岩心飽水實驗裝置

❶ 電阻率的測量

1.基本測量方法

在恆定電流供電的情況下，通過測量岩心兩端的電位差，根據岩心的幾何尺寸，就可以得到岩心的電阻率值。計算公式為

圖4－18 離心管示意圖

b.離心法：利用離心力使岩心脫水。具體做法是，將飽水岩心放入特製的離心管（圖4－18）中，離心管的末端留有帶刻度線的集水管，靠離心機高速旋轉產生的離心力將鹽水驅替出並收集在集水管中，依據體積法計算岩心的含水飽和度：

儲層岩石物理學

式中：V_w是集水管中鹽水體積。該方法優點是，離心力能在一定程度上模擬地層壓力，而且可以通過調整離心機的轉速來改變驅替壓力；缺點是離心處理後岩心中鹽水分布不均勻。

c.半滲透隔板法：半滲透隔板是一種多孔板，因孔隙尺寸較小，具有較大的毛管壓力。半滲透隔板的孔隙表面經過化學處理，在一定壓力下只允許潤濕相流體（水）通過，而非潤濕相（油氣）不能滲透，因此消除了常規驅替時非潤濕相活塞式推進所產生的「末端效應」。由於採用的半滲透隔板，驅替相和潤濕相的相互作用主要取決於岩心的毛管壓力，因此這種驅替過程能更好地模擬油氣藏的壓力系統。在一定壓力下，如果計量管中的鹽水體積不再增多就可以認為兩相流體的分布達到了平衡，此時卸掉壓力，取出岩心並稱重確定其含水飽和度、測量電阻率值；然後將岩心放入壓力容器內，增加壓力進行下一個飽和度點的測量。不同含水飽和度下，兩相流體分布達到平衡時的壓力就是該狀態下的毛管力，因此該方法也可以用來研究不同毛管力條件下的岩電關系。為了提高測量效率，很多儀器可以同時處理多塊岩性相近、孔滲差別不大的岩心。

d.油、水兩相驅替法：油、水兩相驅替法是將岩心裝在一個橡皮筒中，如圖4－19所示，橡皮筒的兩端套在外徑與橡皮筒內徑相同的柱狀電極上，外面用金屬套箍住，使其密封。對橡膠筒外施以液壓，能夠模擬地層的上覆壓力，還能夠使橡皮套緊貼岩心，避免驅替時橡膠筒與岩心間形成鹽水層導電，影響測量結果。金屬電極中間留有注液孔，通過它可以對岩心注入流體形成驅替壓力。金屬電極與岩心接觸面留有網狀溝槽，以便驅替流體沿岩心均勻推進。

圖4－19 油、水兩相驅替法岩心夾持器

流體飽和度計量採用體積法，驅提出的流體被收集到計量管中，根據計量管中的流體體積和岩心的孔隙體積可計算出岩心中某一種流體的飽和度。油、水兩相驅替法一般採用兩極法測量岩心的電阻率，若用四極法測量，因岩心中兩相分布不均勻，無法准確知道兩測量電極間的飽和度。所以，在這種裝置中，四極法僅適於100％含水岩心的測量。

3.地層溫壓條件的模擬

地層條件主要指溫度和壓力。為模擬地下溫度，將岩心夾持器置入可調溫的恆溫箱中，按地層條件調節箱內溫度。模擬地層壓力則通過液壓系統給岩心夾持器加壓來實現的，如圖4－19所示，岩心置於橡膠套內，液壓系統在膠套外施加壓力，使岩心處於選定壓力下。

❷ 天然氣水合物地球物理勘探參數的測定

———水合物層聲速的變化與水合物飽和度的關系

天然氣水合物沉積層聲學特性的研究對於水合物地球物理勘探及資源評價均有重要意義。關於沉積物中水合物飽和度對聲學性質的影響已有一些研究，但還不足以驗證前人提出的理論模型，從而修正原有模型或建立新的模型。青島海洋地質研究所於2004年建成了一套地球物理實驗裝置，專門用以研究沉積物中水合物的飽和度與聲學特性的關系。該裝置的特色是將超聲探測技術和時域反射探測技術集成於一個系統中，前者用於測量水合物形成和分解過程中沉積物的聲學參數(聲速、幅度和頻率等)，後者通過測量體系中的含水量來確定水合物的飽和度，目前已經取得了人工岩心中水合物飽和度與聲波速度的初步關系。

實驗裝置

實驗裝置主要由高壓反應釜及內筒、飽和水高壓罐、配氣系統、製冷系統和計算機測試系統組成(圖75.10)。反應釜的設計壓力為30MPa，利用飽和水高壓罐事先制定好飽和甲烷水溶液，可以縮短實驗時間。通過配氣系統加入高壓氣體，製冷系統控制溫度來實現水合物的生成和分解。反應釜內壓力由一壓力感測器測量，精度為±0.1MPa，分別用兩個不同長短的熱耦測量沉積物表面和內部的溫度，熱耦精度為±0.01℃。實驗採用縱橫波一體化超聲換能器和縱波超聲換能器各一對，發射頻率分別為500kHz和200kHz，可以同時測量體系的聲速、幅度及主頻參數。TDR探測採用購於美國Tektronix公司的1502c時域反射儀，TDR探針為自行製作的同軸型探針，可以測量體系的含水量。

