第四章-岩石的特殊物理性质.doc

第四章 岩石特殊物理性质岩石物理性质的分析测试已是一项成熟的技术，其分析测试结果已广泛应用于油气田的勘探开发计算中。由于常规分析测试是在实验室常温常压下进行，因此所测得参数与实际情况是有差距的，有的参数甚至是无法测得的。为适应科学研究水平不断提高对资料精度的需求，模拟地层条件下岩石物理性质的研究和测试则显得尤为重要。本章就地层条件下的物理性质及其分析测试技术进行介绍。第一节 地层条件下的孔隙度一、概念油田开发前，产层上覆岩石和流体自重所产生的应力（外压）、产层中的流体压力（孔隙内压）以及岩石骨架所承受的压力（外压与内压的差值）处于平衡状态。油田投入开发后，随着产层中的流体被采出，油层压力不断下降，平衡遭到破坏，从而使外压与内压的差值（压差有效应力）变大。此时，岩石颗粒被挤压变形，排列更加紧密而使孔隙体积缩小。孔隙体积的减少（VP）与地层岩石体积大小或实验岩样外表总体积（VT）的大小、地层压力的降低幅度（P）以及岩石本身的弹性压缩系数Cf有关：上式可改写成： （4-1）式中,Cf岩石的压缩系数，10-4MPa-1； VT岩石总体积，cm3； VP油层压力降低P时，孔隙体积减小值，cm3。式（4-1）表示：当油层压力每降低单位压力时，单位体积岩石中孔隙体积的减小值。正是由于压力降低表现出孔隙体积的缩小，才使油气不断地从产层流向井底。从驱油的角度而言，它驱使地层岩石孔隙内的流体流向井底。因此，岩石压缩系数的大小，也表示岩石弹性驱油能力的大小，所以，又称为岩石弹性压缩系数。岩石压缩系数一般约为1210-6MPa-1。尽管岩石的压缩系数很小，但考虑到还有流体的压缩系数，特别是当边水或底水水体很大时，岩石的压缩使孔隙体积缩小以及流体的压缩系数使流体发生膨胀，两者的共同作用，就可以从产层中将大量的流体驱替到生产井中去1。地层压力下降，由于岩石孔隙体积的缩小和孔隙中原油的膨胀所产生的弹性驱油量可从下面的推导得到：根据孔隙度概念 所以 （4-2）式中，CL液体压缩系数，MPa-1； j岩石孔隙度； CP岩石压缩系数。设 （4-3）则式4-2可写成： （4-4）C*为地层综合弹性压缩系数，其物理意义是：地层压力每降低单位压降时，单位体积岩石中孔隙和液体总的体积变化。它代表了岩石和流体弹性的综合影响，是考虑地层的弹性储量和弹性能量的一个重要参数。由此可以看出，岩石压缩性的大小，直接影响到岩石的储集能力的大小。岩石压缩系数的概念，我国所用Cf=Vp/（VTp）与前苏联相同，而美国常定义岩石压缩系数Cf为油层每改变单位压降时，对单位孔隙体积而言的孔隙体积变化值，即 （4-5）式中，VP岩石孔隙体积，其他符号同前。因此，两种压缩系数之间的关系为：常规岩石孔隙度可通过测定岩石的压缩系数CP，采用.尼科拉耶夫斯基所推导的公式 （4-6）即可将实验室条件下所测的孔隙度值转换为地层条件下的孔隙度。在用物质平衡方法计算储量时要用到孔隙体积压缩系数，特别是对于不饱和油藏，这个系数更加重要。二、实验室测定方法1.测定装置图4-1-1 单轴压缩仪按加载方式的不同，实验室岩石压缩系数的测定有三种装置：单向压缩仪、三轴压缩仪和流体静力压缩仪。1）单向压缩仪（图4-1-1）单向压缩仪的岩心室是一个厚壁、刚性很好，底部开孔的金属园筒，岩样和筒的内壁粘合很好。当对岩样垂向加载时，实验装置能够有效地控制岩样不发生横向形变。因此，可通过垂向位移传感器测量不同压力条件下的岩石体积的变化量。岩样上下端面连接的孔隙流体管路与孔隙压力控制系统和计量装置相连，用以测量孔隙压力和相应的孔隙体积变化量。这种加载方式与地层岩石受压状况非常相似：岩石只在垂向上发生形变，横向形变趋于零。因此，该装置可直接测量相应地层有效上覆压力下的岩石压缩性。2）三轴压缩仪（图4-1-2）三轴压缩仪可根据需要任意控制垂向压力和横向压力，以模拟各种不同的承压条件（见图）。样品装在上下压头之间，岩心外面用不渗透热收缩塑料密封。围压系统向三轴腔体供液并控制压力，给岩样施加一均匀的横向压力；垂向压头（液压伺服控制）给岩样施加垂向压力。装在压头上的压力传感器可测量垂向压力及位移。在岩心上还可装上测垂向和横向应变的引伸计，可精确测定岩心的垂向和横向变形量。压头开孔并与孔压系统连接，使孔隙压力可以控制并可测量各种加载条件下的孔隙体积变化。图4-1-4 孔隙体积变化装置图4-1-2 三轴压缩仪图4-1-3 流体静力压缩仪 三轴压缩仪三轴压缩仪可直接精确测量岩石在地层条件下的压缩，并可计算岩石泊松比。但试验程序、控制较复杂，对岩样形状要求很高，难以作大量的样品测量。3）流体静力压缩仪（图4-1-3）流体静力压缩仪是采用静水压力加载（如图4-1-3），各方向受到相同压力作用，这与在上覆地层压力下垂向上产生形变、横向形变趋于零的情况不同。