岩心饱水实验装置

❶ 电阻率的测量

1.基本测量方法

在恒定电流供电的情况下，通过测量岩心两端的电位差，根据岩心的几何尺寸，就可以得到岩心的电阻率值。计算公式为

图4－18 离心管示意图

b.离心法：利用离心力使岩心脱水。具体做法是，将饱水岩心放入特制的离心管（图4－18）中，离心管的末端留有带刻度线的集水管，靠离心机高速旋转产生的离心力将盐水驱替出并收集在集水管中，依据体积法计算岩心的含水饱和度：

储层岩石物理学

式中：V_w是集水管中盐水体积。该方法优点是，离心力能在一定程度上模拟地层压力，而且可以通过调整离心机的转速来改变驱替压力；缺点是离心处理后岩心中盐水分布不均匀。

c.半渗透隔板法：半渗透隔板是一种多孔板，因孔隙尺寸较小，具有较大的毛管压力。半渗透隔板的孔隙表面经过化学处理，在一定压力下只允许润湿相流体（水）通过，而非润湿相（油气）不能渗透，因此消除了常规驱替时非润湿相活塞式推进所产生的“末端效应”。由于采用的半渗透隔板，驱替相和润湿相的相互作用主要取决于岩心的毛管压力，因此这种驱替过程能更好地模拟油气藏的压力系统。在一定压力下，如果计量管中的盐水体积不再增多就可以认为两相流体的分布达到了平衡，此时卸掉压力，取出岩心并称重确定其含水饱和度、测量电阻率值；然后将岩心放入压力容器内，增加压力进行下一个饱和度点的测量。不同含水饱和度下，两相流体分布达到平衡时的压力就是该状态下的毛管力，因此该方法也可以用来研究不同毛管力条件下的岩电关系。为了提高测量效率，很多仪器可以同时处理多块岩性相近、孔渗差别不大的岩心。

d.油、水两相驱替法：油、水两相驱替法是将岩心装在一个橡皮筒中，如图4－19所示，橡皮筒的两端套在外径与橡皮筒内径相同的柱状电极上，外面用金属套箍住，使其密封。对橡胶筒外施以液压，能够模拟地层的上覆压力，还能够使橡皮套紧贴岩心，避免驱替时橡胶筒与岩心间形成盐水层导电，影响测量结果。金属电极中间留有注液孔，通过它可以对岩心注入流体形成驱替压力。金属电极与岩心接触面留有网状沟槽，以便驱替流体沿岩心均匀推进。

图4－19 油、水两相驱替法岩心夹持器

流体饱和度计量采用体积法，驱提出的流体被收集到计量管中，根据计量管中的流体体积和岩心的孔隙体积可计算出岩心中某一种流体的饱和度。油、水两相驱替法一般采用两极法测量岩心的电阻率，若用四极法测量，因岩心中两相分布不均匀，无法准确知道两测量电极间的饱和度。所以，在这种装置中，四极法仅适于100％含水岩心的测量。

3.地层温压条件的模拟

地层条件主要指温度和压力。为模拟地下温度，将岩心夹持器置入可调温的恒温箱中，按地层条件调节箱内温度。模拟地层压力则通过液压系统给岩心夹持器加压来实现的，如图4－19所示，岩心置于橡胶套内，液压系统在胶套外施加压力，使岩心处于选定压力下。

❷ 天然气水合物地球物理勘探参数的测定

———水合物层声速的变化与水合物饱和度的关系

天然气水合物沉积层声学特性的研究对于水合物地球物理勘探及资源评价均有重要意义。关于沉积物中水合物饱和度对声学性质的影响已有一些研究，但还不足以验证前人提出的理论模型，从而修正原有模型或建立新的模型。青岛海洋地质研究所于2004年建成了一套地球物理实验装置，专门用以研究沉积物中水合物的饱和度与声学特性的关系。该装置的特色是将超声探测技术和时域反射探测技术集成于一个系统中，前者用于测量水合物形成和分解过程中沉积物的声学参数(声速、幅度和频率等)，后者通过测量体系中的含水量来确定水合物的饱和度，目前已经取得了人工岩心中水合物饱和度与声波速度的初步关系。

