可温控型天然气扩散系数测定仪

可温控型天然气扩散系数测定仪

天然气扩散量计算的适用性随着对天然气成分特征和性质的深入研究，天然气分子扩散的研究越来越受到重视，研究方法也越来越多。然而,即使不同研究者都采用同一模型(费克第一定律或费克第二定律),对天然气扩散系数这一参数的理解也不全一致,有的研究者采用常温、常压或较高温度、压力下的测定值,有的则采用公式计算值。但实测和计算所得的天然气扩散系数差异较大,导致扩散量计算结果差异也较大,难以对比。正确认识天然气在地层中的扩散机理,准确地获取天然气扩散系数,对于准确估算天然气的扩散损失量及远景资源评价都具有重要意义。岩石的扩散能力天然气分子从高浓度区向低浓度区扩散的驱动力是浓度差。相似条件下,天然气扩散在气相介质中最快,在液相介质中较慢,在固相中最慢。根据费克第一定律(费克,1855),在每单位浓度降的情况下,单位时间内组分A在组分B中沿扩散方向通过单位面积的扩散系数为:DAB=JAdCA/dx(1)DAB=JAdCA/dx(1)若扩散过程中组分A通过的面积为有效面积,则所得的扩散系数为有效扩散系数。某类岩石的扩散系数代表天然气在这类岩石中的扩散能力,是岩石固有的物理量,扩散系数越大扩散速度越快,反之则越慢。因此,准确测定岩石扩散系数,对于研究天然气在地层中的扩散、盖层遮挡能力等都是至关重要的。轻烃扩散参数前苏联学者Antonov(1954)首次在实验室测定了轻烃在沉积岩中的扩散系数,为研究轻烃的扩散作用提供了重要的基础数据。Krooss(1987)也在实验室测定了轻烃在沉积岩中的扩散参数,并研究了它们与岩石物性及实验条件之间的关系。肖无然(1988)成功地在国内实验室测定了岩石的天然气扩散系数。郝石生等(1994)改进了实测天然气扩散系数的方法,测试了不同岩性、温度、压力、不同天然气组分和饱和不同介质条件下的扩散系数。然而,目前国内外均是在常温、常压或较高温度、压力条件下测定天然气扩散系数,不能较好地反映地层条件下天然气扩散作用。本文应用自行设计组装的两套可控温型天然气扩散系数测定仪,模拟地层条件,测定天然气通过岩石的扩散系数。1储层密度的分析方法图1a是测定分子扩散系数的一般实验装置示意图。溶质分子通过孔片中孔径很小的小孔从溶液扩散到溶剂中。若孔片两边的浓度差是C,小孔平均长度为h,则浓度梯度为C/h。若孔片的有效面积为A,则由费克定律可以得到D=hACdndt(2)D=hACdndt(2)积分整理得D=ln[(C′0−C˝0)/(C′t−C˝t)]Bt(3)D=ln[(C0´-C0˝)/(Ct´-Ct˝)]Bt(3)其中B=SZ(1V′+1V˝)B=SΖ(1V´+1V˝)这种方法可以推广到测定气体通过岩石的扩散系数。假定岩心长度(而不是孔径长度)为Z,岩心截面的有效面积(而不是孔片面积)为S,则求得的扩散系数D应为有效扩散系数,它表示天然气分子通过岩石中的孔隙介质和岩石骨架扩散的总和。2储层参数控制笔者自行设计组装的实验装置见图1b。扩散主容器类似岩心夹持器,实验时岩心两侧的两个气室分别通入氮气和天然气,扩散气室外为围压密封胶皮筒,用手动压力泵将煤油泵入胶皮筒外面的围压空间,使压力增至10～15MPa,目的是防止气室中的气体从岩心与胶皮筒内壁接触处渗过。主容器外面为一热电偶,由温度控制器控制实验时的温度。两个平衡器分别与两个气室相通,以保持扩散时两个气室压力相等。高压阀门(开关1～18)控制气体和煤油的通道。这两套实验装置经过多次改进,操作方便,只需测定实验前后气体的初始浓度和终止浓度,就可以求得天然气扩散系数,实验过程中气室压力始终保持不变,使人为的误差减少。实验所用的小岩心(直径为25.45mm)厚度应控制在0.45～0.75cm,若太薄易被压碎,气体也容易突破岩石,若太厚则气体扩散速度很慢,实验需时过长。实验时间一般约为5d,若时间过长,岩心中饱和的水会慢慢蒸发掉,影响实验精度。储层参数的确定在本文测试方法中,只有获得两个气室的含气浓度(均为游离相甲烷浓度,可以看作是甲烷在空气中的浓度),才能根据费克定律计算岩样的扩散系数。如果岩样中饱和了其它介质,那么天然气就是通过该介质在扩散,测得的浓度是天然气在该介质中而不是在空气中的浓度,将其视为游离相天然气浓度来计算扩散系数,所得到的岩样扩散系数是不合理的,进一步计算得到的天然气扩散损失量也是错误的。