驅替實驗裝置回壓閥的作用

1. 什麼是驅替過程中的回壓

回壓凡爾屬於內防噴工具，是一個單流閥，井噴的時候可以防止地層流體通過鑽頭水眼進入鑽具內。另外在壓井的時候也能起到作用的。鑽進接單根和下鑽過程中也可以防止泥漿反噴。

2. 地層條件下油藏岩石滲流特徵研究

王建孫志剛

摘要介紹了地層條件下測定油水相對滲透率的流程與方法。實驗研究了壓力、溫度和流體性質對油水相對滲透率測定結果的影響。以勝坨油田2-3-J1503井為例，給出了地面條件及地層條件下的典型相滲透率曲線，並對測定結果的差異進行了討論。

關鍵詞地層條件滲流特徵測定方法影響機理

一、引言

室內實驗得到的岩石滲透率、油水兩相相對滲透率等參數廣泛應用於油藏數值模擬、最終採收率和含水量上升率計算中。目前，這類參數都是在地面條件下測定的，存在著地面條件和油藏條件的差異。本次研究的目的就在於探索油藏條件下滲流參數測定方法，深入研究其影響機理，提高室內實驗成果的整體水平。

二、影響因素研究

1.壓力對岩石滲流的影響

目前，對上覆地層壓力的影響問題看法不一。Wilson等人的研究表明，在地層溫度和上覆壓力為34.5MPa時，測得的油水有效滲透率比常溫、常壓下要低；Merliss等人則認為上覆壓力對相對滲透率的影響主要是由於界面張力的變化所引起[1]。

為研究壓力對油水相對滲透率的影響，進行了地層壓力和常壓條件下的油水相對滲透率對比實驗。使用兩組平行樣品，分別在凈上覆壓力為2MPa（地面條件）和20MPa（地層條件）條件下測定其油水相對滲透率。為得到有代表性的相對滲透率曲線，將同組樣品所測定的相對滲透率曲線先進行標准化處理，後求取平均相對滲透率曲線（圖1）。

圖1兩種條件下的平均相滲曲線圖

由圖1可見，在地層壓力條件下，由於上覆壓力的增大，使得相滲曲線中束縛水飽和度增大，油水兩相區寬度減小；高壓下的水相相對滲透率上升較快，油相相對滲透率下降較快，這是由於上覆壓力改變了岩心的孔隙結構，在上覆壓力的作用下，岩心的非均質性增強，油水前緣分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的結果。

2.溫度對岩石滲流的影響

針對油藏溫度與常溫條件下油水相對滲透率是否存在差別，進行了兩類實驗研究。一類使用同一種油水在不同溫度下測定油水相對滲透率；另一類是使用不同油水，保證在不同的溫度時具有接近的油水粘度比條件下測定油水相對滲透率。所用岩心都是膠結好、均質程度高的平行樣。

圖2不同溫度和不同油水粘度比條件下的油水相滲曲線圖

（1）相同種油水，不同溫度和油水粘度比條件下的相滲曲線對比

用自配油－3%KCl水分別在20℃、70℃和90℃條件下進行了油水相對滲透率測定。隨著溫度的升高，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減小（圖2）。這是由於溫度的升高使得油水粘度比減小，從而改變了樣品中油水兩相的分布。高油水粘度比時，油更易將水驅出，因此束縛水較低，而水較難將油驅出，因此殘余油較高；相反，在低油水粘度比時，就會出現高束縛水飽和度，低殘余油飽和度的現象。

（2）不同溫度相同油水粘度比的油水相滲曲線對比

選擇在18℃、60℃和120℃條件下具有相近油水粘度比的三種自配油/3%KCl，進行油水相對滲透率測定。從測定結果看出，不再出現「隨著溫度的升高，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減小」的現象，而是三條相對滲透率曲線基本接近。只是隨著溫度的升高，油水相對滲透率略有增大（圖3）。這是因為在油藏溫度下，精製油/鹽水的毛管壓力要低於常溫條件的毛管壓力。因此，在進行相對滲透率實驗時，最好選用模擬油藏溫度。實驗條件達不到時，必須模擬油藏油水粘度比。

