塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

注水水质对裂缝性油藏储层的影响

以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50 μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50 μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60 μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。     

酒东油田注入水对岩心渗透率的损害率实验

酒东油田注水井近井地带易堵塞，严重影响了该油田的采收率。为了研究酒东油田注水井堵塞原因，对其注入水主要水质指标进行了测试分析，并通过岩心驱替实验量化分析了注入水水质指标对岩心渗透率的损害程度。首先，采用单因素分析法开展了注入水矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量对岩心渗透率的损害率实验，然后根据单因素实验结果设计正交实验，通过正交实验研究了矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量协同作用对岩心渗透率的损害率，并对正交实验后的岩心进行扫描电镜分析，进一步明确了注入水对岩心的损害情况。由正交实验结果可知，悬浮物含量对岩心渗透率的损害程度最大，其次是悬浮物粒径和矿化度百分比，含油量对岩心渗透率的损害程度最小。当模拟注入水矿化度百分比90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L时，岩心的渗透率损害率最低。     

塔中11油田志留系注入水水质标准研究

针对塔中ll油田开发的实际情况，室内研究了溶解氧、CO2、细菌对注入水腐蚀性的影响；评价了悬浮物含量、悬浮物粒径、细菌和Fe3^＋对岩心渗透率的影响程度。确定了塔中11油田志留系注水水质指标。试验结果表明：注入水中含氧量应≤O.5mg／L，CO2含量应≤2.5mg／L；腐生菌TGB含量应≤104^个／ml，铁细菌IB含量应≤103^个／ml，硫酸盐还原菌含量应≤104^个／m1；悬浮物粒径应≤5μm，悬浮物含量应〈7.5mg／L，Fe3^＋含量应≤5mg／L。回注污水含油量应〈10mg／L。     

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素;膨胀性黏土，悬浮固体颗粒。细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉，在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14．5％、11．1％及0．02％；注入100PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7％和4％、9％和7％。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降，粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大，则渗透率越低。在粒径2．1μm或颗粒浓度3mg／L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降，含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小，注入含菌50个／L的水100PV使岩心渗透率下降7％。岩心对注水合油量敏感，注入含油量20mg／L的水50PV使岩心渗透率下降20％。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心，其次是双河北岩心．江河岩心较轻，注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少．说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞，研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液，与南阳油田使用的低伤害酸液一起，用于1口注水井的解堵，效果良好。图7表4参5。     

海上S油田注入水水质指标室内模拟试验

针对海上S油田不同储层注水指标调整问题,完成了注入水与不同油组地层水的配伍性室内评价,并且通过悬浮物粒径中值、悬浮物浓度和含油率对岩芯伤害的单因素模拟实验,以及综合水质指标的岩芯伤害实验,对S油田三个油组储层的注水指标进行了优化。实验结果表明,注入水与各个油组地层水具有较好的配伍性。S油田储层可接受的注水指标为:悬浮物质量浓度小于10 mg/L,含油量小于35 mg/L,悬浮物粒径中值小于3μm;或者悬浮物质量浓度小于15 mg/L,含油量小于30 mg/L,悬浮物粒径中值小于2.5μm。     

注入水水质对储层的伤害

以胜利油田纯2块储层为研究对象,应用室内岩心模拟试验研究了注入水不同注入速度、悬浮固体颗粒粒径、含油量、含菌浓度、表面活性剂对储层的伤害。研究结果表明,固相颗粒粒径、含油量及含菌浓度是引起纯2块储层伤害的主要因素,建议通过控制注入水中的含油量小于10.6mg/L、细菌含量小于101个/mL、固相颗粒的粒径中值小于1.2μm、加入JOP - 1表面活性剂等方法来减轻对储层的伤害。     