圖75.10 天然氣水合物地球物理模擬實驗裝置圖

實驗技術與方法

岩心中天然氣水合物超聲探測實驗流程:

1)將人工岩心放入高壓反應釜的內筒中，插入TDR探針並接好;

2)分3次向岩心中加入純水或300×10^-6的SDS溶液，直至將岩心剛好淹沒，觀察TDR波形變化情況;

3)用導線將TDR探針與同軸電纜零線短路，記錄TDR波形的變化以確定波形的起始點;

4)安裝好反應釜，對整個系統抽真空，打開加壓閥使氣體緩慢進入反應釜，直至達到實驗壓力;

5)放置約24h，使甲烷溶入水中，同時可以試驗壓力是否泄漏;

6)開循環水製冷系統，通過控制溫度進行岩心中天然氣水合物的生成和分解實驗;

7)記錄超聲波形、TDR波形。

獲取實驗數據後，對數據進行整理和完善，根據超聲波形的文件讀出聲速、幅度和頻率，由TDR波形計算出含水量。由於是在同一個系統中進行實驗，因此可以同時得到溫壓、含水量和聲學參數隨時間的變化情況，因此不存在水合物飽和度與聲學特性關系之間的系統誤差問題。為了使實驗數據准確可靠，可對不同體系均進行多次重復實驗，取其中重復性較好的實驗結果使用。

溫壓、超聲及TDR結果分析

岩心孔隙中水合物的飽和度S_h(%)可以通過下式求得:

岩石礦物分析第四分冊資源與環境調查分析技術

式中:Φ為岩心的孔隙度，θ_V為生成水合物的體積。

在人工岩心中，縱波速度v_p和橫波速度v_s隨著岩心中水合物飽和度的增加而增加;在水合物飽和度20%至47%之間，聲波速度隨飽和度的增大相對快速增長。

圖75.11岩心中水合物生成(分解)過程的溫壓、聲速、含水量變化圖，圖中3條虛線對應的位置分別代表水合物開始生成、水合物開始分解、水合物完全分解的時刻。從圖中可以看出，隨著水合物的生成，由於放熱使岩心內部溫度(T_a)和表面溫度(T_b)升高，反應消耗氣體和水使壓力(p)和含水量下降，縱橫波速度(v_p，v_s)增大。v_p值在水合物生成前為4242m/s，完全生成後為4685m/s，增幅為443m/s。v_s值在水合物生成前為2529m/s，完全生成後為2765m/s，增幅為236m/s。水合物開始生成、開始分解和完全分解的幾個時間點上溫壓異常、超聲和含水量變化對應的比較好。

圖75.11 岩心中水合物生成(分解)過程的溫壓、聲速、含水量變化圖

❸ 岩心流體飽和度的實驗室測定

為保證測定結果數據的准確性和可靠性，首先應取得能代表儲層中流體原始分布和含量的岩心樣品。

目前最常用的三種測定流體飽和度的方法是常壓干餾法、蒸餾抽提法及色譜法。

1.常壓干餾法

常壓干餾法也稱為干餾法或蒸發法。方法的原理很簡單，用電爐將岩心加熱，使岩心中的油水被加熱蒸發，蒸發出來的油和水蒸氣經冷凝管冷凝為液體而流入收集量筒中，即可直接讀出油、水體積。再根據測出的岩石孔隙體積V_p，就可算出岩石中的含油、水飽和度值。

儲層岩石物理學

式中：V_p是岩樣的孔隙體積；w₁是岩心抽提前的質量；w₂是洗凈和烘乾後的岩心質量；w_w是根據水的體積V_w換算的水的質量；ρo是油的密度，則油的體積V_o＝w₁－w₂－w_w/ρo。

3.色譜法

根據水可以與乙醇無限量溶解的特點，將已知重量的岩樣中的水分溶解於乙醇中，然後利用色譜儀分析溶解有水分的乙醇。互溶的水與乙醇通過色譜柱後，分離成水蒸氣與乙醇蒸氣，逐次進入熱導池檢測器，分別轉換為電訊號，並被電子電位差計記錄水峰和乙醇峰，根據峰高比得出岩樣含水量V_w。與溶劑抽提法相同，岩樣經除油並烘乾後，用差減法得出含油量，再根據孔隙體積V_p分別計算出岩心的油、水飽和度值。

根據岩心所測出的含油飽和度通常都比實際地層的小，這是由於岩心取至地面，壓力降低，岩心中流體收縮、溢流和被驅出所致。誤差的大小與原油的黏度和溶解氣油比有關，可從零變化到70％～80％。因此，實際應用中，常根據實驗室測得的數據，乘以原油的地層體積系數，再乘以校正系數1.15，以校正由於流體的收縮，溢流和被驅出所引起的誤差。