所以测量值要通过转换才能与上述方法进行对比。这是目前应用广泛的实验装置。试验时，岩心用特制热收缩塑料套包好，装入岩心室加初压密封后，样品内饱和液体（盐水）并与孔隙压力控制、测量系统（微量柱塞泵）连通；通过建立不同的内（孔压）外（围压）压差，测量相应的孔隙体积变化，即可测得岩石孔隙体积的压缩性。上述三种装置，孔压流体都是用的液体（盐水），孔隙体积的变化量是通过测试时从岩心中排出液体的体积来反映，而一般试验时从岩心中排出的流体体积量比较少，所以对计量装置的计量精度要求很高。4）氦气孔隙体积压缩仪（图4-1-4）装置如图所示。它主要由围压系统、岩心室、精确标定的微量泵、气源、压力控制、调节装置几部分组成。试验时，干燥样品放入岩心夹持器，施加一初始围压（1.4MPa）密封样品；氦气以恒定压力（1.5MPa）进入岩心，压力稳定后，微量泵体积不再产生变化（初始值）。然后逐级增加上覆压力，上覆压力增加时，孔隙体积的减少将导致孔隙压力升高，通过调节微量泵活塞位置保持孔隙体积恒定于初值压力（1.5MPa），这样就可直接测出对应压力值增量下孔隙体积的变化。压力的平衡通过与压力传感器相连的数字记录仪观察。这种方法测出的孔隙体积变化，与同样条件下液体饱和法测出的孔隙体积变化基本一致。这种方法的主要优点是：压力平衡时间短，测量快速；岩石不接触液体，也不存在与矿物发生反应对孔隙体积测量的影响。测试精度的关键是温度控制问题，因为气体膨胀造成的体积变化可能掩盖真实的孔隙体积变化，所以试验时要求严格保证温度的恒定。此外，我们在引进英国罗伯逊公司常规氦气孔隙度仪的基础上，设计并改装了能提供50MPa有效上覆压力的岩石氦气孔隙体积压缩系数、渗透率测定仪（见图4-1-5）。图4-1-5 有效应力的氦气岩石孔隙体积压缩、孔隙度测定装置该仪器由标准容器、上覆压力源、控制显示单元、孔隙压力源、高压岩心室及有关管汇组成。它可提供50MPa有效上覆压力作恒定孔隙压力下的孔隙度和孔隙体积压缩系数测定，且操作简单，测试准确可靠。2.有效上覆压力的计算：不同地区有效上覆压力的计算可根据下式：式中，P有效上覆压力，MPa； D岩心的实际深度，m； 上覆岩石的平均密度，g/cm3； PL孔隙压力，MPa。国外的计算方法是根据深度每增加一呎，地层压力增加1磅来计算上覆压力，然后减去一半的上覆压力（地层压力）。即：P=1.0磅/呎D（呎）（1.0磅/呎D）式中，P有效上覆压力，磅； D地层深度，呎；3.实验测定方法实验室测定一般用长度56cm，直径2.5cm岩心，先用有机溶剂冼净烘干，套上热缩管，然后放在夹持器内，以1.4MPa的环压密封岩心。用氦气法测定岩样孔隙体积及孔隙度，然后抽空饱和盐水。 1）岩心烘干，测定孔隙度；2）岩心抽空饱和水；3）岩心周围施加密封压力，然后升温至油藏温度，恒温至少1小时，然后按选定的压力间隔逐渐提高环压至设计的有效上覆压力，记录相应压力点所挤压出水的体积，将此值与上覆压力做图。4）根据孔隙体积压缩系数公式进行计算。深埋地下的岩石单元，由于侧向延伸长度比垂向延伸长度大得多，因此弹性压缩看作只发生在纵向上，横向上应变视为零。根据Teeuw在1971年提出的三轴压缩转换成单轴压缩（地层条件）下的压缩系数公式为：式中，CP单轴压缩时岩石孔隙体积压缩系数，10-4MPa-1； CPT静水压（三轴）条件下岩石孔隙体积压缩系数，10-4MPa-1； 泊松比。当泊松比平均值取0.3时，其转换系数为0.619。这样，可以将静水压力条件下测定的（实验室）孔隙体积压缩系数，转换成单轴条件下的孔隙体积压缩系数（见图4-1-6）。瞬时孔隙体积压缩系数定义为某一有效压力值下的孔隙体积压缩系数（见图4-1-7）。瞬时孔隙体积压缩系数计算：通常，随着上覆压力的增加瞬时孔隙体积压缩率会减小。地层压力下降造成孔隙体积减少的原因：一是岩样基质的膨胀，二是内外压差增大使岩样变形造成孔隙变小。实验表明，基质膨胀对孔隙体积减小的影响很小，可忽略不计，因而通常采用保持内压不变，逐渐加围压至有效上覆压力为止来测定。图4-1-8和表4-1-1表示有效上覆压力和孔隙度与孔隙体积压缩系数间的关系。从图表中可以看到：原始孔隙度小的压缩系数大，原始孔隙度大的压缩系数小，因而对于低渗透油气田更应该开展此项实验工作。 通常岩心分析求得的孔隙度和渗透率是在实验室条件下，即在常温和常压下求得的。在实际油藏中，岩样处于高温高压条件下，孔隙大小在有效压力下将会缩小，这样将可能影响渗透率和孔隙度值，使之与常规岩心分析不一致，特别是对松散砂岩及致密低渗透率岩心影响较大。 试验岩样要用冼净的干岩样，对于胶结差或未胶结的松散岩样应放入薄的金属套筒里，然后再冼油、烘干、测试。