实验装置

实验装置主要由高压反应釜及内筒、饱和水高压罐、配气系统、制冷系统和计算机测试系统组成(图75.10)。反应釜的设计压力为30MPa，利用饱和水高压罐事先制定好饱和甲烷水溶液，可以缩短实验时间。通过配气系统加入高压气体，制冷系统控制温度来实现水合物的生成和分解。反应釜内压力由一压力传感器测量，精度为±0.1MPa，分别用两个不同长短的热耦测量沉积物表面和内部的温度，热耦精度为±0.01℃。实验采用纵横波一体化超声换能器和纵波超声换能器各一对，发射频率分别为500kHz和200kHz，可以同时测量体系的声速、幅度及主频参数。TDR探测采用购于美国Tektronix公司的1502c时域反射仪，TDR探针为自行制作的同轴型探针，可以测量体系的含水量。

图75.10 天然气水合物地球物理模拟实验装置图

实验技术与方法

岩心中天然气水合物超声探测实验流程:

1)将人工岩心放入高压反应釜的内筒中，插入TDR探针并接好;

2)分3次向岩心中加入纯水或300×10^-6的SDS溶液，直至将岩心刚好淹没，观察TDR波形变化情况;

3)用导线将TDR探针与同轴电缆零线短路，记录TDR波形的变化以确定波形的起始点;

4)安装好反应釜，对整个系统抽真空，打开加压阀使气体缓慢进入反应釜，直至达到实验压力;

5)放置约24h，使甲烷溶入水中，同时可以试验压力是否泄漏;

6)开循环水制冷系统，通过控制温度进行岩心中天然气水合物的生成和分解实验;

7)记录超声波形、TDR波形。

获取实验数据后，对数据进行整理和完善，根据超声波形的文件读出声速、幅度和频率，由TDR波形计算出含水量。由于是在同一个系统中进行实验，因此可以同时得到温压、含水量和声学参数随时间的变化情况，因此不存在水合物饱和度与声学特性关系之间的系统误差问题。为了使实验数据准确可靠，可对不同体系均进行多次重复实验，取其中重复性较好的实验结果使用。

温压、超声及TDR结果分析

岩心孔隙中水合物的饱和度S_h(%)可以通过下式求得:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:Φ为岩心的孔隙度，θ_V为生成水合物的体积。

在人工岩心中，纵波速度v_p和横波速度v_s随着岩心中水合物饱和度的增加而增加;在水合物饱和度20%至47%之间，声波速度随饱和度的增大相对快速增长。

图75.11岩心中水合物生成(分解)过程的温压、声速、含水量变化图，图中3条虚线对应的位置分别代表水合物开始生成、水合物开始分解、水合物完全分解的时刻。从图中可以看出，随着水合物的生成，由于放热使岩心内部温度(T_a)和表面温度(T_b)升高，反应消耗气体和水使压力(p)和含水量下降，纵横波速度(v_p，v_s)增大。v_p值在水合物生成前为4242m/s，完全生成后为4685m/s，增幅为443m/s。v_s值在水合物生成前为2529m/s，完全生成后为2765m/s，增幅为236m/s。水合物开始生成、开始分解和完全分解的几个时间点上温压异常、超声和含水量变化对应的比较好。

图75.11 岩心中水合物生成(分解)过程的温压、声速、含水量变化图

❸ 岩心流体饱和度的实验室测定

为保证测定结果数据的准确性和可靠性，首先应取得能代表储层中流体原始分布和含量的岩心样品。

目前最常用的三种测定流体饱和度的方法是常压干馏法、蒸馏抽提法及色谱法。

1.常压干馏法

常压干馏法也称为干馏法或蒸发法。方法的原理很简单，用电炉将岩心加热，使岩心中的油水被加热蒸发，蒸发出来的油和水蒸气经冷凝管冷凝为液体而流入收集量筒中，即可直接读出油、水体积。再根据测出的岩石孔隙体积V_p，就可算出岩石中的含油、水饱和度值。

储层岩石物理学

式中：V_p是岩样的孔隙体积；w₁是岩心抽提前的质量；w₂是洗净和烘干后的岩心质量；w_w是根据水的体积V_w换算的水的质量；ρo是油的密度，则油的体积V_o＝w₁－w₂－w_w/ρo。

