【正文】 后分析水質(zhì)控制指的變化帶來的注水井吸水能力的變化 ,預(yù)測注水井的傷害半徑以及吸水能力變化的半衰期。由此確定注水井洗井或增注措施的頻度 ,確定增注措施的規(guī)模并預(yù)測增注措施的效果和有效期 ,評價由此帶來的增注費用的變化。最后利用技術(shù)經(jīng)濟評價方法 ,決策最優(yōu)方案。 油水相對滲透率曲線 曲線繪制方法： 計算分流量曲線 【公式】 根據(jù)達(dá)西定律，當(dāng)油水兩相同時流過油藏內(nèi)某一地層的橫 截面時，水相占整個產(chǎn)液量的百分?jǐn)?shù)稱為水的分流量或含水百分?jǐn)?shù)，用 fw 表示。在一維條件下，忽略毛細(xì)管力和重力的作用，其公式如下： ??????ok rwwk ro11Q wQ oQ wf w () 又由于油水兩相相對滲透率的比值常表示為含水飽和度的函數(shù)，即： e s wbak rwk ro ??? () ????????????owe s wba11owk rwk ro11f w () ()式稱為水相的分流量公式。根據(jù)此式繪制的 fw～ Sw 關(guān)系曲線，稱為水相的分流量曲線。繪制分流量曲線時，先根據(jù)實驗室中得出的油水相對滲透率數(shù)據(jù)，由 ()式回歸出系數(shù) a， b，然后根據(jù) ()式繪制不同含水飽和度 sw 下的含水 fw，或直接利用 ()式繪制 36 曲線 (圖 311)。 圖 311 分流量曲線 【說明】 嚴(yán)格地講，以上 求得的水相分流量曲線，應(yīng)為地層水的體積分流量曲線，為了求得地面水的質(zhì)量分流量曲線，應(yīng)把地層水的體積分流量曲線換算為地面水的質(zhì)量分流量曲線，換算公式為： ? ?e s wbaB ooow11k rwk roB ooow11Q wB ooQ oQ ws wf w???????????????????? () 式中： γ o：地面原油相對密度； Bo：地層原油體積系數(shù)。 當(dāng)γ o/Bo→ 1時， ()和 ()式計算結(jié)果相差不大，可滿足實際的需要。在實際工作中，一般用 ()式求分流量曲線。 油氣相對滲透率曲線 根據(jù) 驅(qū)油實驗，計算出 油 氣相對滲透率曲線。 從油氣相對滲透 率曲線 （圖 5） 可以看出：在同樣的條件下， CO2驅(qū)的曲線中的兩相共滲區(qū)最大，殘余油飽和度最小，等滲點氣體飽和度最大，端點滲透率最小；其次為天然氣驅(qū)；氮氣驅(qū)的兩相共滲區(qū)最小，等滲點氣體飽和度最小，等滲點靠近左側(cè)，端點滲透率最大。 對于同一氣體，隨著注入壓力增加，油氣相對滲透率曲線中兩相共滲區(qū)范圍增大，最大氣飽和度越大，殘余油飽和度越小，等滲點氣相飽和度增加，即等滲點向右移動 （圖 6） 。 圖4 氣油相對滲透率曲線010 S gKro/KrgNGN2 37 圖3 氣油相對滲透率曲線010 S gKro/KrgCO2NG 啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系 水相啟動壓力測定巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表 表 水相啟動壓力梯度測定 井號 巖心號 長度 /cm 直徑 /cm 滲透率 /103μm2 孔隙度 % XX 91 92 93 AA 81 82 83 表 91 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 啟動壓力梯度 圖5 C O 2 油相對滲透率曲線010 S gKro/Krg圖 6 CO2油相對滲透率 38 圖 xx1 啟動壓力梯度曲線圖 表 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 啟動壓力梯度 MPa/m 圖 xx2 啟動壓力梯度曲線圖 表 xx3 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 39 啟動壓力梯度 MPa/m 圖 xx3 啟動壓力梯度曲線圖 表 xx1 