毛管压力曲线的应用end

158第二章毛管压力曲线的应用第一节压汞法基本原理及应用一、基本原理由于表面张力的作用，任何弯曲液面都存在毛细管压力。其方向总是指向非润湿相的一方。储油岩石的孔隙系统由无数大小不等的孔隙组成，其间被一个或数个喉道所连结，构成复杂的孔隙网络。对于一定流体，一定半径的孔隙喉道具有一定的毛管压力。在驱替过程中，只有当外加压力（非润湿相压力）等于或者超过喉道的毛管压力时，非润湿相才能通过喉道进入孔隙，将润湿相从其中排出。此时，外加压力就相当于喉道的毛细管力。毛细管压力是饱和度的函数，随着压力升高，非润湿相饱和度增大，润湿相饱和度降低。在排驱过程中起控制作用的是喉道的大小，而不是孔隙。一旦排驱压力克服喉道的毛细管压力，非润湿相即可进入孔隙。在一定压力下非润湿相能够进入的喉道的大小是很分散的，只要等于及大于该压力所对应的喉道均可以进入，至于孔隙，非润湿相能够进入与否，则完全取决于连结它的喉道。以上是毛细管压力曲线分析的基础。压汞法又称水银注入法，水银对岩石是一种非润湿相流体，通过施加压力使水银克服岩石孔隙喉道的毛细管阻力而进入喉道，从而通过测定毛细管力来间接测定岩石的孔隙喉道大小分布，得到一系列互相对应的毛管压力和饱和度数据，以此来研究油层物理特征。在压汞实验中，连续地将水银注入被抽空的岩样孔隙系统中，注入水银的每一点压力就代表一个相应的孔喉大小下的毛细管压力。在这个压力下进入孔隙系统的水银量就代表这个相应的孔喉大小所连通的孔隙体积。随着注入压力的不断增加，水银不断进入更小的孔隙喉道，在每一个压力点，当岩样达到毛细管压力平衡时，同时记录注入压力（毛细管力）和注入岩样的水银量，用纵坐标表示毛管压力pc,横坐标表示润湿相或非润湿相饱和度，作毛管压力与饱和度关系曲线—毛管压力曲线，该曲线表示毛管压力与饱和度之间的实测函数关系。通常把非润湿相排驱润湿相称为驱替过程，而把润湿相排驱非润湿相的反过程称之为吸入过程。在毛细管压力测量中，加压用非润湿相排驱岩芯中的润湿相属于驱替过程，所得毛管压力与饱和度关系曲线称之为驱替毛管压力曲线，降压用润湿相排驱非润湿相属于吸入过程，所得毛管压力与饱和度关系曲线称之为吸入毛管压力曲线，在压汞法中，通常把驱替叫注入，把吸入叫退出。压汞法的最大优点是测量特别方便、速度快，测量范围大，测一个样品仅需1-2小时，此外压汞法对样品的形状、大小要求不严，甚至可以测量岩屑的毛细管压力。但压汞法也有很多缺点，例如非润湿相用水银，水银又是在真空条件下压入的，这与油层实际情况差别较大，并且水银有毒，操作不安全。二、应用1．确定油藏原始含油饱和度当压力达到一定高度后，压力再继续升高，非润湿相饱和度增加很小或不在增加，毛管压力曲线与纵轴近乎平行，此时岩样中的剩余润湿相饱和度，一般认为相当于油层岩石的束缚水饱和度Swi，而此时的非润湿相饱和度即为油藏原始含油饱和度So。1592．确定残余油饱和度在注入过程中，压力从零到最高压力，润湿相饱和度从100%降到最小值Smin，而非润湿相饱和度从0到最大值Smax。在退出过程中，压力从最高值降到零，但非润湿相—水银并不完全退出，部分水银因毛管压力作用而残留岩石，非润湿相（水银）在退出时所残余的饱和度（SR），可视为残余油饱和度。3．确定油藏岩石润湿性将一块岩芯分为两半，一块作油驱水，另一块作空气驱油，分别测出两条毛管压力曲线，并求出两曲线的排驱压力Pd(w-o),和Pd(o-g)。用w-o、o-g、w-o、0-g分别表示油—水和油—空气系统的接触角和表面张力。由于油和空气相比岩石亲油，故可取o-g=0゜，coso-g=1。根据公式pc=2cos/r,可以写出如下的比例式：W=cosw-o/coso-g=(Pd(w-o)o-g)/(Pd(o-g)w-o)(2.2.1)比值cosw-o/coso-g称为润湿指数。由于coso-g=1，所以，润湿指数越大，岩石越偏向亲水。