[0014] 3)根据不同的气藏开采方式，间断记录岩心不同位置点压力、流量、累计流量，实时绘出变化曲线，模拟气井单井生产动态特征和气藏开发动态物理变化。\n[0015] 步骤3)所述的气藏开采方式是指定产衰竭或定压差衰竭开采方式。\n[0016] 步骤3)所述的间断记录时间间隔为5至300秒，时间间隔可随时调整。\n[0017] 步骤3)所述的位置点是分布在顺序排列岩心上的压力测量点和流量测量点，压力测量点4～13个，流量测量点1～3个。\n[0018] 步骤3)所述的气井生产动态特征曲线是压力与生产时间、流量与生产时间、累计流量与生产时间关系图。\n[0019] 本发明还提供如下技术方案：\n[0020] 根据上述气藏开发动态物理模拟方法提供以下气藏开发动态物理模拟装置，由高压气源GR，气体增压器ZRH，岩心夹持器CG1、CG2、CG3，阀门V1、V2、V3、V4、V5、V6、V7、V8、V9、V10、V11，压力传感器PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13，高压注射泵HP-100A，调压阀PR、质量流量控制器QC1、QC2、QC3、计算机PC、组成。\n[0021] 高压气源GR与阀门V1、阀门V2连接，阀门V2与阀门V3、气体增压器ZRH、压力传感器PS1、岩心夹持器CG1入口端连接，岩心夹持器CG1正体与压力传感器PS2、PS3、PS4连接，岩心夹持器CG1出口端与阀门V4、压力传感器PS5、质量流量控制器QC1、岩心夹持器CG2入口端连接。\n[0022] 岩心夹持器CG2正体与压力传感器PS6、PS7、PS8连接，岩心夹持器CG2出口端与阀门V5、压力传感器PS9、质量流量控制器QC2、岩心夹持器CG3入口端连接。\n[0023] 岩心夹持器CG3正体与压力传感器PS10、PS11、PS12连接，岩心夹持器CG3出口端与阀门V6、压力传感器PS13、调压阀PR、质量流量控制器QC3连接。\n[0024] 高压注射泵HP-100A与阀门V7、V8和岩心夹持器CG1、与阀门V9、V10和岩心夹持器CG2、与阀门V11和岩心夹持器CG3连接。\n[0025] 压力传感器PS1～PS13和质量流量控制器QC1～QC3与计算机PC连接。\n[0026] 岩心夹持器CG1、CG2、CG3为多测压孔岩心夹持器，由2个以上组合而成，可装入岩心的尺寸为直径为7.5cm至10cm，单块长度大于10cm，累计长度为100cm～\n300cm。\n[0027] 高压注射泵HP-100A加围压最大为70MPa。\n[0028] 高压气源GR，气体增压器ZRH最大压力为50MPa。\n[0029] 压力传感器PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13监测压力，压力范围：0～50MPa。\n[0030] 质量流量控制器QC1、QC2、QC3流量范围0～10000ml/min。\n[0031] 本发明可以在室内模拟气藏环境和气藏开发方式，再现气藏生产过程中均质储层、非均质储层压力、产量变化规律，实现了通过物理模拟方法研究气藏开发动态规律，本发明装置可实现数据自动监测、采集、处理，准确、可信、自动化程度高。\n附图说明\n[0032] 图1为本发明气井单井控制储层地质特征示意图；\n[0033] 图2为本发明压力与生产时间关系图；\n[0034] 图3为本发明流量与生产时间关系图；\n[0035] 图4为本发明累计流量与生产时间关系图；\n[0036] 图5为本发明装置结构示意图。\n具体实施方式\n[0037] 本发明气藏开发动态物理模拟方法，依照以下步骤进行：\n[0038] 1)采集气井单井岩心并制取气藏天然岩心；\n[0039] 步骤1)所述气藏天然岩心是采用钻井和制样技术，从实际气藏储层取得，直径为7cm至10cm，单块长度大于10cm，累计长度100cm至300cm。由于气藏储层非均质性强，为了能更好的反映储层实际物性特征，优先使用直径为10cm，单块长度大于20cm，累计长度为300cm的岩心。\n[0040] 2)根据已知气井单井控制储层地质特征和气藏环境顺序排列岩心，见图1；\n[0041] 步骤2)所述气井单井控制储层地质特征是指单井控制储层范围内，由近井到远井储层的渗透率、孔隙度。 气藏储层一般都具有较强非均质性，井周围区域物性有差异，一般近井区域为高渗区，离井远的区域为低渗，气井单井控制储层地质特征见图1。\n[0042] 步骤2)所述气藏环境是岩心温度为20℃至70℃，岩心围压为0MPa至70MPa，岩心孔隙中气压为0MPa至50MPa。如我国某大气田，气藏原始压力20～30MPa，平均\n3\n井深2000m，岩石密度2.36g/cm，计算得出上覆岩层压力为47.2MPa，所以优先选择岩心围压为50MPa，岩心孔隙中气压为20MPa。