图4-1-8 孔隙体积压缩系数与有效上覆压力及孔隙度的关系=4.6% =7.1% =11.0%0 7.0 14.0 21.0 28.0 35.0有效上覆压力（MPa）图4-1-6 岩石在有效应力下单轴承载与液压加载之间的差别 上覆压力1Psi/ft 地层压力0.5Psi/ft -有效上覆压力图4-1-7 孔隙体积压缩率与有效上覆压力之间的关系有效上覆压力（MPa）表4-1-1 岩石孔隙体积压缩系数测定数据表样品号有效上覆压力（MPa）孔隙体积（cm3）岩石体积(cm3)孔隙度（%）孔隙体积压缩系数（10-4MPa-1）(1)(2)A1.365.9978.727.66.525.9378.667.520.5812.5512.635.8678.597.518.9611.5718.505.8078.537.414.859.0625.095.7478.477.313.388.1631.355.7078.437.312.207.4437.955.6578.387.210.886.6344.615.6178.347.29.705.9251.445.5878.317.14.265.29B1.362.1658.003.76.522.1357.973.743.2226.319.262.0957.933.642.7826.1714.102.0457.883.542.4825.8720.111.9957.833.435.4321.6126.991.9557.793.429.9918.2334.151.9157.753.324.8415.1442.051.8857.713.318.6611.3948.641.8657.683.212.357.5355.521.8557.673.23.231.97注：（1）实验室液压载荷状态测定值（2）实验室液压载荷状态转换成单轴应力状态值第二节 地层条件下的渗透率地层条件下的渗透率与常规渗透率从概念上讲并没有什么不同，只是由于压力与温度的综合作用导致岩石孔隙喉道的缩小而使渗透率降低。因此，从油气田的勘探和开发角度考虑，更应该研究和测定地层条件下的渗透率值，以正确评价油层允许流体通过的能力。一、地层条件下的渗透率岩石的渗透率是地应力的函数，相对于孔隙度，渗透率随埋藏深度的增加而减小的程度远远超过孔隙度的变化。模拟地层条件下岩石渗透率的测定是根据岩样所处的深度计算有效应力值，在岩心周围施加这一压力和温度，然后采用常规的渗透率测定方法进行测定。资料的整理一般可以采用地面条件下测定的渗透率K与地层条件下测定的渗透率K的比值来衡量渗透率的变化：在使用渗透率比值或者渗透率降低百分数时，必须注明是在什么温度和压力下的数值，因为测试条件不同，对同一块样品其渗透率值也是不同的。对于含有裂隙或易破碎的样品，在施加围限压力时需防止岩样被压碎。二、压力和温度对渗透率的影响有效上覆压力（MPa）图4-2-1 渗透率降低与有效上覆压力的关系曲线A 胶结砂岩 B 易碎的（疏松的）砂岩 C 未胶结砂岩CABA怀特等人用纯净干燥砂岩样品作压实实验，测得Ki/K（Ki为目前压力下的渗透率，K为起点压力下的渗透率）与上覆有效应力p的关系，得到如图4-2-1所示结果。从图中不难看出，当作用于岩样上的压力越大时，渗透率相应减小，当压力超过某一数值（20MPa）时，渗透率K就急剧下降。对泥质砂岩，渗透率减小得更厉害，甚至降为零。图4-2-2 渗透率随有效应力增加而降低围限压力MPa不同的岩石由于粒度和组成，尤其是泥质含量的差异，其渗透率随压力增加而下降的幅度各不相同。纯石英砂岩（图4-2-2中的17号样品），在30MPa围限应力下，渗透率下降了大约17%；而泥质砂岩（图4-2-2中的16号样品），在30MPa的围限应力下，渗透率可下降78%86%；长石砂岩或石英长石砂岩则居中间位置。从图4-2-2中还可以注意到，渗透率在10MPa以前的围限应力下，其下降幅度很陡，而在10MPa以后，趋于平缓，甚至基本不变。各个地区的岩石有不同的成分和结构，因此，很难用统一的标准来衡量渗透率下降的数值。不同地区必须有必要数量的样品进行实验技术分析后，才能找出其渗透率降低的规律性。.yplakof（乌尔拉柯夫）等人发现，随温度升高，压力对渗透率的影响将减小，特别是在压力较低的情况更是如此。当压力保持不变时，压力的作用限制了岩石体积向外扩张而产生变形，热效应使岩石颗粒体积要增大必然只能以降低孔隙空间大小来弥补，因此，岩石渗透率随着压力升高而降低的程度自然会减弱。总之，压力、温度的升高，总是使岩石的渗透率降低。因此，研究岩石的渗透率，则更应该研究和测定岩石在地层条件下的渗透率，以反映岩石在地下的真实面目。