岩心流动实验装置

A. 实验模拟法

油气成藏动力学的实验模拟法包括生烃化学动力学的热压模拟实验、排烃热压模拟实验和油气二次运移、聚集的流体动力学模拟实验。近十几年来，生烃热压模拟实验，即密闭容器加水热解（hydrous pyrolysis）是国际上比较推崇的模拟油气生成的实验方法（lewan,1991,1993）。热压模拟实验是将烃源岩样品置于在密封容器（如玻璃管或高压釜）中加热到300℃以上并长时间恒温，采用液氮冷阱收集装置收集气相产物（天然气、轻质烃等）。国内许多学者对不同类型生油岩样品进行了大量的热压模拟实验，如王涵云和杨天宇（1982,1987），高岗、郝石生等（1995,1999），王兆云、程克明等（1995, 1996），为有机质的生烃热演化模式和油气产率研究提供了重要依据。此外，生油岩热解法（Rock-Eval）是测定烃源岩有机质成烃动力学参数（活化能和频率因子）的重要方法。排烃热压模拟实验与生烃热压模拟实验基本相似。Dembicki（1989）、Thomas（1995）、Hindle（1997）及曾溅辉（2000）通过物理模型对油气的二次运移过程进行了大量的模拟实验。实验室热模拟实验也取得了许多重要进展，提高了人们对成藏机理的认识。如中国石油大学的“油气成藏机理模拟实验室”，自行研制了具有国际水平的一维高温高压模拟实验系统、二维高温低压模拟实验系统和多功能岩心流动实验装置等，可以进行地层温压条件下的油气生成、运移、聚集、保存和破坏、流体－岩石相互作用与储层评价和成岩作用等物理模拟研究。

B. 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

C. 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。

D. 水平井钻井液的应用有哪些 有没有人知道

无固相钻井液在水平井中的应用

摘 要：本文介绍了无固相钻井液体系在胜利油田水平井中的应用，室内试验和现场应用表明无固相钻井液体系由于无固相钻井液固相含量低，滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
关键词：无固相、钻井液、储层保护