砾岩低渗透油藏注入水中固体悬浮物的伤害实验

砾岩低渗透油藏储层非均质性强、孔喉半径小、矿物成分复杂,在注水开发中,回注水中固体悬浮物含量和粒径大小成为导致储层伤害的主要因素,而现有碎屑岩低渗透油藏注水水质推荐指标难以满足砾岩低渗透油藏,因此,需根据砾岩低渗透油藏储层特点,制定科学的注水水质指标。根据砾岩低渗透油藏储层孔隙结构及黏土矿物特性,采用CT扫描、扫描电镜及X射线衍射等实验方法,多角度分析了该类油藏潜在的注水伤害主要因素,同时根据颗粒堵塞理论,在注入过程中注入水中的固体悬浮物（SS）,会堵塞孔喉通道导致渗透率下降,从而对砾岩低渗透岩心造成严重伤害。实验结果表明,SS质量浓度和粒径中值对不同渗透率的砾岩岩心的储层伤害差异较大,若要实现目标区块储层伤害率≤20%,当储层渗透率小于等于9.28 mD时,SS质量浓度≤1.43 mg/L,粒径中值≤1.9 μm;当储层渗透率大于9.28 mD但小于46.9 mD时,SS质量浓度≤3.1 mg/L,粒径中值≤2.6 μm;而储层渗透率大于等于117mD时,可放宽到SS质量浓度≤5.1 mg/L,粒径中值≤4.8 μm。     

注入水水质对储层损害的影响因素研究

通过不周注入水水质的岩心驱替试验,研究了苏北油区F502井区注入水水质对岩心渗透率的伤害程度。结果表明：①水源井水与F503井地层水的配伍性好,不会产生结垢损害储层。②经0．45μm薄膜过滤后的水源井水对岩心渗透率无伤害。③经3．0μm滤膜过滤后的水源井水对岩心渗透率损害值为9.9％;细菌含量为10^3／ml的水源井水对岩心渗透率损害较大,造成的损害恢复困难。④注入水水质主要控制指标为悬浮物〈4．2mg／L,含油≤9．0mg／L,粒径中值〈3m,细菌含量〈10^3个／ml。     

榆树林油田注入水悬浮颗粒浓度与粒径的确定

用压汞法测定了有代表性的榆树林油田储层岩心(Ka≈1×10-3μm2)的微观孔隙结构,构建了喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比分布曲线。由所得孔隙结构数据,取喉道半径约1.275μm、Ka约1×10-3μm2的8个岩心进行模拟注水实验。模拟注水为仅含模拟悬浮颗粒(石英砂)的蒸馏水,石英砂的粒径(平均值和分布范围)用滤膜过滤法控制。岩心饱和模拟地层水后注入含一定浓度、一定粒径石英砂的蒸馏水,测岩心水测渗透率损失率。认为渗透率损失率超过30%时地层受到的伤害不可忽视。当石英砂半径上限为0.365μm,石英浓度增加至0.5mg/L时渗透率损失率增大至30%;当石英砂浓度为0.5mg/L,石英砂平均半径增加至0.5μm时渗透率损失率增大至30%。认为Ka为1×10-3μm2的榆树林油田注入水中悬浮颗粒浓度应小于0.5mg/L,粒径应小于1μm。讨论了颗粒堵塞多孔介质的机理。图7表1参5     

油藏岩石渗透率合成方法

渗透率合成在石油储量计算、油田开发方案编制、油藏数值模拟等油藏工程研究中经常遇到,主要包括垂向上不同层段渗透率的合成以及沿渗流方向不同渗透率带渗透率的合成。根据达西定律,结合建立的渗流模型,经数学推导,得到两类渗透率的合成公式。其中,垂向上不同层段渗透率的合成公式与前人文献中一致;而沿渗流方向不同渗透率带的合成公式与前人有较大差别。经实测数据检验,用新推导的公式计算所得的结果误差为0.28%～53.5%,基本上在允许的范围之内。     

低渗岩石孔渗及相对渗透率测试方法综述

孔隙度、渗透率以及相对渗透率是开发实验中基本的测量参数,但现有的开发实验方法主要都是针对中高渗油藏的,对低渗油藏岩心样品缺乏统一、规范的测试方法和手段。在参考大量相关文献的基础上,分析了近年来国内外低渗岩石的孔隙度、渗透率及相对渗透率的测试方法和技术,总结了测试过程中存在的问题,并提出了初步的解决方案。     

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时 ,获得相对渗透率曲线的方法。用有限差分方法求解渗流方程组 ,建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型 ,有四个待定参数。用最优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小 ,反求相对渗透率曲线模型的待定参数 ,从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了JBN方法的局限 ,在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示了它的优越性。     