❹ 水對岩體抗壓強度影響實驗研究

圖4.10 岩石試件

圖4.11 岩石力學測試系統

水對岩石抗壓強度具有明顯的影響^[82～84]，地表水的下滲或地下水的存在會影響岩石的變形常數，降低岩石的強度，因此測試岩石在不同含水狀態下單軸抗壓強度具有重要意義。本次實驗選用泥岩、粉砂岩和砂岩作為研究對象，在室內取岩心，採用濕式加工法將所採集的岩樣加工成直徑為50mm、高為100mm的圓柱形試件共30件（圖4.10），其加工精度滿足國際岩石力學學會建議的實驗規范要求，然後根據實驗要求分為飽水狀態、自然乾燥狀態和完全乾燥狀態下迸行單軸抗壓強度試驗。將部分試件放在室溫、通風情況下放置一周，作為自然乾燥狀態下樣品；部分試件放在烘箱內、105 ℃條件下烘48 h，作為烘乾樣品；部分試件放在水中浸泡48 h作為水飽和樣品。本次試驗所採用的設備（圖4.11），其軸向荷載由安裝在試驗系統上的荷重計測定，縱向位移和橫向位移則採用與試驗系統配套的位移引伸計測定。

圖4.12 不同含水量時單軸壓縮條件下應力-應變曲線

砂岩試件在單軸壓縮荷載條件下不同含水量時的應力—應變曲線如圖4.12。由圖4.12可以看出，隨著含水量的逐漸增加，曲線的位置越來越低，峰值強度也越來越小；在相同的應力作用下，軸向應變越來越大，而在相同的應力區間內，應變增量也越來越大，從砂岩在不同含水量下的應力—應變曲線中不難看出其變形特性均屬於彈塑性，且3階段特徵明顯。從圖4.12中還可以發現，隨著含水量的增加，應力—應變曲線直線段的斜率也相應發生了變化，岩石試件從塑性轉變為彈性的時機逐步滯後，說明岩石試件的塑性變形階段會由於含水量的增加而有所延長。

試件破壞形態如圖4.13，試驗數據見表4.1至表4.3。根據實驗結果可知，泥岩、砂岩和粉砂岩三類岩石單軸抗壓強度隨含水率的變化趨勢基本相同，即與自然乾燥狀態下的岩石試件相比較，完全乾燥的岩石強度增大，而飽水狀態的岩石強度則降低，強度增大與降低的幅度值主要與岩石類型有關。

圖4.13 岩石試件單軸壓縮破壞

分析試驗數據可知砂岩軟化系數的平均值為0.804，粉砂岩軟化系數的平均值為0.742，泥岩軟化系數的平均值為0.656，表明水對堅硬岩石強度影響較小，而對軟弱岩石影響較大。根據抗壓強度與吸水率的變化關系，可假定岩石的抗壓強度與含水率變化呈線性趨勢，對平均值迸行線性擬合得出抗壓強度與含水率的關系。

表4.1 泥岩試件不同含水率的抗壓強度

表4.2 砂岩試件不同含水率的抗壓強度

表4.3 粉砂岩試件不同含水率的抗壓強度

續表

泥岩抗壓強度與含水率的關系式為：R₃=30.1-7.65ω，其變化趨勢如圖4.14。

圖4.14 泥岩抗壓強度與含水率的關系

砂岩抗壓強度與含水率的關系式為：R₁=93.8-8.17ω，其變化趨勢如圖4.15。

圖4.15 砂岩抗壓強度與含水率的關系

粉砂岩抗壓強度與含水率的關系式：R₂=50.2-4.33ω，其變化趨勢如圖4.16。

圖4.16 粉砂岩抗壓強度與含水率的關系

由以上關系式可推斷出岩體單軸抗壓強度與含水率的關系式為

R=R₀-Kω （4.39）

式中：R——岩體抗壓強度，MPa；

R₀——岩體乾燥狀態下的抗壓強度，MPa；

K——岩體的相關系數；

ω——岩體的含水率，%。

❺ 注蒸汽開采稠油油藏時岩石層的傷害研究

李孟濤¹侯曉權²徐肇發²

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京100083；2.齊齊哈爾金同油田開發有限責任公司，齊齊哈爾161000）

摘要 注蒸汽開採石油一般指蒸汽吞吐與蒸汽驅，在此過程中，儲層岩石因處在冷熱交替的環境下，容易出現顆粒的脫落、運移和堵塞，對儲層岩石更易造成傷害，影響油井正常生產。用自行設計的稠油油藏注蒸汽試驗對儲油層岩石的傷害進行了評價，確定了傷害的程度和主要引起傷害的因素，選定了岩石層污染的注入速度界限和放噴界限，並對將要進行蒸汽驅的稠油油田岩石孔隙結構變化進行了分形研究，從量的角度對蒸汽驅將對油層岩石產生的傷害進行了評價，對實際生產具有一定的指導意義。

關鍵詞 注蒸汽 稠油油藏 岩石傷害

A Study on the Damage of Rock for the Heavy Oil Reservoir Exploited with Steam

LI Meng-tao¹，HOU Xiao-quan²，XU Zhao-fa²

（1.Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083；2.Qiqihar Oil Field Company of Jintong Corporation，Qiqihar，161000）

Abstract Pouring steam to exploit heavy oil reservoir includes steam flooding and steam huff-puff.During this course damage of rock that affects oil well normal proction because of breaking off，removing and walling up of rocky grain often occurs.Appraisements on the pore damage of the heavy oil reservoir rock are done under new methods in heavy oil reservoir that is exploited with steam.Degree and main factors of damage are opened.Limits of pollution rock of speed on pouring and spurting out are determined.The fractal has been applied to study the change of the pore structure under steam flooding in ration.After the steam flooding，the fractal dimension of the pore structure becomes smaller.These offer good reference to exploitation in heavy oil reservoir and laboratory.

