试验研究压力变化的影响Feldspar-Quartz砂岩的渗透率

文摘

多级和不连续的性质注入过程中使用地质存储有限公司₂导致储层经历多次装卸。这种现象造成的储层渗透率的变化直接影响有限₂注塑过程和公司的过程₂在水库移民。通过实验,在砂岩的渗透性变化Liujiagou鄂尔多斯公司的形成₂捕获和存储(CCS)示范项目进行了分析使用循环注入压力变化和围压和多级装卸。微孔结构的变化及其对渗透率影响分析了基于微孔结构测试。此外,多个压力变化对渗透率的影响相同类型的岩石具有不同粘土矿物含量也进行了分析。更多的关注应该致力于评估的压力变化对渗透率的影响存储的潜力,研究有限公司₂迁移在CCS水库工程。

1。介绍

全球变暖带来了严重威胁人类的生活环境。减少二氧化碳的排放(有限公司₂)是一个全球共同挑战的国家。地质存储技术有限公司₂吸引了世界各地的政府和科学家的关注作为一个直接有效的减排技术为国际社会所公认1]。中国地质调查局和中国神华集团共同发起了一项示范工程的二氧化碳地质储存2010年鄂尔多斯盆地和Liujiagou形成是目标水库之一。在注射过程中,储层注水井周围的径向应力积累经验。此外,水平应力积累在这个过程将是更大的注入井附近。水平径向应力积累和注射压力有明显影响的迁移和注塑有限公司₂在水库。公司的多级和不连续的性质₂注射导致储层压力和注射压力不断增加和减少。储层的微孔结构可能会改变储层应力场时中断。储层的渗透率和其他重要的物理性质可能改变的反应(2,3]。渗透率的变化在重复的储层压力变化,结合孔隙结构的变化特征,评估有重要意义的地质储存有限公司₂,特别是容量,存储潜力和水库的安全使用。

大量的实验和理论研究都集中在应力变化之间的关系和低渗透性岩石的渗透率在岩土工程,水利工程,石油和天然气储层开发工程,和其他学科4,5]。Fatt et al。6,7]研究了上覆岩层压力和围压对砂岩渗透率的影响。渗透率和上覆岩层压力负相关,渗透率与围压之间的关系。此外,低压区域的变化更加明显。吴et al。8)进行了一项实验研究使用三个岩盐岩石孔隙压力对渗透率的影响有不同的成分。结果表明,渗透率随孔隙压力增加而增大,克林肯伯格效应的影响。王等人。9)使用三轴渗透试验,控制轴向应变,发现大理石的渗透性降低,轴向压力和围压增加之间的区别。Vairogs et al。10和雪等。11)表明,有效应力的变化影响岩石的孔隙结构和骨骼结构,影响岩石的渗透率。彭et al。12)认为,渗透率的变化发生在弹性阶段,弹塑性阶段,和残流阶段是不同的,因为不同程度的岩石应力-应变过程中变形。此外,詹宁斯等。13),彭et al。12王,et al。14)构建不同渗透率和围压的数学模型,包括一个三次多项式函数,对数函数,幂函数和其他单一功能的数学模型。局域网et al。15)提出了应力敏感性系数模型分析的基础上获得应力敏感性数据从石油和天然气储层的低渗透性砂岩样品在四川盆地、松辽盆地。此外,他们发现,应力敏感性系数越大,储层应力敏感性越强。

在文献中,有许多的实验和理论研究的主要目标是研究低渗透性岩石的渗透率应力敏感性。此外,压力和渗透率之间的关系在相应的条件下分析了。各种各样的模型来描述压力和渗透率之间的关系构造(16]。然而,构造数学模型没有普遍适用性,因为研究对象不同的岩石类型、矿物成分和化学属性(17]。岩石渗透率和孔隙结构之间的关系是很重要的对于一个特定的岩层(2]。多相的影响压力变化对岩石的微孔结构会导致岩石渗透率的变化。然而,研究渗透率和压力变化之间的关系基于微孔结构的变化的岩石仍然很少报道。此外,间歇压力耗散的影响发生在有限公司₂注入过程渗透率没有得到研究人员的广泛关注。在CCS项目,有限公司₂注入过程有一个多级和不连续性质由于设备维修和其他不可预见的事件。因此,它是必要的,以确定注射间隔的影响渗透率的恢复。

