岩心流動實驗裝置

A. 實驗模擬法

油氣成藏動力學的實驗模擬法包括生烴化學動力學的熱壓模擬實驗、排烴熱壓模擬實驗和油氣二次運移、聚集的流體動力學模擬實驗。近十幾年來，生烴熱壓模擬實驗，即密閉容器加水熱解（hydrous pyrolysis）是國際上比較推崇的模擬油氣生成的實驗方法（lewan,1991,1993）。熱壓模擬實驗是將烴源岩樣品置於在密封容器（如玻璃管或高壓釜）中加熱到300℃以上並長時間恆溫，採用液氮冷阱收集裝置收集氣相產物（天然氣、輕質烴等）。國內許多學者對不同類型生油岩樣品進行了大量的熱壓模擬實驗，如王涵雲和楊天宇（1982,1987），高崗、郝石生等（1995,1999），王兆雲、程克明等（1995, 1996），為有機質的生烴熱演化模式和油氣產率研究提供了重要依據。此外，生油岩熱解法（Rock-Eval）是測定烴源岩有機質成烴動力學參數（活化能和頻率因子）的重要方法。排烴熱壓模擬實驗與生烴熱壓模擬實驗基本相似。Dembicki（1989）、Thomas（1995）、Hindle（1997）及曾濺輝（2000）通過物理模型對油氣的二次運移過程進行了大量的模擬實驗。實驗室熱模擬實驗也取得了許多重要進展，提高了人們對成藏機理的認識。如中國石油大學的「油氣成藏機理模擬實驗室」，自行研製了具有國際水平的一維高溫高壓模擬實驗系統、二維高溫低壓模擬實驗系統和多功能岩心流動實驗裝置等，可以進行地層溫壓條件下的油氣生成、運移、聚集、保存和破壞、流體－岩石相互作用與儲層評價和成岩作用等物理模擬研究。

B. 實驗原理及裝置

油田開發最直接的結果是儲層中油氣量減少，水量增加。最為關心的問題是儲層最終可采量的多少，當前剩餘油是如何分布的。解決這些問題的關鍵是如何正確確定儲層中的各種飽和度。眾所周知，儲層中流體飽和度遵循下式：

圖4-1實驗裝置流程圖

C. 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。

D. 水平井鑽井液的應用有哪些 有沒有人知道

無固相鑽井液在水平井中的應用

摘 要：本文介紹了無固相鑽井液體系在勝利油田水平井中的應用，室內試驗和現場應用表明無固相鑽井液體系由於無固相鑽井液固相含量低，濾液抑制性強、鑽井液性能優良，能夠滿足水平井鑽井施工及其它相關工作的要求，油層保護保護效果好，具有良好的社會和經濟效益。
關鍵詞：無固相、鑽井液、儲層保護