Key words pouring steam heavy oil reservoir damage of rock

注蒸汽熱力採油是一種能夠明顯提高重質原油採收率的方法，然而稠油油藏由於注入大量的高溫高壓熱流體，很容易產生強烈的水岩反應，造成大量礦物的溶解，使儲層岩石膠結疏鬆，細小顆粒剝離母體並參與運移，堵塞孔喉，影響儲層內流體滲流規律。造成注汽困難、產量低和生產周期短，甚至不能生產的後果，嚴重時會造成儲層的「坍塌」。因此熱采過程中蒸汽吞吐對岩石的傷害研究，對改善稠油熱采開發效果具有重要的意義，有的學者利用短岩心的驅替研究了低滲透和超稠油的蒸汽驅替砂岩岩石傷害^［1～3］。在此次研究中首次進行了模擬稠油吞吐的長岩心實驗，實驗更切合實際，數據更有實際意義，並且把分形維數應用到具體的油田模擬中，量化了蒸汽驅對岩石產生的傷害程度。

研究對象是大慶油田的一個外圍油田（Fu油田），油藏埋深600m左右，油藏孔隙度為31.2%，平均滲透率為0.8μm²，有效厚度6.0～11.0m。油層原始溫度為28℃，地層飽和壓力為4.9MPa，原始含油飽和度為70%，油田屬於稠油油藏，原油黏度為428～2242mPa·s。開發主要是蒸汽吞吐，注入蒸汽溫度150～260℃，平均每井次周期70d，油汽比為0.20，開發效果不理想，准備蒸汽驅開采實驗。很有必要研究高溫高壓蒸汽參數對岩石的傷害及規律，以期提出儲層保護的技術對策，經濟合理地開發油田。

1 油田岩石情況及存在問題

Fu油田控制儲量2681×10⁴t，含油麵積32.9km²。油田的儲油岩層是河流相沉積，單層砂岩厚5～13m，內部呈正韻律，底部為礫石層，根據27口井岩石的薄片資料統計，岩石成分中長石佔31%、岩塊佔29.9%、泥質佔15.9%，為岩屑質長石砂岩。根據砂岩X衍射粘土礦物分析（表1），粘土礦物成分主要是高嶺石，其次是伊利石，蒙脫石含量較少，電鏡掃描顯示，岩石中粘土礦物分布形式主要是分立質點式（高嶺石以扁平晶體的集合形式分散附著在孔隙壁上或占據部分孔隙）與孔隙內襯式（伊利石以相對連續的薄層附著顆粒表面），膨脹性的粘土（蒙脫石）較少，高嶺石含量較多。

岩石破壞可分為4種應力作用機制：張性破壞、剪切破壞、內聚破壞和孔隙坍塌。所取岩心進行圍壓三軸實驗結果：砂岩的內聚力約2.2MPa，抗張強度為3.1MPa，模擬地層條件應力抗壓強度為18.5MPa，而屈服強度只有12.5MPa。因此當生產壓差超過2.2MPa時，有可能因內聚強度破壞而出砂。

表1 Fu油田岩心礦物組成

油田開發中存在以下問題：地下岩石屬疏鬆細砂岩，富含自生高嶺石粘土礦物的一個重要特徵。生產中後期注汽壓力高，生產周期短，一般注蒸汽後高產油期很短，產液量下降很快，達不到設計要求，符合岩石孔隙堵塞特徵，需要一些合理的注汽參數。根據油田岩石的特徵做了以下實驗與分析：注入和放噴速度，溫度對岩石滲透率影響，並對將要進行的蒸汽驅進行了分形特徵實驗。

2 實驗及分析方法介紹

2.1 蒸汽吞吐物理模擬實驗^［4］

實驗目的：蒸汽注入速度、放噴速度、溫度和蒸汽注入次數對岩石滲透的影響，反向流動驗證實驗。

蒸汽吞吐實驗介紹：實驗裝置為一高溫高壓長岩心驅替裝置，主要由高壓恆速泵、蒸汽發生器、高溫高壓岩心夾持器、數字微壓差計、高壓回壓閥和采出液計量系統等組成。岩心一端為注入端，另一端連接一活塞式氣壓控制的蓄能罐，實驗用岩石為油田地下岩心，岩心參數如下：長度45cm，直徑3.8cm；孔隙度27.5%；滲透率0.8μm²。實驗前岩心經過洗油和烘乾，抽真空後用地層水飽和。實驗除了注蒸汽和蒸汽降溫時外恆溫在60℃。首先出口端（即反向注入）下注蒸汽2PV，停止蓄能罐的活塞運動，注蒸汽直到壓力達到設計壓力，此為吞階段，靜置48h後，此時蒸汽已經轉化為凝析液，開始放噴（即吐階段），壓力降到一定後從另一端用凝析液驅替。除了溫度實驗外，其餘實驗注入蒸汽溫度為230℃。

