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1、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
2、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
3、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
4、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。2确定残余
5、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qw-o、qo-g、sw-o、s0-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qo-g=0，cosqo-g=1。根据公式
6、pc=2s cosq /r,可以写出如下的比例式：W=cosqw-o/ cosqo-g = (Pd(w-o) s o-g)/ (Pd(o-g) s w-o) (2.2.1)比值cosqw-o/ cosqo-g称为润湿指数。由于cosqo-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=2s cosq /r形式是定性地应用于油层，所以, W=cosqw-o/ cosqo-g = (Pd(w-o) s o-g)/ (Pd(o-g) s w-o)公式形式上是定量的，实际上仍只能是定性地估计油
7、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=2s /(2s/rp+Zotg(rw-rh) (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
8、，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R50rtmin，砂岩为储集层；砂岩孔喉半径中值R50 d孔喉时，颗粒在岩石表面堵塞，形成外滤饼，如果3 d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10 d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
9、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，在岩样孔隙系统内会由于离心力的差异形成离心驱替压力（P），其数值大小符合以下关系式： (2.2.4)式中：油水密度差，g/cm3； 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
10、离心驱替压力P： (2.2.5)（2.2.4）式代入（2.2.5）式： (2.2.6)解方程（2.2.6）得： (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： (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。 (2.2.9)式中：Sw（o）岩样中油（水）
11、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； V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PcSo（w）数据。用PcSo（w）数据绘制的岩样的离心毛管压力曲线见图2.2.1。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
12、压力曲线（设cos实验= cos油藏）。 (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； R油藏条件下的油水界面张力，N/m； L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 (2.2.11)式中：H样品所处自由水面以上高度，m； w水的密度，g/cm3； o 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）求得
13、的关系曲线就可求出其含油（水）饱和度值。如果资料丰富则可取求一组曲线，覆盖油藏渗透率的分布范围，用同样的方法求得一组油（水）饱和度值后再加权平均，这样处理可以增加油（水）饱和度资料的代表性和可靠性。定性判别油藏的润湿性在油藏样品中发生油水驱替作用时，润湿相驱替非润湿相所需作的功要小于非润湿相驱替润湿相所作的功。离心驱替时，油（水）驱替水（油）所作的功正相关于该过程毛细管压力曲线所围的面积，因此比较样品油驱水和水驱油两个过程毛细管压力曲线所围面积的大小，可以定性判别油藏岩石的润湿性，见图2.2.2。PcSwSwPc 亲水岩石毛管力曲线 亲油岩石毛管力曲线 图2.2.2 不同润湿性岩石毛管力曲线计
14、算油水相对渗透率方法涉及基本概念较深，计算方法复杂，本书不作介绍。研究样品驱油效率与各种特性参数之间的关系变换各种实验条件（样品的特性参数），用在相同条件下离心驱替的方法获得驱油效率，然后再统计回归计算分析样品的各种特性参数与驱油效率之间的关系。例如：利用BN油田Y井S层的样品实验结果得到如下的关系式： (2.2.12)式中：o 水驱油效率，%； K 渗透率，m2； o油粘度，mPas； So初始含油饱和度，%； 孔隙度，%。5确定油藏有效厚度的物性下限针对某一油藏，选择一系列有代表性（K、）的样品，模拟油藏驱替的动力条件、油水性质，完成一系列的油驱水实验。当实验进行到某一孔隙度、渗透率值时，
15、油相不能进入样品流动，则该样品的孔隙度和渗透率值为可动油的临界值或称下限值。例如根据实验结果求得BN、WHZ油田可流动的物性下限值：孔隙度为6.0%,渗透率为0.310-3m2。6评价入井液对油层的伤害状况如果各种入井液对油层有伤害，会使有效渗流通道变小变少，在毛细管压力曲线上则表现为阈压值上升、油驱水过程结束时束缚水饱和度高、毛压曲线向右上移。因此比较各种入井液进入样品前后的毛细管压力曲线特征就可以评价其对油层的伤害状况。第三节 离心毛细管压力曲线与压汞法毛细管压力曲线的对比一、驱替机理离心毛细管压力的测定是岩样中油和水处在高速旋转的离心力场中，由于密度的差异产生的离心力驱替压力与岩样中毛细
16、管压力平衡，通过测定离心驱替压力，间接测得毛细管压力。饱和度变化由测量驱替出的油（水）量计算获得。压汞法毛细管压力的测定是依据汞对岩样绝对非润湿，汞不能自发进入岩样孔隙空间，只有在克服了相应孔喉大小的毛细管压力才能进入对应孔喉控制的孔隙空间，毛细管压力由测量进汞压力获得。饱和度变化由测量进入的汞体积与岩样孔隙体积计算得到。二、驱替过程由于汞对岩样是绝对非润湿相，因此它的压入过程是驱排过程，退汞过程是吸吮过程。对于离心毛细管压力测定的三个过程，即油驱水过程、水驱油过程、再次油驱水过程，这三个过程要联系油藏岩石的润湿性才能准确定义。例如。油藏是强亲水型的，则第一过程是驱排过程，第二过程是吸吮过程，
17、反之结果相反。三、测定的压力范围由于受油水密度差和离心转速的限制，离心毛细管压力的测定压力一般小于3MPa（气水驱替）；压汞法毛细管压力测定压力可达3070Mpa。四、实用性测定离心毛细管压力曲线时，基本模拟了油藏的油、水及岩石的基本性质。同时测定过程涵盖了油相饱和度增长阶段（成藏过程）和减少阶段（注水开发过程），因此曲线的形态及各特征点都能不同程度地反映油藏的渗流开发特征，如最大含油饱和度、残余油饱和度、驱替效率、可动油的物性参数下限、润湿性等。压汞法毛细管压力曲线更多地用于解释认识油藏岩石的孔隙结构特征如孔喉数量、孔喉分布、孔喉大小、均质程度等。在没有其它驱替资料的情况下，也能用压汞毛细管
18、压力曲线的最大进汞量和退汞效率解释得到驱替效率，但一般不推荐这种作法。参考文献：1. 罗蛰潭，油层物理，地质出版社，19852. 罗蛰潭、王允诚编著，油气储集层的孔隙结构，科学出版社，19863. 张一伟、熊琦华等著，陆相油藏描述，19974. 杜贤樾、孙焕泉、郑和荣著，胜利油区勘探开发论文集，地质出版社，19975. 秦积舜、李爱芬，油层物理， 石油工业出版社， 19986. 油气田开发工程常用术语（SY/T 6174-1995）7. 砂岩粒度和孔隙度特征测定图象分析方法 （SY/T 6312-1997）8. 岩石孔隙体积压缩系数测试方法（SY/T 5815-1993）9. 岩石粒度分析方法（SY/T 5434-1992）10. 岩心常规分析方法（SY/T 5336-1996）
