专项岩心实验装置

① 考虑铁离子影响的元素硫沉积伤害实验

水力压裂技术和酸化技术是目前改造低渗透油气储层的主要手段，对于含硫气藏，水力压裂技术和酸化酸压技术都面临着重大的挑战［74］。针对高含硫储层的酸液配方还值得深入研究和评价，也面临单质硫沉积和硫化亚铁沉淀对储层的二次伤害。

有效解决储层改造中的控硫控铁难点问题，必须立足于对含硫化氢气藏储层特性和硫化氢特定理化性质的系统研究，弄清高温、高压、高含硫条件下Fe（Ⅱ）—H₂S、Fe（Ⅲ）— H₂S的反应特性、储层酸—岩反应机理及酸蚀裂缝导流能力的影响因素，提出针对性强的酸液体系与酸压工艺。对含硫化氢气井的处理，主要集中在控铁沉积上以及相应的溶剂研究方面^［75］。但对于实际储层高温高压的情况，特别是对于没及时返排出地层的残余酸液中铁离子对储层产生的伤害及伤害程度还缺乏相应的实验研究。

为更好地模拟施工结束后残余酸液中铁离子对储层产生的伤害，利用溶解有饱和元素硫的天然气通过含铁离子的露头砂压制的人造岩心，建立并模拟完成了储层元素硫沉积衰竭式伤害渗流实验。

3.2.1 酸液中铁离子对高含硫气藏储层产生的伤害

作为酸压工作液的工业级盐酸，本身含有相当数量的Fe3＋，这是硫化氢油气井酸压作业中三价铁的主要来源。从而酸压作业过程中不可避免地会产生一定量的铁离子（Fe^3＋，Fe^2＋），在H₂S存在的条件下，Fe^3＋和Fe^2＋的沉淀行为会发生很大的改变（与常规条件相比），极易形成硫化亚铁沉淀，引起严重的地层伤害。与不含硫化氢的情况相比，铁沉积的控制变得更加复杂和困难。外来流体中只要存在Fe^3＋，便立即与H₂S发生氧化—还原反应，Fe^3＋被还原成Fe^2＋，同时S^2-被氧化成S⁰从溶液中析出：

图3.5 平均压力与渗透率之间的关系

整个实验伤害来源于两部分组成，一部分来源于铁离子与硫化氢发生化学反应，其次则是随着温度压力的降低，元素硫沉降所产生的伤害。从图3.5中可以看出，初期斜率普遍较大，主要以化学反应为主，后期曲线偏向平缓，这更加说明了化学反应的产生对储层伤害的严重性。

② 特殊岩心分析实验是指什么

这类储层物性描述要靠一些特殊实验取得认识，通常包括：上覆岩石压力、润湿性、表面与界面张力、毛细管压力、相对渗透率。这些岩石物理数据直接影响着对烃类物质的数量和分布的计算，它是研究某一油藏流体的流动状态的重要参数。

（1）上覆岩石压力：埋藏在地下几千米的油藏承受着上覆巨厚地层的重量，即上覆压力，这个上覆压力是对储层施加的一种挤压力，通常岩石的孔隙压力接近于上覆压力。如果岩石的颗粒胶结得很好，典型的孔隙压力大约是每10米深度增大0.1兆帕，上覆压力与内部孔隙压力之间的压力差称为有效上覆压力。我们钻开油层采油，如果不补充能量，就像在一个大皮球上戳一个洞放气，在球内气体压力衰减过程中，大皮球就会扁下去，同样道理，在压力衰竭过程中，油层内部孔隙压力要降低，有效上覆压力会增大，这将使储层总体积减小，同时，孔隙间的颗粒膨胀。这两种变化都使孔隙空间减小，也就是减小了岩石孔隙度。通过特殊岩心分析实验我们就可以建立孔隙度或渗透率与有效上覆压力间存在的某种关系。

孔隙压力的变化会影响岩石孔隙体积的变化，也影响着孔隙内流体的饱和度变化，我们往往采用一个压缩系数的概念来表述这一特性，孔隙压缩系数（数学符号记为CP）也就是单位压力变化时的孔隙体积的相对变化值。

对大多数油藏，基岩和岩石体积压缩系数相对于孔隙压缩系数CP都很小，因此通常用地层压缩系数Cf来描述地层的总压缩系数，并让Cf=CP 。在油田开发中，油藏总压缩系数被广泛应用于瞬变的流动公式和物质平衡方程，它就像我们高中时学的物理学用容变模量的倒数来表征一个弹性体瞬变过程一个道理。油藏总压缩系数数学符号记为Ct，它包括了原油、束缚水、天然气和岩石的压缩系数，掌握了这个参数很有用，一个封闭性的油藏，如果我们已经计算出它的地质储量，想了解在弹性开采阶段能采多少油，我们只要将储量乘上总压缩系数（Ct）再乘上弹性期压力降数值就可以计算出它能采出多少油来，反过来，如果我们掌握了开采过程中油藏压力下降的情况和实际生产量，也可以反求出这个油藏应该有多少弹性储量。

