驱替实验装置回压阀的作用

1. 什么是驱替过程中的回压

回压凡尔属于内防喷工具，是一个单流阀，井喷的时候可以防止地层流体通过钻头水眼进入钻具内。另外在压井的时候也能起到作用的。钻进接单根和下钻过程中也可以防止泥浆反喷。

2. 地层条件下油藏岩石渗流特征研究

王建孙志刚

摘要介绍了地层条件下测定油水相对渗透率的流程与方法。实验研究了压力、温度和流体性质对油水相对渗透率测定结果的影响。以胜坨油田2-3-J1503井为例，给出了地面条件及地层条件下的典型相渗透率曲线，并对测定结果的差异进行了讨论。

关键词地层条件渗流特征测定方法影响机理

一、引言

室内实验得到的岩石渗透率、油水两相相对渗透率等参数广泛应用于油藏数值模拟、最终采收率和含水量上升率计算中。目前，这类参数都是在地面条件下测定的，存在着地面条件和油藏条件的差异。本次研究的目的就在于探索油藏条件下渗流参数测定方法，深入研究其影响机理，提高室内实验成果的整体水平。

二、影响因素研究

1.压力对岩石渗流的影响

目前，对上覆地层压力的影响问题看法不一。Wilson等人的研究表明，在地层温度和上覆压力为34.5MPa时，测得的油水有效渗透率比常温、常压下要低；Merliss等人则认为上覆压力对相对渗透率的影响主要是由于界面张力的变化所引起[1]。

为研究压力对油水相对渗透率的影响，进行了地层压力和常压条件下的油水相对渗透率对比实验。使用两组平行样品，分别在净上覆压力为2MPa（地面条件）和20MPa（地层条件）条件下测定其油水相对渗透率。为得到有代表性的相对渗透率曲线，将同组样品所测定的相对渗透率曲线先进行标准化处理，后求取平均相对渗透率曲线（图1）。

图1两种条件下的平均相渗曲线图

由图1可见，在地层压力条件下，由于上覆压力的增大，使得相渗曲线中束缚水饱和度增大，油水两相区宽度减小；高压下的水相相对渗透率上升较快，油相相对渗透率下降较快，这是由于上覆压力改变了岩心的孔隙结构，在上覆压力的作用下，岩心的非均质性增强，油水前缘分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的结果。

2.温度对岩石渗流的影响

针对油藏温度与常温条件下油水相对渗透率是否存在差别，进行了两类实验研究。一类使用同一种油水在不同温度下测定油水相对渗透率；另一类是使用不同油水，保证在不同的温度时具有接近的油水粘度比条件下测定油水相对渗透率。所用岩心都是胶结好、均质程度高的平行样。

图2不同温度和不同油水粘度比条件下的油水相渗曲线图

（1）相同种油水，不同温度和油水粘度比条件下的相渗曲线对比

用自配油－3%KCl水分别在20℃、70℃和90℃条件下进行了油水相对渗透率测定。随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小（图2）。这是由于温度的升高使得油水粘度比减小，从而改变了样品中油水两相的分布。高油水粘度比时，油更易将水驱出，因此束缚水较低，而水较难将油驱出，因此残余油较高；相反，在低油水粘度比时，就会出现高束缚水饱和度，低残余油饱和度的现象。

（2）不同温度相同油水粘度比的油水相渗曲线对比

选择在18℃、60℃和120℃条件下具有相近油水粘度比的三种自配油/3%KCl，进行油水相对渗透率测定。从测定结果看出，不再出现“随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小”的现象，而是三条相对渗透率曲线基本接近。只是随着温度的升高，油水相对渗透率略有增大（图3）。这是因为在油藏温度下，精制油/盐水的毛管压力要低于常温条件的毛管压力。因此，在进行相对渗透率实验时，最好选用模拟油藏温度。实验条件达不到时，必须模拟油藏油水粘度比。