0 前言
目前为止胜利油区共完成各类水平井近千口，研究应用和推广了聚合物水包油、MMH、BPS正电胶、可循环泡沫、聚合醇等多种钻井液体系，上述体系基本上能较好地满足钻井工程的要求。但从产量来看，有些水平井包括分支井、大位移井效益并不理想。究其原因，除了地质因素外，不少井是由于储层受到损害。研究发现，由于水平井钻井时间长，钻井液浸泡时间长；压差控制（△P）有一定困难，特别是长井段水平井压差控制困难更大；并且大多数水平井完井是以裸眼、封隔器、筛管或衬管方法完井，损坏面积大，泥饼堵塞造成损害更大。因此水平井的油层保护问题更加重要。研究和实践表明无固相钻井液由于其固相含量低、滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
1 钻井液对水平井油气层的损害机理
钻井液对水平井油气层的损害同直井一样，损害机理主要有以下几点：（1）钻井液中固相颗粒堵塞；（2）滤液和储层流体不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）润湿反转；（5）微粒运移和粘土膨胀；（6）水锁；（7）地层压力改变。
但也有它的独特性：
（1）底部损害最大，且自起始端至水平段末端变化幅度较大。这是因为起始端钻具对泥饼磨损时间长且与泥浆接触时间长，故对产层损害呈大幅度梯度分布，而水平段的顶部、侧面则没有该现象。
（2）大部分水平井采用的钻井液均为水基聚合物钻井液体系，聚合物势必会随滤液侵入地层。并且含有聚合物的泥饼不够致密以及不易降解，因而势必会对储层造成一定损害。
（3）钻水平井所用时间比直井要长。
（4）非常低的压降不能为清除储层损害提供足够的动力。
针对水平井的油层保护问题，研究开发了多种钻井液体系。常用的钻井液体系组成见表1。
表1 常用的水平井钻井液体系组成
序号 增粘剂 降滤失剂 桥堵剂 粘土
1 PAC 淀粉 粘土
2 PAM 淀粉 油溶树脂（18kg/m3） 粘土
3 XC 、PAM 淀粉 纤维素（1kg/m3） 粘土
4 PNM PAC CaCO3
5 XC PAC / 粘土
6 PAM 铵盐 CaCO3
7 MMH 铵盐 / 粘土
8 XC、PAC 淀粉 CaCO3 粘土
实验表明，用粘土和纤维素作桥堵剂时，对岩心渗透率的损害明显大于用CaCO3粉末作桥堵剂时的损害。通常使用的增粘剂PAM、XC、PAC都会对储层造成损害，并且这种损害的机理是非常复杂的，它可能还受到各种添加剂之间作用的影响。因此减少钻井液对水平井油气层的损害的最有效方法是：
（1）选择合适的钻井液体系，使固相颗粒和滤液尽可能地不侵入地层，合适的钻井液配方的关键在于减少钻井过程中复杂事故的发生和降低对储层的损害。而优选钻井液配方的原则主要依据其流变性、滤失量、静切力以及储层损害程度、反排解堵的难易程度等。
（2）选择适合的解除损害的方法并实施增产措施，其中包括泥饼的去除（使用反排压力或化学方法）或化学增产措施。
大量的研究和实践表明无固相钻井液具有低密度和低流动阻力的优点,有利于井下马达的正常工作和钻头功率的充分发挥由于该钻井液粘度小,十分有利于携带岩屑,从而改善了井眼净化条件。是水平井钻井的最佳钻井液体系。
2 无固相钻井液的室内研究
无固相钻井液体系包括各种类型的水溶液(如盐水、海水、淡水及氯化钾水等)和各种高聚物溶液,还包括用酸溶性材料组成的各类钻井液。
2.1 流变性能评价
无固相钻井液体系的流变性能见表2。
表2 与常规钻井液性能对比
钻井液类型 Fl/ml PH AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/Pa/10′/10〃
无固相钻井液 5.6 7.5 30.5 17 13.5 5.0/8.0
普通钻井液 6.4 8.0 41 22 19 5.0/9.0
钠土浆 25 9.0 9.0 5.0 4.0 4.0/7.0
从上表可以看出，无固相钻井液与常规钻井液性能对比，流变性好，能够满足携岩要求。
2.2 抗温性能评价
无固相钻井液体系的抗温性能见表3。
表3 抗温性能评价
序号 条件 Fl/ml AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/10′/10”
1 室温 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
从上表可以看出，无固相钻井液体系在120℃老化16h后，仍能保持良好的流变性和悬浮携带性能。
2.3 抑制性实验研究
（1）无固相钻井液抗土污染实验
无固相钻井液体系的抗土污染试验见表4。
表4 抗土污染实验
配方 实验
温度 FL/ml PH值 AV PV YP 初切/ 终切
优选配方 室温 5.2 8 30 17 13 4.5/7.5
优选配方+1%膨润土 室温 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
优选配方+2%膨润土 室温 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
优选配方+3%膨润土 室温 4.2 8.5 40 23 17 6.0/9.0
老化 4.6 7.5 35 22 13 6.0/8.0
优选配方+5%膨润土 室温 4.0 8.5 42 24 18 6.5/9.0
老化 4.2 7 43 23 20 5.5/8.5
注：老化条件为120℃恒温16h。
由以上数据可以看出，优选配方在室温和高温下都具有良好的抑制能力，能很好的抑制土相在钻井液中的分散，使体系粘度切力都保持基本不变。
（2）浸泡实验和回收率实验
无固相钻井液体系的浸泡实验和回收率实验见表5。
表5 浸泡实验和回收率实验
钻井液类型 岩屑回收率，% 钻屑浸泡效果描述（浸泡7天）
清水 24 钻屑浸泡后四分五裂，呈糊状。
KCl聚合物 82 钻屑出现较大裂缝，手捏成泥。
两性离子聚合物 87 钻屑出现裂纹，用手掰开，里面潮湿。
无固相钻井液 97 钻屑保持原状，外面包裹一层聚合物膜
油基钻井液 99 钻屑保持原状。
从上表实验结果可以看出，无固相钻井液比常用的钻井液对钻屑的抑制作用强，仅次于油基钻井液体系。
（3）页岩膨胀实验
选用该钻井液体系对胜利油田岩屑进行页岩膨胀实验，结果表明，无固相钻井液具有较强的抑制水化膨胀的作用，明显优于其它常用钻井液体系，结果见表6：
表6 页岩膨胀实验研究
钻井液体系 聚磺 两性离子聚合物 KCl聚合物 无固相钻井液
膨胀量（mm/8h） 3.21 2.87 2.34 1.82
2.4 保护油气层的评价及机理研究
采用岩心流动装置，进行静态污染评价实验，结果见表7。
表7 静态污染评价实验
岩样号 钻井液体系 Ka/（10-3μm2） Ko/（10-3μm2） Kd/（10-3μm2） 渗透率恢复值（%）
1 KCl聚合物 71.6 46.1 35.96 78
2 两性离子聚合物 84 58.34 52.62 90.2
3 无固相钻井液 45.9 28.16 25.15 89.3
4 油基钻井液 110.8 90.7 83.44 92
2.5 钻井液滤饼清除实验研究
无固相钻井液泥饼用0.1%的纤维素酶变成一层泡沫0.1%的纤维素酶浸泡16h后，用水一冲就从滤纸上脱落，而用清水、盐水、柠檬酸缓冲液+水浸泡后泥饼无变化，实验结果见表8。
表8 泥饼清除实验结果
钻井液 400ml 6% 基浆+6g Na-CMC
破聚剂 1%纤维素酶 清水 2%KCl溶液 柠檬酸缓冲液+水 0.1%纤维素酶
处理 前 后 前 后 前 后 前 后 前 后
滤失时间/min 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
滤失量/ml 2.00 － 2.30 2.33 2.36 2.33 2.35 2.38 2.25 －
3 无固相钻井液在水平井中的应用
胜利油田自1983年首次在桩古16井采用无固相聚合物钻井液钻开灰岩油气层，至今已开发出了NaCl、CaCl2、卤水、HCOONa、HCOOK等多套无固相钻井液类型，最大限度地减少钻井液固相对油气层所造成的损害。
2000－2003年在车古204区块大面积推广欠平衡压力钻井技术和无固相钻井液完成了多口井的钻井施工，解决了该区块使用普通聚合物钻井液易形成厚泥饼阻卡的问题，提高了钻井速度，保护了油气层。仅车古204－5井，在3552m～4400m的灰岩钻探过程中，发现有荧光和油斑的井段累计达230多m，完井、下油管后将井眼内钻井液替出诱喷，蹩压很高，油气显示非常好。
在埕北307、渤深6-3、埕北39等井上应用了无固相钻井液，埕北307井获日产油142t，天然气4217m3的高产；渤深6-3井获日产原油83t的高产；埕北39井获日产油160t、天然气52566m3的高产，由该井新增探明石油地质储量达1020万t。
2006-2007年，先后在胜利油田车古208X1，垦古22-平1、桩129－支平1井进行了应用，同时，还为郑408-试1修井作业提供了密度达2.0g/cm3的无固相压井液。桩129-支平1井是一口鱼骨状多分支水平生产井，实际完钻井深2195.00m，完钻后，成功应用无固相完井液替入辅眼、主井眼裸眼段，保证筛管顺利下到位。
垦古22-平1井完钻井深2902.77m，水平段长200m，三开所钻遇的井段为奥陶系，也是该井的目的层，地层压力系数低，水平段设计长200m，采用无固相钻井液体系，顺利钻达目的层。试油获得92t/d的高产油流，是邻井的6-7倍。
美国EDC公司在胜利油田承包区块应用无固相水平井钻井液技术2006年施工的CDX-26H，开发馆陶上部油藏，产油量基本为40t/d。
目前在胜利油田应用无固相钻井完井液仅限于开发地层比较稳定的碳酸盐储层，基本上没有应用于砂岩和砂泥岩储层。
4 开发无固相水平井钻井完井液体系的前景展望
从使用无固相钻井液开发水平井取得效果和室内研究成果看，应用无固相钻井液大面积开发水平井条件已经成熟。无固相聚合物钻井液体系作为一种成本低、无毒无污染、可生物降解强抑制性的钻井液完井液体系，如果在胜利油田开发明化镇、馆陶组、砂一段油藏将会取得良好效果。但必须具备以下几个条件
(1) 钻进时固控设备必须好，有利于及时清除有害固相。
（2）技术套管必须下到A点，有利于转化和使用无固相钻井液。
另外，国外常采用筛管充砂完井，生物降解及酸化后增产明显。
目前，公司承担了中石化重点科研项目《生物酶可解堵钻井液体系的研究》项目。研制的生物酶可解堵钻井液体系利用的是生物酶能够对钻进过程中侵入地层和粘附在井壁上的暂堵材料进行生物降解的特殊性能，使可生物降解的钻井液材料由长链大分子变成了短链小分子，流体粘度逐渐下降，先前形成的泥饼自动破除，产层孔隙中的阻塞物消除，从而使地下流体通道畅通，油层的渗透率提高，油气井的产能增加。该项技术应用于水平井完井后，可有效消除滤饼存在对油层造成的污染，大大提高水平井的采收率，提高油田勘探开发综合效益。