需要注意的是:储层岩石的渗透率并非固定不变，尤其是在钻完井过程中，由于外来工作液与岩石的不配伍和固相颗粒侵入，不恰当的施工措施和不合理的开采速度都会引起地层渗透率的改变1。第三节 有效应力下的孔喉大小分布突破压力是在油气运移定量计算中的关键参数之一。尤其是二次运移和油气柱的定量计算中，都使用了突破压力这一关键参数。但是，随着对突破压力研究的深入，对实验室测试技术的要求也越来越高。目前四面进汞的压汞技术并不符合地层中油气流动的实际情况，所测得的是“视孔喉分布”，采用排驱压力作为二次运移和油气柱的定量计算显然也是不合适的。如果将样品的侧面和一个端面用塑料封住，则可形成单向进汞，使之更接近油气流动的实际情况。此时，测得的压汞曲线就会有明显的差异。1.测试仪器图4-3-1 有效应力下的水平单向流动压汞仪为了获取更为准确的突破压力，成都理工大学设计研制了测定岩石在地层条件下突破压力的水平单向流动压汞仪（图4-3-1）。仪器主要由提供注入压力的高压注入计量汞、隔离装置、水银计量和压力显示单元（A）提供上覆有效应力的高压泵及高压显示单元（B），能承受70MPa上覆应力的高压进汞岩芯室（D）及判断水银突破的电子显示单元和真空系统（C）等部分组成。测试前，仪器预热半小时以达到稳定平衡，根据实验程序用标准块做空白试验，然后将被测岩芯放入高压岩芯室抽空，并将上覆有效应力提高到被测岩芯的有效上覆应力值，待压实平衡后，根据预先选定的压力间隔由低压起，逐点提高压力做水银注入试验。根据每一压力点的进汞量和压力即可绘制出该岩芯相应有效应力下的毛管压力汞饱和度关系曲线。水银的突破是依据显示单元通过蜂鸣器提示操作者，并同时显示出突破时的水银体积值。由于岩心处于温、压状态下，因此，注入水银的每个压力点都必须让其达到充分的稳定平衡，否则实验结果将会被歪曲。一般情况下，单点稳定平衡时间在5分钟左右。地层压力条件下孔分布测定包括：（1）地层条件下的孔隙度测定；（2）地层条件下的孔分布测定；2.资料解释应用图4-3-2是两块不同孔隙结构特征岩芯的实测毛细管压力水银饱和度关系曲线。其中a为溶孔十分发育的白云岩，b为常规砂岩。图4-3-2 不同孔隙介质的毛管压力曲线图中A点为水银突破点，它所相应的压力叫做突破压力。它是水银进入岩芯并突破岩芯时所需的最小压力。由于岩芯处于有效应力，并模拟了地层情况下烃类物质作单向运移的实际情况，故称为有效应力的真实突破压力。图中A点叫做水银二次突破，它反映了烃类物质突破基质孔隙系统所需的最小驱动力，其相应的毛细管压力被称为二次突破压力。出现两次突破是双重孔隙介质系统的特征。对于双重孔隙介质而言，A点称为一次突破点，一次突破压力反映了次生孔隙空间被水银突破时所需的最小毛细管驱动力，其进汞量反映了在有效应下次生孔隙空间的容积大小，它与地层情况下岩芯体积之比，叫做该岩芯的次生孔隙度。由于岩石孔隙结构的复杂性，水银还可能出现三次突破。对单一孔隙介质，其突破压力可由毛管压力曲线首尾端切线的交点作x轴平行线与纵轴交点所对应的毛细管力，它所对应的水银饱和度即为突破饱和度。对于多重介质，首次突破（一次突破法）可用毛管压力曲线的初始拐点，而基质孔隙系统的突破点则可参照单一孔隙介质的的确定方法。地层条件下的水平单向流动压汞曲线的其他特征值与常规压汞的确定方法一致。3.毛管压力曲线的特征地层条件下水平单向流动压汞得到的注入曲线位于常规压汞曲线的上方并普遍向上抬起，它反映了岩石孔隙空间在上覆压力作用下的缩小（见图4-3-3），特别是最大连通喉道半径缩小较多。同一岩芯的突破压力比排驱压力平均高49.78%。，由此看来，压力、温度对孔喉大小的影响将直接影响勘探和开发中对储盖层的评价。单向水平流动压汞的退出效率普遍偏小（见图4-3-4）的事实证明，单向水平流动压汞，由于上覆应力对孔隙空间缩小的影响而使大量的水银被捕集在孔隙空间，这也是常规水驱油实验室数据与地层实际相差甚大的主要因素。因此，简单地应用常规退出效率来评价油气采收率的高低的作法尚待研究考证。突破压力所对应的汞饱和度即水银突破饱和度为10.2555.7%。突破饱和度反映烃类物质在孔隙介质中构成连续流动维持量的大小。多数岩芯的突破饱和度大于30%，非均质性强的多重孔隙系统的碳酸盐岩样品，其首次突破饱和度才接近10%。变化幅度最大的是排驱压力，其次是饱和度中值压力和最小非饱和孔隙体积百分数，这是温、压对孔隙结构影响所造成的。非均质十分严重，既含裂缝，又含有较多肉眼可见不同直径溶孔和针孔白云岩，常规压汞可反映裂缝、洞、溶孔和针孔的三重孔隙系统(图3-55)，而地层条件下单向流动压汞曲线明显地反映出裂缝闭合，而只保留了两个平台。