在本文中,一个有限公司₂Liujiagou形成储层形成,鄂尔多斯在中国CCS示范项目的一部分,被选为本研究的重点。根据特定的操作条件的CCS项目和公司的环境特征₂水库、目标储层的渗透率变化在两种条件下进行了分析。一个条件变量固定喷射压力和围压,和其他涉及固定围压和一个变量注入压力。定量数学模型的围压和注射压力的影响在岩石的渗透率Liujiagou形成了。渗透率的变化进行了分析,结合岩石微孔结构的变化前后的多个阶段的压力变化。研究结果有助于数值模拟和工程实践的地质储存有限公司₂在鄂尔多斯CCS示范项目。

2。材料和方法

2.1。材料

鄂尔多斯盆地是中国西北东部的一部分,它有一个总面积28.2×10⁴公里²。盆地富含煤、石油、天然气和矿产资源,如石膏。它代表了中国的新能源化工基地。鄂尔多斯CCS示范项目,在中国第一个CCS项目,位于东北盆地的一部分。涉及的地层年龄范围从古生代到新生代,和他们的总厚度超过5000米。根据工程设计、中生代(三叠纪)Liujiagou形成和底层古生代(二)地层目标公司₂存储结构和这些单位主要由砂岩和泥岩夹层之间的(18]。

Liujiagou形成是最重要的公司之一₂水库的鄂尔多斯CCS示范项目。水库形成由低渗透性砂岩组成。这是出席的深度1576 - 1699米,厚度为123米(19]。孔隙度为6.3% ~ 13%,渗透率是0.040 ~ 0.408 mD (3),地层压力范围是15.76 ~ 16.99 MPa (20.),形成温度52.74 ~ 56.03°C (21]。

Liujiagou形成的砂岩岩石样本用于这项研究是S1和S2标记,分别(图1)。样本S1的直径3.792厘米,长7.709厘米,孔隙度为11.86%。样本S2的直径3.793厘米,长7.482厘米,孔隙度为11.87%。样品都是feldspar-quartz砂岩,孔隙度相似。然而,粘土矿物含量大约是五倍比S1(表S21)。

2.2。设备和仪器

渗透测试是一个使用的实验仪器HXKS-A高温高压孔隙流体位移测试系统。该系统可用于测量岩石的渗透率在不同压力条件下,它可以长时间稳定工作(30天)设置温度和压力条件下。系统由压力控制系统、温度控制系统、参数测量和控制系统。出口压力和围压加载系统是由两个恒速控制、定压、单缸泵(isco - 65 d)。注射压力加载系统由双缸控制、恒速、恒压泵(isco - 100 dx)。这些泵的工作范围内的流速为0.0001 -45毫升/分钟,他们有一个最大输出压力70 MPa,压力是在设定压力的0.5%后48小时内选择一个新的压力。

岩石样本的微观孔隙结构测试用3 h - 2000 ps1比表面积和孔径分析仪,由北京Beishide仪器技术公司制造的,有限的。本仪器使用的原则等温物理吸附的静态容量法。吸附等温式测量在77 K(液氮的温度),高纯氮气作为吸附介质,使用相对压力是0.01 ~ 1.00。孔隙直径测试的范围是0.35 ~ 100.00海里。最低的可测量的比表面积是0.005²/ g。最低检测体积是0.0001厘米³/ g。气体吸附法可以有效地反映了材料,纳米孔的分布,它已广泛应用于评估多孔材料的多孔结构(22]。渗透率的变化可以确定通过测试岩石样本的微观孔隙结构前后的压力变化。

2.3。实验方法

实验程序如下所示。

岩石样本被加工成圆柱芯。岩性和矿物组成的岩石样本评估使用x射线衍射测量。

一些岩石样本被用于氮气吸附实验来确定微孔结构。消除束缚水和毛细水的样本,样本进行预处理以300°C 3 h在高真空下之前的实验。不同分压的氮吸附和解吸等温线当时以77 K使用高纯氮气作为吸附剂来确定岩石样本的微观孔隙结构。

(3)岩石样本用于研究应激渗透率变化测量的长度、直径和重量。样本在烘箱干燥后24小时内,样本放入真空饱和本与蒸馏水和饱和。完全饱和的核心被放置在一个核心夹在一组温度25°C开始渗透测试在不同的压力条件下(图2)。