圖3不同溫度、相同油水粘度比條件下的油水相滲曲線

3.流體對岩石滲流的影響

實驗室進行岩石滲流研究大多採用精煉油。為了研究不同油品對兩相滲流的影響，進行了精製油、脫氣原油和含氣原油的對比實驗。實驗結果看出，用三種油品所做的相對滲透率曲線基本接近（圖4）。其原因是：①實驗是在油藏溫度下進行，原油中的膠質、瀝青質不會析出阻塞孔道；②實驗所用的樣品是新鮮天然岩心，且樣品清洗未破壞岩心原始潤濕性；③三條相滲曲線是在相近的油水粘度比條件下測定完成的。

含氣原油/鹽水的油水兩相相對滲透率要略高於脫氣原油/鹽水。這是含氣原油在飽和壓力以上隨壓力的升高界面張力降低所造成的[2]。

圖4精製油、脫氣原油和含氣原油的相滲曲線圖

精製油/鹽水與原油/鹽水的相對滲透率曲線之間存在差別，但差別不大。其原因是原油降低了樣品的相對潤濕指數，使樣品的潤濕性從水濕趨向弱水濕^[3]。

綜上所述，研究油藏條件下的岩石滲流問題，應該使用油層壓力和油層溫度條件下的含氣原油，也可以使用相同粘度的脫氣原油來代替含氣原油。在條件達不到時，使用精製油。

三、地層條件下岩石相對滲透率的測定

對岩石滲流影響因素的分析表明，在研究模擬地層條件下岩石滲流時，必須模擬油藏岩石的凈上覆壓力；模擬油藏油水粘度比的同時應該同時模擬地層溫度並且使用含氣原油，也可以使用相同粘度的脫氣原油來代替含氣原油；試驗用水可使用現場地層水、注入水或由實驗室根據水分析資料配製而成的鹽水。

進行地層條件下油水相對滲透率測定的具體步驟如下。

第一，校對岩樣清單，記錄油藏壓力、油藏溫度、油水粘度比以及樣品的井段、距頂。

第二，檢查所有儀器設備。

第三，按SY/T5336標准，測定岩樣的空氣滲透率。

第四，測定岩樣的孔隙體積和孔隙度：①將樣品裝入高壓夾持器，圍壓加至地層凈上覆壓力，抽真空1h-2h；②將夾持器進口連接高精度計量泵，開泵，恆壓方式建立一定壓力；③待泵壓穩定後，將泵出體積項清零，打開夾持器進口閥，待壓力再次恆定後，讀出泵的泵出體積數，此數即樣品孔隙體積。

第五，測定岩樣的含油飽和度和束縛水飽和度：①將夾持器的出口端與高壓油水分離器連接，調節回壓控制旋鈕，將高壓分離器出口回壓加至含氣原油泡點壓力以上；②泵入鹽水，直至回壓閥出口流出液體，系統的流壓高於泡點壓力；③打開油容器出口，將高壓油水分離器充滿實驗所用的油水，使油水界面處於分離器的中下部，關閉分離器下部出口，打開上部出口，待整個系統的壓力平衡後，油水分離器清零，進行油驅水；④不斷提高注入速度，直到分離器刻度不再增加，記下此點，減去飽和油死體積就是原始油體積，從而可計算出含油飽和度和束縛水飽和度。

第六，測定束縛水飽和度下油相滲透率：由低到高選擇3個壓力點進行測定，並在其壓力、流速穩定後測定油相滲透率，測量值之間的相對偏差小於5%時，取其算術平均值。

第七，進行水驅油的油水相對滲透率測定（非穩態恆速法）：①關閉分離器上部出口，打開下部出口，待系統壓力平衡後，將油水分離器清零，記下出口天平刻度；②注水驅油，記錄各個時刻的驅替壓力、分離器讀數和電子天平讀數。