0 前言
目前為止勝利油區共完成各類水平井近千口，研究應用和推廣了聚合物水包油、MMH、BPS正電膠、可循環泡沫、聚合醇等多種鑽井液體系，上述體系基本上能較好地滿足鑽井工程的要求。但從產量來看，有些水平井包括分支井、大位移井效益並不理想。究其原因，除了地質因素外，不少井是由於儲層受到損害。研究發現，由於水平井鑽井時間長，鑽井液浸泡時間長；壓差控制（△P）有一定困難，特別是長井段水平井壓差控制困難更大；並且大多數水平井完井是以裸眼、封隔器、篩管或襯管方法完井，損壞面積大，泥餅堵塞造成損害更大。因此水平井的油層保護問題更加重要。研究和實踐表明無固相鑽井液由於其固相含量低、濾液抑制性強、鑽井液性能優良，能夠滿足水平井鑽井施工及其它相關工作的要求，油層保護保護效果好，具有良好的社會和經濟效益。
1 鑽井液對水平井油氣層的損害機理
鑽井液對水平井油氣層的損害同直井一樣，損害機理主要有以下幾點：（1）鑽井液中固相顆粒堵塞；（2）濾液和儲層流體不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）潤濕反轉；（5）微粒運移和粘土膨脹；（6）水鎖；（7）地層壓力改變。
但也有它的獨特性：
（1）底部損害最大，且自起始端至水平段末端變化幅度較大。這是因為起始端鑽具對泥餅磨損時間長且與泥漿接觸時間長，故對產層損害呈大幅度梯度分布，而水平段的頂部、側面則沒有該現象。
（2）大部分水平井採用的鑽井液均為水基聚合物鑽井液體系，聚合物勢必會隨濾液侵入地層。並且含有聚合物的泥餅不夠緻密以及不易降解，因而勢必會對儲層造成一定損害。
（3）鑽水平井所用時間比直井要長。
（4）非常低的壓降不能為清除儲層損害提供足夠的動力。
針對水平井的油層保護問題，研究開發了多種鑽井液體系。常用的鑽井液體系組成見表1。
表1 常用的水平井鑽井液體系組成
序號 增粘劑 降濾失劑 橋堵劑 粘土
1 PAC 澱粉 粘土
2 PAM 澱粉 油溶樹脂（18kg/m3） 粘土
3 XC 、PAM 澱粉 纖維素（1kg/m3） 粘土
4 PNM PAC CaCO3
5 XC PAC / 粘土
6 PAM 銨鹽 CaCO3
7 MMH 銨鹽 / 粘土
8 XC、PAC 澱粉 CaCO3 粘土
實驗表明，用粘土和纖維素作橋堵劑時，對岩心滲透率的損害明顯大於用CaCO3粉末作橋堵劑時的損害。通常使用的增粘劑PAM、XC、PAC都會對儲層造成損害，並且這種損害的機理是非常復雜的，它可能還受到各種添加劑之間作用的影響。因此減少鑽井液對水平井油氣層的損害的最有效方法是：
（1）選擇合適的鑽井液體系，使固相顆粒和濾液盡可能地不侵入地層，合適的鑽井液配方的關鍵在於減少鑽井過程中復雜事故的發生和降低對儲層的損害。而優選鑽井液配方的原則主要依據其流變性、濾失量、靜切力以及儲層損害程度、反排解堵的難易程度等。
（2）選擇適合的解除損害的方法並實施增產措施，其中包括泥餅的去除（使用反排壓力或化學方法）或化學增產措施。
大量的研究和實踐表明無固相鑽井液具有低密度和低流動阻力的優點,有利於井下馬達的正常工作和鑽頭功率的充分發揮由於該鑽井液粘度小,十分有利於攜帶岩屑,從而改善了井眼凈化條件。是水平井鑽井的最佳鑽井液體系。
2 無固相鑽井液的室內研究
無固相鑽井液體系包括各種類型的水溶液(如鹽水、海水、淡水及氯化鉀水等)和各種高聚物溶液,還包括用酸溶性材料組成的各類鑽井液。
2.1 流變性能評價
無固相鑽井液體系的流變性能見表2。
表2 與常規鑽井液性能對比
鑽井液類型 Fl/ml PH AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/Pa/10′/10〃
無固相鑽井液 5.6 7.5 30.5 17 13.5 5.0/8.0
普通鑽井液 6.4 8.0 41 22 19 5.0/9.0
鈉土漿 25 9.0 9.0 5.0 4.0 4.0/7.0
從上表可以看出，無固相鑽井液與常規鑽井液性能對比，流變性好，能夠滿足攜岩要求。
2.2 抗溫性能評價
無固相鑽井液體系的抗溫性能見表3。
表3 抗溫性能評價
序號 條件 Fl/ml AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/10′/10」
1 室溫 5.6 30.5 17 13.5 5.0/8.0
2 100℃/16h 5.7 26 14 12 4.5/7.0
3 120℃/16h 6.0 23 14 9 4.0/6.5
從上表可以看出，無固相鑽井液體系在120℃老化16h後，仍能保持良好的流變性和懸浮攜帶性能。
2.3 抑制性實驗研究
（1）無固相鑽井液抗土污染實驗
無固相鑽井液體系的抗土污染試驗見表4。
表4 抗土污染實驗
配方 實驗
溫度 FL/ml PH值 AV PV YP 初切/ 終切
優選配方 室溫 5.2 8 30 17 13 4.5/7.5
優選配方+1%膨潤土 室溫 4.6 8.5 35 20 15 5.0/8.0
老化 4.8 8.5 30.5 17 13.5 5.0/7.5
優選配方+2%膨潤土 室溫 4.0 8.5 33 18 15 5.0/8.5
老化 4.5 7.5 32.5 17 15.5 5.0/8.5
優選配方+3%膨潤土 室溫 4.2 8.5 40 23 17 6.0/9.0
老化 4.6 7.5 35 22 13 6.0/8.0
優選配方+5%膨潤土 室溫 4.0 8.5 42 24 18 6.5/9.0
老化 4.2 7 43 23 20 5.5/8.5
註：老化條件為120℃恆溫16h。
由以上數據可以看出，優選配方在室溫和高溫下都具有良好的抑制能力，能很好的抑制土相在鑽井液中的分散，使體系粘度切力都保持基本不變。
（2）浸泡實驗和回收率實驗
無固相鑽井液體系的浸泡實驗和回收率實驗見表5。
表5 浸泡實驗和回收率實驗
鑽井液類型 岩屑回收率，% 鑽屑浸泡效果描述（浸泡7天）
清水 24 鑽屑浸泡後四分五裂，呈糊狀。
KCl聚合物 82 鑽屑出現較大裂縫，手捏成泥。
兩性離子聚合物 87 鑽屑出現裂紋，用手掰開，裡面潮濕。
無固相鑽井液 97 鑽屑保持原狀，外麵包裹一層聚合物膜
油基鑽井液 99 鑽屑保持原狀。
從上表實驗結果可以看出，無固相鑽井液比常用的鑽井液對鑽屑的抑製作用強，僅次於油基鑽井液體系。
（3）頁岩膨脹實驗
選用該鑽井液體系對勝利油田岩屑進行頁岩膨脹實驗，結果表明，無固相鑽井液具有較強的抑制水化膨脹的作用，明顯優於其它常用鑽井液體系，結果見表6：
表6 頁岩膨脹實驗研究
鑽井液體系 聚磺 兩性離子聚合物 KCl聚合物 無固相鑽井液
膨脹量（mm/8h） 3.21 2.87 2.34 1.82
2.4 保護油氣層的評價及機理研究
採用岩心流動裝置，進行靜態污染評價實驗，結果見表7。
表7 靜態污染評價實驗
岩樣號 鑽井液體系 Ka/（10-3μm2） Ko/（10-3μm2） Kd/（10-3μm2） 滲透率恢復值（%）
1 KCl聚合物 71.6 46.1 35.96 78
2 兩性離子聚合物 84 58.34 52.62 90.2
3 無固相鑽井液 45.9 28.16 25.15 89.3
4 油基鑽井液 110.8 90.7 83.44 92
2.5 鑽井液濾餅清除實驗研究
無固相鑽井液泥餅用0.1%的纖維素酶變成一層泡沫0.1%的纖維素酶浸泡16h後，用水一沖就從濾紙上脫落，而用清水、鹽水、檸檬酸緩沖液+水浸泡後泥餅無變化，實驗結果見表8。
表8 泥餅清除實驗結果
鑽井液 400ml 6% 基漿+6g Na-CMC
破聚劑 1%纖維素酶 清水 2%KCl溶液 檸檬酸緩沖液+水 0.1%纖維素酶
處理 前 後 前 後 前 後 前 後 前 後
濾失時間/min 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
濾失量/ml 2.00 － 2.30 2.33 2.36 2.33 2.35 2.38 2.25 －
3 無固相鑽井液在水平井中的應用
勝利油田自1983年首次在樁古16井採用無固相聚合物鑽井液鑽開灰岩油氣層，至今已開發出了NaCl、CaCl2、鹵水、HCOONa、HCOOK等多套無固相鑽井液類型，最大限度地減少鑽井液固相對油氣層所造成的損害。
2000－2003年在車古204區塊大面積推廣欠平衡壓力鑽井技術和無固相鑽井液完成了多口井的鑽井施工，解決了該區塊使用普通聚合物鑽井液易形成厚泥餅阻卡的問題，提高了鑽井速度，保護了油氣層。僅車古204－5井，在3552m～4400m的灰岩鑽探過程中，發現有熒光和油斑的井段累計達230多m，完井、下油管後將井眼內鑽井液替出誘噴，蹩壓很高，油氣顯示非常好。
在埕北307、渤深6-3、埕北39等井上應用了無固相鑽井液，埕北307井獲日產油142t，天然氣4217m3的高產；渤深6-3井獲日產原油83t的高產；埕北39井獲日產油160t、天然氣52566m3的高產，由該井新增探明石油地質儲量達1020萬t。
2006-2007年，先後在勝利油田車古208X1，墾古22-平1、樁129－支平1井進行了應用，同時，還為鄭408-試1修井作業提供了密度達2.0g/cm3的無固相壓井液。樁129-支平1井是一口魚骨狀多分支水平生產井，實際完鑽井深2195.00m，完鑽後，成功應用無固相完井液替入輔眼、主井眼裸眼段，保證篩管順利下到位。
墾古22-平1井完鑽井深2902.77m，水平段長200m，三開所鑽遇的井段為奧陶系，也是該井的目的層，地層壓力系數低，水平段設計長200m，採用無固相鑽井液體系，順利鑽達目的層。試油獲得92t/d的高產油流，是鄰井的6-7倍。
美國EDC公司在勝利油田承包區塊應用無固相水平井鑽井液技術2006年施工的CDX-26H，開發館陶上部油藏，產油量基本為40t/d。
目前在勝利油田應用無固相鑽井完井液僅限於開發地層比較穩定的碳酸鹽儲層，基本上沒有應用於砂岩和砂泥岩儲層。
4 開發無固相水平井鑽井完井液體系的前景展望
從使用無固相鑽井液開發水平井取得效果和室內研究成果看，應用無固相鑽井液大面積開發水平井條件已經成熟。無固相聚合物鑽井液體系作為一種成本低、無毒無污染、可生物降解強抑制性的鑽井液完井液體系，如果在勝利油田開發明化鎮、館陶組、砂一段油藏將會取得良好效果。但必須具備以下幾個條件
(1) 鑽進時固控設備必須好，有利於及時清除有害固相。
（2）技術套管必須下到A點，有利於轉化和使用無固相鑽井液。
另外，國外常採用篩管充砂完井，生物降解及酸化後增產明顯。
目前，公司承擔了中石化重點科研項目《生物酶可解堵鑽井液體系的研究》項目。研製的生物酶可解堵鑽井液體系利用的是生物酶能夠對鑽進過程中侵入地層和粘附在井壁上的暫堵材料進行生物降解的特殊性能，使可生物降解的鑽井液材料由長鏈大分子變成了短鏈小分子，流體粘度逐漸下降，先前形成的泥餅自動破除，產層孔隙中的阻塞物消除，從而使地下流體通道暢通，油層的滲透率提高，油氣井的產能增加。該項技術應用於水平井完井後，可有效消除濾餅存在對油層造成的污染，大大提高水平井的採收率，提高油田勘探開發綜合效益。