随着喷射压力改变,围压在20 MPa一直保持不变。蒸馏水是注入到岩石样本。饱和水对岩石的渗透率测量在不同喷射压力下,从最初的4 MPa的压力的最大注射压力和增加18 MPa的压力增量2 MPa(最大压力小于24.84 MPa)的岩石破裂压力。渗透率实验达到稳态时给定的注射压力,注入压力下注入压力增加,根据压力增量,直到最大注射压力(18 MPa)。此外,注射压力然后卸载2 MPa的压力增量,直到最初的4 MPa的压力。岩石渗透率还在卸货过程中测量在每个压力。注射压力装卸过程重复3次,和循环标记周期1,周期2,分别和周期3。对相邻周期之间的间隔时间是24小时。此外,在这些间隔,压力释放后,和实验样本从核心持有人和删除存储沉浸在蒸馏水中。

变围压下,注射压力4 MPa一直保持不变。饱和渗透率对水的样品测定在不同围压下,从最初的6 MPa的压力和增加的最大围压20 MPa的压力增量2 MPa。围压加载和卸载过程重复3次。对相邻周期之间的间隔时间是24小时。这些间隔期间,压力被释放和实验样本从核心持有人和删除存储沉浸在蒸馏水中。

最后,微观孔隙结构的岩石样本后再测试所有的渗透率实验在不同的压力条件下已完成。

3所示。结果和分析

3.1。改变注射压力对渗透率的影响

3.1.1。在不同喷射压力下渗透率的变化

图3显示了岩石渗透率的变化改变喷射压力的三个周期的增加和减少注射压力恒定围压下。

以下的观察。

(1)图3表明,岩石渗透率随注入压力增加,它们之间存在正相关关系。降低注射压力、岩石的渗透率逐渐复苏,但样品没有达到相同的渗透率,在注射压力负荷增加阶段。例如,对于样本S1在第一期的实验中,注射压力是8 MPa时,渗透率是0.148 mD在增加注射压力阶段,而磁导率是0.166 mD在降低注射压力阶段。

(2)图3实验还表明,相邻周期,渗透率曲线相互重叠但不完全一致。每一点相同的喷射压力、渗透率在注射压力加载阶段小于在卸载阶段。相邻周期实验,不同的渗透率值非常小的最后两个周期实验,周期2和周期3。尤其是对样本S2,这些现象很明显的渗透率曲线周期2和周期3进行了比较。

相邻的间隔周期实验对岩石渗透率具有明显的影响,而这种影响可以看到在渗透率值4 MPa在每个实验的开始。例如,对于样本S2,渗透率的周期1是0.125 mD 4 MPa。然而,在间隔周期1,周期2,渗透率值变化到0.145 mD当周期2始于4 MPa。

(3)我们使用表示两个相邻点之间的相对渗透率增加不同的压力在每个周期和注射压力增加阶段来表示岩石样本的相对渗透率降低在卸载阶段。 在哪里和在两个相邻点表示岩石渗透率值和 与不同的压力在每个周期和注射压力加载阶段和代表两个相邻点的渗透率值和 在注射压力卸载阶段有不同的压力。

相对岩石渗透率的变化如图所示4。

图4表明,相对渗透率的增加从5%到8%不等在注射压力加载阶段和相对渗透率的降低在卸载阶段从3%到5%不等。两个方向的变化是稳定的。例如,对于样本S2,在周期1,最大和最小渗透率的变化为7.94%和6.78%,分别在注射压力加载阶段。相比之下,最大和最小渗透率变化是4.89%和3.83%,分别在卸载阶段。

(4)对于每一个周期,我们使用表示渗透率的变化在同一期间注射压力注射压力加载阶段和卸载阶段。 在哪里和表示相同的注射压力条件下岩石渗透率在注射压力加载和卸载阶段,分别为每个周期。

图5显示了两个样品的渗透率的变化作为每个周期的注射压力的函数。

在图5,样品的渗透率变化S2周期1,周期2,和周期3 21.80%,15.07%,和16.55%,分别在4 MPa和2.45%,1.40%和2.38%分别为16 MPa,。渗透率的变化显然随注射压力增大而减小。因此,渗透率的变化在高压区域更小比低压区。