四、地面條件下和地層條件下實驗結果的對比和討論

通過實驗研究，分別就平行樣（天然岩心）在地面條件下和地層條件下的滲流特徵進行了對比分析，取得了一定的規律性認識。

1.單相滲流規律

研究方法是測定樣品在不同凈上覆壓力下的有效滲透率，將測得的結果按二次多項式擬合，截距設定為地面滲透率。將得到的一系列系數進行數理統計，得到不同岩性的有效滲透率隨凈上覆壓力變化的變化規律。表1為勝坨油田2-3-J1503井10塊樣品有效滲透率與凈上覆壓力關系式。

表1有效滲透率與凈上覆壓力關系式以及三個系數的統計表

將2-3-J1503井樣品作為反映該區塊岩石性質的一個整體，將其有效滲透率與凈上覆壓力關系式中的系數進行數理統計，統計方法如圖5、6所示。

統計後得到關系式：b=67.6a；K_o=42.88b。其相關系數分別為0.9924和0.9745。

將 a,b代換，有效滲透率與凈上覆壓力的統計規律如下：

勝利油區勘探開發論文集

式中：K_ob——層上覆壓力下的樣品有效滲透率，10^－3μm²；

p_c——地層凈上覆壓力，MPa；

K_o——地面條件下的樣品有效滲透率，10^-3μm²。

圖5b—a關系圖

圖6K_o—b關系圖

利用公式（1），根據實際油藏的凈覆蓋壓力以及地面條件下的有效滲透率可預測油藏的地層有效滲透率。而公式（2）反映的是油藏岩石無因次滲透率隨凈上覆壓力的變化規律。

2.兩相滲流規律

利用平行樣品，分別測定它們在地面條件下和地層條件下的相對滲透率曲線，將每塊樣品的相對滲透率曲線進行標准化處理，求取平均相對滲透率曲線。以勝坨油田2-3-J1503井樣品為例，結果見圖7。

由圖7可見，兩種條件下的相滲曲線在束縛水飽和度、兩相區寬度以及曲線形態上都存在一定的差異。為更加清楚地分析認識地層條件與地面條件的區別，繪制其平均分流量曲線（圖8）。

由圖8可以清楚地看出，地層條件下的束縛水飽和度（S_wi）高於地面條件；地層條件下的油水兩相的前緣含水飽和度（S_wf）低於地面條件；地層條件下的油水兩相區平均含水飽和度

低於地面條件，含水量上升變快。這是由於凈上覆壓力的增大改變了樣品的孔隙結構，增加了岩心的微觀非均質性，造成束縛水飽和度增大，使得水相滲透率上升變快，油水前緣分布更加不均，也就造成了前緣水飽和度的降低。

圖7地層條件下和地面條件下平均油水相對滲透率對比曲線圖

圖7中，地面條件下測定的最終水相相對滲透率要低於地層條件下測定的最終水相相對滲透率。其原因是實驗條件中，溫度的升高降低了毛管力的影響^[4]，同時，含氣原油改變岩心的潤濕性，這兩種影響都會造成最終水相滲透率的增高^[3]。

圖8 地層條件下和地面條件下水分流量對比曲線圖

S_wi—束縛水飽和度；S_wf—前緣含水飽和度；

—平均含水飽和度

五、結論

凈上覆壓力是影響岩石滲流規律的主要因素。

對岩石有效滲透率與凈上覆壓力所做出的統計規律具有一定的推廣應用價值。

與地面條件相比，地層條件下的相對滲透率曲線存在著「三高兩低」的規律，即束縛水飽和度高，油水兩相的前緣含水飽和度低，油水兩相區平均含水飽和度低，含水量上升率高以及最終水相相對滲透率高。因此，在進行油水相對滲透率實驗時，應該模擬地層條件。

通過對地層條件下油藏岩石滲流特徵的分析研究，可以推斷，在進行其他的開發試驗時同樣也存在地層條件下與地面條件下測量結果的差異，也存在如何再現油藏真實條件的問題。這將是開發試驗研究需要認真研究解決的重大問題之一。

致謝 在研究過程中，得到院機關有關科室，尤其是計劃科的領導提供了支持和幫助，本室的老專家宗習武、李樹濃、塗富華等給予了悉心指導在此表示衷心感謝。

主要參考文獻

[1]沈平平.油層物理實驗技術.北京：石油工業出版社，1995:166.