E. 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

F. 海相碳酸盐岩储层损害的室内评价及损害机理

当储层受到损害时，宏观上表现为渗透率下降，有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。渗透空间的改变包括：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的下降包括：水锁、碱敏、润湿反转和乳化堵塞等。从微观上讲，影响储层渗透率的内在因素主要包括：岩石矿物组成、结构、构造、储集空间结构、岩石表面润湿性、流体性质；储层损害的外因主要指：入井流体性质、压差、温度和作业时间等。到目前为止，还没有真正形成一套系统的海相碳酸盐岩储层保护的实验技术和方法，大部分工作都是借鉴碎屑岩储层保护的研究思路和方法。

3.5.1.1 储层损害的室内评价

储层损害评价技术包括室内评价和矿场评价，室内评价的目的是研究油气层敏感性，配合进行机理研究，同时对即将采用的保护技术进行可行性和判定性评价，为现场实施提供依据。图3-167是储层损害室内评价实验流程框图，常规的储层损害室内评价方法主要是通过获取所研究地区储层岩心或采用标准岩心，在模拟储层现场条件的情况下，进行岩心流动试验，在观察和分析所取得试验结果的基础上，研究岩心损害的机理。

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：K为初始渗透率（升高围压曲线起始点），10^-3μm²；K_min为最低渗透率（一般为升围压曲线终止点），10^-3μm²；Δσ为有效应力变化值，MPa。评价应力敏感性的定量指标：R_σ为3～2，2～1，1～0时，损害程度分别为弱，中，强。

传统的油层损害的损害度R，只是岩样渗透率降低的百分率，没有考虑有效应力的变化幅度。不能直接反映有效应力的影响。应力敏感性损害度R_σ，则反映了有效应力变化因素，更具科学性和实用性。

（3）工作液对储层的损害评价

主要指借助各种仪器设备，预先在室内评价包括钻井液、完井液、压井液、洗井液、修井液、射孔液、压裂液、酸化液等工作液对油气层的损害程度，达到优选工作液配方和施工参数的目的。

1）工作液的静态损害评价。该方法主要利用各种静态滤失实验装置测定工作液静态滤失系数和工作液滤入岩心前后渗透率的变化，来评价工作液对油气层的损害程度并优选工作液配方。实验时，尽可能模拟储层温度和压力条件。用式来计算工作液的损害程度：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：R_s为损害程度；K_o为损害后岩心的油相有效渗透率，μm²；K_o为损害前岩心的油相有效渗透率，μm²。

R_s值越大，损害越严重，评价指标同表1。

2）工作液动态损害评价。在尽量模拟地层实际条件下，评价工作液对油气层的综合损害，为优选工作液配方和优化施工工艺参数提供科学依据。动态损害评价与静态损害评价的区别在于：静态评价时，工作液处于静止状态，而动态评价时，工作液处于循环或搅动的运动状态。采用多点渗透率伤害评价仪还可以测定工作液浸入岩心后的损害深度和损害程度。

3.5.1.2 中国海相碳酸盐岩油气层损害机理

由于海相碳酸盐岩和砂岩在成因上的不同，储层在矿物组成、储集空间和储渗性能方面有很大的差别。

●碳酸盐岩储层的裂缝相对砂岩较为发育，使得储集空间体积的总孔隙度一般很低，但局部孔洞缝发育带的孔隙度和渗透率值很高，其孔隙度和渗透率之间的相关关系不如孔隙型储层。

●碳酸岩储层和碎屑岩储层中的敏感性矿物类型、含量和产状有着很大的差别。碎屑岩储层中的敏感性矿物主要是黏土矿物，且通常位于外来流体和储层中本身流体首先与之接触的粒表、粒间暴露处，因而敏感性矿物，特别是黏土矿物，是碎屑岩储层敏感性的主要内因。而碳酸岩储层黏土矿物含量较少，并且主要是沉积成因，与碎屑岩中的黏土矿物相比，在岩石中分布相对均匀，而孔喉的表面和裂缝的缝面通常不具有优势分布，因此由黏土矿物所造成的“外来流体与地层岩石不配伍”伤害比碎屑岩要弱得多，但碳酸岩或白云岩储层有本身特征的敏感性矿物，如铁方解石、铁白云石等，遇酸会释放大量的Ca²⁺、Mg²⁺离子，Mg²⁺离子在碱性条件下比Ca²⁺离子相对易于沉淀，形成Mg（OH）₂沉淀，黄铁矿和铁方解石和铁白云石遇酸后会释放出铁离子，在碱性环境下易形成Fe（OH）₃沉淀。因此，储层有潜在的较强酸碱性。

●裂缝作为主要渗流通道的储层，其渗透率大小直接决定着储层的产量。裂缝的平、直、宽特点，使其通常具有较高的流体通过能力，固相颗粒易侵入储层较深部位，而侵入的滤液则在裂缝壁上形成泥膜，使孔喉明显缩小。