3.1.2。建设一个数学模型来描述渗透率和注射压力之间的关系

基于实验结果,渗透率的变化,分析了注射压力前文本的一部分。各种数学模型试图符合实验结果,如线性模型、指数模型、幂函数模型和其他形式。方差是用来确定实验数据和数学模型的拟合程度。最后,我们发现,指数模型,该模型拟合程度最高注入压力和渗透率之间的获得: 在哪里岩石渗透率,医学博士;马里兰州是初始渗透率;注射压力,MPa;和是一个参数拟合得到的曲线数据。

在第一个循环实验中,渗透率之间的关系,拟合曲线和注射压力压力加载和卸载阶段在图所示6。

所有岩石渗透率的数学模型和注射压力的两个样本来自三个周期实验如表所示2。适合数据的质量很高,和相关系数的平均值值是99.81%。

过程中增加和减少注射压力,获得的数学模型从不同的周期是不同的。因此,我们不应指望从一个实验获得的数学模型准确预测渗透率的变化在另一个时间或另一组操作条件下。但图3表明,注入压力变化的情况下,渗透率可以恢复24小时的间隔期间,不同周期的渗透率曲线几乎重叠。注入压力变化引起的岩石变形是弹性变形。因此,一个真正的工程师,三种渗透率曲线可以用来代表渗透率之间的关系和喷射压力对储层模拟。

3.2。围压的变化对渗透率的影响

3.2.1之上。渗透率的变化在围压的变化

图7显示了岩石渗透率的变化改变围压在三个周期的增加和减少围压在一个恒定的注射压力。

以下的观察。

(1)图7表明,岩石渗透率随围压增大而减小在每个周期试验,渗透率和围压是负相关。降低围压,岩石的渗透率逐渐复苏。但是,样品没有达到相同的渗透率已经在同一围压加载阶段。换句话说,岩石渗透率不能恢复完全在围压卸载阶段。例如,对于样本S1的围压10 MPa,渗透率是0.0833 mD在围压加载阶段,但0.0763 mD在卸载阶段。

(2)图7还表明,渗透率曲线相互不重叠的三循环实验。后来周期的渗透率曲线总是低于前一个。因此,磁导率显示了一个大幅下降的循环变化。因此,围压下岩石试件发生变形,而变形降低了围压是逐步删除。然而,恢复过程需要很长时间,样品不卸围压过程中完全恢复。此外,后续周期的初始磁导率与初始渗透率。因此,渗透率的岩石样本没有24小时内完全恢复时间间隔相邻周期。

(3)我们使用表示两个相邻点之间的相对渗透率降低的不同压力为每个周期和围压加载阶段来表示岩石相对渗透率增加卸载阶段。 在哪里和代表岩石渗透率在不同压力的两个相邻点和 分别在每个周期和围压加载阶段和在两个相邻点代表了渗透率和 分别用不同的压力在卸载阶段。

相对岩石渗透率的变化如图所示8。

图8表明,低压条件下获得的渗透率值的范围大于,在高压条件下。例如,对于样本S2,相对渗透率的变化在三个周期的实验是5.50%,2.31%,和2.17%,当围压增加从8 MPa 10 MPa但1.16%,1.00%和0.81%,当围压增加从16 MPa 18 MPa。相对渗透率的变化与围压增加,减少,渗透率的变化在第一围压加载阶段明显大于其他两个阶段。因此,在第一次围压加载阶段,喉咙微裂隙和孔隙的大小,代表低渗透性岩石中流体流动的主要渠道(23),大幅改变。这种变化导致了渗透率明显降低(图7)。

(4)为每个循环实验中,我们使用表示在同一围压渗透率的变化在围压加载和卸载阶段。 在哪里和表示相同的注射压力条件下岩石渗透率在围压加载和卸载阶段,分别为每个周期的实验。

图9显示了两个样品的渗透率的变化作为围压在每个周期的函数。

图9表明,每围压循环过程中,渗透率的变化更小的高压区域比低压区。第一个周期的变化是很重要的比其他两个周期。在渗透率的变化周期的差异2和周期3虽小,样品2,两条曲线往往互相重叠图9。这个结果发生主要是因为围压的变化导致岩石样品变形,导致大量的渗透率的变化(图7)在第一围压循环。此外,变形不逆转,即使有一个24小时的间隔相邻周期。例如,对于样本S2,当围压6 MPa,渗透率的变化周期1,2和3是17.73%,2.73%,和2.93%,分别。渗透率的变化周期2和周期3在周期远小于1。