（2）岩石润湿性：任何一种液体与另一种固体表面相接触，液体就会在固体表面产生扩散或附着的趋势。例如，将汞、石油、水滴在一块干净的玻璃板上，你可以看到水滴很容易散布在玻璃板上，石油大约呈半圆珠状，水银则保持圆珠状，这种特性就叫润湿性。这种扩散的趋势可以通过液固表面的接触角来表示，接触角度小，液体的润湿性就强，零度接触角表示完全不润湿，180°则表示完全润湿。

油、水相对渗透率曲线

③ 驱替实验

（一）实验简介

实验用油为现场脱水原油，黏度为4.19mPa·s。为避免产生水敏，饱和岩心以及水驱油过程均用矿化度为30×10⁴mg/L的NaCl水溶液。实验温度为70℃。实验岩心取自东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏。实验方法及实验装置采用岩石中两相相对渗透率测定方法（SY/T 5345-2007）中的非稳态法测定油水相对渗透率及开展水（气）驱油驱替实验^[153]。按模拟条件，在油藏岩石上进行恒速（水驱）或恒压（气驱）驱油实验。水驱油实验中，驱替速度分别为0.5,0.8,1.0,1.2mL/min，净覆压分别为2,10,20MPa。岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端压力差随时间的变化，整理实验数据、绘制相对渗透率曲线、计算驱油效率和采收率。实验过程如下：①将岩心抽真空饱和NaCl水溶液，计算饱和水量及孔隙体积。②用原油驱替含水岩心，不再出水时计量驱出的水量，计算束缚水饱和度和油相渗透率。③水（氮气）驱油，用NaCl水溶液（氮气）驱替含油岩心，驱替时以恒速（水驱）或恒压（气驱）的方式进行。驱替开始前，在岩样入口建立一定的压力（压差值小于测油相渗透率时的压差值）。记录见水（气）前的油、水量（油、气量）以及注入压差和驱替时间，记录见水（气）时的累积产油量、累积产液量，岩样两端的压力差及驱替时间。④当不再出油时，测定水相（气相）渗透率，结束实验。

气驱油过程及相对渗透率的计算方法与水驱油类似。相对于水驱油，气驱中氮气开始流动的端点意义不同，气体开始流动前达到的最小饱和度值称为气体平衡饱和度，气体饱和度大于此平衡饱和度时开始流动。气驱油采用气驱完毕后的气体渗透率作为基准渗透率，水驱油采用束缚水状态下的油相渗透率作为基准渗透率。

（二）实验结果

选择低渗、特低渗岩心样品共5块，按上述方法进行水（气）驱油实验。实验数据整理如表6-3-1，表6-3-2所示。

表6-3-1 气驱综合数据表

表6-3-2 水驱综合数据表

④ 岩心及其实验分析资料

岩心及其实验分析资料是认识储层最直接的信息，也是储层评价必不可少的基础资料。因此，尽早尽可能地进行系统取心，取得一个所研究储层的完整岩心剖面，是开发储层评价很关键的一环。

系统取心井点在平面上分布应考虑储层平面上、纵向上相变的程度，保证所取岩心能覆盖各类微相和岩相，以利于建立测井相和各类微相、岩相与物性关系。

常规岩心分析的取样应满足一定的密度要求，满足测井的岩石物性解释需要。储层非均质性愈严重，要求取样密度愈大。

应有一定数量的代表性岩心样品，在同一块岩样上测定几项关键参数，以求得各项参数间合理的相关关系，如孔隙度与渗透率、水平渗透率与垂直渗透率、不同方向上水平渗透率的差异等。

要有一定的特殊岩心分析，了解储层的渗流特征，求取相对渗透率、水驱油效率、储层的敏感性。

评价水体部分储层，是开发地质工作中一个必不可少的组成部分。由于含油区和含水区间常常会存在成岩作用差异，两者参数经常不能互相替代。而水层性质往往对油层开发有很大影响，所以取得一定量的水层岩心并进行分析研究是十分必要的。

