（石油与天然气工程专业论文）西峰油田注水压力回升原因分析及对策研究.pdf

中文摘要 论文题目： 专业： 硕士生： 指导教师： 西峰油田注水压力回升原因分析及对策研究 石油与天然气 何治武( 签名) 陈军斌( 签名) 徐永高( 签名) 摘要 西峰油田储层孔隙小、喉道细、渗流阻力大，在注水开发过程中存在注水井压力升 高、注水量递减快的问题，影响水驱原油的正常开采。本文通过对西峰油田储层孔喉结 构分析认为，注水驱替的主要通道是细喉道、微细喉道，储层存在强酸敏，弱水敏，具 有一定的速度敏感性；岩芯正反向注水实验表明注水压力升高、注水量减少的主要原因 是储层内微粒运移堵塞微细孔喉产生的，微粒主要来自储层岩石在冲刷、剥落、运移中 产生的颗粒；次要原因是注入水与地层水产生结垢引起的堵塞。 岩芯酸化实验表明，应用复合有机酸可有效增加岩心渗透率，减少注水压力，增加 注水量。西峰油田5 口注水井复合有机酸增注现场试验表明，3 口井增注效果明显，对 应采油井产液、产油量增加高，另2 口井因储层渗透性过差，酸化过程中有效渗透孔喉 难以沟通，增注效果不明显。5 口采油井复合有机酸解堵试验，酸化效果明显，产液、 产油量均大幅度增加。 室内实验研究与现场增注试验表明，复合有机酸酸化可有效增加西峰油田低渗储层 渗透率，解除地层堵塞，提高注水渗透率，提高对应油井产量。 关键词：西峰油田；增注；x 衍射；薄片分析；粒度分析；复合有机酸；现场试验 论文类型：应用研究 ( 本文得到中国石油长庆油田分公司科研资金的支持) 英文摘要 s u b j e c t ：a n a l y s i sa n ds t u d yo nr i s ea g a i no fw a t e rp r e s s u r ei nx i f e n go i l f i e l d s p e c i a l i t y ： o i l & g a s e n g i n e e r i n g n a m e ：h ez h i w u ( s i g n a t u 弛) 丛壁盐i 鲨坚 i n s t r u c t o r ：c h e nj u n b i n ( s i g n a t l l r e ) 丛垃皿k 阳 x uy o n g g a o ( s i g n a t u r e ) a b s t r a c t b e do fx if e n go i l f i e l di ss m a l lp o r e 、t h i nt h r o a t 、b i gr e s i s t a n c eo ff l o wo ff l u i d s t h e r e a r es o m ep r o b l e m st h a ta f f e c to ne x p l o i t a t i o no fw a t e rd r i v ef i e l d b ya n a l y s i s ，r o u t w a yo f w a t e rd r i v ei st h i n ea n dm i n n t e n e s st h r o a ta n do i lr e s e r v o i rb e di sf e e b l ew a t e r - s e n s i t i v ea n d s t r o n ga c i d - s e n s i t i v ef o r m a t i o n f i r s tr e a s o ni sp a r t i c u l a t ec o m i n gf r o mf r u s h e r 、s h e l lo f fa n d m o v ep l u g sm i n n t e n e s st h r o a t ，s e c o n dr e a s o ni sd i r t yd e p o s i t i o nc o m i n gf r o mt h er e a c t i o no f i n j e c t i o nw a t e ra n df o r m a t i o nb r i n e c o r ea c i dt e s ts h o wt h a ta p p l i c a t i o no fc o m p l e xo r g a n n i ca c i dc a ne f f e c t i v e l yi n c r e a s e s t h ec o r ep e r m a e b i l i t y , r e d u c e sw a t e rp r e s s u r ea n di n c r e a s e sq u a n t i t yo fi n j e c t e dw a t e r a f t e r u s i n gi nf i v ew e l l so fo i l f i e l d ，ab