图3不同温度、相同油水粘度比条件下的油水相渗曲线

3.流体对岩石渗流的影响

实验室进行岩石渗流研究大多采用精炼油。为了研究不同油品对两相渗流的影响，进行了精制油、脱气原油和含气原油的对比实验。实验结果看出，用三种油品所做的相对渗透率曲线基本接近（图4）。其原因是：①实验是在油藏温度下进行，原油中的胶质、沥青质不会析出阻塞孔道；②实验所用的样品是新鲜天然岩心，且样品清洗未破坏岩心原始润湿性；③三条相渗曲线是在相近的油水粘度比条件下测定完成的。

含气原油/盐水的油水两相相对渗透率要略高于脱气原油/盐水。这是含气原油在饱和压力以上随压力的升高界面张力降低所造成的[2]。

图4精制油、脱气原油和含气原油的相渗曲线图

精制油/盐水与原油/盐水的相对渗透率曲线之间存在差别，但差别不大。其原因是原油降低了样品的相对润湿指数，使样品的润湿性从水湿趋向弱水湿^[3]。

综上所述，研究油藏条件下的岩石渗流问题，应该使用油层压力和油层温度条件下的含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油。在条件达不到时，使用精制油。

三、地层条件下岩石相对渗透率的测定

对岩石渗流影响因素的分析表明，在研究模拟地层条件下岩石渗流时，必须模拟油藏岩石的净上覆压力；模拟油藏油水粘度比的同时应该同时模拟地层温度并且使用含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油；试验用水可使用现场地层水、注入水或由实验室根据水分析资料配制而成的盐水。

进行地层条件下油水相对渗透率测定的具体步骤如下。

第一，校对岩样清单，记录油藏压力、油藏温度、油水粘度比以及样品的井段、距顶。

第二，检查所有仪器设备。

第三，按SY/T5336标准，测定岩样的空气渗透率。

第四，测定岩样的孔隙体积和孔隙度：①将样品装入高压夹持器，围压加至地层净上覆压力，抽真空1h-2h；②将夹持器进口连接高精度计量泵，开泵，恒压方式建立一定压力；③待泵压稳定后，将泵出体积项清零，打开夹持器进口阀，待压力再次恒定后，读出泵的泵出体积数，此数即样品孔隙体积。

第五，测定岩样的含油饱和度和束缚水饱和度：①将夹持器的出口端与高压油水分离器连接，调节回压控制旋钮，将高压分离器出口回压加至含气原油泡点压力以上；②泵入盐水，直至回压阀出口流出液体，系统的流压高于泡点压力；③打开油容器出口，将高压油水分离器充满实验所用的油水，使油水界面处于分离器的中下部，关闭分离器下部出口，打开上部出口，待整个系统的压力平衡后，油水分离器清零，进行油驱水；④不断提高注入速度，直到分离器刻度不再增加，记下此点，减去饱和油死体积就是原始油体积，从而可计算出含油饱和度和束缚水饱和度。

第六，测定束缚水饱和度下油相渗透率：由低到高选择3个压力点进行测定，并在其压力、流速稳定后测定油相渗透率，测量值之间的相对偏差小于5%时，取其算术平均值。

第七，进行水驱油的油水相对渗透率测定（非稳态恒速法）：①关闭分离器上部出口，打开下部出口，待系统压力平衡后，将油水分离器清零，记下出口天平刻度；②注水驱油，记录各个时刻的驱替压力、分离器读数和电子天平读数。

四、地面条件下和地层条件下实验结果的对比和讨论

通过实验研究，分别就平行样（天然岩心）在地面条件下和地层条件下的渗流特征进行了对比分析，取得了一定的规律性认识。

1.单相渗流规律

研究方法是测定样品在不同净上覆压力下的有效渗透率，将测得的结果按二次多项式拟合，截距设定为地面渗透率。将得到的一系列系数进行数理统计，得到不同岩性的有效渗透率随净上覆压力变化的变化规律。表1为胜坨油田2-3-J1503井10块样品有效渗透率与净上覆压力关系式。