这一点恰恰被许多研究者忽视。再者,实验室条件与地下环境有差异,即使计算方法的原理正确,扩散系数的实测值与地下真实值之间也会存在偏差,必须对实测值进行校正,才能获得地层条件下的岩石扩散系数。1饱和水岩样天然气扩散系数选取10块昌德气藏岩样,在18℃条件下分别测定干岩样和饱和水岩样的天然气扩散系数(见表1)。干岩样条件下测得的气室浓度为游离相甲烷浓度,可以看作是甲烷在空气中的浓度,因此采用(3)式计算干岩样扩散系数。湿岩样的扩散系数计算,由dQ/dt=−DS/(dC/dx)(4)dQ/dt=-DS/(dC/dx)(4)积分整理得D=QH/(CSt)(5)D=QΗ/(CSt)(5)其中的Q用气体范德华方程求得Q=(p+an2/V2)(V−nb)=nRT(6)Q=(p+an2/V2)(V-nb)=nRΤ(6)由(7)式计算天然气通过饱和水岩样的扩散浓度C=0.0224[(Kp+ϕiRT+bmp)p−bmp2KpRT+bmp](7)C=0.0224[(Κp+ϕiRΤ+bmp)p-bmp2ΚpRΤ+bmp](7)由(5)式计算饱和水岩样的天然气扩散系数(见表1)。由表1可见,干岩样与湿岩样扩散系数比值差别较大,平均为6.09倍。由此对于昌德气藏岩样来说,在相同温度条件下,饱和水岩样扩散系数与干岩样扩散系数之间的转换关系为:Dwo=Do/6.09(8)Dwo=Do/6.09(8)2地层条件下的天然气扩散系数地层条件下天然气通过饱和水岩石的扩散系数可用修正后的斯托克斯-爱因斯坦方程计算:Dwf=Dwϕ/τ(9)Dwf=Dwϕ/τ(9)其中Dw=KTf/(6πrμw)因此,对于天然气在饱和水岩石中的扩散系数,实验室条件下的可表示为:Dwo=KT06πrμwoϕτ(10)Dwo=ΚΤ06πrμwoϕτ(10)地层条件下的可表示为:Dwf=KTf6πrμwϕτ(11)Dwf=ΚΤf6πrμwϕτ(11)(10)式和(11)式联立求解,便可得到地层条件下和实验室条件下两种扩散系数之间的关系Dwf=TfμwoToμwDwo(12)Dwf=ΤfμwoΤoμwDwo(12)(12)式中,地层水的黏度主要是地层温度的函数,二者之间的函数关系为:μw=0.013?57?e−0.0151T(13)μw=0.013?57?e-0.0151Τ(13)地层温度可由其所处地区的地热梯度和埋深资料计算得到。将确定的地层温度和地层水黏度代入(12)式,即可进行温度校正。笔者在30℃条件下测定了昌德气藏12块干岩样的天然气扩散系数,按上述方法进行饱和介质条件转换和温度校正(见表2)。由表2可知,校正后地层条件下的天然气扩散系数均小于实测天然气扩散系数,且随着埋深增加二者差值逐渐减小。这是因为地温随埋深增加而升高,天然气分子的运动速度随之加快,扩散速度逐渐增大,致使天然气扩散系数逐渐增大。这符合地质规律,表明用上述方法校正实测的天然气扩散系数是可行的。饱和介质条件转换用笔者自行设计组装的可控温型天然气扩散系数测定仪,可以测得符合地层条件的天然气扩散系数,比以前在常温、常压或较高温度、压力条件下测定天然气扩散系数的实验方法大大前进了一步。利用该测定仪分别实测昌德气藏干岩样和湿岩样的天然气扩散系数,得到二者的转换系数为6.09,据此可以对实测干岩样扩散系数进行饱和介质条件转换。利用修正后的斯托克斯-爱因斯坦方程对实测扩散系数进行温度校正,可获得符合地层条件的天然气扩散系数。储层参数tJA———由分子扩散所引起的组分A在x方向上的摩尔通量,kmol/m2·s;CA———组分A的摩尔浓度,kmol/m3;x———扩散方向上的距离,m;DAB———组分A在组分B中的扩散系数,m2/s;C′0,C″0———上面浓溶液和下面稀溶液的初始浓度,m3/m3;C′t,C″t———t时刻上面浓溶液和下面稀溶液的浓度,m3/m3;V′,V″———浓溶液和稀溶液的体积,m3;dQ/dt———天然气扩散速率,m3/s;D———天然气扩散系数,m2/s;S———天然气扩散流经面积,m2;dC/dx———天然气扩散浓度梯度,m3/(m3·m);Q———扩散量,m3;C———水溶气浓度,m3/m3;t———扩散时间,s;H———岩样厚度,m;p———气室