低渗透油藏注水井增注工艺技术研究

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万方数据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。论文作者签名：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。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：二堑卫叠日期：导师签名：日期：沙lp．、＼r弗掣’∥·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)。 万方数据中文摘要论文题目：专业：硕士生：导师：低渗透油藏注水井增注工艺技术研究地质工程师涛(签名)刘晓娟(签名)李卫民(签名)摘要目前已探明石油地质储量中，属于低渗透油藏的储量已达四分之一以上，而已开发地质储量中，属于低渗透油藏的储量有十分之一左右。注水开发是低渗透油藏提高开发效率的重要措施之一，也是老油田稳产、提高开发效率的关键所在，但在实际生产中种种原因会导致水井欠注、注不进或吸水不均匀等问题，影响了低渗透油田的注水开发效果与最终采出程度，如何提高高压区块注水能力与水平，改善油田的开发效果具有重要的意义。本文针对在注水开发过程中逐步暴露出的注水压力高、注不进或注水困难等问题，严重影响了油藏的注水开发。通过对某区块C8储层的铸体薄片、扫描电镜、X衍射、压汞等室内实验，研究其储层孔隙结构、粘土矿物、储层敏感性及正反向流动特征、结垢预测及趋势、结垢前后岩心孔隙结构变化规律等；分析欠注内在因素，选取现场应用的阻垢剂，按照相关行业标准进行了评价实验，考查所选用阻垢剂的阻垢效果，通过对岩石胶结物、地层孔隙、裂缝内堵塞物等的溶解和溶蚀作用，评价其提高地层渗透性的效果；开展降压增注现场试验，跟踪分析实际效果，探讨工艺技术适应性，逐步完善形成注水井高压区块降压增注配套工艺技术，实现措施有效率75％以上，油藏注水配注合格率达到85％以上，平均单井增注lO方／日以上。关键词：低渗透欠注机理降压增注工艺II 万方数据英文摘要Subjeet：Speciality：Name：Instructor：lnjectionProcessTechnologyResearchbyInjectionWellsinLOWPermeabilityReservoirsGeologicalEngineering．shit湘(si弘atIlre)5红l鲤LiuXiaojuan(signature)臣!塑碰竺f肌LiWeimin(signature)丛丛必幽nABSTRACTCurrentprovenoilreserves，andalowpermeabilityreservoirreservesreachedmorethanaquarter，onlytodevelopgeologicalreserves，alowpermeabilityreservoirreservesareaboutonetenth．Lowpermeabilityreservoirwaterflooddevelopmentoftheimportantmeasurestoimprovetheefficiencyofdevelopment，butalsomatureoilfields，thekeytoimprovedevelopmentefficiency，butintheactualproductionwillleadtoavarietyofreasonsduetoinjectionwells，injectiondoesnotfeedorwaterproblemssuchasuneven，affectingtheeffectoflowpermeabilityoilfieldwatertlooddevelopmentandultimaterecoverydegree，howtoimprovethehigh-pressurewaterinjectioncapabilityandblocklevel，toimprovetheeffectofoilfielddevelopmenthasimportantsignificance．Inthispaper，thedevelopmentprocessinthewaterandgraduallyexposehighinjectionpressure，injectiondoesnotfbedorwaterdifficultissuessuchasstrict，severeimpactonwaterfloodingreservoir．ThroughablockC8castthinreservoirs，scanningelectronmicroscopy,Xdiffraction，mercuryandotherlaboratoryexperimentstostudytheporestructure，clayminerals，sensitivityandpositiveandnegativereservoirflowcharacteristics，andscalingpredictiontrendsbeforeandafterthecorescalingvariationofporestructureandSOon；Noteoweintrinsicfactoranalysis，selectthefieldapplicationofscaleinhibitor，inaccordancewithrelevantindustrystandardsfortheevaluationexperimentstoexaminethechoiceofscaleinhibitoreffect，bydissolvingthecementrockformationporeblockagewithinthecracks，etc．anddissolution，toevaluateitseffecttoimprovetheformationpermeability；bloodpressurebyinjectiontocattyoutfieldtests，仃ackandanalyzetheactualresults，discusstechnologyadaptability，highpressurewaterinjectionwellsandgraduallyimprovebloodpressurebyinjectionblockmatchingtechnology，measurestoachievetheformationoftherearemorethan75percentefficiency，reservoirwaterinjectionallocationpassrateofover85％，theaveragesingle-wellinjectionincreasedmorethan10square／day．