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 啟動壓力梯度 MPa/m 40 圖 xx1 啟動壓力梯度曲線圖 表 xx2 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 啟動壓力梯度 MPa/m 圖 xx2 啟動壓力梯度曲線圖 41 表 xx3 啟動壓力梯度數(shù)據(jù)表 壓力梯度 MPa/m 流速 m/d 啟動壓力梯度 MPa/m 圖 xx3 啟動壓力梯度曲線圖 毛細(xì)管壓力曲線 油田儲層巖心毛管壓力實驗數(shù)據(jù)表 井號 層位 深度 m 孔隙度 ％ 滲透率103um 平均孔喉半徑um 最大孔喉半徑um 變異系數(shù) 標(biāo)準(zhǔn)偏差 均值系數(shù) 汞 50%時孔喉半徑 um 壓汞法基本原理及應(yīng)用 一、基本原理 由于表面張力的作用，任何彎曲液面都存在毛細(xì)管壓力。其方向總是指 向非潤濕相的一方。儲油巖石的孔隙系統(tǒng)由無數(shù)大小不等的孔隙組成，其間被一個或數(shù)個喉道所連結(jié)，構(gòu)成復(fù)雜的孔隙網(wǎng)絡(luò)。對于一定流體，一定半徑的孔隙喉道具 42 有一定的毛管壓力。在驅(qū)替過程中，只有當(dāng)外加壓力（非潤濕相壓力）等于或者超過喉道的毛管壓力時，非潤濕相才能通過喉道進入孔隙，將潤濕相從其中排出。此時，外加壓力就相當(dāng)于喉道的毛細(xì)管力。 毛細(xì)管壓力是飽和度的函數(shù)，隨著壓力升高，非潤濕相飽和度增大，潤濕相飽和度降低。在排驅(qū)過程中起控制作用的是喉道的大小，而不是孔隙。一旦排驅(qū)壓力克服喉道的毛細(xì)管壓力，非潤濕相即可進入孔隙。 在一定壓力下非潤濕相能夠進入的喉道的大小是很分散的，只要等于及大于該壓力所對應(yīng)的喉道均可以進入，至于孔隙，非潤濕相能夠進入與否，則完全取決于連結(jié)它的喉道。 以上是毛細(xì)管壓力曲線分析的基礎(chǔ)。 壓汞法又稱水銀注入法，水銀對巖石是一種非潤濕相流體，通過施加壓力使水銀克服巖石孔隙喉道的毛細(xì)管阻力而進入喉道，從而通過測定毛細(xì)管力來間接測定巖石的孔隙喉道大小分布，得到一系列互相對應(yīng)的毛管壓力和飽和度數(shù)據(jù)，以此來研究油層物理特征。 在壓汞實驗中，連續(xù)地將水銀注入被抽空的巖樣孔隙系統(tǒng)中，注入水銀的每一點壓力就代表一個相應(yīng)的 孔喉大小下的毛細(xì)管壓力。在這個壓力下進入孔隙系統(tǒng)的水銀量就代表這個相應(yīng)的孔喉大小所連通的孔隙體積。隨著注入壓力的不斷增加，水銀不斷進入更小的孔隙喉道，在每一個壓力點，當(dāng)巖樣達(dá)到毛細(xì)管壓力平衡時，同時記錄注入壓力（毛細(xì)管力）和注入巖樣的水銀量，用縱坐標(biāo)表示毛管壓力 pc,橫坐標(biāo)表示潤濕相或非潤濕相飽和度，作毛管壓力與飽和度關(guān)系曲線— 毛管壓力曲線，該曲線表示毛管壓力與飽和度之間的實測函數(shù)關(guān)系。 通常把非潤濕相排驅(qū)潤濕相稱為驅(qū)替過程，而把潤濕相排驅(qū)非潤濕相的反過程稱之為吸入過程。在毛細(xì)管壓力測量中，加壓用非潤濕相排 驅(qū)巖芯中的潤濕相屬于驅(qū)替過程，所得毛管壓力與飽和度關(guān)系曲線稱之為驅(qū)替毛管壓力曲線，降壓用潤濕相排驅(qū)非潤濕相屬于吸入過程，所得毛管壓力與飽和度關(guān)系曲線稱之為吸入毛管壓力曲線，在壓汞法中，通常把驅(qū)替叫注入，把吸入叫退出。 壓汞法的最大優(yōu)點是測量特別方便、速度快，測量范圍大，測一個樣品僅需12 小時，此外壓汞法對樣品的形狀、大小要求不嚴(yán)，甚至可以測量巖屑的毛細(xì)管壓力。但壓汞法也有很多缺點，例如非潤濕相用水銀，水銀又是在真空條件下壓入的，這與油層實際情況差別較大，并且水銀有毒，操作不安全。 二、應(yīng)用 1．確定油藏原 始含油飽和度 當(dāng)壓力達(dá)到一定高度后，壓力再繼續(xù)升高，非潤濕相飽和度增加很小或不在增加，毛管壓力曲線與縱軸近乎平行，此時巖樣中的剩余潤濕相飽和度，一般認(rèn)為相當(dāng)于油層巖石的束縛水飽和度 Swi，而此時的非潤濕相飽和度即為油藏原始含油飽和度 So。 