E. 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

F. 海相碳酸鹽岩儲層損害的室內評價及損害機理

當儲層受到損害時，宏觀上表現為滲透率下降，有效滲透率的下降包括絕對滲透率的下降（即滲流空間的改變）和相對滲透率的下降。滲透空間的改變包括：外來固相侵入、水敏性損害、酸敏性損害、鹼敏性損害、微粒運移、結垢、細菌堵塞和應力敏感損害；相對滲透率的下降包括：水鎖、鹼敏、潤濕反轉和乳化堵塞等。從微觀上講，影響儲層滲透率的內在因素主要包括：岩石礦物組成、結構、構造、儲集空間結構、岩石表面潤濕性、流體性質；儲層損害的外因主要指：入井流體性質、壓差、溫度和作業時間等。到目前為止，還沒有真正形成一套系統的海相碳酸鹽岩儲層保護的實驗技術和方法，大部分工作都是借鑒碎屑岩儲層保護的研究思路和方法。

3.5.1.1 儲層損害的室內評價

儲層損害評價技術包括室內評價和礦場評價，室內評價的目的是研究油氣層敏感性，配合進行機理研究，同時對即將採用的保護技術進行可行性和判定性評價，為現場實施提供依據。圖3-167是儲層損害室內評價實驗流程框圖，常規的儲層損害室內評價方法主要是通過獲取所研究地區儲層岩心或採用標准岩心，在模擬儲層現場條件的情況下，進行岩心流動試驗，在觀察和分析所取得試驗結果的基礎上，研究岩心損害的機理。

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

式中：K為初始滲透率（升高圍壓曲線起始點），10^-3μm²；K_min為最低滲透率（一般為升圍壓曲線終止點），10^-3μm²；Δσ為有效應力變化值，MPa。評價應力敏感性的定量指標：R_σ為3～2，2～1，1～0時，損害程度分別為弱，中，強。

傳統的油層損害的損害度R，只是岩樣滲透率降低的百分率，沒有考慮有效應力的變化幅度。不能直接反映有效應力的影響。應力敏感性損害度R_σ，則反映了有效應力變化因素，更具科學性和實用性。

（3）工作液對儲層的損害評價

主要指藉助各種儀器設備，預先在室內評價包括鑽井液、完井液、壓井液、洗井液、修井液、射孔液、壓裂液、酸化液等工作液對油氣層的損害程度，達到優選工作液配方和施工參數的目的。

1）工作液的靜態損害評價。該方法主要利用各種靜態濾失實驗裝置測定工作液靜態濾失系數和工作液濾入岩心前後滲透率的變化，來評價工作液對油氣層的損害程度並優選工作液配方。實驗時，盡可能模擬儲層溫度和壓力條件。用式來計算工作液的損害程度：

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

式中：R_s為損害程度；K_o為損害後岩心的油相有效滲透率，μm²；K_o為損害前岩心的油相有效滲透率，μm²。

R_s值越大，損害越嚴重，評價指標同表1。

2）工作液動態損害評價。在盡量模擬地層實際條件下，評價工作液對油氣層的綜合損害，為優選工作液配方和優化施工工藝參數提供科學依據。動態損害評價與靜態損害評價的區別在於：靜態評價時，工作液處於靜止狀態，而動態評價時，工作液處於循環或攪動的運動狀態。採用多點滲透率傷害評價儀還可以測定工作液浸入岩心後的損害深度和損害程度。

3.5.1.2 中國海相碳酸鹽岩油氣層損害機理

由於海相碳酸鹽岩和砂岩在成因上的不同，儲層在礦物組成、儲集空間和儲滲性能方面有很大的差別。

●碳酸鹽岩儲層的裂縫相對砂岩較為發育，使得儲集空間體積的總孔隙度一般很低，但局部孔洞縫發育帶的孔隙度和滲透率值很高，其孔隙度和滲透率之間的相關關系不如孔隙型儲層。

●碳酸岩儲層和碎屑岩儲層中的敏感性礦物類型、含量和產狀有著很大的差別。碎屑岩儲層中的敏感性礦物主要是黏土礦物，且通常位於外來流體和儲層中本身流體首先與之接觸的粒表、粒間暴露處，因而敏感性礦物，特別是黏土礦物，是碎屑岩儲層敏感性的主要內因。而碳酸岩儲層黏土礦物含量較少，並且主要是沉積成因，與碎屑岩中的黏土礦物相比，在岩石中分布相對均勻，而孔喉的表面和裂縫的縫面通常不具有優勢分布，因此由黏土礦物所造成的「外來流體與地層岩石不配伍」傷害比碎屑岩要弱得多，但碳酸岩或白雲岩儲層有本身特徵的敏感性礦物，如鐵方解石、鐵白雲石等，遇酸會釋放大量的Ca²⁺、Mg²⁺離子，Mg²⁺離子在鹼性條件下比Ca²⁺離子相對易於沉澱，形成Mg（OH）₂沉澱，黃鐵礦和鐵方解石和鐵白雲石遇酸後會釋放出鐵離子，在鹼性環境下易形成Fe（OH）₃沉澱。因此，儲層有潛在的較強酸鹼性。

●裂縫作為主要滲流通道的儲層，其滲透率大小直接決定著儲層的產量。裂縫的平、直、寬特點，使其通常具有較高的流體通過能力，固相顆粒易侵入儲層較深部位，而侵入的濾液則在裂縫壁上形成泥膜，使孔喉明顯縮小。