3.2.2。建设一个数学模型来描述渗透率与围压之间的关系

根据实验结果,分析了渗透率的变化与围压在前面的文本的一部分。尝试不同的数学模型符合实验结果,如线性模型、指数模型、幂函数模型和其他形式。方差是用来确定实验数据和数学模型的拟合程度。以下配件围压和渗透率之间的关系得到: 在哪里岩石渗透率,医学博士;马里兰州是初始渗透率;是围压,MPa;和是参数拟合曲线得到的数据。

渗透率之间的关系,拟合曲线和围压压力加载和卸载阶段在第一周期实验如图10。

所有的数学模型描述岩石渗透率和围压之间的关系在三个周期的两个样品的实验如表所示3。适合数据的质量很高,和平均值是97.86%。

表3表明,即使对同一样本,获得的数学模型从不同周期的增加和减少围压是不同的。因此,我们不应指望从一个实验获得的数学模型准确预测渗透率的变化在另一个时间或另一组操作条件下。改变围压条件下,渗透率曲线为不同周期明显不同。岩石的变形引起的围压变化不是弹性变形。即便如此,通过渗透率曲线,在不同条件下磁导率的变化范围。渗透率的变化范围可以用作参考价值评价储层性能。

3.3。比较分析的围压和喷射压力对渗透率的影响

相似和显著差异的影响变量注入压力和变量之间存在围压对岩石渗透率。以下的结论。

注射压力和围压对岩石渗透率产生重大影响的Liujiagou形成。例如,当注入压力变化,S1的最小和最大渗透率0.132 mD和0.205医学博士。因此,最大渗透率最小渗透率的1.6倍。此外,当围压不同,S1的初始磁导率是0.0937。围压变化三个周期后,其磁导率是0.0709医学博士,这比初始磁导率减少24%。

之间存在负相关的磁导率和围压,但渗透率和注射压力之间存在正相关关系。注入压力变化时,在加载阶段渗透率小于在卸载阶段相同的注射压力条件下(图3)。相反,当围压变化,加载阶段的渗透率大于卸载阶段的同一围压条件(图7)。

同样的循环实验,从加载阶段获得岩石渗透率曲线并不完全重叠与获得卸载阶段,无论实验包括注射压力和围压的变化。因此,即使在相同的压力,有不同的渗透率值。例如,当样本S2的注射压力是不同的在第一个循环实验中,注射压力的渗透率是0.143 mD 6 MPa在注射压力加载阶段。渗透率的变化到0.168 mD在卸载阶段,代表了大约17%的差异(图3)。此外,当样本S2的围压增加到8 MPa在第一个循环实验中,加载阶段之间的渗透率值的差异和卸载阶段大约是13%(图7)。

无论围压或注射压力的改变,对相邻周期试验得到渗透率曲线不互相重叠的三个周期实验(数字3和7)。当围压改变,后来周期的渗透率值总是小于测量周期,早些时候,在该地区没有重叠之间的不同周期的实验曲线。然而,当注入压力变化,不同周期的渗透率曲线实验做重叠。

比较两个压力条件下的实验结果(改变注入压力和改变围压)的影响表明,相邻的间隔周期初始岩石渗透率有很大的不同。不断的注入压力和围压变化,样品的初始磁导率随循环数增加,周期2的初始渗透率和周期3几乎等于前一周期的最终渗透率(图7)。因此,渗透率不能恢复到前一个周期的初始值在一个24小时的间隔,和岩石样品变形无法逆转。恒定围压和改变注射压力、初始渗透率的三个周期(参见示例S1图是相似的3)。三个周期的渗透率曲线显示(图无明显差别3),这表明岩石的渗透率在24小时干预间隔恢复得很好。在实际工程项目中,中断的有限公司₂注入过程将导致注入压力和围压增加和减少很多次。因此,这些实验结果为实际项目的现实意义。

4所示。压力变化对岩石的孔隙结构的影响

的表面积岩石样本通过BET方程计算,由Brunauer派生,艾美特,出纳员,通过计算单分子层的饱和吸附量在0.05到0.35的相对压力(24,25]。最可能的孔隙大小计算通过BJH方法提出Barret Joyner, Halenda使用吸附的吸附等温式。平均孔隙大小计算氮吸附量的相对压力时接近1。孔隙大小分布、微孔体积和总孔隙体积通过DFT方法进行评估(26]。所有的测量参数如表所示4。