反向流動壓力驗證實驗介紹：實驗在直徑2.5 cm和長10 cm的短岩心上進行，首先注蒸汽2PV，然後用蒸汽凝析液驅替，再反向用凝析液驅替。

2.2 蒸汽驅替原油砂岩岩石分形特徵研究^［5，6］

實驗研究與現場分析資料表明，砂岩岩石的孔隙結構具有分形特徵，分形維數可以較好地定量描述岩石的孔隙結構非均質特徵，分形維數越大表明孔隙結構非均質性越強，反之均勻性越強。分析前後分形維數的變化可以判斷岩石結構的變化。根據最大氣泡法計算砂岩岩石孔隙結構的分形維數很實用和方便。

實驗目的：用最大氣泡法測孔徑分布。蒸汽驅前後孔隙結構變化的分形研究，為油田進行蒸汽吞吐轉蒸汽驅准備，實驗驗證蒸汽驅對岩石的傷害。

實驗過程：把岩心烘乾稱重，測空氣滲透率、飽和水和孔隙度，然後用岩心做蒸汽驅實驗，將做過實驗的岩心用蒸餾水沖洗，烘乾再測孔隙度、滲透率和孔徑分布。

實驗做關系曲線，可見在對數坐標中為一直線，求該直線的斜率，即其分形維數等於負斜率。

3 實驗結果及分析

3.1 實驗結果及分析

注入和放噴速度對滲透率的影響見圖1，開始滲透率有一定增加，當注入速度高於2.6mL/min時，滲透率有下降趨勢。這是因為岩心膠結非常疏鬆，在注入速度較低時，只有部分粉細顆粒脫落運移，由於岩石高滲，這些粉細顆粒很容易和水一起排出，滲透率有所增加。隨注入速度的增加，水對岩石作用加強，粒徑較大的顆粒開始剝離並運移，造成孔喉堵塞，使滲透率隨注入速度的增加而降低。注蒸汽時為避免岩石傷害，應將注入速度控制在臨界速度以下。放噴速度在經濟范圍內應該盡量降低。以小於4mL/min 最佳（圖2）。

在熱采過程中，溫度的大幅升降，將造成礦物溶解、礦物轉換、粘土膨脹和微粒運移等一系列傷害，隨溫度的升高岩石滲透率明顯下降（圖3），溫度升高礦物的溶解明顯加快，岩心顆粒間的聚集力也會因溫度的提高而大幅減弱，使大量微顆粒剝離母體，參與運移而堵塞孔喉，造成滲透率的大幅下降。岩心采出液離子溶出量分析結果顯示采出液中多數離子濃度均隨溫度升高而增加，尤其是硅離子，從50℃至250℃其濃度增加十幾倍，說明隨溫度的升高，確有大量的礦物被溶解。

圖1 蒸汽注入速度對岩石滲透率的影響

圖2 放噴速度對岩石滲透率的影響

圖3 溫度對岩石滲透率的影響

圖4 反向流動實驗結果（4PV時開始反向驅）

反向恆速流動驅試驗結果見圖4，4PV時開始反向驅動，進行反向流動初期，注入壓力大幅度下降，隨後則大幅度上升，這些都符合岩石中微粒運移特徵，反向流動試驗可以看出，蒸汽凝析液對岩石層的傷害主要是微粒運移，後果是造成油井出砂增多，蒸汽驅的驅入造成了岩石顆粒膠結的破壞，加重了出砂傷害。這些反應在一定條件下可以引起滲透率增大，引起汽竄，對注汽不利，另外條件下也可以引起滲透率降低，堵塞岩石孔隙，所以考慮同一口井蒸汽吞吐不要太頻繁，也說明蒸汽吞吐因為有雙向的流動，更容易引起儲層岩石的傷害。

蒸汽注入次數對岩石滲透率影響試驗的結果表明，蒸汽吞吐次數越多，滲透率下降越大。

3.2 分形特徵

34號岩心蒸汽驅前後分形曲線結果見圖5與圖6。圖中r_i為利用實驗結果計算的毛細管孔徑平均值，N_i為所有大於r_i的孔喉半徑的根數。計算分形維數為4.28與3.55。其他的計算見表2。可見蒸汽驅後岩心的孔隙結構的分形維數變小了，說明蒸汽驅後岩心孔隙結構的均勻性加強了，滲透率降低了。

圖5 34號岩心蒸汽驅前分形曲線（分形維數4.28）

圖6 34號岩心蒸汽驅後分形曲線（分形維數3.55）

表2 蒸汽驅後的物性參數變化

4 結論

油田儲層岩石高嶺石含量較多，且晶體邊部易於破碎，經高溫作用在一定壓力下會引起碎片的移動。蒸汽吞吐和蒸汽驅都會對儲油岩石造成傷害，反向流動實驗說明蒸汽吞吐對岩石滲透率影響要大。蒸汽注入速度、放噴速度、溫度越高，對儲層岩石的滲透率影響越大。岩石孔隙結構分形維數變小是由於岩石中的粘土和晶體含量變化。可以量化蒸汽驅引起岩石儲層結構的變化。熱采時應該參照實驗結果選擇合適的注汽和放噴速度和壓力，以免碎片移動堵塞孔隙。儲層保護可以選合理的注蒸汽參數和添加有效化學劑來控制和解除儲層的傷害。井筒附近的流速比較高必須考慮注蒸汽前近井地帶的固砂劑固砂。