[2]沈平平.油層物理實驗技術.北京：石油工業出版社，1995:96.

[3]KKMohanty,A EMiller.影響混合潤濕性儲集層岩石非穩態相對滲透率的因素.見：Ccmattax,RMMckinley著.楊普華，倪方天譯.岩心分析論文集.北京：石油工業出版社，1998:175～196.

[4]Fred Bratteli,Hans P Normann.油藏條件和潤濕性對毛細管壓力曲線的影響.見：C C Mattax,R M Mckinley著.楊普華，倪方天譯.岩心分析論文集.北京：石油工業出版社，1998:246～257.

3. 井控 回壓閥為什麼要配頂開裝置

一般指的井下作業起油管時起壓井作用的吧。平衡地層壓力，要不深井可能發生井噴，自打有一回四川的井噴事故後，國家對這個開始很重視了，一般井下作業前 都要嚴格壓井。大概- -。 還有挺多，裡面還得加什麼泡沫劑增粘劑的，好像還有比例@@

4. 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

5. 鑽桿回壓閥的作用

鑽桿回壓閥相當於一個小接頭，按照接頭的安裝方法直接安裝在鑽具上就可以了。一般和鑽桿接一起組成防噴單根，放置於場地上，隨時待命，配合和封井器（閘板芯尺寸與當前鑽具本體尺寸匹配）。用於防範溢流、井涌、井噴事故。

6. 驅替實驗

（一）實驗簡介

實驗用油為現場脫水原油，黏度為4.19mPa·s。為避免產生水敏，飽和岩心以及水驅油過程均用礦化度為30×10⁴mg/L的NaCl水溶液。實驗溫度為70℃。實驗岩心取自東濮凹陷深層高壓低滲砂岩油藏。實驗方法及實驗裝置採用岩石中兩相相對滲透率測定方法（SY/T 5345-2007）中的非穩態法測定油水相對滲透率及開展水（氣）驅油驅替實驗^[153]。按模擬條件，在油藏岩石上進行恆速（水驅）或恆壓（氣驅）驅油實驗。水驅油實驗中，驅替速度分別為0.5,0.8,1.0,1.2mL/min，凈覆壓分別為2,10,20MPa。岩樣出口端記錄每種流體的產量和岩樣兩端壓力差隨時間的變化，整理實驗數據、繪制相對滲透率曲線、計算驅油效率和採收率。實驗過程如下：①將岩心抽真空飽和NaCl水溶液，計算飽和水量及孔隙體積。②用原油驅替含水岩心，不再出水時計量驅出的水量，計算束縛水飽和度和油相滲透率。③水（氮氣）驅油，用NaCl水溶液（氮氣）驅替含油岩心，驅替時以恆速（水驅）或恆壓（氣驅）的方式進行。驅替開始前，在岩樣入口建立一定的壓力（壓差值小於測油相滲透率時的壓差值）。記錄見水（氣）前的油、水量（油、氣量）以及注入壓差和驅替時間，記錄見水（氣）時的累積產油量、累積產液量，岩樣兩端的壓力差及驅替時間。④當不再出油時，測定水相（氣相）滲透率，結束實驗。

氣驅油過程及相對滲透率的計算方法與水驅油類似。相對於水驅油，氣驅中氮氣開始流動的端點意義不同，氣體開始流動前達到的最小飽和度值稱為氣體平衡飽和度，氣體飽和度大於此平衡飽和度時開始流動。氣驅油採用氣驅完畢後的氣體滲透率作為基準滲透率，水驅油採用束縛水狀態下的油相滲透率作為基準滲透率。