●在生产过程中由于孔隙压力不断下降，上覆岩层负荷应力与孔隙压力之间的差值（即有效应力），可使裂缝在高围压下闭合，使渗透通道缩小，造成伤害。

一般认为，碳酸盐岩油气层的损害主要是外来固相侵入、滤液侵入、应力敏感等。固相颗粒及滤饼是造成碳酸盐岩裂缝型油气层损害的主要因素，水相圈闭和滤膜是损害孔隙型碳酸盐岩油气层的主要因素。裂缝-孔洞型碳酸盐岩油气层一般基质渗透率很低，裂缝是主要储集空间和渗流通道，因此工作液对基质的入侵可忽略，应集中考虑裂缝可能受到的损害。从储层保护的角度，根据储层裂缝在油藏条件下的宽度对这些裂缝进行分类：一类是由中—小裂缝组成的储层，所谓中裂缝指宽度介于10～100μm的裂缝；小裂缝指宽度介于1～10μm的裂缝；而微裂缝指宽度小于1μm的裂缝，因其与岩块基质的平均孔隙、直径相近，可列入基质孔隙范畴；另一类为大裂缝储层，指裂缝的宽度大于100μm的裂缝。油气层岩性可分为泥质碳酸盐岩和灰质碳酸盐岩。滤液和固相颗粒堵塞是损害碳酸盐岩油气层的共同因素；但裂缝宽度不同和岩性差异导致的化学组成不同；损害机理不尽相同；较大裂缝主要是固相堵塞造成的损害，液相损害对泥质碳酸盐岩裂缝更为严重。对于碳酸盐岩油气层（特别是气层）中的微裂缝，水锁损害尤为严重，原始含水饱和度、渗透率、储层润湿性和界面张力均有较大影响。

（1）固相颗粒浸入

储层压力条件下，对裂缝宽度大于100μm的储层，在钻井施工中遇到的最大问题是储层漏失，其漏失的原因可能有如下类型：①正压差下的漏失；②重力诱导型漏失；③置换性漏失；④溶洞性漏失；⑤其他漏失（漏失同层、边喷边漏、地下井喷等）。这些漏失造成最严重的地层伤害是固相伤害。由于在钻井液中90%的固相颗粒粒径小于50μm，所以当裂缝的直径大于50μm时，几乎所有的固相可进入裂缝中，造成严重的填充堵塞。

（2）储层流体敏感性

在钻井完井过程中，侵入的滤液与储层中的矿物发生物理化学作用，引起储层渗透率的变化，称之为储层的流体敏感性。敏感性矿物包括黏土矿物和非黏土敏感性矿物。王欣等从微粒的受力分析出发，从理论上讨论了重力、范氏力、双电层力和水动力对微粒的影响，并着重研究了微粒水化分散、运移的临界浓度和临界启动速度等多种影响因素。引起速敏伤害的可运移微粒，既有黏土矿物微粒，也有方解石、钙长石等其他非黏土矿物的地层微粒。

现阶段对储层流体敏感性损害机理的认识主要集中在由于黏土矿物遇水膨胀，或微粒分散运移而导致地层孔隙度和渗透率下降。Land等指出，尽管做了数百块岩心实验，仍未能建立蒙脱石含量与水敏损害程度的关系，即蒙脱石膨胀与引起地层损害没有直接的关系，这意味着不含膨胀性黏土矿物的地层也会受到损害。

（3）应力敏感性

Duan对不经打磨的自然裂缝（储层的自然裂缝和地面露头的自然裂缝以及大量的人造裂缝）表面特性进行了深入分析，并对自然裂缝的应力敏感性进行了数值模拟，建立了裂缝-孔隙型储层应力损害的分析方法和评价方法。

蒋官澄对裂缝型储层的应力敏感性进行了研究，通过对裂缝型储层的渗透率和裂缝宽度与有效应力之间的关系进行回归分析，认为裂缝型碳酸盐岩储层还存在着应力敏感性和滞后效应。景岷雪等通过实验得出，应力变化幅度对岩心最终渗透率损害程度影响不大。孔隙型岩心应力敏感性小于裂缝型岩心，而天然裂缝型岩心应力敏感性小于人造裂缝岩心，且人造裂缝岩心受应力发生渗透率损害后，该损害过程几乎不可逆。

Ayoub研究了有效应力与碳酸盐岩岩样渗透率之间的关系。随着有效应力的增加，渗透率呈现三种变化趋势：①由于实验岩样含有粒间孔，渗透率平缓下降；②岩样含有溶蚀孔时，渗透率先是急剧下降，然后平缓的降低；③由于岩样中黏土矿物反抗净压力而导致渗透率升高。

何健等指出，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层应力敏感中等偏强，孔隙型储层应力敏感程度弱。对于模拟地层温度、地层上覆压力、地层孔隙压力、地层含水饱和度的全直径岩心的渗透率应力敏感性分析和测试实验目前在国内外尚属空白。

（4）气层损害机理

气层与油层相比，有很多不同之处。自然界中存在的气藏大多数是低渗气藏，储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点。这些特点决定了气层易受到损害，并且一旦损害，解除比较困难。因此进行气层损害有关研究也是十分重要的。

与油层损害相比，对气层损害的研究深度远远不够。从历史上看，国内外均长期有“重油不重气”的倾向，所以低渗气藏的研究得不到重视；另一方面从渗流力学的观点分析，气体本身具有可压缩性，在储层中渗流时，因滑脱效应而表现出与液体不同的渗流行为，特别是在低渗储层中，有些学者认为，气体渗流具有非达西特性，这些均增加了渗流行为的复杂性。另外，气层表面绝大多数是水湿的，亲水现象严重，增加了渗流行为的不定性。这些都增加了气层损害研究的难度。近几年来，D.Bennion等人对气层损害机理进行了比较系统的概括性总结，对钻井过程中的气层损害机理总结为：①储层本身质量问题；②水锁效应；③欠平衡钻井中的反向自吸；④钻井液固相侵入；⑤钻具在孔壁磨光和压碎现象；⑥岩石-流体间相互作用；⑦流体-流体间相互作用。

另有研究表明气层由于具有较强的应力敏感性，越是低渗气藏，特别是裂缝-孔隙性流道，应力敏感性越明显。应力敏感性是由于很多扁平或裂缝状的孔隙和毛细管的关闭引起的，在气藏开采过程中，随着储层中天然气的采出，这种由于储层有效应力改变而引起的渗透率的降低是非常严重的，据国内外资料报导，应力敏感性可导致低渗气藏的渗透率下降50%～90%。目前国内外还没有建立起一整套针对低孔低渗气藏损害的评价指标，包括对应力敏感性的评价指标。