3.色谱法

根据水可以与乙醇无限量溶解的特点，将已知重量的岩样中的水分溶解于乙醇中，然后利用色谱仪分析溶解有水分的乙醇。互溶的水与乙醇通过色谱柱后，分离成水蒸气与乙醇蒸气，逐次进入热导池检测器，分别转换为电讯号，并被电子电位差计记录水峰和乙醇峰，根据峰高比得出岩样含水量V_w。与溶剂抽提法相同，岩样经除油并烘干后，用差减法得出含油量，再根据孔隙体积V_p分别计算出岩心的油、水饱和度值。

根据岩心所测出的含油饱和度通常都比实际地层的小，这是由于岩心取至地面，压力降低，岩心中流体收缩、溢流和被驱出所致。误差的大小与原油的黏度和溶解气油比有关，可从零变化到70％～80％。因此，实际应用中，常根据实验室测得的数据，乘以原油的地层体积系数，再乘以校正系数1.15，以校正由于流体的收缩，溢流和被驱出所引起的误差。

❹ 水对岩体抗压强度影响实验研究

图4.10 岩石试件

图4.11 岩石力学测试系统

水对岩石抗压强度具有明显的影响^[82～84]，地表水的下渗或地下水的存在会影响岩石的变形常数，降低岩石的强度，因此测试岩石在不同含水状态下单轴抗压强度具有重要意义。本次实验选用泥岩、粉砂岩和砂岩作为研究对象，在室内取岩心，采用湿式加工法将所采集的岩样加工成直径为50mm、高为100mm的圆柱形试件共30件（图4.10），其加工精度满足国际岩石力学学会建议的实验规范要求，然后根据实验要求分为饱水状态、自然干燥状态和完全干燥状态下迸行单轴抗压强度试验。将部分试件放在室温、通风情况下放置一周，作为自然干燥状态下样品；部分试件放在烘箱内、105 ℃条件下烘48 h，作为烘干样品；部分试件放在水中浸泡48 h作为水饱和样品。本次试验所采用的设备（图4.11），其轴向荷载由安装在试验系统上的荷重计测定，纵向位移和横向位移则采用与试验系统配套的位移引伸计测定。

图4.12 不同含水量时单轴压缩条件下应力-应变曲线

砂岩试件在单轴压缩荷载条件下不同含水量时的应力—应变曲线如图4.12。由图4.12可以看出，随着含水量的逐渐增加，曲线的位置越来越低，峰值强度也越来越小；在相同的应力作用下，轴向应变越来越大，而在相同的应力区间内，应变增量也越来越大，从砂岩在不同含水量下的应力—应变曲线中不难看出其变形特性均属于弹塑性，且3阶段特征明显。从图4.12中还可以发现，随着含水量的增加，应力—应变曲线直线段的斜率也相应发生了变化，岩石试件从塑性转变为弹性的时机逐步滞后，说明岩石试件的塑性变形阶段会由于含水量的增加而有所延长。

试件破坏形态如图4.13，试验数据见表4.1至表4.3。根据实验结果可知，泥岩、砂岩和粉砂岩三类岩石单轴抗压强度随含水率的变化趋势基本相同，即与自然干燥状态下的岩石试件相比较，完全干燥的岩石强度增大，而饱水状态的岩石强度则降低，强度增大与降低的幅度值主要与岩石类型有关。

图4.13 岩石试件单轴压缩破坏

分析试验数据可知砂岩软化系数的平均值为0.804，粉砂岩软化系数的平均值为0.742，泥岩软化系数的平均值为0.656，表明水对坚硬岩石强度影响较小，而对软弱岩石影响较大。根据抗压强度与吸水率的变化关系，可假定岩石的抗压强度与含水率变化呈线性趋势，对平均值迸行线性拟合得出抗压强度与含水率的关系。