油基钻井液取心、密闭取心等特殊技术取心是直接取得准确的油、气、水饱和度资料和润湿性资料等的专门手段，应视需要和条件适当安排。

⑤ 常规岩心分析实验是指什么

这类岩心分析实验主要是描述岩石本身孔隙空间大小；各种流体在孔隙空间内占有多大比例；各种流体在储层内发生流动时，它的流动速度与流体性质及岩石特性之间的关系。

（1）岩石孔隙度（数学符号记为Φ）：它是对岩石储存流体的储集能力的度量。定量地说，孔隙度是孔隙体积与岩石总体积的比率。孔隙体积如果是总孔隙体积（连通的孔隙体积加上不连通的孔隙体积），这个比率就叫绝对孔隙度；孔隙体积如果是相互连通的孔隙体积，这个比率就叫有效孔隙度。有效孔隙度是指互相连通的孔隙体积占岩石总体积的比率，那些不连通的孔隙称为死孔隙，对开发是没有意义的。因此，有效孔隙度是表征岩石物性的一个非常重要的参数。

（2）岩心流体饱和度：为某特定流体（油、气或水）在地层中占据孔隙体积的分数或百分比。油的饱和度数学符号记为So；气的饱和度数学符号记为Sg；水的饱和度数学符号记为Sw。

所有流体的饱和度之和是100%，所以，So+Sg+Sw=1.0。一般认为，油藏中的流体从运移到聚集经历了漫长的地质年代，流体已达到了一种过平衡状态，按密度的不同进行了分离，油的上面是天然气，下面是水。除了底水和边水外，储层中由于毛管力的作用，孔隙中还分布着最低限度的原生水，原生含水饱和度（Swc）也很重要，因为它占据了油气之间的空间。它在整个油藏中不是均匀分布的，随岩性孔隙致密程度及离自由水面的高度而变化，最低限度的原生水通常呈水膜状附着在岩石的孔隙周围，通常也称之为束缚水饱和度。油藏一旦投入开发，油相要流动，其饱和度必须超过某一个特定值才能流动，这个值就是临界含油饱和度（Soc），低于这个值油相在孔隙中是不流动的。如果我们用一种驱替剂将油驱替出来，在这个过程中，就有一个残余油饱和度（Sor）的概念，残余油饱和度总是大于临界油饱和度。我们经常感兴趣的饱和度是可流动油的饱和度（Som），也就是可动油占据孔隙体积的分数或百分比，用公式表达为Som=1.0-Swc-Sor。

（3）岩石渗透率（数学符号记为K）：岩石渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。1856年，亨利·达西（Henry Darcy）总结了他利用水通过自制铁管砂子的驱替实验，第一次用数学公式定义了这一岩石特性，这就是有名的达西定律。在流体流动计算中应用传统的线性流方程表达为：

某油田孔隙度和渗透率的关系从达西定律中可以明显看出，通过多孔岩石流体的流速q与岩石的渗透率及两端的压差成正比，与流体的黏度和流过的距离成反比。这就好比我们以相同的压力差来驱赶那些地下的油、气，地下的“房子”越大（Ф越大）、房子的“门窗”越多（孔隙结构的喉道配位数越多）、行走越畅通的地方（高渗透储层），油或气就越容易被赶出来，而对那些房子小、门窗小、行走阻力大的地方（低渗透储层），油、气就比较难于被赶出来。除非加大驱动压力差，或者把“门窗”改造大一些（通过压裂、酸化等改造措施）才能把更多的气、油赶出来。如果地层构造都一样，可以肯定说，气最容易跑出来，因为气的黏度低，流动起来阻力小，油黏度比气高，流动起来就比气迟缓。同是油，那些黏度低的也就比那些黏度高的容易流动，一些黏度极高的重油简直就像狗皮膏药，黏糊糊的，很难把它们从地下“拽”出来。

⑥ 实验原理及装置

油田开发最直接的结果是储层中油气量减少，水量增加。最为关心的问题是储层最终可采量的多少，当前剩余油是如何分布的。解决这些问题的关键是如何正确确定储层中的各种饱和度。众所周知，储层中流体饱和度遵循下式：

图4-1实验装置流程图

⑦ 求助 模拟岩心驱替实验 操作方法

很难说清楚，最好找个有类似仪器的实验室去学习一下，如果阅读能力比较强的话好好看一下使用说明书。好像比较简单的原理是岩芯夹持器利用一个橡皮衬套加压把岩芯夹紧，从岩芯的一侧用泵柱液体，穿过岩芯从另一侧流出。

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⑨ 岩心裂缝观测与破裂实验分析

（一）岩心裂缝观测

储层的定量分析与预测，立足于裂缝观察与测量资料的基础上。通过岩心观察描述，可以大体了解储层裂缝的性质与特征、裂缝的产状与填充情况，定性确定裂缝形成的机制和成因，为建立三维地质模型和数值模型打下基础。