水锁效应对低渗气藏渗透率的影响尤为严重。据国内外资料报道，液相在气藏中滞留（即水锁）是气藏的主要损害因素，气藏渗透率越低，影响越严重。

Bennion探讨了水锁形成机理、影响因素和损害消除方法，Bennion等认为水锁是由于储层初始含水饱和度远远小于束缚水饱和度引起的。贺承祖根据毛细管束模型，从理论上分析指出外来流体在油气层中的毛细管力是控制水锁效应的主要因素，而表面张力只是影响毛细管力的一个因素，此外还必须考虑接触角和毛细管的有效半径影响。碳酸盐岩油气藏也存在超低含水饱和度的现象，当气藏初始含水饱和度低于束缚水饱和度或不可动水饱和度时，即处于“亚束缚水状态”，一旦水基工作液接触气层或地层中其他部位的水窜入气层，或凝析水在气井附近集结等过程，导致气井周围含水饱和度增高，甚至超过不可动水饱和度，结果气相的相对渗透率大幅降低，造成水锁损害。水锁是气层第一位也是最基本的损害因素，严重制约碳酸盐岩气藏的发现成功率和经济开采。

张振华等人对来自轮南古潜山裂缝性碳酸盐储层的岩心研究后认为，古潜山储层存在明显的水锁效应。储层的初始含水饱和度越低，岩心的绝对渗透率越小，水锁效应越严重，并认为加入表面活性剂是减小水锁效应的有效途径。

G. 岩心流动实验，饱和油和不饱和油有什么区别

这也要是看你测的是什么油，各种不同油脂的碘价标准值是不一样的，豆油国标是控制在124--139之间，菜油国标是在94--120之间; 油脂不饱和程度越高越易

H. 　沉积盆地流体-岩石相互作用研究方法和手段

在盆地沉积物埋藏后所经历的成岩过程中，会发生复杂的微生物、有机质、水、岩之间的相互作用过程。若烃类发生侵位，还涉及烃类参与的反应。传统上往往将它们单独地分别研究。流体-岩石相互作用研究力图将烃源岩、储集岩矿物和孔隙流体（油、气、水）及其中的微生物作为一个完整的地球化学系统来研究其相互作用，这就要求进行沉积学、水文地质学、同位素地球化学、微生物学等多学科交叉研究，将地质观察、实验模拟、计算机模拟结合在一起，解决一些单一学科的问题。下面介绍实验地球化学测试、实验室模拟、热力学理论计算等方面的研究方法。计算机软件模拟将专门分章讨论。

一、实验地球化学测试

沉积盆地流体-岩石相互作用研究需要对储层中油、气、水、岩进行全面的分析。所分析的项目及数量取决于研究的内容和目标，不能一概而论。

1.分析测试内容

岩石分析岩石的矿物成分、化学组成和储层物性；碳酸盐胶结物的碳、氧、锶同位素组成；硫酸盐和硫化物的产状、矿物习性、硫同位素组成；粘土矿物的X射线衍射分析和氧同位素分析。

流体包裹体分析流体包裹体包括液相和气相包裹体，液相又包括水相和烃类。均一化温度是各类流体包裹体常分析的内容，用以确定胶结物形成时期、油气注入时间。对于水相包裹体，需测定Na、K、Ca、Cl组成及盐度，用激光拉曼光谱测定溶解的CH₄、H₂S、CO₂气体质量分数，H₂S硫同位素和CO₂的碳同位素。对烃类包裹体则可进行全烃色谱分析，以确定是否发生蚀变。

油田水分析用毛细管等速电泳或高效液相色谱（HPLC）分析有机酸中甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、苯甲酸等的浓度及总量。利用等离子发射光谱（ICP）分析微量元素K、Sr、Mn、Al、Fe、Zn、B、Li、Cs、Cd等。用钼-硅法分析其中二氧化硅的含量。用质谱仪分析碳、氢、氧、硫、锶、硼的同位素组成。

烃类分析分析稠油或沥青的物性和族组成、气相色谱特征、生物标志物和硫同位素，并与正常原油对比，以研究其成因机制。分析伴生气的气体组分和碳、硫同位素。

2.分析测试技术

国内众多的实验室已建立起了成熟的方法，来分析上述岩石学、流体包裹体及烃类分析的项目。唯粘土矿物（高岭石、蒙脱石和伊利石）的氧同位素分析国内尚未开展，但国外已有报道。油田水有机组分、微量元素及同位素分析，尚未为人熟知，有必要简要介绍。

1）有机酸分析技术

（1）等速电泳法（ITP）该法采用在中空的毛细管内进行恒流电泳的独特的分离分析方法。油水样经水相蒸发预处理，除去大量无机盐类后，即可直接进样进行有机酸分离。所用仪器为瑞典LKB-2127等速电泳仪及岛津IP-2A型等速电泳仪，检测器为电导检测器、紫外检测器及电位梯度检测器，配以200mm×0.5mm聚四氟乙烯毛细管（LKB-2127）及50cm×1mm、100cm×0.5mm两级聚四氟乙烯毛细管（IP-2A）。采用电解质溶液及尾随电解质溶液分别为组氨酸盐＋组氨酸溶液及2-N吗啉代乙磺酸溶液，或为HCl＋β-丙氨酸溶液及正己酸溶液。水相蒸发处理过程为：取水样低温蒸发，调至酸性，然后以丙酮洗涤过滤，再调节至碱性，浓缩定容。方法的回收率及相对标准偏差分别为96%～105%和2.4%～7.6%。

（2）区带电泳法（CZE）由于油田水中Cl^-干扰测定结果，等速电泳法需对样品进行水相蒸发预处理，采用区带电泳法则避免了上述预处理。所用仪器为惠普HP3PCE高效毛细管电泳仪，毛细管为50cm×50μm内径熔融石英毛细管（有效长度48.5cm），检测器为二极管阵列检测器。电解质体系为：①邻苯二甲酸氢钾＋十六烷基三甲基溴化铵，pH=6.0；②3,5-二硝基苯甲酸＋十六烷基三甲基溴化铵＋5%甲醇，pH=9.0。检测波长为254nm及210nm，间接检测，压力样进，油田水样过滤后，即可直接进样进行有机酸分离。方法的相对标准偏差为1.1%～3.5%。

