[发明专利]一种碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算方法

权利要求书

1.一种碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算方法，包括以下步骤：

1)收集储层岩石力学参数、储层气体性质参数，以及酸压后毛管和裂缝参数；

2)根据高温高压储层真实气体效应，建立天然气在基质流动过程中粘度动态变化方程；

3)建立考虑应力敏感的毛管孔径和次生微裂缝缝宽的动态变化计算模型；

4)基于天然气在毛管和裂缝中的受力平衡关系，考虑启动压力梯度和束缚水膜，分别建立天然气在毛管和裂缝中的流量方程；

5)引入分形理论，建立毛管和裂缝在多因素影响下的总流量计算方程；结合广义达西定律，将碳酸盐岩酸压后近裂缝面处理为毛管-裂缝双重孔隙介质渗流模型，建立碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算模型；

K＝K_m+K_f

式中，K为碳酸盐岩酸压后基质渗透率，mD；K_m，毛管渗透率，mD；K_f，裂缝渗透率，mD；D_f为毛管分形维数，无因次；D_T为迂曲度分形维数，无因次；λ_gmax为毛管最大直径，μm；λ_gmin为毛管最小直径，μm；β为离散后第i段最小管径与最大管径之比，无因次；Δλ为离散步长，m；I为离散段数，无因次；

γ为长度比，无因次；m为分叉级数，无因次；θ为分形分叉角，°；n为分叉数，无因次；m为分叉级数，无因次；

s_wi为束缚水饱和度；l₀为裂缝长度；α为树状分形宽度比；a₀为考虑缝宽动态变化的原始最大缝宽。

2.如权利要求1所述的碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算方法，所述步骤1)收集参数具体包括储层岩石力学参数包括储层岩石压缩系数、储层岩石杨氏模量和泊松比；储层气体性质参数包括储层压力、储层温度、气体摩尔质量、气体分子密度、理想气体黏度；酸压后毛管参数包括基质孔隙度、迂曲度、毛管最大孔径、毛管最小孔径；酸压后裂缝参数包括酸压后次生微裂缝的初始缝宽、微裂缝纵横比。

3.如权利要求1所述的碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算方法，所述步骤3)中毛管孔径的计算模型为：

式中，r为地层压力下的孔径，m；r₀为大气压下的孔径，m；pe为地层压力，MPa；p₀为大气压力，MPa；s，q为实验常数；

次生微裂缝缝宽的动态变化计算模型为：

a₀＝a+△a₀

式中，a₀为考虑缝宽动态变化的原始最大缝宽，m；a为不考虑缝宽动态变化的原始最大缝宽，m；Δa₀为考虑缝宽动态变化的缝宽变化量，m；

c_f为裂缝压缩系数，MPa^-1；p_p为地层压力，MPa；p_p0为初始地层压力；p_ob为上覆岩石压力，MPa；p_ob0为初始上覆岩石压力，MPa；l₀为最大缝长，m；E为弹性模量，MPa；ν为泊松比，无量纲。

4.如权利要求1所述的碳酸盐岩酸压后基质渗透率计算方法，其中步骤4)中建立流量方程包括：

单毛管流量方程为：

式中，q_m物理意义；λ为毛管半径，m；δ为毛管束缚水膜厚度，m；v为气体流速，m/s；△p为毛管两端压差，MPa；s_wi为束缚水饱和度，％；l_t为毛管真实长度，m；η₀为极限剪切应力，Pa；

其中单条裂缝流量方程为：

式中，q₀物理意义；δ为毛管束缚水膜厚度，m；a₀为考虑缝宽动态变化的原始最大缝宽，m；r为纵横比，无量纲；l₀为裂缝长度，m。