若W=1，岩石完全亲水；W=0，即Pd(w-o)=0，说明油可以自动吸入岩石，岩石为亲油。应当指出的是，由于pc=2cos/r形式是定性地应用于油层，所以,W=cosw-o/coso-g=(Pd(w-o)o-g)/(Pd(o-g)w-o)公式形式上是定量的，实际上仍只能是定性地估计油层的润湿性。这种确定油层润湿性的方法没有得到广泛应用。4．确定低渗透砂岩油藏有效厚度的物性下限曲志浩根据伯格（Berg,.RR.,1975）论述的油气藏二次运移具有水动力影响的基本公式，提出了孔隙喉道的含油下限，孔隙喉道的含油下限半径应为：rtmin=2/(2/rp+Zotg(w-h))(2.2.2)式中：rtmin：油藏最小含油喉道半径；Zot：油藏最大含油高度。油藏最小含油喉道半径rtmin即为在给定条件下，油气可以通过的最小喉道半径。这一数值只有在油藏顶部才能达到。从顶部向下，随着油柱高度的的降低，浮力越来越小，而石油所能进入的最小喉道则越来越大。若Zot值取油藏高度的二分之一，则所得的喉道半径称之为油藏最小含油喉道半径中值，以rtmin表示，它代表油藏的一般最小含油喉道半径值。也即为低渗透砂岩油藏应用孔喉半径中值R50划分有效厚度的物性下限值。确定低渗透砂岩油藏有效厚度的物性下限时，若低渗透砂岩孔喉半径中值R50rtmin，砂岩为储集层；砂岩孔喉半径中值R50rtmin，砂岩为非储层。5．确定油水界面以上的油层高度利用以下公式可计算勘探阶段油藏油水界面以上的油层高度:Z0=2(1/rt’–1/rp’)/g(w–h)(2.2.3)式中:Z0：油水界面以上的油层高度，cm;：油—水的界面张力,达因/厘米rt’：驱替压力较高的储集岩所对应的喉道半径，cm;rp’：储集岩的平均孔喉半径，cm;g：重力加速度，cm/s2;w：地层水密度，g/cm3;h：地层油密度，g/cm3。1606．评价外来流体对油层的损害及油层保护措施外来流体对油层的损害包括外来流体中水的矿化度低引起油气储层粘土矿物的水化、膨胀、分散、脱落、运移，以及外来流体造成的微粒迁移，减小了储层的孔隙通道。从而对油层造成损害。在储层条件下，粘土矿物通过阳离子交换作用可与任何天然储层流体达到平衡。但是，在钻井或注水开采过程中，外来液体会改变孔隙流体的性质并破坏平衡。当外来液体的矿化度低（如注淡水）时，可膨胀的粘土便发生水化、膨胀，并可进一步分散、脱落并迁移，从而减小甚至堵塞孔隙喉道，特别是细小的喉道对即使不大的膨胀性也很敏感，使渗透率降低，造成油层损害。通过遭受损害前的（油基泥浆、注水前）岩芯与遭受损害后（水基泥浆、注水后）岩芯的压汞毛管压力曲线的对比分析，对比饱和度中值压力Pc50、排驱压力Pd、孔喉半径中值R50、平均孔喉半径Rm、最大汞饱和度Swmax前后的差异，来评价孔隙喉道的变化。以此评价外来流体对油层的损害状况。储层中可膨胀的粘土矿物，即水敏性粘土矿物，主要为蒙脱石族矿物及含蒙脱石的混层粘土矿物，因此为了预防油层中蒙脱石族粘土矿物的膨胀，在钻井和注水过程中，使用屏蔽暂堵技术和添加防膨剂等，如在钻井过程中，可在浸入油层的泥浆中添加KCl，或用油基泥浆，应避免用淡水，在注水开发过程中，注入稀释的AlCl3溶液，可大大减小因粘土矿物的膨胀而造成的储层损害。外来流体造成的微粒迁移，可堵塞油层通道。包括两个方面：一是外来液体本身所携带的微粒它们通过储层的孔隙喉道时，往往造成直接的堵塞或桥堵；另一方面是储层中的粘土矿物、胶结不坚固的碎屑颗粒以及油层酸化处理被释放出来的碎屑颗粒等，当与外来流体接触时，由于流体流速过高（超过油层的临界流速）而发生迁移，堵塞了孔隙喉道，造成了渗透率的下降，导致油层受到损害。粘土矿物，特别是高岭石类、伊利石类矿物，它们本身结构力较弱，与储层中碎屑颗粒粘结力不坚固，容易脱落、分散、形成粘土微粒。当外来液体流速过高时，就会使这些粘土微粒与胶结不好的碎屑颗粒一起产生迁移，堵塞孔隙喉道。