●在生產過程中由於孔隙壓力不斷下降，上覆岩層負荷應力與孔隙壓力之間的差值（即有效應力），可使裂縫在高圍壓下閉合，使滲透通道縮小，造成傷害。

一般認為，碳酸鹽岩油氣層的損害主要是外來固相侵入、濾液侵入、應力敏感等。固相顆粒及濾餅是造成碳酸鹽岩裂縫型油氣層損害的主要因素，水相圈閉和濾膜是損害孔隙型碳酸鹽岩油氣層的主要因素。裂縫-孔洞型碳酸鹽岩油氣層一般基質滲透率很低，裂縫是主要儲集空間和滲流通道，因此工作液對基質的入侵可忽略，應集中考慮裂縫可能受到的損害。從儲層保護的角度，根據儲層裂縫在油藏條件下的寬度對這些裂縫進行分類：一類是由中—小裂縫組成的儲層，所謂中裂縫指寬度介於10～100μm的裂縫；小裂縫指寬度介於1～10μm的裂縫；而微裂縫指寬度小於1μm的裂縫，因其與岩塊基質的平均孔隙、直徑相近，可列入基質孔隙范疇；另一類為大裂縫儲層，指裂縫的寬度大於100μm的裂縫。油氣層岩性可分為泥質碳酸鹽岩和灰質碳酸鹽岩。濾液和固相顆粒堵塞是損害碳酸鹽岩油氣層的共同因素；但裂縫寬度不同和岩性差異導致的化學組成不同；損害機理不盡相同；較大裂縫主要是固相堵塞造成的損害，液相損害對泥質碳酸鹽岩裂縫更為嚴重。對於碳酸鹽岩油氣層（特別是氣層）中的微裂縫，水鎖損害尤為嚴重，原始含水飽和度、滲透率、儲層潤濕性和界面張力均有較大影響。

（1）固相顆粒浸入

儲層壓力條件下，對裂縫寬度大於100μm的儲層，在鑽井施工中遇到的最大問題是儲層漏失，其漏失的原因可能有如下類型：①正壓差下的漏失；②重力誘導型漏失；③置換性漏失；④溶洞性漏失；⑤其他漏失（漏失同層、邊噴邊漏、地下井噴等）。這些漏失造成最嚴重的地層傷害是固相傷害。由於在鑽井液中90%的固相顆粒粒徑小於50μm，所以當裂縫的直徑大於50μm時，幾乎所有的固相可進入裂縫中，造成嚴重的填充堵塞。

（2）儲層流體敏感性

在鑽井完井過程中，侵入的濾液與儲層中的礦物發生物理化學作用，引起儲層滲透率的變化，稱之為儲層的流體敏感性。敏感性礦物包括黏土礦物和非黏土敏感性礦物。王欣等從微粒的受力分析出發，從理論上討論了重力、范氏力、雙電層力和水動力對微粒的影響，並著重研究了微粒水化分散、運移的臨界濃度和臨界啟動速度等多種影響因素。引起速敏傷害的可運移微粒，既有黏土礦物微粒，也有方解石、鈣長石等其他非黏土礦物的地層微粒。

現階段對儲層流體敏感性損害機理的認識主要集中在由於黏土礦物遇水膨脹，或微粒分散運移而導致地層孔隙度和滲透率下降。Land等指出，盡管做了數百塊岩心實驗，仍未能建立蒙脫石含量與水敏損害程度的關系，即蒙脫石膨脹與引起地層損害沒有直接的關系，這意味著不含膨脹性黏土礦物的地層也會受到損害。

（3）應力敏感性

Duan對不經打磨的自然裂縫（儲層的自然裂縫和地面露頭的自然裂縫以及大量的人造裂縫）表面特性進行了深入分析，並對自然裂縫的應力敏感性進行了數值模擬，建立了裂縫-孔隙型儲層應力損害的分析方法和評價方法。

蔣官澄對裂縫型儲層的應力敏感性進行了研究，通過對裂縫型儲層的滲透率和裂縫寬度與有效應力之間的關系進行回歸分析，認為裂縫型碳酸鹽岩儲層還存在著應力敏感性和滯後效應。景岷雪等通過實驗得出，應力變化幅度對岩心最終滲透率損害程度影響不大。孔隙型岩心應力敏感性小於裂縫型岩心，而天然裂縫型岩心應力敏感性小於人造裂縫岩心，且人造裂縫岩心受應力發生滲透率損害後，該損害過程幾乎不可逆。

Ayoub研究了有效應力與碳酸鹽岩岩樣滲透率之間的關系。隨著有效應力的增加，滲透率呈現三種變化趨勢：①由於實驗岩樣含有粒間孔，滲透率平緩下降；②岩樣含有溶蝕孔時，滲透率先是急劇下降，然後平緩的降低；③由於岩樣中黏土礦物反抗凈壓力而導致滲透率升高。

何健等指出，裂縫-孔隙型碳酸鹽岩儲層應力敏感中等偏強，孔隙型儲層應力敏感程度弱。對於模擬地層溫度、地層上覆壓力、地層孔隙壓力、地層含水飽和度的全直徑岩心的滲透率應力敏感性分析和測試實驗目前在國內外尚屬空白。

（4）氣層損害機理

氣層與油層相比，有很多不同之處。自然界中存在的氣藏大多數是低滲氣藏，儲層普遍具有低孔、低滲、強親水、大比表面積、高含束縛水飽和度、高毛細管力和低儲層壓力特點。這些特點決定了氣層易受到損害，並且一旦損害，解除比較困難。因此進行氣層損害有關研究也是十分重要的。

與油層損害相比，對氣層損害的研究深度遠遠不夠。從歷史上看，國內外均長期有「重油不重氣」的傾向，所以低滲氣藏的研究得不到重視；另一方面從滲流力學的觀點分析，氣體本身具有可壓縮性，在儲層中滲流時，因滑脫效應而表現出與液體不同的滲流行為，特別是在低滲儲層中，有些學者認為，氣體滲流具有非達西特性，這些均增加了滲流行為的復雜性。另外，氣層表面絕大多數是水濕的，親水現象嚴重，增加了滲流行為的不定性。這些都增加了氣層損害研究的難度。近幾年來，D.Bennion等人對氣層損害機理進行了比較系統的概括性總結，對鑽井過程中的氣層損害機理總結為：①儲層本身質量問題；②水鎖效應；③欠平衡鑽井中的反向自吸；④鑽井液固相侵入；⑤鑽具在孔壁磨光和壓碎現象；⑥岩石-流體間相互作用；⑦流體-流體間相互作用。