运用压汞法研究低渗岩心的启动压力

为了便于研究低渗透岩心的启动压力，运用压汞实验设备，对大庆油田的32块低渗透岩心进行压汞实验研究，通过对压汞实验得到的大量数据进行处理，得到了每一块岩心的平均渗透率及与其对应的启动压力梯度。对岩心的气测渗透率及其对应的启动压力梯度数据进行幂乘拟合，求得了岩心的启动压力梯度与气测渗透率的关系式。采用该关系式，可以根据低渗透岩心的气测渗透率求得其启动压力梯度，这对于今后低渗透油田的开发将有重要参考价值。图4表2参6     

A Discussion About Hydraulic Permeability and Permeability

Abstract

The unit of permeability is Darcy, md, or unit of area. The symbol used to represent it is k, and the symbol K is used to represent mobility. Many references including some textbooks in soil mechanics contain confusion between these two terms, that is, hydraulic permeability K is used to refer to permeability k. In these books the term hydraulic permeability or coefficient of permeability is used to refer to mobility. Moreover, the symbols k and K are used in a contrary manner. Also, there is an error in the unit of hydraulic permeability. This work is a trial to clarify and correct this error.     

油藏综合相渗曲线拟合方法

多孔介质中存在多相流体时,其相对渗透率会受到润湿性、岩石结构、流体饱和顺序等因素影响。岩心室内试验得到的单个样品相对渗透率变化规律仅表征了某种孔隙结构下的渗流规律,而储层孔隙结构的非均质性对渗流的影响很难用一块岩样试验结果表达清楚。表征油藏中多个含油小层、以及同一小层不同沉积相带孔隙结构储层油水渗流规律需要综合各样品的试验结果,不同样品在综合过程中所占比重也需要合理分配。利用室内相渗试验、岩心化验分析结果,提出油藏综合相渗曲线渗透率拟合目标值等于油藏的平均渗透率,样品在综合曲线中的权重系数根据孔隙结构分布规律或渗透率分布规律确定,并给出了拟合油藏综合相渗曲线具体方法及步骤。     

低渗透油藏压力敏感性实验研究

低渗透砂岩储层在开采过程中,随着有效应力的升高将会发生渗透率应力敏感,导致渗透率的下降。在考虑储层原地应力的情况下,对塔里木油层岩心进行了实验研究。结果表明:该区块的应力敏感性很强,变化规律符合指数关系式,在同一区块,渗透率相对较高的岩心随着覆压的变化渗透率恢复程度反而越低。通过对4个不同区块具有代表性的4块岩心进行饱和水后测定渗透率的变化实验表明:饱和水后渗透率急剧降低,渗透率相对较高的岩心渗透率下降得越明显。     

Dynamic Measurement of the Permeability of an Explosive Undergoing Thermal Damage

We have constructed a gas permeameter to measure the permeability of explosives that have been thermally damaged. We report on the calibration of the instrument, as well as measurements of the permeability of PBX 9501, a plastic bonded explosive. The limitations of this technique are shown, as well as the effects that crystalline phase transition, volumetric expansion, and chemical reaction have on the permeability of this material.     

用覆压岩心渗透率优化测井渗透率计算模型

渗透率是确定储层产能的关键指标之一,其准确性关系到储层产能评价的准确程度。测井数据相对试井资料更加丰富、成本低,可以有效获得井筒附近地带各小层的静态特征,为小层的产能评价提供参数支持。为了使测井渗透率的计算更为精确,以吉木萨尔致密油地区为例,在前人研究基础上,通过分析对比覆压孔渗实验数据,发现渗透率和有效覆压的无因次乘幂关系比一般认为的指数关系要好。用无因次乘幂关系模型预测地层真实岩心渗透率,进而来拟合测井参数与孔隙度、渗透率的关系,以达到优化测井渗透率计算模型的目的。该方法在吉木萨尔致密油地区的应用效果良好,比直接用地面岩心实验值的计算结果更为接近实际值。     

基于常规孔渗定量预判束缚水饱和度合理值范围

针对影响相渗参数的两大主控因素——流体性质及岩心物性,根据实验数据深入分析在相同油水黏度比值下束缚水饱和度随着岩心物性改变的变化规律。将渤海油田相渗实验所用岩心划分为稀油中高渗固结、稀油低渗/特低渗固结、稀油疏松、稠油疏松四大类,并建立各类岩心束缚水饱和度预判图版,以指导后续相渗实验数据的质量控制,并在已知常规孔渗数据的条件下,根据不同油水黏度比值的图版预判束缚水饱和度的合理值范围。目前该方法已应用于渤海油田。