Keywords：Lowpermeability，Themechanismofunder—Injection，Augmentedinjectiontechnologylll 万方数据目录目录第一章绪论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯11．1研究背景⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．11．2主要研究内容⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．11．2．1研究目标⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l1．2．2研究内容⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯1第二章油藏地质及储层特征分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯22．1地质概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一22．2储层岩石学特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯22．3储层物性及孔隙结构特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯。72．4主要成岩作用类型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．122．4．1石英次生加大⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．122．4．2自生绿泥石膜的生长⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．132．4．3次生高岭石化⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．142．4．4酸性流体对杂基和粒缘的溶蚀⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．152．4．5连晶方解石对粒问物质和粒缘的交代⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．162．4．6长石溶蚀作用⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．162．5成岩相特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯172．6储层矿物X衍射分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯：⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯18第三章储层敏感性实验研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．223．1实验内容简介⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯223．1．1实验器材及流程图⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．223．1．2实验方法及依据⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．223．2岩心速敏实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯223．2．1实验目的⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．223．2．2实验结果及分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．223．3岩心水敏实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯253．3．1实验目的⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．253．3．2实验结果及分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．253．4酸敏评价实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯283．4-1实验目的⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．283．4．2实验结果及分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．28第四章结垢机理及影响因素分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．324．1油田结垢的分布规律⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯～j⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．324．2油田结垢的危害⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯324．3油田结垢机理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯334．3．1碳酸盐结垢机理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．334．3．2硫酸盐结垢机理⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．34IV 万方数据目录4．3．3其他沉积物⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一344．4结垢的影响因素分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯354．4．1水质不相容因素⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯354．4．2二氧化碳对碳酸盐沉淀的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．354．4．3pH值的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．364．4．4热力学因素⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．