\n[0043] 步骤2)所述的顺序排列是岩心排列物性特征与气井单井控制储层地质特征一致。\n[0044] 3)据不同的气藏开采方式，间断记录岩心不同位置点压力、流量、累计流量，实时绘出变化曲线，模拟气井单井生产动态特征和气藏开发动态特征。\n[0045] 步骤3)所述的气藏开采方式是指定产衰竭或定压差衰竭开采方式。\n[0046] 步骤3)所述的间断记录时间间隔为5至300秒，时间间隔可随时调整。\n[0047] 步骤3)所述的位置点是分布在顺序排列岩心上的压力测量点和流量测量点，压力测量点4至13个，流量测量点1至3个。\n[0048] 步骤3)所述的气井生产动态特征曲线是压力与生产时间见图2、流量与生产时间见图3、累计流量与生产时间关系图见图4。\n[0049] 根据上述方法本发明提供气藏开发动态物理模拟装置，主要有高压气源GR，气体增压器ZRH，岩心夹持器CG1、CG2、CG3，阀门V1、V2、V3、V4、V5、V6、V7、V8、V9、V10、V11，压力传感器PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13，高压注射泵HP-100A，调压阀PR、质量流量控制器QC1、QC2、QC3、计算机PC组成。\n[0050] 装置各元件连接关系见图5。\n[0051] 高压气源GR与阀门V1、阀门V2连接，阀门V2与阀门V3、气体增压器ZRH、压力传感器PS1、岩心夹持器CG1入口端连接，岩心夹持器CG1正体与压力传感器PS2、PS3、PS4连接，岩心夹持器CG1出口端与阀门V4、压力传感器PS5、质量流量控制器QC1、岩心夹持器CG2入口端连接；\n[0052] 岩心夹持器CG2正体与压力传感器PS6、PS7、PS8连接，岩心夹持器CG2出口端与阀门V5、压力传感器PS9、质量流量控制器QC2、岩心夹持器CG3入口端连接；\n[0053] 岩心夹持器CG3正体与压力传感器PS10、PS11、PS12连接，岩心夹持器CG3出口端与阀门V6、压力传感器PS13、调压阀PR、质量流量控制器QC3连接；\n[0054] 高压注射泵HP-100A与阀门V7、V8和岩心夹持器CG1、与阀门V9、V10和岩心夹持器CG2、与阀门V11和岩心夹持器CG3连接；\n[0055] 压力传感器PS1～PS13和质量流量控制器QC1～QC3与计算机PC连接。\n[0056] 岩心夹持器CG1、CG2、CG3为多测压孔岩心夹持器，每个岩心夹持器上至少有3个测压点，用于装载岩心和模拟气藏环境，可装入岩心的尺寸为：直径为7.5cm或\n10cm，单块长度大于10cm，累计长度为100cm～300cm。\n[0057] 高压注射泵HP-100A向岩心夹持器CG1、CG2、CG3中的岩心加围压，模拟气藏上覆岩层压力，最大压力可达70MPa，该高压注射泵实现自动控制加压；\n[0058] 高压气源GR，气体增压器ZRH对岩心夹持器CG1、CG2、CG3中的岩心孔隙饱和气，模拟气藏储层原始地层压力，最大压力可达50MPa；\n[0059] 压力传感器PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13监测压力，压力范围：0～50MPa；\n[0060] 质量流量控制器QC3和调压阀PR调节控制出口压力和流量，质量流量控制器QC1、QC2监测不同位置流量，实现了分区监测，可监测流量范围0～10000ml/min。\n[0061] 气藏衰竭开采过程中，压力、产量随时都在发生改变，通过监测压力、产量变化规律，可以了解储层能量，预测气藏开发生产动态，制定合理开发方案，指导气藏合理开发。\n[0062] 计算机PC实时采集处理压力、流量、时间数据，实现了计算机自动采集、处理数据，准确、可信、自动化程度高。\n[0063] 本发明装置工作原理和过程如下：\n[0064] 从实际气藏储层钻取岩心，能反映真实的气藏储层物性条件，将岩心装入岩心夹持器CG1、CG2、CG3后，通过高压注射泵HP-100A向岩心夹持器CG1、CG2、CG3中的岩心加围压，模拟上覆岩层压力，通过高压气源GR，气体增压器ZRH向岩心孔隙饱和气，模拟气藏储层原始压力；通过调压阀PR、质量流量控制器QC1、QC2、QC3控制生产压差和流量，模拟气藏定产量衰竭或定压差衰竭开采；定产量衰竭过程中，初期配产控制在100ml/min～10000ml/min之间，定压差衰竭过程中，压差控制在5MPa以内；通过压力传感器PS1、PS2、PS3、PS4、PS5、PS6、PS7、PS8、PS9、PS10、PS11、PS12、PS13、质量流量控制器QC1、QC2、QC3实时监测不同位置点压力、流量、累计流量，通过计算机PC实时采集和处理数据，采集记录时间间隔为5秒至300秒，在采集数据的基础上，计算机自动绘制压力与生产时间、流量与生产时间、累计流量与生产时间关系图。