表4.1 泥岩试件不同含水率的抗压强度

表4.2 砂岩试件不同含水率的抗压强度

表4.3 粉砂岩试件不同含水率的抗压强度

续表

泥岩抗压强度与含水率的关系式为：R₃=30.1-7.65ω，其变化趋势如图4.14。

图4.14 泥岩抗压强度与含水率的关系

砂岩抗压强度与含水率的关系式为：R₁=93.8-8.17ω，其变化趋势如图4.15。

图4.15 砂岩抗压强度与含水率的关系

粉砂岩抗压强度与含水率的关系式：R₂=50.2-4.33ω，其变化趋势如图4.16。

图4.16 粉砂岩抗压强度与含水率的关系

由以上关系式可推断出岩体单轴抗压强度与含水率的关系式为

R=R₀-Kω （4.39）

式中：R——岩体抗压强度，MPa；

R₀——岩体干燥状态下的抗压强度，MPa；

K——岩体的相关系数；

ω——岩体的含水率，%。

❺ 注蒸汽开采稠油油藏时岩石层的伤害研究

李孟涛¹侯晓权²徐肇发²

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.齐齐哈尔金同油田开发有限责任公司，齐齐哈尔161000）

摘要 注蒸汽开采石油一般指蒸汽吞吐与蒸汽驱，在此过程中，储层岩石因处在冷热交替的环境下，容易出现颗粒的脱落、运移和堵塞，对储层岩石更易造成伤害，影响油井正常生产。用自行设计的稠油油藏注蒸汽试验对储油层岩石的伤害进行了评价，确定了伤害的程度和主要引起伤害的因素，选定了岩石层污染的注入速度界限和放喷界限，并对将要进行蒸汽驱的稠油油田岩石孔隙结构变化进行了分形研究，从量的角度对蒸汽驱将对油层岩石产生的伤害进行了评价，对实际生产具有一定的指导意义。

关键词 注蒸汽 稠油油藏 岩石伤害

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

注蒸汽热力采油是一种能够明显提高重质原油采收率的方法，然而稠油油藏由于注入大量的高温高压热流体，很容易产生强烈的水岩反应，造成大量矿物的溶解，使储层岩石胶结疏松，细小颗粒剥离母体并参与运移，堵塞孔喉，影响储层内流体渗流规律。造成注汽困难、产量低和生产周期短，甚至不能生产的后果，严重时会造成储层的“坍塌”。因此热采过程中蒸汽吞吐对岩石的伤害研究，对改善稠油热采开发效果具有重要的意义，有的学者利用短岩心的驱替研究了低渗透和超稠油的蒸汽驱替砂岩岩石伤害^［1～3］。在此次研究中首次进行了模拟稠油吞吐的长岩心实验，实验更切合实际，数据更有实际意义，并且把分形维数应用到具体的油田模拟中，量化了蒸汽驱对岩石产生的伤害程度。

研究对象是大庆油田的一个外围油田（Fu油田），油藏埋深600m左右，油藏孔隙度为31.2%，平均渗透率为0.8μm²，有效厚度6.0～11.0m。油层原始温度为28℃，地层饱和压力为4.9MPa，原始含油饱和度为70%，油田属于稠油油藏，原油黏度为428～2242mPa·s。开发主要是蒸汽吞吐，注入蒸汽温度150～260℃，平均每井次周期70d，油汽比为0.20，开发效果不理想，准备蒸汽驱开采实验。很有必要研究高温高压蒸汽参数对岩石的伤害及规律，以期提出储层保护的技术对策，经济合理地开发油田。

1 油田岩石情况及存在问题

Fu油田控制储量2681×10⁴t，含油面积32.9km²。油田的储油岩层是河流相沉积，单层砂岩厚5～13m，内部呈正韵律，底部为砾石层，根据27口井岩石的薄片资料统计，岩石成分中长石占31%、岩块占29.9%、泥质占15.9%，为岩屑质长石砂岩。根据砂岩X衍射粘土矿物分析（表1），粘土矿物成分主要是高岭石，其次是伊利石，蒙脱石含量较少，电镜扫描显示，岩石中粘土矿物分布形式主要是分立质点式（高岭石以扁平晶体的集合形式分散附着在孔隙壁上或占据部分孔隙）与孔隙内衬式（伊利石以相对连续的薄层附着颗粒表面），膨胀性的粘土（蒙脱石）较少，高岭石含量较多。

岩石破坏可分为4种应力作用机制：张性破坏、剪切破坏、内聚破坏和孔隙坍塌。所取岩心进行围压三轴实验结果：砂岩的内聚力约2.2MPa，抗张强度为3.1MPa，模拟地层条件应力抗压强度为18.5MPa，而屈服强度只有12.5MPa。因此当生产压差超过2.2MPa时，有可能因内聚强度破坏而出砂。