国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)内孔材料分为三类:微孔隙(气孔宽度不超过约2海里),中孔(孔2和50 nm)之间的宽度,和大孔隙(气孔宽度超过大约50海里)(27]。根据样品的测试结果S1和S2,毛孔的样品在实验前后都是中孔。然而,多级循环实验中增加和减少注射和封闭压力施加重大影响孔隙岩石样本的大小。S1和S2的平均孔隙直径从初始值下降19.19和20.21 nm的最终值12.94和12.98 nm,分别。因此,相对变化分别是32.57%和35.77%。同时,表面区域的岩石样本显著增加,与样品的相对变化超过50%。

数据11和12显示曲线代表样本S1和S2的吸附等温线,前后分别实验。解吸分支曲线明显的吸附曲线偏离的地方。当相对压力 (是当前压力、MPa和是氮的饱和蒸汽压在77 K,即。,approximately 0.101 MPa) lies within the range 0 to 0.8, the nitrogen adsorption capacity represented by the isothermal adsorption line increases slowly. When the 价值是在0.8 ~ 1.0范围内,氮吸附容量迅速增加。磁滞回线过渡点时出现 = 0.42 (Bertier et al ., 2016)。这个结果表明,毛细凝聚现象发生,和滞后循环时可以观察到 。根据等温线IUPAC分类(27),这四个等温线是I型等温线。因此,毛孔中发现的样品主要是中孔。这一结果与前面描述的一致结果的平均孔径测试。

磁滞回线的形状可以反映岩石样品的孔隙结构23]。IUPAC总共将磁滞回路分为6类5种,特别是H1, H2 (a), H2 (b), H3, H4, H5 (27]。在这个实验中,样品的吸附和解吸分支S1和S2前后几乎是相同的实验。发生毛细凝聚现象明显,吸附曲线急剧上涨只有当相对接近饱和蒸汽压的压力。磁滞回路属于类型H3,反映出存在的平行平板狭缝孔的岩石样本。这个结果表明,多级周期的增加和减少注射压力和围压并不影响的孔隙类型岩石样本。

图13显示样品的孔隙大小分配前后S1和S2的实验。可以看出,多级循环实验,涉及注射压力和围压变化,孔隙大小的样品有明显影响。微孔(孔大小< 2海里)的S1和S2实验后提高66.7%和50%,分别。中孔的数量2和10 nm之间的孔隙大小范围也明显增加。然而,中孔的数量的孔隙大小范围10至50 nm没有明显变化。同时,大孔隙的数量(孔隙大小> 50 nm)显著降低。

图14显示了累积孔隙体积曲线前后岩石样本的实验。S1和S2的累积孔隙体积样品实验后比之前的实验。在清廉海里的孔径范围,实验后的累积孔隙体积曲线大大超过前测量实验。随后,在10 - 50 nm的孔径范围,两条曲线几乎是平行的。这一结果表明,小孔隙大小变化发生在10 - 50纳米的范围。孔隙大小大于50 nm,两条曲线之间的差距逐渐缩小。简而言之,总孔隙体积没有变化很大。

基于上述分析提出了多级循环实验中注入和围压的变化几乎没有影响的孔隙类型岩石样本。毛孔的岩石样本实验前后都属于平行板孔隙类型。然而,多级循环实验孔隙大小分布有明显影响。大表面积的增加表明,样本的微观结构变化的多个循环压力实验。孔的数量和体积小于10纳米的增加,大孔隙直径大于50 nm下降。作用的增加,中孔没有大大影响岩石的渗流能力。然而,大孔隙的减少导致岩样的渗透率大幅减少。样品S1和S2的渗透率下降从初始值0.0747 0.133 0.135医学和医学博士和0.0915医学博士分别在实验中三个周期注入和围压的增加和减少。

的粘土矿物内容岩石样本的渗透率变化的影响。S2的粘土矿物含量大约是S1的5倍。在第一个周期的注入压力变化,平均渗透率变化S1和S2占11.75%和8.13%。

样本中有更多的粒间孔隙S2,粘土矿物含量更大,所以样本更容易受到增加注射压力的影响,导致其渗透率的变化要大于样本的S1。条件下,围压变化,S1和S2的平均渗透率的变化在第一周期分别为7.12%和6.44%,分别。粘土矿物含量对渗透率变化的影响更明显的条件下,注入压力变化比当围压变化。