另有研究表明氣層由於具有較強的應力敏感性，越是低滲氣藏，特別是裂縫-孔隙性流道，應力敏感性越明顯。應力敏感性是由於很多扁平或裂縫狀的孔隙和毛細管的關閉引起的，在氣藏開采過程中，隨著儲層中天然氣的采出，這種由於儲層有效應力改變而引起的滲透率的降低是非常嚴重的，據國內外資料報導，應力敏感性可導致低滲氣藏的滲透率下降50%～90%。目前國內外還沒有建立起一整套針對低孔低滲氣藏損害的評價指標，包括對應力敏感性的評價指標。

水鎖效應對低滲氣藏滲透率的影響尤為嚴重。據國內外資料報道，液相在氣藏中滯留（即水鎖）是氣藏的主要損害因素，氣藏滲透率越低，影響越嚴重。

Bennion探討了水鎖形成機理、影響因素和損害消除方法，Bennion等認為水鎖是由於儲層初始含水飽和度遠遠小於束縛水飽和度引起的。賀承祖根據毛細管束模型，從理論上分析指出外來流體在油氣層中的毛細管力是控制水鎖效應的主要因素，而表面張力只是影響毛細管力的一個因素，此外還必須考慮接觸角和毛細管的有效半徑影響。碳酸鹽岩油氣藏也存在超低含水飽和度的現象，當氣藏初始含水飽和度低於束縛水飽和度或不可動水飽和度時，即處於「亞束縛水狀態」，一旦水基工作液接觸氣層或地層中其他部位的水竄入氣層，或凝析水在氣井附近集結等過程，導致氣井周圍含水飽和度增高，甚至超過不可動水飽和度，結果氣相的相對滲透率大幅降低，造成水鎖損害。水鎖是氣層第一位也是最基本的損害因素，嚴重製約碳酸鹽岩氣藏的發現成功率和經濟開采。

張振華等人對來自輪南古潛山裂縫性碳酸鹽儲層的岩心研究後認為，古潛山儲層存在明顯的水鎖效應。儲層的初始含水飽和度越低，岩心的絕對滲透率越小，水鎖效應越嚴重，並認為加入表面活性劑是減小水鎖效應的有效途徑。

G. 岩心流動實驗，飽和油和不飽和油有什麼區別

這也要是看你測的是什麼油，各種不同油脂的碘價標准值是不一樣的，豆油國標是控制在124--139之間，菜油國標是在94--120之間; 油脂不飽和程度越高越易

H. 　沉積盆地流體-岩石相互作用研究方法和手段

在盆地沉積物埋藏後所經歷的成岩過程中，會發生復雜的微生物、有機質、水、岩之間的相互作用過程。若烴類發生侵位，還涉及烴類參與的反應。傳統上往往將它們單獨地分別研究。流體-岩石相互作用研究力圖將烴源岩、儲集岩礦物和孔隙流體（油、氣、水）及其中的微生物作為一個完整的地球化學系統來研究其相互作用，這就要求進行沉積學、水文地質學、同位素地球化學、微生物學等多學科交叉研究，將地質觀察、實驗模擬、計算機模擬結合在一起，解決一些單一學科的問題。下面介紹實驗地球化學測試、實驗室模擬、熱力學理論計算等方面的研究方法。計算機軟體模擬將專門分章討論。

一、實驗地球化學測試

沉積盆地流體-岩石相互作用研究需要對儲層中油、氣、水、岩進行全面的分析。所分析的項目及數量取決於研究的內容和目標，不能一概而論。

1.分析測試內容

岩石分析岩石的礦物成分、化學組成和儲層物性；碳酸鹽膠結物的碳、氧、鍶同位素組成；硫酸鹽和硫化物的產狀、礦物習性、硫同位素組成；粘土礦物的X射線衍射分析和氧同位素分析。

流體包裹體分析流體包裹體包括液相和氣相包裹體，液相又包括水相和烴類。均一化溫度是各類流體包裹體常分析的內容，用以確定膠結物形成時期、油氣注入時間。對於水相包裹體，需測定Na、K、Ca、Cl組成及鹽度，用激光拉曼光譜測定溶解的CH₄、H₂S、CO₂氣體質量分數，H₂S硫同位素和CO₂的碳同位素。對烴類包裹體則可進行全烴色譜分析，以確定是否發生蝕變。

油田水分析用毛細管等速電泳或高效液相色譜（HPLC）分析有機酸中甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、苯甲酸等的濃度及總量。利用等離子發射光譜（ICP）分析微量元素K、Sr、Mn、Al、Fe、Zn、B、Li、Cs、Cd等。用鉬-硅法分析其中二氧化硅的含量。用質譜儀分析碳、氫、氧、硫、鍶、硼的同位素組成。

烴類分析分析稠油或瀝青的物性和族組成、氣相色譜特徵、生物標志物和硫同位素，並與正常原油對比，以研究其成因機制。分析伴生氣的氣體組分和碳、硫同位素。

2.分析測試技術

國內眾多的實驗室已建立起了成熟的方法，來分析上述岩石學、流體包裹體及烴類分析的項目。唯粘土礦物（高嶺石、蒙脫石和伊利石）的氧同位素分析國內尚未開展，但國外已有報道。油田水有機組分、微量元素及同位素分析，尚未為人熟知，有必要簡要介紹。

1）有機酸分析技術

（1）等速電泳法（ITP）該法採用在中空的毛細管內進行恆流電泳的獨特的分離分析方法。油水樣經水相蒸發預處理，除去大量無機鹽類後，即可直接進樣進行有機酸分離。所用儀器為瑞典LKB-2127等速電泳儀及島津IP-2A型等速電泳儀，檢測器為電導檢測器、紫外檢測器及電位梯度檢測器，配以200mm×0.5mm聚四氟乙烯毛細管（LKB-2127）及50cm×1mm、100cm×0.5mm兩級聚四氟乙烯毛細管（IP-2A）。採用電解質溶液及尾隨電解質溶液分別為組氨酸鹽＋組氨酸溶液及2-N嗎啉代乙磺酸溶液，或為HCl＋β-丙氨酸溶液及正己酸溶液。水相蒸發處理過程為：取水樣低溫蒸發，調至酸性，然後以丙酮洗滌過濾，再調節至鹼性，濃縮定容。方法的回收率及相對標准偏差分別為96%～105%和2.4%～7.6%。

（2）區帶電泳法（CZE）由於油田水中Cl^-干擾測定結果，等速電泳法需對樣品進行水相蒸發預處理，採用區帶電泳法則避免了上述預處理。所用儀器為惠普HP3PCE高效毛細管電泳儀，毛細管為50cm×50μm內徑熔融石英毛細管（有效長度48.5cm），檢測器為二極體陣列檢測器。電解質體系為：①鄰苯二甲酸氫鉀＋十六烷基三甲基溴化銨，pH=6.0；②3,5-二硝基苯甲酸＋十六烷基三甲基溴化銨＋5%甲醇，pH=9.0。檢測波長為254nm及210nm，間接檢測，壓力樣進，油田水樣過濾後，即可直接進樣進行有機酸分離。方法的相對標准偏差為1.1%～3.5%。