43 2．確定殘余油飽和度 在注入過程中，壓力從零到最高壓力，潤濕相飽和度從 100%降到最小值Smin，而非潤濕相飽和度從 0 到最大值 Smax。在退出過程中，壓力從最高值降到零，但非潤濕相 — 水銀并不完全退出，部分水銀因毛管壓力作用而殘留巖石，非潤濕相（水銀）在退出時所殘余的飽和度 （ SR），可視為殘余油飽和度。 3．確定油藏巖石潤濕性 將一塊巖芯分為兩半，一塊作油驅(qū)水，另一塊作空氣驅(qū)油，分別測出兩條毛管壓力曲線，并求出兩曲線的排驅(qū)壓力 Pd(wo),和 Pd(og)。用 ?wo、 ?og、?wo、 ?0g 分別表示油 — 水和油 — 空氣系統(tǒng)的接觸角和表面張力。由于油和空氣相比巖石親油，故可取 ?og=0゜， cos?og=1。根據(jù)公式 pc=2? cos? /r,可以寫出如下的比例式： W=cos?wo/cos?og=(Pd(wo)?og)/(Pd(og)?wo) () 比值 cos?wo/ cos?og 稱為潤濕指數(shù)。由于 cos?og=1，所以，潤濕指數(shù)越大，巖石越偏向親水。若 W=1，巖石完全親水； W=0，即 Pd(wo)=0，說明油可以自動吸入巖石，巖石為親油。 應(yīng)當(dāng)指出的是，由于 pc=2? cos? /r 形式是定性地應(yīng)用于油層，所以 , W=cos?wo/ cos?og = (Pd(wo) ? og)/ (Pd(og) ? wo)公 式形式上是定量的，實際上仍只能是定性地估計油層的潤濕性。這種確定油層潤濕性的方法沒有得到廣泛應(yīng)用。 4．確定低滲透砂巖油藏有效厚度的物性下限 曲志浩根據(jù)伯格（ Berg,.RR.,1975）論述的油氣藏二次運移具有水動力影響的基本公式，提出了孔隙喉道的含油下限，孔隙喉道的含油下限半徑應(yīng)為： rtmin=2?/(2?/rp+Zotg(?w?h)) () 式中： rtmin ：油藏最小含油喉道半徑； Zot：油藏最大含油高 度。 油藏最小含油喉道半徑 rtmin 即為在給定條件下，油氣可以通過的最小喉道半徑。這一數(shù)值只有在油藏頂部才能達(dá)到。從頂部向下，隨著油柱高度的的降低，浮力越來越小，而石油所能進入的最小喉道則越來越大。若 Zot 值取油藏高度的二分之一，則所得的喉道半徑稱之為油藏最小含油喉道半徑中值，以 ?rtmin 表示，它代表油藏的一般最小含油喉道半徑值。也即為低滲透砂巖油藏應(yīng)用孔喉半徑中值 R50 劃分有效厚度的物性下限值。 確定低滲透砂巖油藏有效厚度的物性下限時，若低滲透砂巖孔喉半徑中值R50?rtmin，砂巖為儲集層；砂巖孔喉 半徑中值 R50?rtmin，砂巖為非儲層。 5．確定油水界面以上的油層高度 44 利用以下公式可計算勘探階段油藏油水界面以上的油層高度 : Z0=2?(1/rt’ – 1/rp’)/g( ?w– ?h) () 式中 : Z0：油水界面以上的油層高度， cm。 ?：油 — 水的界面張力 ,達(dá)因 /厘米 rt’ ：驅(qū)替壓力較高的儲集巖所對應(yīng)的喉道半徑， cm。 rp’ ：儲集巖的平均孔喉半徑， cm。 g：重力加速度， cm/s2。 ?w：地層水密度， g/cm3。 ?h：地層油密度， g/cm3。 6．評價外來流體對油層的損害及油層保護措施 外來流體對油層的損害包括外來流體中水的礦化度低引起油氣儲層粘土礦物的水化、膨脹、分散、脫落、運移，以及外來流體造成的微粒遷移，減小了儲層的孔隙通道。從而對油層造成損害。 在儲層條件下，粘土礦物通過陽離子交換作用可與任何天然儲層流體達(dá)到平衡。但是，在鉆井或注水開采過程中，外來液體會改變孔隙流體的性質(zhì)并破壞平衡。當(dāng)外來液體的礦化度低（如注淡水）時，可膨脹的粘土便發(fā)生水化、膨脹，并可進一步分散、脫落并遷移，從而減小甚至堵塞孔隙 喉道，特別是細(xì)小的喉道對即使不大的膨脹性也很敏感，使?jié)B透率降低，造成油層損害。通過遭受損害前的（油基泥漿、注水前）巖芯與遭受損害后（水基泥漿、注水后）巖芯