相关研究表明,粘土矿物晶间微孔隙和层间裂缝。与粘土矿物含量的增加,微孔隙含量增加。然而,由于这些微孔隙的孔隙尺寸很小,与水饱和岩石样本时,组合水(包括弱组合水和强大的组合)矿物颗粒表面会占据大量的孔隙渗流通道。

变量注入压力下,当注入压力增加,弱水组合的比例可以参与渗流在一定压力梯度逐渐增加。粘土矿物含量越高的岩石样本,更重要的渗透率的变化,注入压力增加。

变围压下,注射压力保持恒定(4 MPa)。注射压力不变的条件下,大孔隙和中孔是主要的渗流通道。当围压的增加,大小和大孔隙的体积和中孔减少,使岩样的渗透率降低。毛孔内粘土矿物组合主要是微孔隙充满水;出于这个原因,他们不是主要的渗流通道。因此,其体积变化不会有一个明显的对渗透率的影响。

5。结论和建议

以下结论已经达到了实验研究的基础上从Liujiagou渗透率储层岩石样本的变化形成,水库的目标之一,在鄂尔多斯盆地CCS示范项目。

围压和注射压力有显著影响渗透率的储集岩。相对渗透率的变化与压力和加载和卸载阶段之间在低压力高于在高压力。改变围压变化的相对磁导率超过20%。此外,改变注入压力变化相对渗透率达60%。

注射压力和渗透率之间存在正相关,但围压和渗透率之间存在负相关。基于实验数据,高度相关的数学模型描述渗透率和注射压力或围压之间的关系可以被构造。然而,结果表明,所构造的模型有重要的差异。因此,我们不能用数学模型构造使用数据从一个实验来预测渗透率的变化在另一种情况。这方面应该得到更多的关注在实际工程中使用的数值模拟。

注射过程的多级和不连续性质的地质储存有限公司₂意味着有效应力作用于水库将经历多次装卸。实验结果表明,岩石的初始渗透率更强烈受围压的变化相比,注射压力的变化。此外,影响岩石渗透率变化引起的注射压力可以减少通过使用足够长的注射间隔时间。

多级循环实验中注入和围压的变化有什么影响孔隙类型的岩石样本,但他们对孔隙大小分布有显著的影响。样品的孔隙总量没有显著变化。然而,低渗透性的比例微孔隙和中孔增加,和大孔隙的比例,代表主要的渗流通道,明显降低了。上述结果表明,水库的容量将保持稳定,但岩石的渗透率将减少。

岩石的微孔结构与岩石中的粘土矿物密切相关。类似岩石不同粘土矿物含量、粘土矿物含量高与更大的渗透率变化在注入压力变化。粘土矿物含量对渗透率的影响变化更明显与注入压力变化与围压变化。注射压力是一个可控因素在实际的CCS项目。因此,应充分关注,岩石类型和粘土矿物含量的影响岩石渗透率在实际的CCS项目。

事实上,岩石的渗透性取决于材料的字符,如孔隙空间/多孔结构,其配置/体积/几何和拓扑的媒介。这些特征参数应力依赖,但实验的压力变化。因此,这些特征参数发生变化,与此同时,很难实时监测这些参数在一个实验。由于非均质性地层,有很多不确定性应用stress-permeability数学模型从岩石实验获得的地层油藏在其他网站其他水库。也就是说,很难得出一个普遍的渗透率和压力之间的数学模式。因此,合理的治疗采取特定的地层油藏储层的岩石样本代表之间的数学模型,得到注射压力和渗透率和渗透率变化范围在围压变化的影响。然后可以使用获得的数学模型在储层评价。

本文的重点是multiperiod压力变化对岩石渗透率的影响,所以它只考虑一个流体的实验。在实际工程有限公司₂地质储存、地下流体混相流体包含有限公司₂(28]。的复杂度将大大增加。公司之间的化学反应₂和矿物质也会影响岩石的孔隙结构,进而影响岩石的渗透率。进一步的研究应该探索混合流体的影响,多相流体和岩石渗透率在不同压力条件下的化学反应。此外,压力对岩石变形的影响应根据岩石的应力-应变曲线进行了分析。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项工作得到了国家自然科学基金(基金号。41502258和41502258),通过地质调查项目(批准号121201012000150010),由中国国家科技重大项目(批准号2016 zx05016 - 005),由吉林大学研究生创新基金(批准号2016205)。

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