e t t e re f f e c tw a sg a i n e d t h i ss h o wa p p l i c a t i o no fc o m p l e x o r g a r m i ca c i di sb e t t e re f f e c ti nt h r e ew e l l s , i n c r e a s i n gm a s sp r o d u t i o na n do i ly i e l de f f e c t s ow ef o u n dt h a tc o m p l e xo r g a n n i ca c i dc a ne f f e c t i v e l yi m p r o v e sc o r ep e r m e a b i l i t ya n d w a t e r f l o o dp e r m a e b i l i t y ，l i f l e so f t h eb l o c k a g ef o r m a t i o n , i n c r e a s e so i lw e l lp r o d u c t i v i t y k e y w o r d s ：a u g m e n t e di n j e c t i o n x - d i f f r a c t i o ns l i c ea n a l y s i s e p a r t i c l es i z ea n a l y s i s e c o m p l e xo r g a n n i ca c i d s c e n e e x p e r i m e n t t h e s i s ：a p p l i e ds t u d y 学位论文创新性声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的说明并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读 学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、 公开阅览、借阅以及申请专利等权利，同时授权中国科学技术信息研究所将本论文收录 到中国学位论文全文数据库并通过网络向社会公众提供信息服务。本人离校后发表 或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大 学。 论文作者签名：西吝羞雌 导师签名： 日期：厶以i 二j ， 日期： 注：如本论文涉密，请在使用授权的说明中指出( 含解密年限等) 。 第一章绪论 第一章绪论 注水是油田开发过程中的一种常规的提高产量、提高采收率技术。西峰油田属低渗、 特低渗油田，对于低渗、特低渗油田，通常在注水开发一定时期之后，往往会出现注水 压力升高，注水量下降等问题，其主要形成原因是注入水进入储层后，对储层产生伤害 造成的。 1 1国内、外低渗透油田注水开发储层伤害解决方法 国外低渗透油藏开发时间长，从美国1 8 7 1 年发现著名的勃莱德福油田起，已有1 0 0 多年的历史了。国外大量研究和实践证明n 】。f 8 】，当前低渗透油田开发中，广泛应用并取 得明显经济效益的主要技术，仍然是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术。 国内通过“九五以来的研究攻关和试验【9 】【l4 1 ，对低渗透油田的开发战略决策、储 层特征认识、渗流理论和钻采工艺技术等各个方而，都有了新的较大发展和提高，注水 工艺技术发展增注、水质处理新技术，改进了注水状况。 针对低渗透油藏开发，开展得注水井增注方法主要有五方面： ( 1 ) 压裂和化学解堵剂：采取压裂和针对钻完井过程中产生的堵塞选择解堵措施， 解除注水井近井地带产生的堵塞。 ( 2 ) 注水精细过滤：通过超级膜过滤器的使用，使得注水进入储层的微粒尽量少， 不易对储层微小孔喉产生堵塞。 ( 3 ) 缓速酸：为延缓酸液和油层堵塞物的反应时间，而研制缓速酸：磷酸、氨基磺酸、 固体酸、柠檬酸、氟硼酸、油包酸、胶束酸等，它们能够提高酸化有效半径，达到深度 酸化保护油层的目的； ( 4 ) 防膨剂：注水开发时由于外来流体的进入，导致油层敏感性矿物特别是粘土矿 物膨胀，使有效孔隙度降低，近年研制的防膨剂有无机盐、无机聚合物、有机聚合物等， 其中聚季胺盐、聚季磷酸盐和聚季硫酸盐等有机聚合物类防膨效果较好，多用于低渗、 水敏性强的油层： ( 5 ) 在酸化方面，通过酸化添加剂的改进，在增加储层渗透率的同时，不产生或 少产生沉淀堵塞孔喉。 1 2 西峰油田注水井增注研究对策 针对西峰油田注水注水难、影响开发效果这一问题，开展了“西峰油田注水井堵塞 机理研究及对策研究 ，提出了解决方案。 ( 1 ) 储层地质研究。岩心孔隙结构分析，分析这类孔隙结构在注水过程中容易受损 害类型；粘土矿物分析，分析储层岩石的敏感性以及储层流体的渗流特性等。 ( 2 ) 储层伤害原因研究。通过水质矿物质和试验测试，对地层水、加防垢剂注入水 进行结垢趋势研究；注水流量实验，了解地层渗透率与通过地层液体之间的关系，评价 西安石油大学硕士学位论文 储集层对注入水注入量的敏感性以及岩心胶结的稳定性；正注、反注流动实验，评价岩 心胶结的稳定性和微粒运移的产生：颗粒度分析，对地层水、注入水以及实验回采液进 行溶液中的颗粒度、x 衍射分析，得出储层主要伤害的微粒运移来自储层内部。 ( 3 ) 储层增注酸化实验。进行低伤害、深部酸化酸液体系评价实验，选择以有机酸 为主的复合酸作为储层改造的主体酸。 ( 4 ) 酸化现场增注试验。在西峰油田进行了5 口注水井的酸化增注，3 口井取得较 好的效果，2 口井增注不明显；并进行了5 口采油井的增产酸化试验，均取得了较好增 油控水效果。 通过对西峰油田储层地质研究，得出储层微观非均质性强，渗流喉道细小( 最大不超 过4 ，细喉道、微细喉道所占比例大；储层粘土矿物分析，储层为强酸敏，弱水敏， 具有一定速度敏感性；注入水与地层水有结垢趋势，加入防垢剂后，对结垢有一定抑制 作用；通过对储层进行体积流量实验以及正反向实验证实：微粒运移是注水井注水压力 升高、地层吸水能力降低的主要原因；酸液体系试验表明，应用以有机酸为主的复合有 机酸体系，具有良好的深部解堵效果；酸化现场试验了5 口注水井、5 口采油井，取得 了良好的储层解堵效果，为下步进一步扩大应用，奠定了良好的基础。 2 第二章西峰油田注水基本状况 第二章西峰油田注水基本状况 2 1 西峰油田地质概况 西峰油田处于伊陕斜坡的西南部，属三叠系延长组，主要生产层为长8 层，平均孔 隙度为1 0 5 ，平均渗透率为2 2 1 0 。3 | im 2 ，属低孔低渗储层，但层内非均质性严重， 微裂缝发育。原始地层压力1 6 5 8 m p a ，饱和压力1 3 0 2m p & ，为特低渗、高饱和岩性油 藏，未见边底水，属弹性溶解气驱动，自然能量不足【1 5 1 - 1 8 1 。西峰油田主要包括白马区、 白马南区、董志区。 白马区长8 储层以细中粒长石岩屑砂岩为主，其中石英含量2 0 7 6 3 7 7 5 ， 平均2 8 3 9 ；长石含量2 5 4 - 4 3 7 5 ，平均3 2 2 5 ；填隙物主要为粘土矿物、碳酸 盐和硅质。粘土矿物主要有伊利石、绿泥石、伊蒙混层、高岭石等，其中伊利石相对含 量为3 3 2 ，绿泥石相对含量为5 6 ，高岭石相对含量为4 5 ，伊蒙混层相对含量为 6 3 、混层比1 0 。 白马南区长8 储层以细中粒岩屑长石砂岩为主，其中石英平均含量2 8 0 9 ；长 石平均含量3 3 3 5 ；填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐和硅质。粘土矿物主要有伊利石、 绿泥石、伊蒙混层、高岭石等，其中伊利石相对含量为3 4 7 ，绿泥石相对含量为4 3 6 ， 高岭石相对含量为1 2 4 ，伊蒙间层相对含量为9 2 3 、混层比1 0 ，与白马中区相似。 董志区长8 储层以细中粒长石岩屑砂岩为主，其石英含量2 3 5 , - - , 3 3 0 ，平均 2 7 1 3 ；长石含量2 7 0 7 4 2 2 5 ，平均3 3 0 l ：填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐和 硅质。粘土矿物主要有伊利石、绿泥石、伊蒙混层、高岭石等，其中伊利石相对含量为 2 9 0 4 ，绿泥石相对含量为4 4 4 9 ，高岭石相对含量为1 7 0 4 ，伊蒙混层相对含量为 6 4 6 、混层比均1 0 。 2 2 西峰油田注水现状 西峰油田自2 0 0 1 年开发以来，以“超前注水注水方式开发，取得较好的开发效 果，从注水井注水情况看，投注后主要表现为：初期注水压力高、压力上升速度快、达 不到配注井数较多。2 0 0 5 年新投注水井1 3 2 口，日配注6 2 7 0 m 3 ，日实注4 9 0 9 m 3 ，日欠 注1 3 6 1 m 3 。投注井初期平均油压1 3 8 m p a 、套压1 3 7 m p a ，不到一年平均油压1 5 3 m p a 、 套压1 5 1 m p a ，压力在1 5 m p a 以上的有4 5 口，占新投水井总数的3 4 1 ，投注初期有 8 3 口井达不到配注，其中有3 2 口井因注水压力高、地层吸水差而达不到配注。 ( 1 ) 初期注水压力高、压力上升速度快【3 】。 2 0 0 5 年新投注水井1 3 2 口，投注井初期平均油压1 3 8 m p a 、套压1 3 7 m p a ；投注四 个月后平均油压1 5 3 m p a 、套压1 5 1 m p a ；压力在1 5 m p a 以上的有4 5 口，占新投水井 总数的3 4 1 ，投注初期有8 3 口井达不到地质配注要求。 