⋯⋯⋯⋯．374．4．5结晶动力学因素⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．384．4．6流体动力学因素⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．394．4．7含盐量的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．39第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯415．1C8油藏地层水和注入水水质分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯415．2结垢趋势预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯415．2．1判断水质结垢趋势遵循的一般原则⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯415．2．2结垢趋势预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．415．2．3碳酸钙垢的预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．425．2．4硫酸钙垢的预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一445．2．5硫酸钡和硫酸锶垢的预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．455．2．6结垢趋势预测结果⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯465．3结垢实验研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯505．4垢样成分分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯525．5岩心结垢实验研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．535．6结垢实验前后岩心孔隙结构对比分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯55第六章酸液体系优化实验研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯606．1概述⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯606．2溶蚀率及缓速性能评价实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯606．2．1实验步骤⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．606．2．2实验结果及分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯606．3酸液岩心评价实验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯626．4现场试验⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯64第七章结论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯66翌殳谢⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．67参考文献⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯68攻读硕士学位期间发表的论文⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯70V 万方数据第一章绪论第一章绪论1。l研究背景目前，在注水开发的过程中所暴露出的注水压力高、注不进、注入水与地层水不配伍导致的结垢问题严重影响着C8油藏高效开发。为了详细研究C8油藏无机垢堵塞和注水井欠注机理，优化筛选出降压增注效果好的酸液体系显得尤为重要。51．2主要研究内容1．2．1研究目标开展定边区块c8油藏储层特性和无机垢堵塞机理技术研究，筛选相适应的增注酸液体系，降低区块注水压力，力求解决C8层高压注不进问题，进一步夯实C8油藏稳产基础。1．2．2研究内容(1)储层物性研究。通铸体薄片、扫描电镜、x衍射、压汞等手段对C8储层的孔隙结构、粘土矿物等过进行研究，分析导致注水井欠注的内在因素。(2)储层敏感性实验研究。研究储层对注入流体及注入条件的敏感程度，为注水开发方案设计及增产措施的选择提供参考。(3)启动压力梯度测试。确定C8油藏最小启动压力梯度。(4)结垢趋势预测及静态、动态(管路)结垢实验研究。根据对地层水、注入水、地层水与注入水按不同比例混合的混合样品的水质分析结果，选择适合于C8油藏的结垢预测模型，编制结垢预测软件对各种水样的结垢趋势进行预测，对其结垢的可能性进行分析。通过静态和动态(管路)结垢实验可以更为直观的判断是否有垢生成同时可以对结垢量的大小进行监测。(5)对垢样进行x衍射分析。通过对垢样的x衍射分析，对垢样成分有一个清楚的认识，并提出有针对性的解堵措施。(6)结垢前后岩心孔隙结构变化研究。根据对结垢前后同一块岩样进行压汞实验，通过对比前后各个参数之间的变化来研究结垢对岩心孔隙结构的影响。(7)酸液评价实验。通过选取现场应用的酸液在室内按照相关行业标准进行了评价实验，筛选出解堵效果较好的酸液，并进行现场施工考察的酸液的降压增注效果。 万方数据西安石油大学硕士学位论文2．1地质概况第二章油藏地质及储层特征分析鄂尔多斯盆地位于华地台西缘，是一个构造体系，多旋回演化的克拉通盆地，且沉积类型较多。在发展经历了中晚元古代坳拉谷阶段以及早古生代浅海台地发展阶段后，又由晚古生代滨海平原阶段进入到中生代内陆盆地演化阶段，在此时期，湖盆的产生、发展和消亡过程中，三叠系延长组为其沉淀出一套碎屑岩储层。在西部斜坡较大区域，陇东油区延长组发生沉积，并与东部宽缓斜坡沉积相交。具有距物缘近，沉积速度快等特点，C8储层为此期湖侵作用所形成的湖泊、扇三角洲、河流三角洲沉积相产物。三叠系纪末由于印支运动(一幕)使盆地西南部抬升，本区遭受强烈风化剥蚀，缺失C1、C2储层，部分地区缺失长3及C4+5储层，因此，延长组C8段储层成为本区块石油勘探开发的主要目的层。2．2储层岩石学特征通过与周边地区对比，岩石薄片资料显示C8层储集岩主要为灰色和浅灰色长砂岩，还有部分长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。颗粒排列呈现出一定的紧密度，但是孔隙发育效果较差。酸性喷发岩是主要的岩屑，还存在小部分的石英岩。