岩心裂缝观测方法包括全岩心裂缝观测和切片岩心裂缝观测。不同的观测方法，描述内容有所不同。全岩心裂缝观测与统计内容如下。

1.岩心裂缝几何参数

1）裂缝类型，包括张裂缝、张剪缝、剪切缝、缝合线、溶蚀缝、风化缝等。

2）裂缝的几何参数，包括裂缝的长度与宽度。

3）裂缝产状，包括倾角与方位。

4）裂缝形状，即裂缝的规则程度。

5）裂缝充填情况，包括充填物及充填程度。

6）裂缝面特征，包括镜面、擦痕、锯齿等。

7）裂缝间的交切关系及连通性。

切片岩心裂缝观测，着重描述裂缝宽度、裂缝充填物、裂缝间距、裂缝交切关系、裂缝充填程度等。

2.岩心裂缝密度的统计与分析

裂缝密度表示岩石破裂的程度。体积裂缝密度指裂缝总表面积与基质总体积的比值，计算公式如下：

地球物理测井

式中：V_t为统一尺度的岩心柱体积；≈表示用岩心柱总体积代替基质总体积，在基质孔隙度比较低的情况下，可以近似代替；S_i为第i条裂缝表面积；N为岩心柱体积内观测到的裂缝总条数。

研究岩心裂缝体密度有两个重要意义：一是用于计算裂缝孔隙度；二是用于建立储层裂缝预测模型和检验裂缝预测的可靠性。关于裂缝体密度观测统计公式如下：

地球物理测井

式中：H为岩心柱高；N为岩心柱内观测的总裂缝条数。

（二）破裂实验

岩心裂缝观测是指地质时期的构造运动遗留下来的破裂痕迹，试件裂缝是指室内岩石力学实验后在试件上形成和保留的裂缝轨迹。试件是指从钻井岩心上选取的岩石样品，在不同的温度压力条件下（模拟地壳深度环境条件）进行岩石力学实验，保留试件在实验过程中的破裂痕迹，观测裂缝特征。根据裂缝的力学成因，通过试件裂缝分析，掌握天然裂缝的形成机制，为建立裂缝预测模型打下基础。实验内容如下：

1）裂缝性质随围压增加，裂缝由张裂缝向剪切缝过渡。

2）裂缝张开度、裂缝长度及裂缝倾角。

3）裂缝面粗糙、光滑、凹凸不平等裂缝面特征。

4）试件裂缝体密度与应变能密度的关系。统计分析试件裂缝体密度与应变能密度之间的关系发现，裂缝体密度与围压、岩性及结构有关。不同试件之间的对应关系不同。

（三）裂缝统计与分析

岩心裂缝统计与分析结果具有两种意义。一是了解储层裂缝的大致情况；二是为数值模拟提供基本数据及验证资料。统计与分析内容主要包括如下内容。

1）裂缝几何参数之间的相互关系。

2）裂缝发育程度与深度的关系。

3）裂缝密度与裂缝孔隙度的关系。

4）裂缝与构造的关系。

5）裂缝与岩性的关系。

⑩ 实验室岩心测定及结果

地层条件下岩石力学参数的确定，最好采用实际目的层的地质力学环境，实验室内进行不同岩性、物性样品的三轴模拟试验实测得到的岩石力学参数。目前，对于含油气盆地中沉积岩通常测定的是通过单轴压力下的抗张、抗压及抗剪实验所得的值，部分情况下测定的三轴（围压）应力下的岩石变形、破裂参数十分明显，单轴应力条件下的岩石力学参数不代表地层条件下岩石真实值。因而有必要尽可能根据实际地质条件进行校正，逐步得到接近地层条件下的岩石力学参数。

研究中采用抗压实验测定岩心样品的抗压强度和其他力学参数，采用劈裂法测定岩石的抗张强度。

主要仪器设备：加载设备：YTD-200型电子式压力试验机、国产WEW-600E万能材料实验机；记录设备：西德产5吨、国产100吨压力传感器，日产7V07程序控制记录仪；数据处理设备：PC9801计算机及HUEI绘图机，打印机。

岩石的抗张、压强度定义为岩石破坏时的单位面积上的应力值。定义式如下：

σ_p、σ_t=P_max/A （2-1）

式中：σ_p、σ_t——单轴抗压、抗张强度，MPa；P_max——岩石试件最大破坏载荷，kN；A——试件受压面积，mm²。

抗剪强度（内聚力，τ_p）采用不同围压下抗压实验的应力、应变曲线，采用包络线法计算。

一般的规律是，岩石的抗压强度大于抗剪强度，抗剪强度大于抗拉强度。因此岩石更容易产生张破裂。

岩石的弹性模量为抗压实验，样品的轴向应力与轴向应变的比值，泊松比可为横向应变与轴向应变的比值。弹性模量E、泊松比μ计算公式：

油气藏现今地应力场评价方法及应用

式中：E——试件弹性模量，MPa；σ_p（50）——试件单轴抗压强度的50%，MPa；ε_h（50）、ε_d（50）——分别为σ_p（50）处对应的轴向压缩应变和径向拉伸应变；μ——泊松比。