3 西安石油大学硕士学位论文 以翟 4 lp 掣 式兰= 望兰：乡7 1 t 0 1 1 33 + 油压十套 投注当月 投注后一个月投注后二个月投注后三个月投注四个月 图2 - 1 西峰油田2 呻5 年注水井注水压力变化趋势圈 ( 2 ) 单井注水压力上升快，相应注水量减少，吸水指数降低。 图2 - 2x 3 3 - 1 6 井注水投注压力、洼水量变化曲线 图2 - 3x 2 5 - 1 4 井注水投注压力、注水量变化曲线 b 0 5 0 5 0 5 5 5 4 4 3 3 2 第二章西峰油田注水基本状况 投注初期 投注一年 投注三年 图2 _ 4 西峰油田自马区视吸水指数变化曲线 2 3 西峰油田注入水和产出水分析 2 3 1 注入水与地层分析 西峰油田长8 储层水型以c a c l 2 为主，矿化度4 9 5 8 9 l 。注入水水型以n a h c 0 3 为 主，矿化度0 6 - 0 7 9 l ，p h 值6 7 。 表2 - 1 西峰油田注入水和地层水化学成分对比表 7 9 m g l 总矿化度 井号取样日期层位 水型 n a + + l ( +c a 斗 m 9 2 +b a 2 +a 。s 0 4 2 。h a 0 。c 0 3 2 ( g l ) l # 水源井 2 0 0 2 0 7 1 8环河1 3 42 2 1 9 0 1 45 l3 2 5 5 3o 6 1 8 n a h c 0 3 2 # 水源井2 0 0 2 0 7 1 8华池1 6 02 61 707 01 0 93 3 loo 7 1 3 n a h c ( h x 1 92 0 0 2 0 4 2 0长81 8 9 1 32 3 2 94 0 38 4 6簟阮04 8 l05 7 5 7 4 c a c l 2 x 1 62 0 0 2 0 4 2 0长81 6 7 4 l1 7 6 93 8 702 9 3 2 64 7 l6 5 804 9 3 5 2c a c i 2 x 1 6 2 0 0 2 0 7 1 9 长8 1 7 1 3 31 6 3 02 4 46 1 9 3 0 0 1 205 3 5o 5 0 1 7 3 c a c l 2 x 1 9 2 0 0 2 0 7 1 9 长8 1 9 2 4 9粼 3 1 7 8 7 6 3 5 2 2 0 0 3 0 8 05 8 4 3 c a c l 2 2 3 2 注入水与地层水配伍性分析 进行注入水与地层水配伍性实验，由于地层水含有较高的c a 2 + 、m g ”，部分井含有 b 0 2 + ，注入水含h c 0 3 。、s 0 2 4 ，因此注入水与地层水混合后能产生垢物。当为8 ：2 时， 出现最大结垢量( 3 2 9 m g l ) ，垢型以碳酸钙和硫酸钡为主。由于注入水与地层水配伍性 差，会导致水井近井地带结垢，这是注水压力上升的原因之一。目前在西峰油田白马中 部已发现结垢油井4 口：西2 5 3 5 井( 含水5 2 ) 、西2 7 2 3 井( 含水2 7 3 ) 、西3 1 3 4 井( 含水3 5 1 ) 、西2 8 1 6 井( 高含水暂关) ，其中西2 7 2 3 井结垢最为严重，预计结 垢现象会随注入水波及范围的增大而更加严重。 5 2 5 l 5 0 l c ； 西安石油大学硕士学位论文 表2 - 2 西蜂油田注入水和西1 9 井长8 地层水配伍性试验结果( 5 0 ) 注入水长8结垢种类和结垢量 v vc a c o3 mg l b a ( sr ) s o4mg l结垢总量mg l o l0o 0o l 91 4 7 7 82 6 4 9 l7 4 2 7 2 8l2 8 1 25 2 9 9 l81 1l 3 7l l1 5 87 9 4 8l9 1 0 6 4 69 9 9 6l05 9 7 2 0 5 9 3 5 59 5 8 6l3 2 4 6 2 2 8 3 2 6 4l0 0 55l5 8 9 62 5 9 5 l 7 3ll1 5 5l85 4 52 9 7 8 2ll7 0 22 l1 9 43 2 8 9 6 9 ，l7 6 9 41 4 8 8 42 25 7 8 l0 0o0o 2 4 小结 西峰油田属低孔、低渗油田，在注水开发过程中，注水压力上升快，注水量低减， 注入水与储层水不配伍，存在结垢趋势。 6 第三章储层孔隙结构研究 第三章储层孔隙结构研究 3 1 概述 渗透率相接近的油藏在开发动用程度、生产特征上存在着差异，究其原因，主要是 微观孔隙结构不同所致。不同低渗透油藏的开发特征表现出的差异与岩石物性、孔隙结 构复杂程度有密切的关系。 3 2 岩心孔隙结构参数分析 选取2 8 块岩心样品的压汞数据及毛管压力曲线，分别计算它们的均质系数、平均喉 道半径、相对分选系数、主流喉道半径。计算结果如表3 1 所示。各实验参数含义如下： ( 1 ) 均质系数a ：各喉道半径对最大喉道半径的总偏离度。 口：! 坠趔 ( 3 一1 ) ，n “ 式中：，：一任一喉道半径，t t m ： o t 。