表1 Fu油田岩心矿物组成

油田开发中存在以下问题：地下岩石属疏松细砂岩，富含自生高岭石粘土矿物的一个重要特征。生产中后期注汽压力高，生产周期短，一般注蒸汽后高产油期很短，产液量下降很快，达不到设计要求，符合岩石孔隙堵塞特征，需要一些合理的注汽参数。根据油田岩石的特征做了以下实验与分析：注入和放喷速度，温度对岩石渗透率影响，并对将要进行的蒸汽驱进行了分形特征实验。

2 实验及分析方法介绍

2.1 蒸汽吞吐物理模拟实验^［4］

实验目的：蒸汽注入速度、放喷速度、温度和蒸汽注入次数对岩石渗透的影响，反向流动验证实验。

蒸汽吞吐实验介绍：实验装置为一高温高压长岩心驱替装置，主要由高压恒速泵、蒸汽发生器、高温高压岩心夹持器、数字微压差计、高压回压阀和采出液计量系统等组成。岩心一端为注入端，另一端连接一活塞式气压控制的蓄能罐，实验用岩石为油田地下岩心，岩心参数如下：长度45cm，直径3.8cm；孔隙度27.5%；渗透率0.8μm²。实验前岩心经过洗油和烘干，抽真空后用地层水饱和。实验除了注蒸汽和蒸汽降温时外恒温在60℃。首先出口端（即反向注入）下注蒸汽2PV，停止蓄能罐的活塞运动，注蒸汽直到压力达到设计压力，此为吞阶段，静置48h后，此时蒸汽已经转化为凝析液，开始放喷（即吐阶段），压力降到一定后从另一端用凝析液驱替。除了温度实验外，其余实验注入蒸汽温度为230℃。

反向流动压力验证实验介绍：实验在直径2.5 cm和长10 cm的短岩心上进行，首先注蒸汽2PV，然后用蒸汽凝析液驱替，再反向用凝析液驱替。

2.2 蒸汽驱替原油砂岩岩石分形特征研究^［5，6］

实验研究与现场分析资料表明，砂岩岩石的孔隙结构具有分形特征，分形维数可以较好地定量描述岩石的孔隙结构非均质特征，分形维数越大表明孔隙结构非均质性越强，反之均匀性越强。分析前后分形维数的变化可以判断岩石结构的变化。根据最大气泡法计算砂岩岩石孔隙结构的分形维数很实用和方便。

实验目的：用最大气泡法测孔径分布。蒸汽驱前后孔隙结构变化的分形研究，为油田进行蒸汽吞吐转蒸汽驱准备，实验验证蒸汽驱对岩石的伤害。

实验过程：把岩心烘干称重，测空气渗透率、饱和水和孔隙度，然后用岩心做蒸汽驱实验，将做过实验的岩心用蒸馏水冲洗，烘干再测孔隙度、渗透率和孔径分布。

实验做关系曲线，可见在对数坐标中为一直线，求该直线的斜率，即其分形维数等于负斜率。

3 实验结果及分析

3.1 实验结果及分析

注入和放喷速度对渗透率的影响见图1，开始渗透率有一定增加，当注入速度高于2.6mL/min时，渗透率有下降趋势。这是因为岩心胶结非常疏松，在注入速度较低时，只有部分粉细颗粒脱落运移，由于岩石高渗，这些粉细颗粒很容易和水一起排出，渗透率有所增加。随注入速度的增加，水对岩石作用加强，粒径较大的颗粒开始剥离并运移，造成孔喉堵塞，使渗透率随注入速度的增加而降低。注蒸汽时为避免岩石伤害，应将注入速度控制在临界速度以下。放喷速度在经济范围内应该尽量降低。以小于4mL/min 最佳（图2）。

在热采过程中，温度的大幅升降，将造成矿物溶解、矿物转换、粘土膨胀和微粒运移等一系列伤害，随温度的升高岩石渗透率明显下降（图3），温度升高矿物的溶解明显加快，岩心颗粒间的聚集力也会因温度的提高而大幅减弱，使大量微颗粒剥离母体，参与运移而堵塞孔喉，造成渗透率的大幅下降。岩心采出液离子溶出量分析结果显示采出液中多数离子浓度均随温度升高而增加，尤其是硅离子，从50℃至250℃其浓度增加十几倍，说明随温度的升高，确有大量的矿物被溶解。