图4-3-3 有效应力下的单向流动压汞和常规压汞孔喉大小分布和渗透率贡献图第四节 地层岩石的电阻率 图4-3-4 两种压汞的 注入和退出曲线电阻率，它是表征物质导电能力强弱的物理量。在油气储层的研究中，通过电阻率测井所得到的测井曲线可获得有关许多油气储集层的主要信息孔隙度、渗透率以及含油气饱和度，从而为油气储层的划分对比、油气水层的识别和储层的评价提供具有十分重要的定量依据。一、电阻率1.概念一种物质的电阻是指该物质阻止电流通过的能力。通常，干燥的储集油气层岩石是不导电的。当储层岩石孔隙中充满（或部份充满）了地层水时，岩层就变成导电的。地层水之所以有导电能力，是因为水中溶解了盐分。盐在水中会电离出正离子和负离子，在电场作用下，离子产生运动，从而传导了电流。显然，地层水中盐浓度愈大，则地层传导电流的能力愈强，电阻则愈小。泥质（指粘土矿物及其束缚和吸附的水）也使地层具有导电性。它们导电的方式与盐溶液的离子导电不同。泥质导电过程是一种阳离子的交换过程，即在外电场作用下，阳离子在泥质颗粒表面移动依次交换它们的位置。这种泥质颗粒表面导电性的大小取决于泥质的成分、含量与分布情况，以及地层水的组分和相对含量。电阻率是描述物质中电荷迁移难易程度的物理量，它是边长为1M的立方体物质的电阻。在物理学中，导体的电阻可用如下公式表示：式中，R导体的电阻，欧姆； L导体的长度，米； A导体的横截面积，平方米；为导体的电阻率，它描述导体的物理物质，即是说，长度、直径一样的导体，其电阻的大小取决于导体的材料组成，只与材料有关。对上式变形后可得到：式中，A、L是导体的外观几何尺寸，由此可知：在实验室测定一种材料的电阻率，实际上就是测定该材料的电阻，因为L和A可通过丈量得到。实验室测定岩石的电阻率，通常是在室温和近似1个大气压条件下测定。为了使测定的结果能反映地层实际，测试必须在油层温度和上覆压力下进行。100%含盐水饱和度岩样的电阻率Ro正比于地层水的电阻率Rw，反比于含水总量（即孔隙度），正比于岩样的迂曲度Le / L，如图4-1-1所示。LeaAL图4-1-1 电阻率测试的孔隙介质模型即 式中，Le岩样内孔隙长度； L岩样长度。 2.电阻率测定装置实验室有多种测量岩石电阻率的装置。测试时需要测定岩石外观几何尺寸、岩石内流体的饱和度，饱含在岩石孔隙中水的电阻率。图4-1-2是一个简单的电阻率测定装置的示意图。把被测岩样紧夹在两个电极A、B之间，测量通过电极A（B）流经岩样至B（A）时的电流和电极C、D之间的电压，用欧姆ABCD图4-1-2 测定岩石电阻率装置示意图定律计算出样品的电阻：用下式计算电阻率R：式中，U电压降，伏； I电流，安培； r电阻，欧姆； A样品的横截面积，平方米； L电极B和C之间的距离，米。测定岩石电阻率，多数实验室没有专用的设备，都是通过电压表、电流表作简单的连接测定岩石的电阻来实现，但受接触电阻、水的极化、水的电解、频率、稳定性的影响，使用起来并不可靠。目前测量岩石电阻率的装置不外乎分两电极和四电极补偿测量线路两种（见图4-1-3）。两电极法测量效率高，测试简单，而四电极法的优点是在供电和测量电极上几乎没有接触电阻。为了减少极化效应和电极附加电阻的影响，广泛采用了交流电极法测定岩石的电阻率值，在交流电场中，随电流频率的增加，电极体积极化的作用也随之减小。目前国内外已有正规的适用于岩石在不同条件下电阻率测量的专用设备。R3AMNBR1音频振荡器；2毫安表3检验电阻；4岩样夹持器5数字伏特计BAMN1电源；2交流换向器；3电阻箱4岩样夹持器；5检验电阻6直流电桥；7检流计图4-1-3 非补偿、补偿方法测量电阻率的装置线路 ARS-300TM岩石电阻率测试系统1110987654321ARS-300TM岩心电阻率测试系统（见图4-1-4）是引进美国CORE LAB公司产品，用于测定常温常压和常温上覆压力条件下岩石的电阻率。ARS-300TM岩心电阻率测试系统由FLUKE RCL仪，连接电缆，带温度传感器和温度数字显示的盐水电阻测试仪，塞状和全直径岩心的常温常压2或4电极电阻测试岩心夹持器和在常温下模拟上覆应力的不同水饱和度下塞状岩心电阻测试的岩心室组成。FLUKE RCL仪直接通过内置的专用数据接口和外设打印机、计算机相连接，在多功能专用软件的支持下通过专用电缆与被测岩心回路连接，并实现岩石电阻适时测量，读数，存储的自动化测试。在预先输入岩心的长度和直径和地层水电阻率的情况下，测试系统将自动处理在不同状态下的岩石电阻率，并根据阿尔奇公式和汉布尔公式对测值作曲线拟合，自动求出被测岩石的地层岩性系数F，孔隙度指数m，饱和度指数n、常数a和b值，并通过打印设备打印出所需数据和图表。