一每一喉道半径归一化的频率分布密度，： ，眦一最大喉道半径，t i m ： 均质系数a 越大，组成样品的喉道半径越接近最大喉道半径，样品喉道分布越均匀。 ( 2 ) 平均喉道半径兄 r = ( 2 o t i ) ( 3 2 ) ( 3 ) 相对分选系数c c r c c r = 6 r ( 3 3 ) 式中：6 = 抓i 巧百i ，相对分选系数越小，说明喉道大小分布越集中于平均值， 孔隙结构越均匀。 ( 4 ) 主流喉道半径尺主流 = 仅，j ( 3 4 ) 式中：巧一对渗透率累积贡献达9 5 以前的喉道半径，t u n ； 仅：一对渗透率累积贡献达9 5 以前的喉道半径的分布密度，。 由表3 1 可以看出该油藏的总体微观特征：2 8 块岩心均为低渗透岩心，渗透率范围 从o 0 1 1 x 1 0 。时1 4 1 x 1 0 弓l u n 2 。主流喉道半径小于平均喉道半径，表明数量较多的细 小喉道对渗透率的贡献较大，整体均质系数较小，反映出喉道偏离最大喉道的程度严重， 相对分选系数整体较高，均在o 5 0 以上，表明喉道相当分散，微观非均质性强。 根据中华人民共和国石油天然气行业标准s y t6 2 8 5 1 9 9 7 油气储层评价方法，砂 岩和碳酸盐岩含油储层喉道类型可根据平均喉道半径( 风) 分为五级( 表3 2 ) 。 7 西安石油大学硕士学位论文 表孓1 岩心样品的孔隙结构参数 渗透率均质平均喉道 相对分选主流喉道 井号样品号 ( 1 0 。l u n 2 )系数 半径( p m ) 系数 半径0 u n ) x 3 2 1 6d1 4 10 1 42 2 20 7 81 1 4 x 3 2 1 6e8 9 90 1 32 2 3 o 8 31 0 8 x 3 2 1 6f2 2 8o 2 01 1 8 0 9 lo 5 8 x 3 2 _ 9 样品号l 2 2 60 2 80 8 9 o 6 20 5 0 x 3 2 9 样品号3 2 1 6o 2 l1 1 l o 7 7o 5 3 x 2 6 2 5h a i n q 51 7 5 0 2 2 1 0 0 0 7 0o 3 8 x 3 34 1 6 2 1 51 6 90 2 6 o 7 6o 6 60 4 l x 3 2 1 63 1 3 30 2 0o 7 8o 8 00 3 7 x 3 2 1 6b1 0 70 1 5o 6 30 8 9o 3 0 x 2 6 2 5h u a n 80 6 6 40 2 80 5 20 6 40 _ 2 2 x 2 7 1 0样品号30 6 3 50 2 90 4 6o 5 50 2 6 x 2 7 1 0 样品号5 0 6 1 70 2 30 4 20 6 5o 1 2 x 3 34 1 6 2 - 70 4 8 50 2 9o 3 80 5 8o 2 4 x 3 2 1 6l0 4 5 6 0 1 l0 7 3o 8 70 3 2 x 3 2 - 9样品号20 4 0 70 2 l0 2 5o 6 80 1 3 x 3 2 1 6a0 3 1 8o 1 l0 4 7o 8 7o 1 9 x 2 3 0 1 6h u a n 20 3 1 2 0 2 l0 3 2o 6 60 1 6 x 2 6 2 5h u a n 20 1 5 50 2 3 0 2 l o 5 50 0 6 x 2 6 2 5 t i e s h u a n g q u 0 1 5 4 o 2 40 2 2o 5 60 0 8 x 2 3 - 0 1 6h u a n l 4o 1 1 7o 2 70 1 80 5 5o 0 7 x 3 2 9样品号40 0 8 9o 2 20 1 50 5 6o 0 8 2 9 样品号5 0 0 5 6o 2 50 1 7o 5 6o 0 6 x 1 33 1 4 4 9 30 0 5 l0 30 0 9o 5 2o 0 5 x 2 6 - 2 5、 r l j b i a o j l0 0 3 10 2 7 o 1 6 o 9 6o 0 l x 1 33 - 1 4 4 - 1 3 80 0 2 8o 1 90 4 80 8 60 1 8 x 3 34 - 5 7 - 4 60 0 1 80 3 50 2 60 9 30 0 3 x 3 35 _ 4 7 1 00 0 l lo 3 00 8 60 9 00 4 l 表3 - 2 喉道半径级别划分 i 平均喉道半径忌( 岬) 5 01 0 5 05 1 0l 5 l l 评价粗喉中喉较细喉细喉微细喉 西峰油田平均喉道半径最大为2 2 2 1 t m ，最小仅为0 0 9 1 a n ，属于细喉道和微细喉道 储层。 8 第三章储层孔隙结构研究 3 3 喉道峰值半径分布规律 孔隙喉道峰值是指占孔隙喉道体积百分比最高的孔喉半径处的体积百分数，峰值喉 道半径是指占孔隙喉道体积百分比最高的孔喉半径。表3 3 示出了各岩心的峰值喉道半 径及相应分布百分数。 