图1 蒸汽注入速度对岩石渗透率的影响

图2 放喷速度对岩石渗透率的影响

图3 温度对岩石渗透率的影响

图4 反向流动实验结果（4PV时开始反向驱）

反向恒速流动驱试验结果见图4，4PV时开始反向驱动，进行反向流动初期，注入压力大幅度下降，随后则大幅度上升，这些都符合岩石中微粒运移特征，反向流动试验可以看出，蒸汽凝析液对岩石层的伤害主要是微粒运移，后果是造成油井出砂增多，蒸汽驱的驱入造成了岩石颗粒胶结的破坏，加重了出砂伤害。这些反应在一定条件下可以引起渗透率增大，引起汽窜，对注汽不利，另外条件下也可以引起渗透率降低，堵塞岩石孔隙，所以考虑同一口井蒸汽吞吐不要太频繁，也说明蒸汽吞吐因为有双向的流动，更容易引起储层岩石的伤害。

蒸汽注入次数对岩石渗透率影响试验的结果表明，蒸汽吞吐次数越多，渗透率下降越大。

3.2 分形特征

34号岩心蒸汽驱前后分形曲线结果见图5与图6。图中r_i为利用实验结果计算的毛细管孔径平均值，N_i为所有大于r_i的孔喉半径的根数。计算分形维数为4.28与3.55。其他的计算见表2。可见蒸汽驱后岩心的孔隙结构的分形维数变小了，说明蒸汽驱后岩心孔隙结构的均匀性加强了，渗透率降低了。

图5 34号岩心蒸汽驱前分形曲线（分形维数4.28）

图6 34号岩心蒸汽驱后分形曲线（分形维数3.55）

表2 蒸汽驱后的物性参数变化

4 结论

油田储层岩石高岭石含量较多，且晶体边部易于破碎，经高温作用在一定压力下会引起碎片的移动。蒸汽吞吐和蒸汽驱都会对储油岩石造成伤害，反向流动实验说明蒸汽吞吐对岩石渗透率影响要大。蒸汽注入速度、放喷速度、温度越高，对储层岩石的渗透率影响越大。岩石孔隙结构分形维数变小是由于岩石中的粘土和晶体含量变化。可以量化蒸汽驱引起岩石储层结构的变化。热采时应该参照实验结果选择合适的注汽和放喷速度和压力，以免碎片移动堵塞孔隙。储层保护可以选合理的注蒸汽参数和添加有效化学剂来控制和解除储层的伤害。井筒附近的流速比较高必须考虑注蒸汽前近井地带的固砂剂固砂。

参考文献

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［2］李向良，郭平，庞雪君等.高温高压蒸汽凝析液对超稠油油藏储层的伤害研究［J］.特种油气藏，2003，10（2）：88～90.

［3］邓瑞健.深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响.油气地质与采收率，2002，9（4）：48～50.

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［5］陈传仁，周熙襄.储层砂岩孔隙分形性质的研究.成都理工学院学报，1996，23（4）：65～68.

［6］贺伟，钟孚勋，贺承祖等.储层岩石孔隙的分形结构研究和应用.天然气工业，2002，20（2）：67～70.

❻ 饱和水岩心的磁共振测量

饱和水岩心的常规称重孔隙度及磁共振参数测量结果如表4-6所示。

表4-6 岩心磁共振实验分析结果

磁共振测量采集参数为：T_E=0.3ms、rd=10s、ne=1024、ns=32。

1.T₁、T₂谱的计算

采用多指数反演计算水样、油样及岩样的T₁、T₂谱，谱分布计算的布点数为64个，采用的是对数均匀布点的方法。将岩样T₂谱各点的幅度求和，可以求得岩样的单位体积T₂幅度和（T₂sum）以及岩样T₂谱的几何均值（T_2g），用于计算岩样的核磁孔隙度及渗透率。

2.T₂谱的几何均值T_2g的计算及其含义

T₂分布谱的几何均值T_2g可以按下式计算

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：T_2i和n_i分别代表各布点处的T₂弛豫时间及相应的幅度；i=1，2，3，4…64。