1-气瓶 2-气压控制仪 3-压力表 4- AC 220V 5-盐水电阻率仪6-塞状岩心室 7-全径岩心夹持器 8-上覆压力装置 9-FLUK RCL 10-计算机 11-打印机图4-1-4 ARS-300TM岩心电阻率测试系统测试系统的核心设备是FLUKE RCL仪，仪器采用交流供电，并经过充分稳流稳压后提供低压直流供电，经振荡变频后提供岩心10HZ和50KHZ的交变电流。仪器充分考虑了极性补偿，使测值十分稳定可靠，测定时仪器大屏幕液晶显示屏将显示被测物质电阻，测试频率，测试时的等效电路，相位角，显示方式等。为了适应地层条件下的岩石电阻率测试，作者在引进FLUKE RCL仪的基础上，设计定制了高温、高压四电极岩石电阻率测试岩心室，并广泛应用于地层条件下的岩石电阻率测试。 3.岩电参数 1）地层电阻率因子“F”地层电阻率因子F（或称地层因子）,是100%盐水饱和岩样的电阻率与地层水电阻率之比值。它是研究地层电性最基本的参数。Archie表达式为式中F为地层因子，为孔隙度，m为胶结指数或孔隙度指数，m是在双对数坐标纸上地层因子F与孔隙度的直线关系的斜率。常温、常压下，m的理论值为1到2，对胶结砂岩，m可能在1.8到2.0之间，非胶结的干净砂岩m为1.3左右。Winsauer等人提出一个类似的关系式F=0.622.15，它是建立在大量砂岩岩心分析的资料基础上得出来的，这一关系式通称为Humble关系式。图4-1-5比较了各种地层电阻率因子表达式。通常人们也把地层因子写成另一个普遍使用的关系式：此时a是F和在双对数坐标纸上的截距，它是迂曲度的函数。为了使求得的a和m值具有代表性，应该取大量能充分代表地层孔隙度变化的样品进行分析实验得到。图4-19也是个求m和a的例子。通常上述实验是在室温条件下进行，没有上覆压力和温度，因而求得的孔隙度与地层因子关系图也是在没有上覆压力、温度条件下的图和值。然而，上覆压力、温度确实可以改变电阻率和孔隙度。一般情况下，上覆压力增加电阻率有较大的增加，而温度的增加则使电阻率大幅度降低。特别是胶结差的岩样和低孔隙度的岩样，其孔隙度随上覆压力增加而降低。必需考虑上覆压力、温度对孔隙度和电阻率的影响。F=a /ma =F=1.0F=3.7 /1.2F=0.62 /2.15图4-1-5 地层因子与孔隙度的关系孔隙度（%），分数上覆压力35MPa F=1.0 /2.23上覆压力0MPa F=1.0 /1.99孔隙度（%），分数图4-1-6 上覆压力对地层因子的影响图4-1-7 上覆压力和温度对地层因子的影响 图4-1-6表示上覆压力对地层因子的影响，同一岩心，地层因子随上覆压力的增加而增加。而图4-1-7则是考虑了上覆压力和温度对地层因子的影响。可以明显地看到，随着孔隙度的减小，同一岩心，地层因子随上覆压力和温度的增加而快速增加。对同一区块，因水的电阻率一致，因此孔隙度指数也将随温度、压力的增加而增加。不难看出，在作测井解释时，必须开展地层条件（上覆压力、地层温度）下的电阻率和孔隙度的测定，才能求得代表地层条件下的地层因子。 2）电阻率指数电阻率指数定义为任意油（气）、水饱和度时岩样的电阻率Rt与百分之百饱和水时岩样的电阻率Ro之比值。由于油和气是不导电的，因此它的出现，将减少电流的导电能力，从而增加电阻率，也就是随油（气）饱和度的增加，岩石电阻率也将增加。即：式中，Rt含有某一油（气）、水饱和度时岩样的电阻率； Ro百分之百水饱和度时岩样的电阻率； Sw岩样的含水饱和度； n饱和度指数从上式中可以看出，电阻率指数是水饱和度的函数，当然它也是孔隙结构的函数。 实验室测定不同含水饱和度下的电阻率，至少应在3个不同饱和度值下测定，最好能测5个或5个以上不同饱和度值下的电阻率，用I和水饱和度Sw作图，这样就可以得到该岩样的饱和度指数n。根据100%饱和水电阻率和不同水饱和度电阻率的测定结果则可从电测资料上确定油层的含水饱和度：式中符号同前。第五节 储层岩石的敏感性随着对储层研究的进一步深入，在新区勘探的第一口探井，除了进行常规的孔、渗、饱、孔隙结构等的研究外，还必须对储层岩心进行敏感性评价，以确定储层与入井工作液接触时，可能产生的潜在危险以及对储层可能造成伤害的程度。由于各种敏感性多来自于砂岩中的粘土矿物，因此，它们的矿物组成、含量、分布以及在孔隙中的产出状态等将直接影响储层的各种敏感性，所以我们先简单讨论岩石的胶结物和胶结类型，再讨论胶结物中的各种敏感矿物及研究敏感性的方法。一、胶结物及胶结类型储集岩石中的胶结物是指除碎屑颗粒以外，对岩石颗粒起胶结作用的其他化学沉淀所结晶和非结晶的自生矿物。胶结物的出现总是使储集物性变差，而且，储集物性随胶结物含量的增加而变差。胶结物的成分可分为泥质、钙质（灰质）、硫酸盐、硅质和铁质，而常见的是泥质和灰质。胶结物在岩石中的分布状况以及与碎屑颗粒的接触关系称为胶结类型。