表3 - 3 峰值喉道半径及分布百分数 渗透率峰值喉道半径峰值喉道半径 井号 样品号 ( 1o 3 l a n ：)c a m )分布百分数 x 3 2 1 6 d1 4 1 04 0 01 5 o o x 3 2 1 6 e8 9 9 4 0 0 1 5 0 0 x 3 2 1 6f2 2 81 6 01 8 8 0 x 3 2 9l2 2 61 2 03 4 0 0 x 3 2 - 932 1 60 5 02 2 0 0 x 2 6 - 2 5h u 臌51 7 51 5 02 0 5 0 x 3 34 1 6 2 1 51 6 91 0 52 8 0 0 x 3 2 1 63 1 3 3 1 0 01 3 4 0 x 3 2 1 6b1 0 70 0 2 51 1 0 5 x 2 6 - 2 5h u a n 80 6 6 4o - 3 73 2 0 0 x 2 7 1 03o 6 3 5o 7 23 1 0 0 x 2 7 1 050 6 1 70 3 73 5 0 0 x 3 34 1 6 2 70 4 8 50 5 04 1 0 0 ) 0 2 1 6l0 4 5 6o 2 51 1 6 0 x 3 2 - 920 4 0 7o 3 72 9 4 0 x 3 2 1 6a0 3 1 8 o 2 5 2 0 0 0 x 2 3 0 1 6h u a n 20 3 1 20 5 02 7 0 0 x 2 6 2 5h u a n 20 1 5 5o 1 84 2 0 0 x 3 2 - 940 0 8 9 0 1 5 3 2 0 0 x 2 6 - 2 5 t i e s h u a n g q u 0 1 5 4o 1 83 7 0 0 x 2 3 0 1 6h u a n l 40 1 1 7 o 1 5 3 5 4 0 x 3 2 - 94o 0 8 90 1 53 2 0 0 x 3 2 - 95 0 0 5 6 o 1 53 8 o o x 1 33 1 4 4 - 9 3o 0 5 l 0 1 02 7 0 0 x 2 6 - 2 5m 虺删1 0 0 3 l 0 0 1 87 0 0 x 1 3 3 1 4 4 1 3 80 0 2 8o 0 61 5 o o x 3 34 5 7 - 4 60 0 1 8o 0 25 5 0 x 3 35 _ 4 7 1 0o 0 l l0 0 35 0 0 根据其渗透率的差异，分别选择渗透率在1 0 x 1 0 。3 “m ? 左右、l x l 0 3 心左右、 0 1 1 0 刁l a i n 2 左右及0 1 x 1 0 。“i n 2 以下四个级差的岩心，分四组作峰值喉道半径分布百分 数曲线图，如图3 1 图3 - 4 所示。 9 西安石油大学硕士学位论文 图3 - 1 渗透率在1 0 1 0 l l f 左右的样品喉道分布规律( k 单位：1 0 l l d 图3 2 渗透率在1 x 1 0 - s u f 左右的样品喉道分布规律( k 单位：1 0 。3 i i 2 ) 图3 - 3 渗透率在0 i x l o - 3 i ln 2 左右的样品喉道分布规律( k 单位：1 0 。3 l i l 2 ) 1 0 第三章储层孔隙结构研究 图3 - 4 渗透率在0 1 x 1 0 。3 u 1 2 以下的样品喉道分布规律( k 单位：1 0 弓l i d 从图3 1 图3 4 可以看出：渗透率在1 0 x 1 0 。“i n 2 左右时，峰值喉道半径在3 $ u n - - 一4 9 m 之间，其分布百分数约为1 5 ；渗透率在l x l 0 刁l u n 2 左右时，峰值喉道半径在0 5 岬 1 2 3 p r o 之间，其分布百分数在2 0 - - - 3 0 之间：渗透率在o 1 1 0 3 心左右时，峰值喉 道半径在o 1 3 9 m 0 2 9 m 之间，其分布百分数在3 0 - - - 4 0 之间；渗透率在o 1 x 1 0 。3 心 以下时，峰值喉道半径在0 1 9 r n - - - ，0 1 5 9 m 之间，其分布百分数在2 6 - - - 4 0 之间。 由以上的分析数据可得：岩心样品峰值喉道半径主体分布在0 1 p m - - 一4 9 m 之间，其 最大值为4 p m ，渗透率越小，其相应的峰值喉道半径越小。 3 4 不同喉道半径累积分布规律 把不同渗透率岩样按照喉道半径( ，) ：0 1 9 m 一 r 0 5 p m 、0 5 9 m 一 r l g m 、l g m 一 r ：2 9 m 、2 t u n 弋r 3 p m 、3 t t m 一r ，分别进行累积含量统计，结果见表3 - 4 。由表3 _ 4 可 以看出： ( 1 ) 克氏渗透率越小，其喉道半径也就越小，整体而言，所有岩样的喉道半径大部 分在0 1 9 m - - 一2 9 m 之间。 ( 2 ) 克氏渗透率在1 0 x 1 0 。“m 2 左右时，0 1 l u n 0 5 p m 、l g m ： - 2 1 u n 、2 1 u n - 3 9 m 、 3 p m - - 一，4 9 m 所占比例相当，均在1 5 左右。 ( 3 ) 克氏渗透率在l x l 0 - 3 1 1 m 2 左右时，喉道半径大小主要集中在0 1 9 m - - - 2 9 m 之间， 其中0 1 9 m - - 一0 5 t t m 、0 5 t t m - - 一l g m 和l g m - - 2 9 m 之间的比例分别为3 0 、1 0 和3 0 左 右。 ( 4 ) 克氏渗透率在0 1 x 1 0 3 i l m ? 左右时，喉道半径大小主要集中在o 1 9 m 0 5 9 i n 之间，所占比例在3 5 - - 一6 0 之间。 ( 5 ) 克氏渗透率在0 1 x 1 0 。3 “n 1 2 以下时，喉道半径大小主要集中在0 1 p m 0 5 9 i n 之间，所占比例在4 0 5 0 之间。 由以上喉道半径累计分布数据可得：当克氏渗透率在1 0 x 1 0 。“m 2 左右时，喉道的主 西安石油大学硕士学位论文 体为细喉，有少量微细喉；当克氏渗透率在i x l 0 。3 “m 2 左右或更小时，喉道的主体为微 细喉。 表3 - 4 不同喉道半径累积分布规律 渗透率 0 ip r a t t 0 5 岬夕。 l l u n ：歹2 岬三， 1 0q k s p = 1 0q ，脚 0s = os o l 评价有结垢趋势临界状态无结垢趋势 5 3 结垢趋势预测结果 对地层水、加防垢剂注入水、按不同比例混合二者的混合水以及这几种水样在流动 西安石油大学硕士学位论文 实验以后得到的驱出水做水质检验，得出各种水样的离子含量，然后根据5 2 节的计算 方法预测各水样的结垢趋势酬，计算结果见表5 5 。为了表述清楚，用地层水回收液表 示用地层水做岩心流动实验以后回收得到的水样，d h l 0 、d h 3 0 、d h 5 0 分别代表加防 垢剂注入水在水样中所占体积比例为1 0 、3 0 、5 0 的水样。 各种水样流过岩心以后，水样中的离子与岩心矿物中的离子相互交换，水样在储层 中的结垢趋势大小主要是通过水样与岩石矿物产生离子交换以后的离子含量来判断，由 表5 5 可以看出：各种水样均有结垢趋势。地层水回收液的结垢趋势指数大于d h 5 0 回 收液、d h 3 0 回收液和d h l 0 回收液的结垢趋势指数。即加防垢剂注入水的注入减弱了 地层水的结垢程度。 表5 - 5 各水样结垢趋势预测 c a c 0 3 结垢 s r s 0 4 结垢b a s 0 4 结垢趋 野外编 备注 趋势预测 c a s 0 4 结垢趋势预测 趋势预测势预测 号 评 评评 s iscc - s 评价 q b 价价价 d 5 51 5 0 有0 0 71 2 5 1 1 8 有0 8 6无0 9 l 有 ( 原始) d ( 正反向回 6 _ 6 2 0 6有o o oi 6 2 51 6 2 5有1 1 5 有 1 0 0 有 收液) d 1 11 8 5 有 o 1 01 2 51 1 5 有 o 8 7 无 o 9 0 有 ( 回收液) l 拌 d 2 21 8 6 有 o 0 91 2 51 1 6 有 o 8 7 无 0 8 x1 0 - 3 有 ( 回收液) 2 群 d h 5 0 4 _ 41 2 4 有 o 1 30 2 5o 1 2 有 0 1 5 无 | 无 ( 原始) d h 5 0 d h 5 01 5 有 o 1 lo 6 30 5 2 有 l 无 | 无 ( 回收液) d h 3 0 z h z l1 4 4 有 0 0 4 o 5 0 4 6 有l无 | 无 ( 原始) d h 3 0 d h 7 - 71 3 5 有0 1 l0 6 2 50 5 2有o 0 0无o 0 0 无 ( 回收液) d h l o d h l 0 i 4 6有 0 0 8 1 51 4 2有 o 8 6 无1 7 x 1 0 - 3 有 ( 原始) d h l 0 2 d 1 0 h1 2 4 有 o 2 00 。6 2 50 4 3 有 0 4 0 无 1 2 x 1 0 - 3 有 ( 回收液) 加防垢剂 3 - 3 注入水( 原 o 6 0 有 o o oo 70 7 0 有 o 0 6 无 0 o o 无 始) 5 4 小结 通过对地层水、加防垢剂注入水、地层水与加防垢剂注入水按不同比例混合的混合 水以及各种水样通过岩心的相应回收液的水质分析，及各种水样的结垢趋势的预测结果， 第五章注水结垢趋势分析 可以看出： 1 ) 地层水、d h 5 0 、d h 3 0 、d h l 0 和加防垢剂注入水均有结垢趋势。 2 ) 地层水的结垢趋势指数大于其它水样的结垢趋势指数。所以，加防垢剂注入水的 注入有助于降低地层水的结垢速度。 西安石油大学硕士学位论文 第六章注水储层伤害原因分析 6 1 岩芯流动实验简介 实验模拟西峰油田地层温度( 6 5 0 c ) ，进行体积流量评价实验、正反向流动实验，其 目的是检验岩心在外来流体作用下胶结的稳定性，以及是否有地层微粒运移的现象。 