（3）毛細管氣相色譜法（GC）利用AT1000大口徑極性毛細管柱，對油田水中C₂—C₅一元羧酸進行分離分析。對油田水以水相蒸發除去大量無機鹽類後，經濃縮再直接進樣，無需酸化和萃取。方法回收率和相對標准偏差分別為79.6%～100%及1.9%～6.4%。

2）同步輻射X射線熒光分析

利用北京正負電子對撞機國家實驗室同步輻射裝置，在專用模式下進行工作。實驗測試時，樣品受同步輻射X射線激發，發生電離，被電離的原子產生次級特徵X射線。每種元素有其固有的特徵X射線能量及相應的特徵波長，用Si（Li）探測器測定這些特徵X射線的能量可判斷元素的類別；根據測得的待測元素的特徵X射線熒光計數與相同實驗條件下標樣所測的該元素的計數比較，可得出元素的含量。

由於同步輻射具有高亮度、高準直、線偏振及寬頻可調等優異特性，因而用於樣品的微量元素分析時靈敏度高，對制樣要求簡單，可在保持樣品原始狀態下進行測定，並能在相同的實驗條件下同時測定一個油田水樣品中的20多種微量元素，檢測下限可達10^-6量級。

3）δD、δ¹⁸O、δ³⁴S和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr的測定

δD的測試採用的是高純鋅（Zn）還原法，即將2μL水樣在390℃下經過鋅還原出氫氣，然後用MAT251質譜儀測定氫氣的D/H值。δ¹⁸O的測量採用CO₂-H₂O平衡法，即將一定量的CO₂高純鋼瓶二氧化碳與2mL水樣平衡，用MAT251型質譜儀測定平衡後CO₂的¹⁸O/¹⁶O。δD、δ¹⁸O測試結果均以SMOW（標准平均大洋水）為標准給出，其標准偏差分別為1‰～2‰和0.20‰～0.30‰。

δ³⁴S硫化物硫同位素分析方法是，將硫化物與一定比例CuO混合，在1100℃下真空燃燒制備純的SO₂氣體。硫酸鹽、自然硫或岩石中微量硫，均採用埃斯卡試劑處理，轉化為氧同位素基本純的硫酸鋇。制樣時，稱取一定量的BaSO₄、V₂O₅、SiO₂（比例為1∶3.5∶3.5），混合均勻後放入瓷瓶內，並在其上覆蓋一層銅絲，在980℃的真空熱解下，制備純的SO₂氣，然後用MAT251型質譜計測定³⁴S/³²S值。δ³⁴S值以CDT（為迪亞布洛峽谷隕石中的隕硫鐵）標准給出。其標准偏差為±0.10‰～0.30‰。

⁸⁷Sr/⁸⁶Sr測定方法是，取一定量地層水，用超純HCl酸化，經過標准離子交換技術分離後，在MTA261型多接收器質譜儀上進行測定。溶解碳酸鹽全岩、膠結物是用超純的HCl，溶解頁岩採用超純HF和HClO₄試劑。分析精度0.00003～0.00007。其中，地層水樣來自中途測試或完井測試。但是，這類樣品不可能有足夠的采樣覆蓋面，尤其在井內更是如此。最有效的彌補方法是使用岩心樣品，這就涉及岩心的保護及其水的離心分離。在應用了低浸染取心技術（即最大限度地減少泥漿對水的污染）以後，這種方法非常實用。還有一種是RSA法，即殘余鹽分析法。在實驗室中用超純水浸濾未經保護的常規岩心，以溶解孔隙中的鹽。這種鹽是岩心在儲藏期間從蒸發的地層水中沉澱出來的。由於不可能浸濾出100%的鹽類物質，所以浸濾出的鹽不保留原始地層水總體化學性質。但是通過對RSA法的有效性嚴格檢驗後，發現鍶同位素⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值卻不受影響。在取樣過程中必須避免在岩心邊緣、裂隙面和含有高滲透性岩石的部位取樣，篩去具有污染特徵的數據（取決於滲透性與⁸⁷Sr/⁸⁶Sr之間的關系），還要沿一些岩樣的半徑方向測定RSA法的數據特徵，以此來校驗岩心中央未被污染水的穩定比值。與多種鑽井泥漿滲透液相比，地層水中的高Sr含量意味著水中⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比對污染作用相對地不太敏感。比較而言，地層水的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值為0.705～0.730，砂岩中礦物的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值變化范圍更大：斜長石或碳酸鹽小於0.710，鉀長石大於0.730，而雲母大於0.800。可見，用RSA法可以將油田水⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值十分精確地測定出來（Smalley,1987）。

二、實驗室模擬

模擬實驗是在實驗室中通過控制實驗條件來模擬自然條件下流體-岩石相互作用的過程。模擬實驗包括動力學和熱力學兩種模擬方法。中國地質科學院張榮華研究員一直在模擬研究開放體系中方解石、螢石等礦物-水的反應動力學。而沉積盆地水-岩反應更常發生在半封閉-半開放體系中。模擬的內容包括：有機酸、CO₂的生成；有機組分（原油、有機酸等）參與的水-岩相互作用；金屬有機配位化合物穩定性的實驗測量等。常用的模擬實驗方法是流動或動態實驗裝置（Barth等，1988；楊俊傑等，1995）。該方法是將反應溶液從一端注入，並在控制的溫度、流速下與反應容器中塗有環氧樹脂的岩心發生作用。反應溶液可以是各種合成地層水，可含有機酸或原油。在不同的持續時間里從另一端收集反應後的溶液，觀測水化學的變化。另一方法採用間歇反應器（靜態裝置），反應容器可用不銹鋼、鈦製成。採集並分析經不同時間反應後的溶液，對比實驗前後岩石的顯微特徵、物性或原油性質的變化，以達到模擬研究流體-岩石相互作用的目的。

三、熱力學理論計算

熱力學理論計算方法是運用熱力學定律，對地球化學反應和過程進行理論計算來推斷和解釋各種地球化學現象（梅廉夫等，1994），可為實驗結果的延拓、解釋和檢驗提供理論依據。倪師軍等（1993）根據流體包裹體溫度、壓力、成分及E_h-pH值，計算了成岩流體與礦物相互作用的趨勢。而自由能更廣泛應用於化學反應趨勢的預測上。McBride（1987）、羅明高（1995）以反應的自由能模擬計算了成岩作用的序列；Meshri（1990）對比研究了碳酸和有機酸的熱力學反應能力，計算了碳酸鹽礦物方解石和鋁硅酸鹽礦物長石的溶解趨勢和向粘土礦物轉化趨勢。Giles（1990）利用質量傳遞方程研究了礦物溶解-沉澱、離子遷移能力對次生孔隙和總孔隙度變化的影響。可見，熱力學理論計算已用於地質現象的解釋和預測上，是計算機軟體模擬的基礎。但相對而言，考慮的因素較為單一。