（3）毛细管气相色谱法（GC）利用AT1000大口径极性毛细管柱，对油田水中C₂—C₅一元羧酸进行分离分析。对油田水以水相蒸发除去大量无机盐类后，经浓缩再直接进样，无需酸化和萃取。方法回收率和相对标准偏差分别为79.6%～100%及1.9%～6.4%。

2）同步辐射X射线荧光分析

利用北京正负电子对撞机国家实验室同步辐射装置，在专用模式下进行工作。实验测试时，样品受同步辐射X射线激发，发生电离，被电离的原子产生次级特征X射线。每种元素有其固有的特征X射线能量及相应的特征波长，用Si（Li）探测器测定这些特征X射线的能量可判断元素的类别；根据测得的待测元素的特征X射线荧光计数与相同实验条件下标样所测的该元素的计数比较，可得出元素的含量。

由于同步辐射具有高亮度、高准直、线偏振及宽频可调等优异特性，因而用于样品的微量元素分析时灵敏度高，对制样要求简单，可在保持样品原始状态下进行测定，并能在相同的实验条件下同时测定一个油田水样品中的20多种微量元素，检测下限可达10^-6量级。

3）δD、δ¹⁸O、δ³⁴S和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr的测定

δD的测试采用的是高纯锌（Zn）还原法，即将2μL水样在390℃下经过锌还原出氢气，然后用MAT251质谱仪测定氢气的D/H值。δ¹⁸O的测量采用CO₂-H₂O平衡法，即将一定量的CO₂高纯钢瓶二氧化碳与2mL水样平衡，用MAT251型质谱仪测定平衡后CO₂的¹⁸O/¹⁶O。δD、δ¹⁸O测试结果均以SMOW（标准平均大洋水）为标准给出，其标准偏差分别为1‰～2‰和0.20‰～0.30‰。

δ³⁴S硫化物硫同位素分析方法是，将硫化物与一定比例CuO混合，在1100℃下真空燃烧制备纯的SO₂气体。硫酸盐、自然硫或岩石中微量硫，均采用埃斯卡试剂处理，转化为氧同位素基本纯的硫酸钡。制样时，称取一定量的BaSO₄、V₂O₅、SiO₂（比例为1∶3.5∶3.5），混合均匀后放入瓷瓶内，并在其上覆盖一层铜丝，在980℃的真空热解下，制备纯的SO₂气，然后用MAT251型质谱计测定³⁴S/³²S值。δ³⁴S值以CDT（为迪亚布洛峡谷陨石中的陨硫铁）标准给出。其标准偏差为±0.10‰～0.30‰。

⁸⁷Sr/⁸⁶Sr测定方法是，取一定量地层水，用超纯HCl酸化，经过标准离子交换技术分离后，在MTA261型多接收器质谱仪上进行测定。溶解碳酸盐全岩、胶结物是用超纯的HCl，溶解页岩采用超纯HF和HClO₄试剂。分析精度0.00003～0.00007。其中，地层水样来自中途测试或完井测试。但是，这类样品不可能有足够的采样覆盖面，尤其在井内更是如此。最有效的弥补方法是使用岩心样品，这就涉及岩心的保护及其水的离心分离。在应用了低浸染取心技术（即最大限度地减少泥浆对水的污染）以后，这种方法非常实用。还有一种是RSA法，即残余盐分析法。在实验室中用超纯水浸滤未经保护的常规岩心，以溶解孔隙中的盐。这种盐是岩心在储藏期间从蒸发的地层水中沉淀出来的。由于不可能浸滤出100%的盐类物质，所以浸滤出的盐不保留原始地层水总体化学性质。但是通过对RSA法的有效性严格检验后，发现锶同位素⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值却不受影响。在取样过程中必须避免在岩心边缘、裂隙面和含有高渗透性岩石的部位取样，筛去具有污染特征的数据（取决于渗透性与⁸⁷Sr/⁸⁶Sr之间的关系），还要沿一些岩样的半径方向测定RSA法的数据特征，以此来校验岩心中央未被污染水的稳定比值。与多种钻井泥浆渗透液相比，地层水中的高Sr含量意味着水中⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比对污染作用相对地不太敏感。比较而言，地层水的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值为0.705～0.730，砂岩中矿物的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值变化范围更大：斜长石或碳酸盐小于0.710，钾长石大于0.730，而云母大于0.800。可见，用RSA法可以将油田水⁸⁷Sr/⁸⁶Sr比值十分精确地测定出来（Smalley,1987）。

二、实验室模拟

模拟实验是在实验室中通过控制实验条件来模拟自然条件下流体-岩石相互作用的过程。模拟实验包括动力学和热力学两种模拟方法。中国地质科学院张荣华研究员一直在模拟研究开放体系中方解石、萤石等矿物-水的反应动力学。而沉积盆地水-岩反应更常发生在半封闭-半开放体系中。模拟的内容包括：有机酸、CO₂的生成；有机组分（原油、有机酸等）参与的水-岩相互作用；金属有机配位化合物稳定性的实验测量等。常用的模拟实验方法是流动或动态实验装置（Barth等，1988；杨俊杰等，1995）。该方法是将反应溶液从一端注入，并在控制的温度、流速下与反应容器中涂有环氧树脂的岩心发生作用。反应溶液可以是各种合成地层水，可含有机酸或原油。在不同的持续时间里从另一端收集反应后的溶液，观测水化学的变化。另一方法采用间歇反应器（静态装置），反应容器可用不锈钢、钛制成。采集并分析经不同时间反应后的溶液，对比实验前后岩石的显微特征、物性或原油性质的变化，以达到模拟研究流体-岩石相互作用的目的。

三、热力学理论计算

热力学理论计算方法是运用热力学定律，对地球化学反应和过程进行理论计算来推断和解释各种地球化学现象（梅廉夫等，1994），可为实验结果的延拓、解释和检验提供理论依据。倪师军等（1993）根据流体包裹体温度、压力、成分及E_h-pH值，计算了成岩流体与矿物相互作用的趋势。而自由能更广泛应用于化学反应趋势的预测上。McBride（1987）、罗明高（1995）以反应的自由能模拟计算了成岩作用的序列；Meshri（1990）对比研究了碳酸和有机酸的热力学反应能力，计算了碳酸盐矿物方解石和铝硅酸盐矿物长石的溶解趋势和向粘土矿物转化趋势。Giles（1990）利用质量传递方程研究了矿物溶解-沉淀、离子迁移能力对次生孔隙和总孔隙度变化的影响。可见，热力学理论计算已用于地质现象的解释和预测上，是计算机软件模拟的基础。但相对而言，考虑的因素较为单一。