參考文獻

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❻ 飽和水岩心的磁共振測量

飽和水岩心的常規稱重孔隙度及磁共振參數測量結果如表4-6所示。

表4-6 岩心磁共振實驗分析結果

磁共振測量採集參數為：T_E=0.3ms、rd=10s、ne=1024、ns=32。

1.T₁、T₂譜的計算

採用多指數反演計算水樣、油樣及岩樣的T₁、T₂譜，譜分布計算的布點數為64個，採用的是對數均勻布點的方法。將岩樣T₂譜各點的幅度求和，可以求得岩樣的單位體積T₂幅度和（T₂sum）以及岩樣T₂譜的幾何均值（T_2g），用於計算岩樣的核磁孔隙度及滲透率。

2.T₂譜的幾何均值T_2g的計算及其含義

T₂分布譜的幾何均值T_2g可以按下式計算

裂縫性儲層流體類型識別技術

式中：T_2i和n_i分別代表各布點處的T₂弛豫時間及相應的幅度；i=1，2，3，4…64。

與加權平均值概念相似，T₂幾何平均值的含義是，它給出了岩樣內部不同大小T₂弛豫時間的平均值，一定大小的孔隙具有一定大小的T₂弛豫時間，孔隙半徑與T₂弛豫時間之間具有正比關系。研究表明，岩樣的T₂幾何均值與滲透率具有良好的關系，利用T_2g可以計算岩樣的核磁滲透率。

3.核磁孔隙度測量的刻度方法

用蒸餾水（H₂O）加一定濃度弛豫試劑製作成100%孔隙度標准樣品來刻度岩樣的核磁孔隙度，將核磁測量信號強度轉換成孔隙度，轉換公式如下：

Φ_nmr=T₂sum×（NS/ns）×（V/M）×（RG/rg）×100%

式中：Φ_nmr——岩樣的核磁孔隙度值（%）；

M——標准樣品T₂譜的總幅度和；

V——標准樣品總含水量（水的體積/cm³）；

NS、RG——分別為標准樣品在核磁測量數據採集時的掃描次數和接受增益；

ns、rg——分別為岩樣核磁測量數據採集時的掃描次數和接受增益。

4.T₂截止值及可動流體（或束縛流體）飽和度的確定

大量岩心分析實驗表明，T₂截止值一般出現在譜線中兩峰的交匯點附近，岩心的T₂幾何均值與T₂截止值具有良好的函數關系。本文利用遼河油田岩心束縛水體積的T₂截止值T_2cut與T₂譜幾何均值T_2g間的擬合關系來確定，T₂截止值，即

裂縫性儲層流體類型識別技術

利用遼河油田岩心實驗建立的岩心束縛水飽和度Swi與岩心T₂譜幾何均值T_2g的關系來計算地層的束縛水飽和度，即

裂縫性儲層流體類型識別技術

式中：m=0.0142；b=1.27。

5.核磁滲透率的計算

弛豫時間譜在油層物理上反映了岩心中不同大小的孔隙占總孔隙的比例，弛豫時間譜代表了地層孔徑分布，而地層岩石滲透率又與孔徑（孔喉）有一定的關系，因此可以從弛豫時間譜中計算出地層滲透率，這種計算一般採用一些經驗公式來進行。岩樣核磁滲透率的計算採用以下模型：

裂縫性儲層流體類型識別技術

式中：Φ_nmr——核磁孔隙度（小數）；

T_2g——T₂幾何平均值（ms）；

K_nmr——核磁滲透率（×10^-3μm²）；

C及m、n——待定系數，遼河油田岩心實驗數據為C=0.284、m=1.278、n=1.454。

❼ 實驗二 達西滲透實驗

1.實驗目的

1)通過穩定流條件下的滲透實驗，進一步加深理解線性滲透定律———達西定律。

2)加深理解滲透流速(v)、水力坡度(I)、滲透系數(K)之間的關系，並熟悉實驗室測定滲透系數(K)的方法。

2.實驗內容

1)了解達西滲透實驗裝置(圖B-2、圖B-3)。

2)驗證達西滲透定律。

3)測定不同試樣的滲透系數。

3.實驗原理

在岩石空隙中，由於水頭差的作用，水將沿著岩石的空隙運動。由於空隙的大小不同，水在其中運動的規律也不相同。實踐證明，在自然界絕大多數情況下，地下水在岩石空隙中的運動服從線性滲透定律:

圖B-2 達西儀裝置圖(底部進水)

水文地質學概論

式中:Q為滲透流量，m³/d或cm³/s;K為滲透系數，m/d或cm/s;ω為過水斷面面積，m²或cm²;Δh為上、下游過水斷面的水頭差，m或cm;L為滲透途徑的長度，m或cm;I為水力坡度(或稱水力梯度)， ;v為滲透流速，m/d或cm/s。

利用該實驗可驗證達西線性滲透定律:Q=KωI或v=KI。其主要內容為:流量(Q)(或v)與水力坡度(I)的一次方成正比。在實驗時多次調整水力坡度(改變水頭)，看其流量(Q)(或v)的變化是否與水力坡度一次方成正比關系。