I. 鑽井液、完井液引起儲層損害評價新方法——高溫高壓岩心動態損害評價系統的研究

余維初^1，2，3蘇長明¹鄢捷年²

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京100083；2.中國石油大學（北京），北京102249；3.長江大學，荊州434023）

摘要 高溫高壓岩心動態損害評價系統是石油勘探開發中評價儲層損害深度與程度的新的評價實驗方法與實驗儀器，它可以測量岩心受入井流體損害前各分段的原始滲透率值，然後不需取出岩心，就可以直接在模擬儲層溫度、壓力及流速條件下，用泥漿泵驅替高壓液體罐中的入井流體，在岩心端面進行動態剪切損害。損害過程完成後，也不需取出岩心，而是通過換向閥門改變流體的流動方向，再由平流泵驅替液體，測量儲層岩心受損害後各段的滲透率值。通過對比岩心各分段的滲透率變化情況，即可確定岩心受入井流體損害的深度和程度，從而優選出滿足保護油氣層需要的鑽井液與完井液。目前「評價系統」及配套智能化軟體已在多個油田企業投入使用，並取得了良好的應用效果。

關鍵詞 岩心 儲層保護 動態損害 評價系統 鑽井液與完井液

A New Method Used to Evaluate Formation Damage Caused by Drilling ＆ Completion Fluids——Investigation of the HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System

YU Wei-chu^1，2，3，SU Chang-ming¹，YAN Jie-nian²

（1.Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083；2.China University of Petroleum，Beijing102249；3.Yangtze University，Jingzhou434023）

Abstract The HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System is newly developed a new method and apparatus used for evaluation of the extent of formation damage caused by drilling and completion fluids in petroleum exploration and development.It can be used to measure the original permeability of each section of the core sample before contamination by the drilling or completion fluid.Then，the core does not need to be taken out and the process of dynamic damage can be directly concted by flushing with the drilling or completion fluid using mud pump under the conditions of the simulated formation temperature，pressure and flow rate.After the damaged process is completed，the core is still kept in the holder and the permeability of each section of the core sample after damage can be measured by altering the flow direction with the reversal valve and flushing a fluid（cleaning water or kerosene）by the constant flow-rate pump.By comparing the permeability data that occur at each section of the core sample，the damage level and invasion depth can be determined，and the drilling and completion fluids that meet the requirements of formation protection can be selected.Currently，the new evaluation method，the testing system and associated software for formation damage inced by drilling fluid and completion fluids were applied in several oilfields widely，and favorable results have been obtained.

Keywords core formation protection dynamic damage testing system drilling and completion fluids

隨著世界石油生產的不斷擴大與發展，油層傷害與保護的問題日益為各國石油工程師們所關注。油層傷害一旦產生，其補救措施需要付出昂貴的代價。因此，國外早在20世紀40～50年代就開始了油層傷害與保護的室內試驗研究。我國也在20世紀70～80年代開始著手研究油層傷害問題，並建立了相應的儲層損害評價實驗方法及相關儀器。然而隨著油氣田勘探與開發逐步轉向深層，原有的儲層損害評價方法已不能適應。因此，要想在油氣層保護技術領域取得突破性成果，有必要建立一套完整的、能夠適應更深的地層勘探開發的儲層損害評價新方法和與之相配套的評價手段，既可以測量岩心各段的原始和損害後滲透率，又能模擬儲層溫度、壓力及泥漿上返速度等條件對岩心進行動態損害評價的新方法、新儀器。

本文主要介紹了該「評價系統」的設計思路、設計原理、技術性能指標、實驗參數計算方法及其應用情況。

1 「評價系統」 的設計思路和工作原理

1.1 設計思路

（1）該「評價系統」首先要能夠測量岩心各段的原始滲透率（K_oi）和受損害後滲透率（K_di）。根據本項目組的專利技術滲透率梯度儀（專利號：91226407.1）的工作原理和設計思路，由達西定理公式便可很方便地計算出岩心各段損害前後的滲透率參數。

（2）根據本項目組專利技術新型智能高溫高壓岩心動態失水儀（專利號：ZL200420017823.7）的工作原理和設計思路，在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿上返速率的條件下對岩心某個端面進行動態剪切污染損害實驗。

（3）根據本項目組專利技術高溫高壓岩心動態損害評價實驗儀（專利號：200410030637.1，ZL200420047524.8）在滲透率測量完成後，不需取出岩心，而是在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿返速的條件下對岩心進行動態污染實驗。在對岩心進行動態損害時，利用相關閥門，關閉岩心多段滲透率的測量機構，採用特製泥漿泵，在模擬地層溫度、壓力和井眼環空泥漿上返速度的條件下，對岩心的某個端面進行動態剪切污染，動態污染採用端面循環剪切式結構。實現一次裝入岩心就可以在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿返速的條件下對岩心進行動態污染，以及污染前後岩心多項滲透率參數測試的評價實驗研究。

（4）在多段滲透率測試過程中「評價系統」的重要組成部分使用了本項目組的專利技術高壓精密平流泵（專利號：ZL02278357.1）首次實現恆流、恆壓以及無脈動微量液體的輸送技術。

（5）「評價系統」的核心部分使用了本項目組的專利技術岩心夾持器（專利號：ZL93216048.4）首次採用金屬骨架硫化技術、「O」型密封圈技術以及橡膠的自封原理，打破了老型產品的擠壓式密封結構，順利地實現了沿岩心軸向建立多測點技術。

該「評價系統」的一個突出特點是將岩心損害前後各段滲透率變化測試和對岩心端面的動態污染損害機構有機地結合起來，從而順利地實現了設計目的。

1.2 儀器的組成結構及工作原理

為了實現在同一台儀器上完成岩心的多段滲透率測試和模擬井下條件對岩心的動態損害，從而准確高效地評價鑽井液保護油氣層的效果，根據鑽井工藝要求和上述設計思路，把高溫高壓岩心動態損害評價系統設計成如圖1所示的工藝流程，它主要由精密平流泵、泥漿泵、液體罐、端面動循環並帶多個測壓點的岩心夾持器、流量計、電子天平、氣源、壓力感測器、溫度感測器、環壓泵、回壓控制器、加熱系統、數據採集與處理系統等部分組成。

圖1 高溫高壓岩心動態損害評價系統流程

1—氣源；2—高壓減壓閥；3—高壓液體罐；4—泥漿泵；5—流量計；6—電子天平；7—回壓控制器；8—環壓泵；9—端面循環的多測點岩心夾持器；10—閥門；11—壓力感測器；12—精密平流泵；13—排污閥；14—數據採集器；15—數據處理系統（計算機、列印機）；16—加熱體

其主要工作原理是：當關閉泥漿泵及相關閥門時，由精密平流泵驅替可進行岩心損害前後滲透率的測試；而當打開泥漿泵、流體管路及相關閥門時，可對液體罐中的鑽井液或完井液在實際儲層條件下進行循環，從而實現對儲層岩心端面進行動態損害模擬。軟體界面如圖2右上角所示。