微粒迁移后能否堵塞孔喉，形成桥塞，取决于微粒大小、含量以及喉道的大小。当微粒尺寸小于喉道尺寸时，在喉道处既可发生沉淀又可发生去沉淀作用，喉道桥塞即使形成也不稳定，易于解体；当微粒尺寸与喉道尺寸大体相当时，则很容易发生孔喉的堵塞；若微粒尺寸大大超过喉道尺寸，则发生微粒聚集并形成可渗透的滤饼。根据Barkman和Davidion对悬浮物在多孔介质中渗流的研究结果认为：当3d颗d孔喉时，颗粒在岩石表面堵塞，形成外滤饼，如果3d颗〈d孔喉〈10d颗时，颗粒侵入岩石，在孔隙喉道部位搭桥形成内部滤饼；若d孔喉10d颗时,则颗粒更深地进入岩石,并在孔隙内自身移动。减小微粒迁移对孔喉的堵塞，除了对注水的水质进行严格的筛选外，为了稳定油层中存在的粘土矿物颗粒，可在钻井液、完井液、压裂液，以及注入水中加入粘土稳定剂。国内常用的稳定剂有无机盐类（如NaCl、KCl）、碱类（KOH、Ca(OH)2）等。第二节离心法基本原理及应用一、基本原理任何物质在旋转产生的离心力场中均会受到离心力的作用。当饱和有油（水）的岩样，放在充满水（油）的离心管中并使其旋转形成离心力场时，由于油水的密度不同，在岩161样孔隙系统内会由于离心力的差异形成离心驱替压力（ΔP），其数值大小符合以下关系式：rdrdp2(2.2.4)式中：Δρ——油水密度差，g/cm3；ω——离心转速，r/min；r——离心半径，cm；dr——油（水）体在沿旋转半径方向上的长度，cm。由（2.2.4）式可以推导计算出饱和油（水）的岩样在水（油）中由于旋转产生的离心驱替压力P：12端面端面dpp(2.2.5)（2.2.4）式代入（2.2.5）式：212rrrdrp(2.2.6)解方程（2.2.6）得：2/))((|)2/(121222221rrrrrprr(2.2.7)式中：r1，r2——岩样两端距离心轴的垂直距离；令：（r1+r2）/2=r中，即岩样中部与离心轴的垂直距离；r2-r1=L，即岩样本身的长度。则（2.2.7）式可写成：Lrp中2(2.2.8)当离心驱替压力大于岩样中一定大小孔隙所对应的毛细管压力时，岩样周围的油（水）将驱替岩样内部的水（油），直到离心驱替压力与毛细管力平衡为止。油藏岩样内部含油（水）饱和度的变化，由对应阶段驱替出的水（油）量（从离心计量管上读取）用以下公式计算获得。VVSwoow/)()((2.2.9)式中：Sw（o）——岩样中油（水）平均饱和度，%；Vo（w）——岩样中油（水）驱水（油）过程中驱替出的水（油）量，cm3；VΦ——岩样孔隙体积，cm3。上述程序完成后，则能获得一组岩样毛细管压力（Pc）与对应油（水）饱和度（So（w））的值。变换离心机的转速，就可以获得岩样一系列的Pc～So（w）数据。用Pc～So（w）数据绘制的岩样的离心毛管压力曲线见图2.2.1。162图2.2.1岩样离心毛管压力曲线图二、应用1．预测油藏原始含油饱和度利用离心毛细管压力曲线预测油藏原始含油饱和度的方法简述如下：1）选择一种可靠的方法求出本油藏有代表性的毛细管压力曲线。2）用公式（2.2.10）把实验条件下求得的毛细管压力曲线换算成油藏条件下的毛细管压力曲线（设cosθ实验=cosθ油藏）。LRCLCRPP(2.2.10)式中：PCR——油藏条件下的毛细管压力，MPa；PCL——实验条件下的毛管压力，MPa；σR——油藏条件下的油水界面张力，N/m；σL——实验条件下的油水界面张力，N/m。3）在原始油藏条件下，油水密度差产生的重力与毛细管力平衡，即gHPOWCR)((2.2.11)式中：H——样品所处自由水面以上高度，m；ρw——水的密度，g/cm3；ρo——油的密度，g/cm3；PCR——毛细管压力值，MPa。4）根据（2.2.10）、（2.2.11）的结果，可以把毛细管压力曲线转化成油（水）饱和度与自由水面以上高度的关系曲线。5）根据油藏样品所处油藏的位置即离自由水面的高度，用４）求得的关系曲线就