實驗時，可直接測定流量(Q)、過水斷面面積(ω)和水力坡度(I)，從而可求出滲透系數(K)值

室內測定滲透系數，主要採用達西儀。其實驗方法有兩種:①達西儀由底部供水，出水口在上部(圖B-2)。實驗過程中，低水頭固定，調節高水頭;②達西儀是由頂部供水，水流經砂柱，由下端流出(圖B-3)。實驗過程中，高水頭固定，調節低水頭，即調節排水口的高低位置。由底部供水的優點是容易排出試樣中的氣泡，缺點是試樣易被沖動。由頂部供水的優缺點與前一種正好相反。本實訓以頂部供水的達西儀為例進行介紹。

4.實驗儀器及用品

1)達西儀(圖B-3)。

2)量筒(500mL)1個。

3)秒錶。

圖B-3 達西儀裝置圖(頂部進水)(編號說明見圖B-2)

4)搗棒。

5)試樣:①礫石(粒徑5～10mm);②砂(粒徑0.6～0.9mm);③砂礫混合(①與②混合)樣。

5.實驗步驟

(1)實驗前的准備工作

1)測量:分別測量金屬圓筒的內徑(d)，根據 計算出過水斷面面積(ω)和各測壓管的間距或滲透途徑(L)，將所得ω、L數據填入表B-2中。

2)裝樣:先在金屬圓筒底部金屬網上裝2～3cm厚的小砂石(防止細粒試樣被水沖走)，再將欲實驗的試樣分層裝入金屬圓筒中，每層3～6cm厚，搗實，使其盡量接近天然狀態的結構，然後自上而下進行注水(排水管2和水源5連接)，使砂逐漸飽和，但水不能超出試樣層面，待飽和後，停止注水。如此繼續分層裝入試樣並飽和，直至試樣高出上測壓管孔3～4cm為止，在試樣上再裝厚3～4cm小礫石作緩沖層，防止沖動試樣。

3)調試儀器:在每次試驗前，先給試樣注水，使試樣全部飽水(此時溢水管7有水流出)待滲流穩定後，停止注水。然後檢查3個測壓管中水面與金屬圓筒溢水面是否保持水平，如水平，說明管內無氣泡，可做實驗。如不水平，說明管內有氣泡，需排出。排氣泡的方法是用吸耳球對准水頭偏高的測壓管緩慢吸水，使管內氣泡和水流一起排出。用該方法使3個測壓管中水面水平，此時儀器方可進行實驗。

以上工作也可由實驗室教師在實驗課前完成。

(2)正式進行實驗

1)測定水頭:把水源5與排水管2分開，將排水管2放在一定高度上，打開水源5使金屬圓管內產生水頭差，水在試驗中從上往下滲透，並經排水口流出，此時溢水管7要有水溢出(保持常水頭)。當3個測壓管水頭穩定後，測得各測壓管的水頭，並計算出相鄰兩測壓管水頭差，填入表B-2中。

2)測定流量:在進行上述步驟的同時，利用秒錶和量筒測量時間(t)內排水管流出的水體積，及時計算流量(Q)。連續兩次，使流量的相對誤差小於5%(相對誤差(δ)= ，Q₁、Q₂分別為兩次實驗流量值，取平均值填入表B-2中。

表B-2 達西滲流實驗報告表

3)按由高到低或由低到高的順序，依次調節排水管口的高度位置，改變Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3個測壓管的水頭管讀數。重復步驟1和2，做2～4次，即完成3～5次實驗，取得3～5組實驗數據。

實驗過程中注意:①實驗過程中要及時排除氣泡，並保持常水頭;②為准確繪制v-I曲線，要求測點分布均勻，即流量(水頭差)的變化要控制適度。

(3)資料整理

依據以上實驗數據，按達西公式計算出滲透系數值，並求出其平均值，填入表B-2中。

6.實驗成果

1)提交實驗報告(表B-2)。

2)抄錄其他小組另外兩種不同試樣的實驗數據(有時間時，可自己動手做)。在同一坐標系內，以v(滲透流速)為縱坐標，I(水力坡度)為橫坐標，繪出3種試樣的v-I曲線，驗證達西定律。

復習思考題

1.當試樣中水未流動時，3個測壓管的水頭與溢水口水面保持在同一高度，為什麼?

2.為什麼要在測壓管水頭穩定後再測定流量?

3.三種試樣的v-I曲線是否符合達西定律?試分析其原因。

4.比較不同試樣的滲透系數(K)值，分析影響K值的因素?

5.在實驗過程中為什麼要保持常水頭?

6.將達西儀平放或斜放進行實驗時，其實驗結果是否相同?為什麼?

❽ 求填砂管孔隙體積測定方法

這個要看你的岩心規格，用抽真空的裝置對岩心抽真空6小時（對於小岩心是6小時），大岩心要延長時間，然後稱重，接著將岩心飽和水，完成後稱重，就可以知道岩心孔隙體積。

❾ 考慮鐵離子影響的元素硫沉積傷害實驗

水力壓裂技術和酸化技術是目前改造低滲透油氣儲層的主要手段，對於含硫氣藏，水力壓裂技術和酸化酸壓技術都面臨著重大的挑戰［74］。針對高含硫儲層的酸液配方還值得深入研究和評價，也面臨單質硫沉積和硫化亞鐵沉澱對儲層的二次傷害。