I. 钻井液、完井液引起储层损害评价新方法——高温高压岩心动态损害评价系统的研究

余维初^1，2，3苏长明¹鄢捷年²

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京），北京102249；3.长江大学，荆州434023）

摘要 高温高压岩心动态损害评价系统是石油勘探开发中评价储层损害深度与程度的新的评价实验方法与实验仪器，它可以测量岩心受入井流体损害前各分段的原始渗透率值，然后不需取出岩心，就可以直接在模拟储层温度、压力及流速条件下，用泥浆泵驱替高压液体罐中的入井流体，在岩心端面进行动态剪切损害。损害过程完成后，也不需取出岩心，而是通过换向阀门改变流体的流动方向，再由平流泵驱替液体，测量储层岩心受损害后各段的渗透率值。通过对比岩心各分段的渗透率变化情况，即可确定岩心受入井流体损害的深度和程度，从而优选出满足保护油气层需要的钻井液与完井液。目前“评价系统”及配套智能化软件已在多个油田企业投入使用，并取得了良好的应用效果。

关键词 岩心 储层保护 动态损害 评价系统 钻井液与完井液

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

随着世界石油生产的不断扩大与发展，油层伤害与保护的问题日益为各国石油工程师们所关注。油层伤害一旦产生，其补救措施需要付出昂贵的代价。因此，国外早在20世纪40～50年代就开始了油层伤害与保护的室内试验研究。我国也在20世纪70～80年代开始着手研究油层伤害问题，并建立了相应的储层损害评价实验方法及相关仪器。然而随着油气田勘探与开发逐步转向深层，原有的储层损害评价方法已不能适应。因此，要想在油气层保护技术领域取得突破性成果，有必要建立一套完整的、能够适应更深的地层勘探开发的储层损害评价新方法和与之相配套的评价手段，既可以测量岩心各段的原始和损害后渗透率，又能模拟储层温度、压力及泥浆上返速度等条件对岩心进行动态损害评价的新方法、新仪器。

本文主要介绍了该“评价系统”的设计思路、设计原理、技术性能指标、实验参数计算方法及其应用情况。

1 “评价系统” 的设计思路和工作原理

1.1 设计思路

（1）该“评价系统”首先要能够测量岩心各段的原始渗透率（K_oi）和受损害后渗透率（K_di）。根据本项目组的专利技术渗透率梯度仪（专利号：91226407.1）的工作原理和设计思路，由达西定理公式便可很方便地计算出岩心各段损害前后的渗透率参数。

（2）根据本项目组专利技术新型智能高温高压岩心动态失水仪（专利号：ZL200420017823.7）的工作原理和设计思路，在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆上返速率的条件下对岩心某个端面进行动态剪切污染损害实验。

（3）根据本项目组专利技术高温高压岩心动态损害评价实验仪（专利号：200410030637.1，ZL200420047524.8）在渗透率测量完成后，不需取出岩心，而是在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染实验。在对岩心进行动态损害时，利用相关阀门，关闭岩心多段渗透率的测量机构，采用特制泥浆泵，在模拟地层温度、压力和井眼环空泥浆上返速度的条件下，对岩心的某个端面进行动态剪切污染，动态污染采用端面循环剪切式结构。实现一次装入岩心就可以在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染，以及污染前后岩心多项渗透率参数测试的评价实验研究。

（4）在多段渗透率测试过程中“评价系统”的重要组成部分使用了本项目组的专利技术高压精密平流泵（专利号：ZL02278357.1）首次实现恒流、恒压以及无脉动微量液体的输送技术。

（5）“评价系统”的核心部分使用了本项目组的专利技术岩心夹持器（专利号：ZL93216048.4）首次采用金属骨架硫化技术、“O”型密封圈技术以及橡胶的自封原理，打破了老型产品的挤压式密封结构，顺利地实现了沿岩心轴向建立多测点技术。

该“评价系统”的一个突出特点是将岩心损害前后各段渗透率变化测试和对岩心端面的动态污染损害机构有机地结合起来，从而顺利地实现了设计目的。

1.2 仪器的组成结构及工作原理

为了实现在同一台仪器上完成岩心的多段渗透率测试和模拟井下条件对岩心的动态损害，从而准确高效地评价钻井液保护油气层的效果，根据钻井工艺要求和上述设计思路，把高温高压岩心动态损害评价系统设计成如图1所示的工艺流程，它主要由精密平流泵、泥浆泵、液体罐、端面动循环并带多个测压点的岩心夹持器、流量计、电子天平、气源、压力传感器、温度传感器、环压泵、回压控制器、加热系统、数据采集与处理系统等部分组成。

图1 高温高压岩心动态损害评价系统流程

1—气源；2—高压减压阀；3—高压液体罐；4—泥浆泵；5—流量计；6—电子天平；7—回压控制器；8—环压泵；9—端面循环的多测点岩心夹持器；10—阀门；11—压力传感器；12—精密平流泵；13—排污阀；14—数据采集器；15—数据处理系统（计算机、打印机）；16—加热体

其主要工作原理是：当关闭泥浆泵及相关阀门时，由精密平流泵驱替可进行岩心损害前后渗透率的测试；而当打开泥浆泵、流体管路及相关阀门时，可对液体罐中的钻井液或完井液在实际储层条件下进行循环，从而实现对储层岩心端面进行动态损害模拟。软件界面如图2右上角所示。

“评价系统”由两大部分组成：钻井过程的动态损害仿真系统和多段渗透率测试系统。在动态损害仿真系统中（如图2左边部分），氮气瓶给泥浆罐加压，泥浆循环泵控制流量，使钻井液以一定的压力和流量从泥浆罐里泵出，通过岩心夹持器与岩心的端面接触，对岩心端面进行高温高压动态损害评价实验，最后流回泥浆罐，形成密闭循环。在压力作用下，泥浆中的液体经过岩心而滤失，其动态失水经过管线流到电子天平称重，就可以测量出岩心的动失水速率等多项实验参数。