表1有效渗透率与净上覆压力关系式以及三个系数的统计表

将2-3-J1503井样品作为反映该区块岩石性质的一个整体，将其有效渗透率与净上覆压力关系式中的系数进行数理统计，统计方法如图5、6所示。

统计后得到关系式：b=67.6a；K_o=42.88b。其相关系数分别为0.9924和0.9745。

将 a,b代换，有效渗透率与净上覆压力的统计规律如下：

胜利油区勘探开发论文集

式中：K_ob——层上覆压力下的样品有效渗透率，10^－3μm²；

p_c——地层净上覆压力，MPa；

K_o——地面条件下的样品有效渗透率，10^-3μm²。

图5b—a关系图

图6K_o—b关系图

利用公式（1），根据实际油藏的净覆盖压力以及地面条件下的有效渗透率可预测油藏的地层有效渗透率。而公式（2）反映的是油藏岩石无因次渗透率随净上覆压力的变化规律。

2.两相渗流规律

利用平行样品，分别测定它们在地面条件下和地层条件下的相对渗透率曲线，将每块样品的相对渗透率曲线进行标准化处理，求取平均相对渗透率曲线。以胜坨油田2-3-J1503井样品为例，结果见图7。

由图7可见，两种条件下的相渗曲线在束缚水饱和度、两相区宽度以及曲线形态上都存在一定的差异。为更加清楚地分析认识地层条件与地面条件的区别，绘制其平均分流量曲线（图8）。

由图8可以清楚地看出，地层条件下的束缚水饱和度（S_wi）高于地面条件；地层条件下的油水两相的前缘含水饱和度（S_wf）低于地面条件；地层条件下的油水两相区平均含水饱和度

低于地面条件，含水量上升变快。这是由于净上覆压力的增大改变了样品的孔隙结构，增加了岩心的微观非均质性，造成束缚水饱和度增大，使得水相渗透率上升变快，油水前缘分布更加不均，也就造成了前缘水饱和度的降低。

图7地层条件下和地面条件下平均油水相对渗透率对比曲线图

图7中，地面条件下测定的最终水相相对渗透率要低于地层条件下测定的最终水相相对渗透率。其原因是实验条件中，温度的升高降低了毛管力的影响^[4]，同时，含气原油改变岩心的润湿性，这两种影响都会造成最终水相渗透率的增高^[3]。

图8 地层条件下和地面条件下水分流量对比曲线图

S_wi—束缚水饱和度；S_wf—前缘含水饱和度；

—平均含水饱和度

五、结论

净上覆压力是影响岩石渗流规律的主要因素。

对岩石有效渗透率与净上覆压力所做出的统计规律具有一定的推广应用价值。

与地面条件相比，地层条件下的相对渗透率曲线存在着“三高两低”的规律，即束缚水饱和度高，油水两相的前缘含水饱和度低，油水两相区平均含水饱和度低，含水量上升率高以及最终水相相对渗透率高。因此，在进行油水相对渗透率实验时，应该模拟地层条件。

通过对地层条件下油藏岩石渗流特征的分析研究，可以推断，在进行其他的开发试验时同样也存在地层条件下与地面条件下测量结果的差异，也存在如何再现油藏真实条件的问题。这将是开发试验研究需要认真研究解决的重大问题之一。

致谢 在研究过程中，得到院机关有关科室，尤其是计划科的领导提供了支持和帮助，本室的老专家宗习武、李树浓、涂富华等给予了悉心指导在此表示衷心感谢。

主要参考文献

[1]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:166.

[2]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:96.

[3]KKMohanty,A EMiller.影响混合润湿性储集层岩石非稳态相对渗透率的因素.见：Ccmattax,RMMckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:175～196.

[4]Fred Bratteli,Hans P Normann.油藏条件和润湿性对毛细管压力曲线的影响.见：C C Mattax,R M Mckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:246～257.