胶结类型取决于胶结物的含量。随胶结物含量的逐渐增加，胶结类型可由接触式胶结逐渐向薄膜式胶结、孔隙式胶结和基底式胶结转变，储集物性也随之逐渐变差。胶结物的含量、胶结类型直接影响岩石的储集物性，但就储层敏感性而言，则是受胶结物中所含敏感矿物的类型、含量以及在孔隙中的产状影响。二、油气储层损害的潜在因素粘土矿物油气层中不同程度地含有粘土矿物，当粘土矿物含量在15%时，则是较好的油气层，粘土矿物含量超过10%的，一般为较差的油气层。油气层中粘土矿物的类型、数量、分布，以及在孔隙中所处的位置，不仅对储层岩石的储渗条件及储层评价有明显的控制作用，而且对控制伤害油气层也具有十分重要的意义。从国内外有关文献报道，由粘土矿物造成对油气层伤害的，有时可使产量下降70%。因此，在钻开油层，完井、注水、增产措施之前，必须对储层所含粘土矿物进行分析研究。1.储层中的粘土矿物碎屑岩中的粘土矿物有他生及自生因两种类型。他生成因的粘土矿物是沉积作用以前形成的，在沉积场所与砂粒混杂在一起同时沉积。自生粘土矿物是沉积以后发育的，包括新生及再生两种形式，自生粘土矿物在碎屑岩中有下列产状：即孔隙衬里、孔隙充填（包括裂隙充填）及假晶交代。以孔隙衬里（或颗粒表面包被）形式存在的粘土矿物，对油气层渗透率的影响十分严重。而以孔隙充填形式存在的粘土（如高岭石）矿物，它可聚结成一定粒度的颗粒，也可以被搬运，在流体高流速或压力激励作用下，它可以运移而堵塞喉道。另外，粘土矿物因处在颗粒或孔隙表面，易受外来液体作用发生水化、溶解等，而且粘土常具有很高的比表面积，因此，当其与各种入侵流体发生各种化学反应时，反应速度很快而且强烈，对地层渗透率的影响不容忽视。1）常见粘土矿物的类型、特征及对油气层的影响储层中常见粘土矿物有：高岭石、伊利石、蒙脱石、绿泥石、伊/蒙混层及绿/蒙混层。（1）高岭石高岭石是一种由硅氧四面体层和一个铝氧八面体层组成的二层型粘土。电镜下，单晶呈假六方板片状，书页状、蠕虫状，常与微晶石英一起，作为粒间孔隙的充填物。高岭石粒较大，在颗粒表面附着不紧，所以，它是油气层中产生颗粒运移的基础物质之一。当外来流体或油气层中流体以较大流速流经孔隙通道，产生较大的剪切力时，疏松的具有一定粒度的高岭石或随着流体在孔道中发生移动，在喉道处形成堵塞。（2）蒙皂石蒙皂石是水敏性粘土，包括蒙脱石、绿脱石、皂石和混层粘土矿物，这些粘土矿物在结构上与水云母粘土矿物相似，但键合力较弱，多埋藏在浅层。蒙皂石晶体细小，单晶形态为卷曲片状、集合体呈花瓣状、蜂窝状。砂岩中自生蒙皂石常作为碎屑颗粒的包膜，呈栉壳状围绕颗粒生长，或作为孔隙衬里产出。遇水后有较高的膨胀性能。可能产生潜在的损害的主要原因是：该类粘土具有较高的亲水性；蒙皂石包膜膨胀时变得疏松可移动；蒙皂具有非常高的比表面。因此，如有相对较淡的水侵入岩石孔隙，使粘土发生膨胀而缩小甚至封闭孔隙喉道，导致渗透率大幅度下降。高含钠的蒙皂石可以膨胀610倍（相对原始体积而言），岩石原来的表面包膜被这种膨胀作用破坏；而且当粘土颗粒从岩石表面脱落而在孔道中移动时，则可能对地层造成进一步的损害。由于该族粘土有高的比表面和强亲水性，进而发生高的吸水膨胀和饱和水不可逆性等，致使形成假水层，可导致电测产生错误的解释。（3）伊利石伊利石与蒙脱石结构相似，区别是遇水后没有晶层扩张。伊利石晶体细小。扫描电镜下常为不规则片状，自生的常有尖刺，甚至构成帚状、粮秣状、板条状等，常呈颗粒包膜及孔隙桥塞。伊利石对水有一定的敏感性，具有一定的膨胀分散性。它可使油层孔道直径缩小，把水封闭起来形成高的不可逆的水饱和。伊利石亦可能在孔隙中生成毛发状的结晶，这种结晶对油层渗透率的影响相当严重。当存在淡水时，纤维状的伊利石聚集物可能进一步分散而降低渗透率；若在开采前这些毛发状的伊利石不能被溶解掉，当有液体流动时，就可能受剪切冲击碎断而落入孔隙形成堵塞物。（4）绿泥石在储集岩中，绿泥石多为自生成因，呈六方薄片状自形晶，互相交叉，或围绕砂岩中碎屑颗粒呈栉壳环边生长，或作为孔隙衬里附于孔隙壁上。绿泥石是在富含镁和铁离子的环境中生成的粘土矿物，它对酸比较敏感。当其在酸中浸泡时，它被溶解，铁被释放出来。当酸耗尽或其它低酸性溶剂进入，则形成Fe（OH）3的凝胶物。这种Fe（OH）3是一种片状结晶，通常它的体积要比喉道大，所以常常堵塞喉道。（5）伊/蒙混层和绿/蒙混层它们是储集岩中常见的两类混层粘土矿物。其化学组成分别介于伊利石、蒙皂石之间和绿泥石、蒙皂石之间。这两类混层粘土矿物均含有膨胀层，即蒙皂层，因而具有与蒙皂石类似的膨胀性。膨胀率随混层中蒙皂石层的含量不同而相应变化。此外，混层绿泥石/蒙皂石也具有与绿泥石类似的酸敏性，敏感程度同样决定于绿泥石层的含量。