在渗透率测试部分（如图2右边部分），精密平流泵驱动实验液体进入岩心，经过岩心流至电子天平。另外，多个压力传感器实时采集岩心各测压点的压力值，根据达西定理进而可以算出岩心损害前后各分段的渗透率参数。

图2 高温高压岩心动态损害评价系统软件界面

1.3 数据采集与控制原理

1.3.1 硬件设计的总体思路

该“评价系统”控制部分硬件设计应具备以下主要功能：①温度控制，模拟井下高温工况；②流量控制，能够根据流量设定值准确地控制磁力泵的排量，从而控制岩心端面钻井液的流速，以模拟钻井作业过程中实际泥浆环空返速；③围压监测，岩心夹持器围压通过步进电机控制，仪器能够根据设定值自动控制并监测压力，实时显示在人机交互界面上；④仪器工作压力监测，泥浆循环的工作压力由气源调节给定，同时受泥浆温度的影响，软件仪器自动检测压力参数；⑤动滤失量计量，钻井液对岩心的损害是否已经完成，主要是看动滤失速率，当损害已充分时，动滤失速率曲线上升趋于平衡，不再变化或变化微小，说明钻井液对岩心的动态损害实验已经完成，这个过程一般需要150min，滤纸的动静滤失速率道理也是一样。

1.3.2 软件部分

该“评价系统”控制软件的人机交互、数据处理等功能由PC机完成，借助PC机强大的绘图、数据处理功能为用户提供一个实时性好、稳定性强、界面直观、使用方便的操作管理平台。用户可通过计算机软件非常清晰地掌握整个仪器运行的情况，可方便、及时地对实验过程中的各项参数进行调整，并对数据进行分析。为研究人员提供友好、便捷的人机交互全中文界面及数据处理环境，同时实现数据的存储，实验曲线的绘制，数据报表的输出和历史数据的查询等功能，其中包括流体通过岩心的孔隙体积倍数，岩心各段的渗透率、渗透率损害率、渗透率恢复率、钻井液与完井液通过岩心时的动滤失速率等实验参数，并且由计算机直接打印出实验数据报表，“评价系统”控制软件的人机交互主界面见图2所示。

1.4 主要技术指标

该“评价系统”的主要技术性能指标如下：（1）钻井液与完井液污染压力：0～10MPa，测量岩心渗透率流动压力最大可达60MPa；（2）工作温度：室温～150℃（最大可达230℃）；（3）岩心端面流体线速度：0～1.8m/s；（4）实验岩心规格：人造或天然储层岩心，其尺寸为φ25×25-90；（5）测压精度：±2‰；（6）钻井液用量：2～3L；（7）渗透率测量范围：（1～5000）×10^-3μm²；（8）电源：220V，50Hz（要求使用稳压电源）。

与其他油气层损害评价实验装置相比，该“评价系统”无论在工作压力和工作温度方面，还是在岩心的渗透率测量范围方面，均具有明显优势。不难看出，它适用于各种渗透性储层，以及出现异常高压或异常低压的储层，还适用于在井底温度超过150℃的深井中应用。

2 实验参数及计算方法

2.1 V_返的计算

在钻井过程中，钻杆和钻铤处的环空返速可用下式进行计算：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：Q为钻井现场泥浆泵排量（L/s）；D₁，R分别为钻头直径和半径（in）；D₂，r分别为钻杆或钻铤的直径和半径（in）；

为泥浆在环空处的上返速度（m/s）。

岩心端面处剪切速率的大小通过使用变频器调节泥浆泵的转速来实现，选择合理排量的泥浆泵就可以任意模拟钻井现场泥浆泵的排量。在钻井过程中，根据泥浆环空水力学计算结果，当钻杆或钻铤处环形空间泥浆的上返速度

推荐值为0.5～0.6m/s时，才能形成平板型层流，从而满足钻井工艺的要求^［4］。

2.2 岩心动滤失速率的计算

根据钻井液动滤失方程，钻井液或完井液通过岩心时的动滤失速率可使用下式计算：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：f_d为动滤失速率（mL/cm²·min）；Δθ为Δt时间内的动滤失量（mL）；Δt为渗滤时间（s）；A为岩心端面渗滤面积（cm²）。

2.3 动态污染损害前后岩心各段渗透率的计算

在一定压差的作用下，流体可在多孔介质中发生渗流。一般情况下，其流动规律可用达西定律来描述。因此，在动态污染前后，岩心各段渗透率参数的计算可通过应用达西定律公式来实现。由于是多点测试，可以将达西定律公式写成：

。

3 实施效果

该项目技术产品已在江汉、江苏、大庆、大港、吉林、中原、南方勘探公司、克拉玛依、塔里木等各油田单位推广了五十多台套，大量的实验研究表明，使用效果良好，它可以测量出岩心沿长度方向的非均质性，并能判断同一岩心在受钻井、完井液损害前后各段渗透率和损害深度程度，也可评价各种增产措施的效果，优选钻井、完井液体系配方、优化增产措施，达到保护油气层的目的，并认识了油气层特性，提高了油气田的勘探和开发效率。上述各油田通过该“评价系统”筛选出的优质钻井、完井液，起到了保护油气层的效果，既降低了生产成本，又提高了油气井产量，已经取得了巨大的经济效益和社会效益。该成果的推广应用为保护油气层技术研究和油气田评价工作的开展提供了全新的评价手段和评价方法，还使得其在理论和实验技术上获得了重大突破，其实验研究结果对油气田勘探与开发方案的科学决策、油气田的发现、提高油气井产量、延长油田的开发周期以及保护油气层领域的科学研究将起到十分重要的指导作用。

该评价新方法以及相关技术产品使科研成果及时转化为生产力，填补了我国在相关实验技术领域装备制造上的空白，具有同类技术的国际先进水平。

参考文献

［1］李淑廉等.JHDS-高温高压动失水仪的研制.江汉石油学院学报［J］，1988，10（1）：32～35.

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［8］Appartus and method for measuring relative permeability and capillary pressure of porous rock.US5297420，1994.3～29.

J. 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。