3. 井控 回压阀为什么要配顶开装置

一般指的井下作业起油管时起压井作用的吧。平衡地层压力，要不深井可能发生井喷，自打有一回四川的井喷事故后，国家对这个开始很重视了，一般井下作业前 都要严格压井。大概- -。 还有挺多，里面还得加什么泡沫剂增粘剂的，好像还有比例@@

4. 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

5. 钻杆回压阀的作用

钻杆回压阀相当于一个小接头，按照接头的安装方法直接安装在钻具上就可以了。一般和钻杆接一起组成防喷单根，放置于场地上，随时待命，配合和封井器（闸板芯尺寸与当前钻具本体尺寸匹配）。用于防范溢流、井涌、井喷事故。

6. 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

7. 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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8. 岩心驱替试验中，饱和水和饱和油后，需要对岩心进行老化，请问什么是“老化”“老化”的作用是什么

在相对渗透率实验中所测的束缚水时油相有效渗透率,岩心老化后的大于岩心老化前的。这主要是
由于在地层温度和压力下,含束缚水的岩心与原油接触经老化后,原油中的胶质、沥青质等极性物质可达到吸附平衡,使岩石表面有一层吸附膜,抑制岩心中粘土颗粒的释放和粘土膨胀;而含粘土的岩心老化前不具备这种能力,使得岩心束缚水下油相有效渗透率老化后的大于老化前的。因此,对于相同岩心,在油气、水气相对渗透率实验中,如果基准渗透率不准确,则最终得到的油气、水气相对渗透率数据不同,曲线形状不同,气相端点相对渗透率也将不同,这就是造成相渗曲线异常,气相端点相对渗透率值大于1的根本原因之一。

9. 元素硫沉积伤害实验研究

由于含硫天然气实验具有温度高、压力高、毒性大、实验周期长等特点，同时因为对设备的要求和实验人员的限制，相关实验研究及公开文献报道极少。2000年Jamal H.Abou-Kassem利用氮气携带硫蒸气注入岩心，模拟了元素硫在岩心中的沉积，但其实验条件和结论还值得深入研究。基于此，本研究模拟了实际地层高温高压下元素硫沉积衰竭式实验。

3.1.1 实验目的

随着高含硫气藏开发的不断加快，高含硫气藏相态、元素硫溶解度、沉积伤害模型、考虑硫沉积的多组分数值模型等基础理论研究已得到了充分重视。但所有的理论模型都建立在硫析出就即刻沉积的基础之上，没有考虑气流的运动，元素硫沉积其实是个动态的平衡。

为更加真实地反映元素硫沉积对岩心渗透率的影响。岩心采用天然碳酸盐岩岩心，气源采用与过量硫粉充分混合的高含硫天然气，进行了元素硫沉积衰竭式实验，实验结束后，在相同条件下，对比岩心渗透率的大小。

3.1.2 实验原理及方法

（1）实验装置及材料

1）岩心流动实验装置：包括岩心挟持器、回压阀、增压泵、搅拌器、数字流量计、配样器、转样器、回压泵。

2）实验材料：天然岩心（取自四川含硫气田），用硫粉充分搅拌饱和的含硫混合天然气。

（2）测量原理

为了真实地模拟实际储层高温高压下元素硫沉积对储层岩心渗透率的伤害，同时为了保证实时计算测量的安全性，实验压差保持在1MPa，实验原理与常规的渗透率测试一样，待气体流量稳定后，测量岩心两端压差及数字流量计的出口流量，采用稳定达西流动公式计算岩心渗透率：

从表3.4中可以看出，实验结束后，在常温常压下进行渗透率测试，岩心1渗透率从1.02×10^-3μm²变成0.89×10^-3μm²，渗透率伤害率为12.7％。岩心2渗透率从0.97×10^-3μm²变成0.83×10^-3μm²，渗透率伤害率为14.4％。这是因为随着压力的降低，元素硫颗粒从饱和的含硫天然气中析出，加上有部分水汽的作用，使得元素硫颗粒吸附停留在天然碳酸盐岩孔隙壁面上，降低了岩心渗透率。