与加权平均值概念相似，T₂几何平均值的含义是，它给出了岩样内部不同大小T₂弛豫时间的平均值，一定大小的孔隙具有一定大小的T₂弛豫时间，孔隙半径与T₂弛豫时间之间具有正比关系。研究表明，岩样的T₂几何均值与渗透率具有良好的关系，利用T_2g可以计算岩样的核磁渗透率。

3.核磁孔隙度测量的刻度方法

用蒸馏水（H₂O）加一定浓度弛豫试剂制作成100%孔隙度标准样品来刻度岩样的核磁孔隙度，将核磁测量信号强度转换成孔隙度，转换公式如下：

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

式中：Φ_nmr——岩样的核磁孔隙度值（%）；

M——标准样品T₂谱的总幅度和；

V——标准样品总含水量（水的体积/cm³）；

NS、RG——分别为标准样品在核磁测量数据采集时的扫描次数和接受增益；

ns、rg——分别为岩样核磁测量数据采集时的扫描次数和接受增益。

4.T₂截止值及可动流体（或束缚流体）饱和度的确定

大量岩心分析实验表明，T₂截止值一般出现在谱线中两峰的交汇点附近，岩心的T₂几何均值与T₂截止值具有良好的函数关系。本文利用辽河油田岩心束缚水体积的T₂截止值T_2cut与T₂谱几何均值T_2g间的拟合关系来确定，T₂截止值，即

裂缝性储层流体类型识别技术

利用辽河油田岩心实验建立的岩心束缚水饱和度Swi与岩心T₂谱几何均值T_2g的关系来计算地层的束缚水饱和度，即

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：m=0.0142；b=1.27。

5.核磁渗透率的计算

弛豫时间谱在油层物理上反映了岩心中不同大小的孔隙占总孔隙的比例，弛豫时间谱代表了地层孔径分布，而地层岩石渗透率又与孔径（孔喉）有一定的关系，因此可以从弛豫时间谱中计算出地层渗透率，这种计算一般采用一些经验公式来进行。岩样核磁渗透率的计算采用以下模型：

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：Φ_nmr——核磁孔隙度（小数）；

T_2g——T₂几何平均值（ms）；

K_nmr——核磁渗透率（×10^-3μm²）；

C及m、n——待定系数，辽河油田岩心实验数据为C=0.284、m=1.278、n=1.454。

❼ 实验二 达西渗透实验

1.实验目的

1)通过稳定流条件下的渗透实验，进一步加深理解线性渗透定律———达西定律。

2)加深理解渗透流速(v)、水力坡度(I)、渗透系数(K)之间的关系，并熟悉实验室测定渗透系数(K)的方法。

2.实验内容

1)了解达西渗透实验装置(图B-2、图B-3)。

2)验证达西渗透定律。

3)测定不同试样的渗透系数。

3.实验原理

在岩石空隙中，由于水头差的作用，水将沿着岩石的空隙运动。由于空隙的大小不同，水在其中运动的规律也不相同。实践证明，在自然界绝大多数情况下，地下水在岩石空隙中的运动服从线性渗透定律:

图B-2 达西仪装置图(底部进水)

水文地质学概论

式中:Q为渗透流量，m³/d或cm³/s;K为渗透系数，m/d或cm/s;ω为过水断面面积，m²或cm²;Δh为上、下游过水断面的水头差，m或cm;L为渗透途径的长度，m或cm;I为水力坡度(或称水力梯度)， ;v为渗透流速，m/d或cm/s。

利用该实验可验证达西线性渗透定律:Q=KωI或v=KI。其主要内容为:流量(Q)(或v)与水力坡度(I)的一次方成正比。在实验时多次调整水力坡度(改变水头)，看其流量(Q)(或v)的变化是否与水力坡度一次方成正比关系。

实验时，可直接测定流量(Q)、过水断面面积(ω)和水力坡度(I)，从而可求出渗透系数(K)值

室内测定渗透系数，主要采用达西仪。其实验方法有两种:①达西仪由底部供水，出水口在上部(图B-2)。实验过程中，低水头固定，调节高水头;②达西仪是由顶部供水，水流经砂柱，由下端流出(图B-3)。实验过程中，高水头固定，调节低水头，即调节排水口的高低位置。由底部供水的优点是容易排出试样中的气泡，缺点是试样易被冲动。由顶部供水的优缺点与前一种正好相反。本实训以顶部供水的达西仪为例进行介绍。