（二）實驗結果

選擇低滲、特低滲岩心樣品共5塊，按上述方法進行水（氣）驅油實驗。實驗數據整理如表6-3-1，表6-3-2所示。

表6-3-1 氣驅綜合數據表

表6-3-2 水驅綜合數據表

7. 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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8. 岩心驅替試驗中，飽和水和飽和油後，需要對岩心進行老化，請問什麼是「老化」「老化」的作用是什麼

在相對滲透率實驗中所測的束縛水時油相有效滲透率,岩心老化後的大於岩心老化前的。這主要是
由於在地層溫度和壓力下,含束縛水的岩心與原油接觸經老化後,原油中的膠質、瀝青質等極性物質可達到吸附平衡,使岩石表面有一層吸附膜,抑制岩心中粘土顆粒的釋放和粘土膨脹;而含粘土的岩心老化前不具備這種能力,使得岩心束縛水下油相有效滲透率老化後的大於老化前的。因此,對於相同岩心,在油氣、水氣相對滲透率實驗中,如果基準滲透率不準確,則最終得到的油氣、水氣相對滲透率數據不同,曲線形狀不同,氣相端點相對滲透率也將不同,這就是造成相滲曲線異常,氣相端點相對滲透率值大於1的根本原因之一。

9. 元素硫沉積傷害實驗研究

由於含硫天然氣實驗具有溫度高、壓力高、毒性大、實驗周期長等特點，同時因為對設備的要求和實驗人員的限制，相關實驗研究及公開文獻報道極少。2000年Jamal H.Abou-Kassem利用氮氣攜帶硫蒸氣注入岩心，模擬了元素硫在岩心中的沉積，但其實驗條件和結論還值得深入研究。基於此，本研究模擬了實際地層高溫高壓下元素硫沉積衰竭式實驗。

3.1.1 實驗目的

隨著高含硫氣藏開發的不斷加快，高含硫氣藏相態、元素硫溶解度、沉積傷害模型、考慮硫沉積的多組分數值模型等基礎理論研究已得到了充分重視。但所有的理論模型都建立在硫析出就即刻沉積的基礎之上，沒有考慮氣流的運動，元素硫沉積其實是個動態的平衡。

為更加真實地反映元素硫沉積對岩心滲透率的影響。岩心採用天然碳酸鹽岩岩心，氣源採用與過量硫粉充分混合的高含硫天然氣，進行了元素硫沉積衰竭式實驗，實驗結束後，在相同條件下，對比岩心滲透率的大小。

3.1.2 實驗原理及方法

（1）實驗裝置及材料

1）岩心流動實驗裝置：包括岩心挾持器、回壓閥、增壓泵、攪拌器、數字流量計、配樣器、轉樣器、回壓泵。

2）實驗材料：天然岩心（取自四川含硫氣田），用硫粉充分攪拌飽和的含硫混合天然氣。

（2）測量原理

為了真實地模擬實際儲層高溫高壓下元素硫沉積對儲層岩心滲透率的傷害，同時為了保證實時計算測量的安全性，實驗壓差保持在1MPa，實驗原理與常規的滲透率測試一樣，待氣體流量穩定後，測量岩心兩端壓差及數字流量計的出口流量，採用穩定達西流動公式計算岩心滲透率：

從表3.4中可以看出，實驗結束後，在常溫常壓下進行滲透率測試，岩心1滲透率從1.02×10^-3μm²變成0.89×10^-3μm²，滲透率傷害率為12.7％。岩心2滲透率從0.97×10^-3μm²變成0.83×10^-3μm²，滲透率傷害率為14.4％。這是因為隨著壓力的降低，元素硫顆粒從飽和的含硫天然氣中析出，加上有部分水汽的作用，使得元素硫顆粒吸附停留在天然碳酸鹽岩孔隙壁面上，降低了岩心滲透率。