扫描电镜下，混层伊利石/蒙皂石呈不规则片状，略有卷曲，常作为碎屑颗粒的包膜和孔隙衬里产出，亦可作为孔隙充填物的形式出现，也可形成桥塞。自生粘土矿物的位置、形状及晶体大小等见表4-5-1。表4-5-1 自生粘土矿物的习性矿物名称位置形状晶体大小高岭石孔隙充填书本堆集书本长度有变化，可以是蠕虫状，通常从1m到20m，也可更大绿泥石颗粒包膜假六方晶片相互交叉每片直径由1m到10m伊利石颗粒包膜孔隙桥塞粮秣状、板条状、针状单独晶体，通常为长度1m到1020m，板条或针状蒙皂石及伊/蒙混层颗粒包膜孔隙桥塞粮秣状、火焰状、蜂窝状、颗粒包膜不易辨别的单独晶体根据粘土矿物学，SEPM短期讲座NO.22教材，E.Eslinger及D.Pevear编，供石油地质学生及工程师学习用（1988）各类粘土矿物对油层的损害情况及相应消除措施见表4-5-2。表4-5-2 不同粘土矿物引起的地层损害情况及消除措施简表粘土矿物可能引起的问题不配伍系统配伍系统消除措施蒙皂石膨胀淡水KCl，油基酸化 HCl/HF混层伊/蒙膨胀淡水KCl，油基酸化 HCl/HF伊利石微孔隙淡水KCl，油基酸化 HCl/HF高岭石微粒运移高流速低流速粘土稳定剂绿泥石铁的沉淀富氧，pH高于3.5HCl，加有机酸用HCl/HF有机酸酸化根据Almon and Davics（1981）2）粘土矿物的产状储层中粘土矿物的产状及分布特点与沉积物的母岩、沉积环境、水动力条件有密切关系。产状不同，对流体流动的影响也不相同。根据电镜扫描，按对渗流影响由小到大的顺序，可将粘土矿物产状分为以下几种类型（图4-5-1）。图4-5-1 砂岩中粘土矿物的产状（据何更生油层物理）a斑点式 b薄膜式 c桥式a.斑点式 一般多为高岭石和少量的针状云母、蒙脱石等。像“补丁”一样不连续地附在孔隙壁或充填在孔隙之间，使孔道变窄。（图4-5-1.a）。b.薄膜式 这种粘土矿物主要有伊利石、绿泥石、蒙脱石等。它们颗粒较小，排列规则，围绕颗粒或孔隙边缘呈环带薄膜生长，使通道变窄，对流体流动有一定影响（图4-5-1.b）。c.桥式 这种粘土矿物多为绿泥石、伊利石（水云母）。呈纤维状、针状在颗粒之间延伸，有时两边的粘土矿物还连结起来，像“桥”一样横跨孔隙空间。孔隙空间内又形成很多微孔隙，使流体在孔隙内迂回流动，因而严重影响流体的渗流。除上述主要的产状外，其它的还有高岭石叠片状，伊/蒙混层的絮凝状等，而且几种粘土矿物的产状类型也不是单一出现的，有时是以某种类型为主，有时是几种类型共存。三、储层敏感性的评价方法储层敏感性评价是系统评价地层损害的重要组成部分，系统评价是一个完整的体系，它包括岩石学分析、常规岩心分析、特殊岩心分析以及岩心流动试验等（图4-5-2）。图4-5-2 储层损害评价程序框图系统评价首先是通过岩相分析、常规岩心分析了解储层的岩性、矿物组成、胶结物成分、粘土含量、类型、岩心孔隙度、渗透率、孔喉分布等，以研究储层可能潜在的损害因素。但是，岩矿分析并不能给出造成损害强弱的定量数值。因此，通过岩心流动试验，则可找出储层与外来流体接触时可能产生速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏等的敏感程度。通过系统的流体流动评价，找出与该地层相配伍的流体，通过综合研究提出钻井、完井、增产措施的设计和建议。敏感性评价实验流程图如图4-5-3所示。图4-5-3 敏感性评价实验流程1. 煤油瓶；2. 恒速泵；3. 中间容器；4. 过滤器；5. 压力表；6. 六通阀；7. 岩心夹持器；8. 计量筒；9. 围压泵 1.流速敏感性评价实验在地层中，不同程度地存在非常细小的微粒，它们通常未被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颗粒的内表面上，它们可随着流体流动而在孔隙中运移而在喉道处堆集造成堵塞，使渗透性降低。图4-5-4 速度敏感性评价图大量实验证明，微粒运移程度随岩石中流体流动速度的增加而加剧。但不同岩石中的微粒，对速度增加的反应不同，有的反应甚微，我们称此岩石对速度不敏感。反之，当流体流速增大时，则表现出渗透率明显下降。因此，我们把注入（或产出）流体的流速逐渐增大到某一数值而引起渗透率下降时的流动速度，称为该岩石的的临界流速（见图4-5-4）。临界流速是油、水井生产时允许的最高产量和最大日注水量以及室内进行其他流动实验的依据。 实验的原理：按一定的流量等级，以不同的注入速度向岩心注入地层水，在各个注入速度下测定岩心在此注入速度下的渗透率，从注入速度与渗透率的变化曲线上，判断岩石对流速的敏感性，并找出该岩石的临界速度。 2.水敏性评价实验 美国学者摩尔指出，一般油层中含粘土1%5%是最好的储层，若含粘土量达5%20%