「評價系統」由兩大部分組成：鑽井過程的動態損害模擬系統和多段滲透率測試系統。在動態損害模擬系統中（如圖2左邊部分），氮氣瓶給泥漿罐加壓，泥漿循環泵控制流量，使鑽井液以一定的壓力和流量從泥漿罐里泵出，通過岩心夾持器與岩心的端面接觸，對岩心端面進行高溫高壓動態損害評價實驗，最後流回泥漿罐，形成密閉循環。在壓力作用下，泥漿中的液體經過岩心而濾失，其動態失水經過管線流到電子天平稱重，就可以測量出岩心的動失水速率等多項實驗參數。

在滲透率測試部分（如圖2右邊部分），精密平流泵驅動實驗液體進入岩心，經過岩心流至電子天平。另外，多個壓力感測器實時採集岩心各測壓點的壓力值，根據達西定理進而可以算出岩心損害前後各分段的滲透率參數。

圖2 高溫高壓岩心動態損害評價系統軟體界面

1.3 數據採集與控制原理

1.3.1 硬體設計的總體思路

該「評價系統」控制部分硬體設計應具備以下主要功能：①溫度控制，模擬井下高溫工況；②流量控制，能夠根據流量設定值准確地控制磁力泵的排量，從而控制岩心端面鑽井液的流速，以模擬鑽井作業過程中實際泥漿環空返速；③圍壓監測，岩心夾持器圍壓通過步進電機控制，儀器能夠根據設定值自動控制並監測壓力，實時顯示在人機交互界面上；④儀器工作壓力監測，泥漿循環的工作壓力由氣源調節給定，同時受泥漿溫度的影響，軟體儀器自動檢測壓力參數；⑤動濾失量計量，鑽井液對岩心的損害是否已經完成，主要是看動濾失速率，當損害已充分時，動濾失速率曲線上升趨於平衡，不再變化或變化微小，說明鑽井液對岩心的動態損害實驗已經完成，這個過程一般需要150min，濾紙的動靜濾失速率道理也是一樣。

1.3.2 軟體部分

該「評價系統」控制軟體的人機交互、數據處理等功能由PC機完成，藉助PC機強大的繪圖、數據處理功能為用戶提供一個實時性好、穩定性強、界面直觀、使用方便的操作管理平台。用戶可通過計算機軟體非常清晰地掌握整個儀器運行的情況，可方便、及時地對實驗過程中的各項參數進行調整，並對數據進行分析。為研究人員提供友好、便捷的人機交互全中文界面及數據處理環境，同時實現數據的存儲，實驗曲線的繪制，數據報表的輸出和歷史數據的查詢等功能，其中包括流體通過岩心的孔隙體積倍數，岩心各段的滲透率、滲透率損害率、滲透率恢復率、鑽井液與完井液通過岩心時的動濾失速率等實驗參數，並且由計算機直接列印出實驗數據報表，「評價系統」控制軟體的人機交互主界面見圖2所示。

1.4 主要技術指標

該「評價系統」的主要技術性能指標如下：（1）鑽井液與完井液污染壓力：0～10MPa，測量岩心滲透率流動壓力最大可達60MPa；（2）工作溫度：室溫～150℃（最大可達230℃）；（3）岩心端面流體線速度：0～1.8m/s；（4）實驗岩心規格：人造或天然儲層岩心，其尺寸為φ25×25-90；（5）測壓精度：±2‰；（6）鑽井液用量：2～3L；（7）滲透率測量范圍：（1～5000）×10^-3μm²；（8）電源：220V，50Hz（要求使用穩壓電源）。

與其他油氣層損害評價實驗裝置相比，該「評價系統」無論在工作壓力和工作溫度方面，還是在岩心的滲透率測量范圍方面，均具有明顯優勢。不難看出，它適用於各種滲透性儲層，以及出現異常高壓或異常低壓的儲層，還適用於在井底溫度超過150℃的深井中應用。

2 實驗參數及計算方法

2.1 V_返的計算

在鑽井過程中，鑽桿和鑽鋌處的環空返速可用下式進行計算：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：Q為鑽井現場泥漿泵排量（L/s）；D₁，R分別為鑽頭直徑和半徑（in）；D₂，r分別為鑽桿或鑽鋌的直徑和半徑（in）；

為泥漿在環空處的上返速度（m/s）。

岩心端面處剪切速率的大小通過使用變頻器調節泥漿泵的轉速來實現，選擇合理排量的泥漿泵就可以任意模擬鑽井現場泥漿泵的排量。在鑽井過程中，根據泥漿環空水力學計算結果，當鑽桿或鑽鋌處環形空間泥漿的上返速度

推薦值為0.5～0.6m/s時，才能形成平板型層流，從而滿足鑽井工藝的要求^［4］。

2.2 岩心動濾失速率的計算

根據鑽井液動濾失方程，鑽井液或完井液通過岩心時的動濾失速率可使用下式計算：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：f_d為動濾失速率（mL/cm²·min）；Δθ為Δt時間內的動濾失量（mL）；Δt為滲濾時間（s）；A為岩心端面滲濾面積（cm²）。

2.3 動態污染損害前後岩心各段滲透率的計算

在一定壓差的作用下，流體可在多孔介質中發生滲流。一般情況下，其流動規律可用達西定律來描述。因此，在動態污染前後，岩心各段滲透率參數的計算可通過應用達西定律公式來實現。由於是多點測試，可以將達西定律公式寫成：

。

3 實施效果

該項目技術產品已在江漢、江蘇、大慶、大港、吉林、中原、南方勘探公司、克拉瑪依、塔里木等各油田單位推廣了五十多台套，大量的實驗研究表明，使用效果良好，它可以測量出岩心沿長度方向的非均質性，並能判斷同一岩心在受鑽井、完井液損害前後各段滲透率和損害深度程度，也可評價各種增產措施的效果，優選鑽井、完井液體系配方、優化增產措施，達到保護油氣層的目的，並認識了油氣層特性，提高了油氣田的勘探和開發效率。上述各油田通過該「評價系統」篩選出的優質鑽井、完井液，起到了保護油氣層的效果，既降低了生產成本，又提高了油氣井產量，已經取得了巨大的經濟效益和社會效益。該成果的推廣應用為保護油氣層技術研究和油氣田評價工作的開展提供了全新的評價手段和評價方法，還使得其在理論和實驗技術上獲得了重大突破，其實驗研究結果對油氣田勘探與開發方案的科學決策、油氣田的發現、提高油氣井產量、延長油田的開發周期以及保護油氣層領域的科學研究將起到十分重要的指導作用。

該評價新方法以及相關技術產品使科研成果及時轉化為生產力，填補了我國在相關實驗技術領域裝備製造上的空白，具有同類技術的國際先進水平。

參考文獻

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J. 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。