4.实验仪器及用品

1)达西仪(图B-3)。

2)量筒(500mL)1个。

3)秒表。

图B-3 达西仪装置图(顶部进水)(编号说明见图B-2)

4)捣棒。

5)试样:①砾石(粒径5～10mm);②砂(粒径0.6～0.9mm);③砂砾混合(①与②混合)样。

5.实验步骤

(1)实验前的准备工作

1)测量:分别测量金属圆筒的内径(d)，根据 计算出过水断面面积(ω)和各测压管的间距或渗透途径(L)，将所得ω、L数据填入表B-2中。

2)装样:先在金属圆筒底部金属网上装2～3cm厚的小砂石(防止细粒试样被水冲走)，再将欲实验的试样分层装入金属圆筒中，每层3～6cm厚，捣实，使其尽量接近天然状态的结构，然后自上而下进行注水(排水管2和水源5连接)，使砂逐渐饱和，但水不能超出试样层面，待饱和后，停止注水。如此继续分层装入试样并饱和，直至试样高出上测压管孔3～4cm为止，在试样上再装厚3～4cm小砾石作缓冲层，防止冲动试样。

3)调试仪器:在每次试验前，先给试样注水，使试样全部饱水(此时溢水管7有水流出)待渗流稳定后，停止注水。然后检查3个测压管中水面与金属圆筒溢水面是否保持水平，如水平，说明管内无气泡，可做实验。如不水平，说明管内有气泡，需排出。排气泡的方法是用吸耳球对准水头偏高的测压管缓慢吸水，使管内气泡和水流一起排出。用该方法使3个测压管中水面水平，此时仪器方可进行实验。

以上工作也可由实验室教师在实验课前完成。

(2)正式进行实验

1)测定水头:把水源5与排水管2分开，将排水管2放在一定高度上，打开水源5使金属圆管内产生水头差，水在试验中从上往下渗透，并经排水口流出，此时溢水管7要有水溢出(保持常水头)。当3个测压管水头稳定后，测得各测压管的水头，并计算出相邻两测压管水头差，填入表B-2中。

2)测定流量:在进行上述步骤的同时，利用秒表和量筒测量时间(t)内排水管流出的水体积，及时计算流量(Q)。连续两次，使流量的相对误差小于5%(相对误差(δ)= ，Q₁、Q₂分别为两次实验流量值，取平均值填入表B-2中。

表B-2 达西渗流实验报告表

3)按由高到低或由低到高的顺序，依次调节排水管口的高度位置，改变Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3个测压管的水头管读数。重复步骤1和2，做2～4次，即完成3～5次实验，取得3～5组实验数据。

实验过程中注意:①实验过程中要及时排除气泡，并保持常水头;②为准确绘制v-I曲线，要求测点分布均匀，即流量(水头差)的变化要控制适度。

(3)资料整理

依据以上实验数据，按达西公式计算出渗透系数值，并求出其平均值，填入表B-2中。

6.实验成果

1)提交实验报告(表B-2)。

2)抄录其他小组另外两种不同试样的实验数据(有时间时，可自己动手做)。在同一坐标系内，以v(渗透流速)为纵坐标，I(水力坡度)为横坐标，绘出3种试样的v-I曲线，验证达西定律。

复习思考题

1.当试样中水未流动时，3个测压管的水头与溢水口水面保持在同一高度，为什么?

2.为什么要在测压管水头稳定后再测定流量?

3.三种试样的v-I曲线是否符合达西定律?试分析其原因。

4.比较不同试样的渗透系数(K)值，分析影响K值的因素?

5.在实验过程中为什么要保持常水头?

6.将达西仪平放或斜放进行实验时，其实验结果是否相同?为什么?

❽ 求填砂管孔隙体积测定方法

这个要看你的岩心规格，用抽真空的装置对岩心抽真空6小时（对于小岩心是6小时），大岩心要延长时间，然后称重，接着将岩心饱和水，完成后称重，就可以知道岩心孔隙体积。

❾ 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。

❿ 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