有效解決儲層改造中的控硫控鐵難點問題，必須立足於對含硫化氫氣藏儲層特性和硫化氫特定理化性質的系統研究，弄清高溫、高壓、高含硫條件下Fe（Ⅱ）—H₂S、Fe（Ⅲ）— H₂S的反應特性、儲層酸—岩反應機理及酸蝕裂縫導流能力的影響因素，提出針對性強的酸液體系與酸壓工藝。對含硫化氫氣井的處理，主要集中在控鐵沉積上以及相應的溶劑研究方面^［75］。但對於實際儲層高溫高壓的情況，特別是對於沒及時返排出地層的殘余酸液中鐵離子對儲層產生的傷害及傷害程度還缺乏相應的實驗研究。

為更好地模擬施工結束後殘余酸液中鐵離子對儲層產生的傷害，利用溶解有飽和元素硫的天然氣通過含鐵離子的露頭砂壓制的人造岩心，建立並模擬完成了儲層元素硫沉積衰竭式傷害滲流實驗。

3.2.1 酸液中鐵離子對高含硫氣藏儲層產生的傷害

作為酸壓工作液的工業級鹽酸，本身含有相當數量的Fe3＋，這是硫化氫油氣井酸壓作業中三價鐵的主要來源。從而酸壓作業過程中不可避免地會產生一定量的鐵離子（Fe^3＋，Fe^2＋），在H₂S存在的條件下，Fe^3＋和Fe^2＋的沉澱行為會發生很大的改變（與常規條件相比），極易形成硫化亞鐵沉澱，引起嚴重的地層傷害。與不含硫化氫的情況相比，鐵沉積的控制變得更加復雜和困難。外來流體中只要存在Fe^3＋，便立即與H₂S發生氧化—還原反應，Fe^3＋被還原成Fe^2＋，同時S^2-被氧化成S⁰從溶液中析出：

圖3.5 平均壓力與滲透率之間的關系

整個實驗傷害來源於兩部分組成，一部分來源於鐵離子與硫化氫發生化學反應，其次則是隨著溫度壓力的降低，元素硫沉降所產生的傷害。從圖3.5中可以看出，初期斜率普遍較大，主要以化學反應為主，後期曲線偏向平緩，這更加說明了化學反應的產生對儲層傷害的嚴重性。

❿ 特殊岩心分析實驗是指什麼

這類儲層物性描述要靠一些特殊實驗取得認識，通常包括：上覆岩石壓力、潤濕性、表面與界面張力、毛細管壓力、相對滲透率。這些岩石物理數據直接影響著對烴類物質的數量和分布的計算，它是研究某一油藏流體的流動狀態的重要參數。

（1）上覆岩石壓力：埋藏在地下幾千米的油藏承受著上覆巨厚地層的重量，即上覆壓力，這個上覆壓力是對儲層施加的一種擠壓力，通常岩石的孔隙壓力接近於上覆壓力。如果岩石的顆粒膠結得很好，典型的孔隙壓力大約是每10米深度增大0.1兆帕，上覆壓力與內部孔隙壓力之間的壓力差稱為有效上覆壓力。我們鑽開油層採油，如果不補充能量，就像在一個大皮球上戳一個洞放氣，在球內氣體壓力衰減過程中，大皮球就會扁下去，同樣道理，在壓力衰竭過程中，油層內部孔隙壓力要降低，有效上覆壓力會增大，這將使儲層總體積減小，同時，孔隙間的顆粒膨脹。這兩種變化都使孔隙空間減小，也就是減小了岩石孔隙度。通過特殊岩心分析實驗我們就可以建立孔隙度或滲透率與有效上覆壓力間存在的某種關系。

孔隙壓力的變化會影響岩石孔隙體積的變化，也影響著孔隙內流體的飽和度變化，我們往往採用一個壓縮系數的概念來表述這一特性，孔隙壓縮系數（數學符號記為CP）也就是單位壓力變化時的孔隙體積的相對變化值。

對大多數油藏，基岩和岩石體積壓縮系數相對於孔隙壓縮系數CP都很小，因此通常用地層壓縮系數Cf來描述地層的總壓縮系數，並讓Cf=CP 。在油田開發中，油藏總壓縮系數被廣泛應用於瞬變的流動公式和物質平衡方程，它就像我們高中時學的物理學用容變模量的倒數來表徵一個彈性體瞬變過程一個道理。油藏總壓縮系數數學符號記為Ct，它包括了原油、束縛水、天然氣和岩石的壓縮系數，掌握了這個參數很有用，一個封閉性的油藏，如果我們已經計算出它的地質儲量，想了解在彈性開采階段能采多少油，我們只要將儲量乘上總壓縮系數（Ct）再乘上彈性期壓力降數值就可以計算出它能采出多少油來，反過來，如果我們掌握了開采過程中油藏壓力下降的情況和實際生產量，也可以反求出這個油藏應該有多少彈性儲量。

（2）岩石潤濕性：任何一種液體與另一種固體表面相接觸，液體就會在固體表面產生擴散或附著的趨勢。例如，將汞、石油、水滴在一塊干凈的玻璃板上，你可以看到水滴很容易散布在玻璃板上，石油大約呈半圓珠狀，水銀則保持圓珠狀，這種特性就叫潤濕性。這種擴散的趨勢可以通過液固表面的接觸角來表示，接觸角度小，液體的潤濕性就強，零度接觸角表示完全不潤濕，180°則表示完全潤濕。

油、水相對滲透率曲線