6 1 1 实验器材及流程图 图6 1 岩心流动实验流程图 1 煤油罐；2 平流泵；3 - 7 k 通阀；4 压力表：5 中间容器； 6 - 环压泵；7 岩心夹持器；8 连接管线；9 - 恒温箱：l o 量筒；1 1 阀门 6 1 2 实验步骤 1 ) 选择岩心物性相近的两块岩心作为一组，称干重，而后抽真空饱和地层水，称湿 重。 2 ) 测定地层水密度，根据容积法求出岩心的孔隙度。 3 ) 将岩心放入岩心夹持器，启动恒温箱，让温度逐渐升至6 5 0 c ，并保持恒定。 4 ) 打开平流泵，用恒定排量0 1 m l m i n ( 根据速敏实验结果所确定的临界流速) 进 行体积流量实验和正反向流动实验，记录注入压力、时间和流量。 6 2 体积流量实验 在地层中，总是不同程度的存在着非常细小的微粒( 直径小于4 0 1 u n ，且能通过3 2 5 目筛子的颗粒称为微粒) 。它们通常未被岩石中的天然胶结物胶结在固定的位置上，而是 以松散的颗粒形式处于孔壁或基岩颗粒的内表面上，它们可随着流体在孔隙中运移而在 孔隙变窄处( 喉道) 堆集，使地层渗透性大大降低。 6 2 1 实验目的 为了了解储层岩心渗透率的变化与流过岩心液体量的关系，在低于临界流速的条件 下，用大量工作液流过岩心，考察岩心胶结的稳定性。注入水的体积流量实验，可以用 第六章注水储层伤害原因分析 来评价储集层对注入水注入量的敏感性。 6 2 2 实验结果及分析 ( 1 ) 第一组体积流量实验 该组体积流量实验采用加防垢剂注入水为注入液体，该组实验岩心的物性参数见表 5 一l ，实验结果如图6 - 2 ： 图6 5 所示。 表6 - l 岩心物性参数表 岩心长度孔隙度 井号筒号实验岩心号克氏渗透率( 1 0 。3 面 ( c m )( ) x 3 7 - 1 9 1 ( 4 i 2 3 1 ) 1 l0 0 5 3 36 6 74 2 6 x 3 7 1 9 i ( 6 1 2 3 1 ) 40 0 4 2 88 1 53 6 6 图6 2 体积流量实验渗透率与累积注入p v 数的关系 图6 - 3 体积流量实验注入压力与累积注入p v 数的关系 西安石油大学硕士学位论文 图6 _ 4 体积流量实验流量与累积注入p v 数的关系 图6 - 5 体积流量实验渗透率与累积注入时间的关系 ( 2 ) 第二组体积流量实验 该组体积流量实验采用d h l 0 为注入液体，该组实验岩心的物性参数见表6 2 ，实验 结果如图6 - 6 - 图6 - 9 所示。 表6 - 2 岩心物性参数表 井号 筒号实验岩心号 克氏渗透率( 1 0 。3 肛1 2 ) 岩心长度( c m )孔隙度( ) x 3 7 1 9 i ( 4 1 2 31 ) 1 20 0 4 2 86 7 8 9 7 4 x 3 7 1 9 1 ( 6 1 2 31 ) 7 o 0 4 1 5 7 8 41 1 6 6 第六章注水储层伤害原因分析 图6 _ 6 体积流量实验渗透率与累积注入p v 数的关系 图6 - 7 体积流量实验注入压力与累积注入p v 数的关系 图6 _ 8 体积流量实验流量与累积注入p v 数的关系 3 1 西安石油大学硕士学位论文 图6 - 9 体积流量实验渗透率与累积注入时间的关系 ( 3 ) 第三组体积流量实验 该组体积流量实验采用d h 3 0 为驱替液体，实验岩心的物性参数见表6 3 ，实验结果 如图6 1 0 图6 1 3 所示。 表6 - 3 岩心物性参数表 井号筒号实验岩心号 克氏渗透率( 10 。3 l n 2 ) 岩心长度( c r n )孔隙度( ) x 3 7 - 1 9 1 ( 7 0 2 31 ) 1 5o 0 7 5 08 2 93 8 4 x 3 7 1 9 1 ( 6 1 2 31 ) 50 0 4 0 77 9 0 2 6 2 图6 - 1 0 体积流量实验渗透率与累积注入p v 数的关系 第六章注水储层伤害原因分析 图6 - l l 体积流量实验注入压力与累积注入p v 数的关系 图6 - 1 2 体积流量实验流量与累积注入p v 数的关系 图6 _ 1 3 体积流量实验渗透率与累积注入时间的关系 西安石油大学硕士学位论文 ( 4 ) 第四组体积流量实验 该组体积流量实验采用d h 5 0 作为注入液体，测液相渗透率，该组实验岩心的物性 参数见表6 - 4 ，实验结果如图6 1 4 - 图6 1 7 所示。 表似岩心物性参数表 岩心长度孔隙度 井号筒号实验岩心号 克氏渗透率( 1 0 。肛1 2 ) ( c m )( ) x 3 7 1 9 i ( 7 8 2 31 ) 10 5 0 5 67 1 5 6 7 9 x 3 7 1 9 1 ( 7 8 2 31 ) - 3 0 3 9 9 66 2 6 7 0 8 图6 - 1 4 体积流量实验渗透率与累积注入p v 数的关系 图6 - 1 5 体积流量实验注入压力与累积注入p v 数的关系 第六章注水储层伤害原因分析 图6 - 1 6 体积流量实验流量与累积注