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申请/专利权人：西安石油大学

摘要：本发明公开了基于页岩孔隙性质及结构特征的表观渗透率预测方法及系统，预测方法包括如下过程：针对页岩储层孔隙截面几何形态多样性进行归一化校正，得到孔隙等效直径；基于孔隙性质的差异，利用孔隙等效直径对页岩中有机孔隙和无机孔隙孔径演化进行差异化定量表征，得到有机孔隙、无机孔隙实时等效半径；针对页岩多尺度孔隙结构特征采用分形理论进行传输模型粗化，利用有机孔隙、无机孔隙实时等效半径，建立有机、无机毛管束表观渗透率模型；通过有机质含量占比对已建立的有机、无机毛管束表观渗透率模型进行加权得到页岩综合表观渗透率预测模型。本发明能够提高现有理论计算方法的精度，降低气藏产能预测的不确定性。

主权项：1.基于页岩孔隙性质及结构特征的表观渗透率预测方法，其特征在于，包括如下过程：针对页岩储层孔隙截面几何形态多样性进行归一化校正，将截面为非圆形孔隙校正为圆形孔隙，得到孔隙等效直径；基于孔隙性质的差异，利用孔隙等效直径对页岩中有机孔隙和无机孔隙孔径演化进行差异化定量表征，得到有机孔隙实时等效半径和无机孔隙实时等效半径；针对页岩多尺度孔隙结构特征采用分形理论进行传输模型粗化，利用有机孔隙实时等效半径和无机孔隙实时等效半径，建立有机毛管束表观渗透率模型和无机毛管束表观渗透率模型；通过有机质含量占比对已建立的有机毛管束表观渗透率模型和无机毛管束表观渗透率模型进行加权得到页岩综合表观渗透率预测模型，通过页岩综合表观渗透率预测模型预测页岩表观渗透率；所述有机毛管束表观渗透率模型如下： 式中，为有机毛管束表观渗透率，单位为m2；i表示不同截面孔隙类别，截面孔隙类别包括圆形截面、三角形截面和正方形截面；n为页岩中的不同截面孔隙类别总数，1≤n≤3；为不同截面有机孔隙占比；为不同截面孔隙页岩有机毛管束表观渗透率；不同截面孔隙页岩有机毛管束表观渗透率如下： 式中，为气体粘度，Pa.s；为毛管长度；为有机毛管束体积流量；为页岩两端的压差；为多孔介质截面积；为页岩中有机质含量占比；其中， 式中，为孔隙特征长度上限，单位为m；为孔隙尺寸分形因子；为孔隙特征长度下限，单位为m；为在[D,D+dD]之间的某截面孔隙总数；D为孔隙特征长度，单位为m；q单根有机毛管体积流量，单位为m3s；R为气体常数；T为温度，单位为K；M为气体分子质量；ρavg为平均气体密度，所述平均气体密度为毛管进口端和出口端气体密度的算术平均，单位为Kgm3；Pavg为毛管平均压力，所述毛管平均压力为毛管进口端和出口端压力的算术平均，单位为Pa；α为切向动量调节系数；为有机孔隙实时等效半径，单位为m；为初始孔隙等效半径Dequ2，单位为m；Dequ为孔隙等效直径，单位为m；为初始孔隙度；所述无机毛管束表观渗透率模型如下： 式中，为无机毛管束表观渗透率，单位为m2；i表示不同截面孔隙类别，截面孔隙类别包括圆形截面、三角形截面和正方形截面；n为页岩中的不同截面孔隙类别总数，1≤n≤3；为不同截面无机孔隙占比；为不同截面孔隙页岩无机毛管束表观渗透率；不同截面孔隙页岩无机毛管束表观渗透率如下： 式中，为气体粘度，Pa.s；为毛管长度；为无机毛管束体积流量；为页岩两端的压差；为多孔介质截面积；为页岩中有机质含量占比；其中， 式中，为孔隙特征长度上限，单位为m；为孔隙尺寸分形因子；为孔隙特征长度下限，单位为m；为在[D,D+dD]之间的某截面孔隙总数；D为孔隙特征长度，单位为m；q单根无机毛管体积流量，单位为m3s；R为气体常数；T为温度，单位为K；M为气体分子质量；ρavg为平均气体密度，所述平均气体密度为毛管进口端和出口端气体密度的算术平均，单位为Kgm3；Pavg为毛管平均压力，所述毛管平均压力为毛管进口端和出口端压力的算术平均，单位为Pa；α为切向动量调节系数；为无机孔隙实时等效半径，单位为m；为初始孔隙等效半径Dequ2，单位为m；Dequ为孔隙等效直径，单位为m；为初始孔隙度；所述页岩综合表观渗透率预测模型如下： 式中，为页岩综合表观渗透率，单位为m2；为页岩中有机质含量占比；为有机毛管束表观渗透率，单位为m2；为无机毛管束表观渗透率，单位为m2。

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