泥质在经过结晶后形成团状，在孔隙中填充，片钠铝石与方解石呈零散分布状态。如表2一l所示，细一中粒砂岩力度较大，一般主粒径在O．15mm至0．6mm左右，大部分为次棱角状，如图2—2所示。表2—1罗3井碎屑颗粒粒度统计表层位长8顶界井深(n1)2707．832693．Ol颗粒总数(个)347418粗砂(％)O0中砂(％)67．1921．23极细砂(％)O．3l14．67极粗砂(％)O0细砂(％)3l62．01粉砂(％)01．09F11(％)1．031．34泥(％)1．51岩石名称细砂质中砂岩细砂岩岩石组份：C8层砂岩骨架颗粒的矿物组成为石英、长石和岩屑，其中石英含量最高，其次为长石，再次为岩屑(表2—2)。C8段储层以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2-3)，石英、长石、岩屑平均含量分别为35．88％、30．63％年1：122．13％，成分成熟度较低(表2-2、表2—3)。2 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析图2-1罗3井C8层砂岩粒度统计分析结果图2-2元191井C8层砂岩棱角状石英％长石％3岩屑％石英砂岩长石石英砂岩岩屑石英砂岩长石砂岩岩屑质长石砂长石岩屑砂岩岩屑砂岩图2-3罗3井c8层砂岩骨架颗粒矿物组成3 万方数据西安石油大学硕士学位论文表2-2罗3井骨架碎屑颗粒含量表序号数值石英(％)长石(％)岩屑(％)含量(％)38．5032．5021．501占轻质颗粒总含量比重(％)41．6035．1323．24含量(％)36．0033．0021．OO2占轻质颗粒总含量比重(％)40．OO36．6723．33含量(％)35．0026．0022．503占轻质颗粒总含量比重(％)41．923I．1426．94含量(％)39．0026．0024．504占轻质颗粒总含量比重(％，43．5829．0527．37含量(％)38．0034．5018．505占轻质颗粒总含量比重(％)41．7637．9020．34含量(％)35．0025．0024．506占轻质颗粒总含量比重(％)41．4229．5928．99含量(％)37．0033．0020．507占轻质颗粒总含量比重(％)40．0936．4623．45含量(％)28．5035．0024．008占轻质颗粒总含量比重(％)32．5740．0027．43表2-3罗3井砂岩薄片分析数据层位长8顶界井深(91)2707．826932703．42709．6269072712．226992697．4石英(％)373534383734．53627燧石(％)l5lilO．5l】．5长石类(％)3I．5332634．5253335喷发岩(％)6．57．56．587．57高变岩(％)0．510l12．5石英岩(％)53．53435片岩(％)1l1．51l1l千枚岩(％)4．547．56．536．555．5变质砂岩∞323232板岩(％)1l0．51l1l云母(％)11．571．524．512．5其他碎屑(％)周边地区罗1井区C8层岩石的结构成熟度较低(表2．4)。C8层胶结物以水云母、绿泥石膜、铁方解石、铁白云石为主，含量在6．5％～11％左右(表2．5)。其中绿泥石、碳酸盐含量最高，含量2％～8％。与其它层系相比，总胶结物含量接近，绿泥石含量略高(表2．6)。颗粒与颗粒间的接触主要表现为点与点、点与线接触方式，孔隙～加大、镶嵌～孔隙式为颗粒的胶结类型。孔隙中的填充物含量较高，填充物为杂基和胶结物，水云母在空气中呈丝状和鳞片状。4 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析图2-4罗3井c8层砂岩骨架颗粒矿物组成表2-4罗1薄片分析数据层位长8顶界井深(m)2499．072502．792501．682503．57石英(％)30363430．5燧石(％)1l1长石类(％)25293026花岗岩(％)0O0喷发岩(％)798．5高变岩(％)1l1石英岩(％)44．53．55片岩(％)0．5lO．5l千被岩(％)24．51．54变质砂岩(％)11．50．51板岩(％)1l0．5O．5云母(％)13l2．5其他碎屑(％)075 万方数据西安石油大学硕士学位论文表2-5罗3井砂岩胶结物含量分析数据层位长8顶界井深(m)2707．826932703．42709．62690．72712．226992697．4高岭石(％)0O1．5O0O水云母(％)1．5152．51321．5绿泥石填隙(％)网状粘土(％)o0O0O0混层粘土(％)绿泥石膜(％)06O05O5．56．5凝灰质㈤0o0Oo0方解石“)Oo0o0铁方解石(％)O．5l’l】0．54O．5I白云石(％)0O0O0铁白云石(％)O0Oo0菱铁矿(％)oOo0硬石膏(％)0O0石膏(％)重晶石(％)O0O0O0浊沸石(％)0O0O0方沸石(％)硅质(％)4．50．53．540．54‘0．51总量(％)658．59．597ll8．510长石质(％)10lOl0O表2-6姬塬地区C8与其它层系胶结物对比表胶结物(％)井区层位高岭绿泥水云云母菱铁铁方方解白云长石佃石母质矿解石佃石质硅质总量延92．752．1O．51．3339．68姬塬C24．151．591．741．051．171．8911．59地区C4+54．3l1．38O．624．123．15o．081-3815．08C8O．22．92．21．20。52．39．36 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析表2—7姬15井区C8砂岩胶结类型孔隙结构统计表井层顶界粒长岩Ⅱ磨胶间石屑均孔隙最大主要分结描述岩屑长石砂号位井深溶孔类型粒径选圆类岩颗粒状孔度孔径型溶孔孔长英质加大罗C——O．20—0次隙382708402．20．51400．5好发育，水云母细一中粒粒闯．50棱加呈丝状。鳞片孔状充填孔隙．大溶孔孔罗C——0．20—0次隙3g26933．7O1。l0．19004好同2690．75m．细一中粒粒闻．40棱薄孔膜溶孔孔长英质加大罗C——0．12—0次隙发育，层理发382703O．200．60．1lO0．4好●育。层面上云中一细粒粒间．30棱镶母等富集．软孔嵌组份变形强褡孔孔长英质加大——025—0次隙发育．铁方解罗C27102．70O，80．31000．6好石细晶状充粗一中粒38粒问．60棱加填孔瓯高岭孔石结晶中．大差．绿泥石呈薄溶孔孔膜状．厚罗C——0．20—0次隙5-8Ⅲm．水云3826914．40l0．2180O．5好母不均匀充粒问．50棱薄填孔隙，具高细一中粒孔岭石外形属膜高岭石蚀变而成．溶孔加——O．20—O次大罗C27121．4OD．50．】1000．4好-同2709．60m．细一中粒38粒阃．40棱孔隙水云母具高溶孔孔岭石晶形。属罗C——0-20—0次隙高岭石蚀变3826992．900．80．3900．5好而成。绿泥石细一中粒牲阃，50棱薄里薄膜状，厚孔膜10雌软组份变形强．溶孔孔罗C——O．20一0次麒3826973090．2800．5好●同2693．Olm．细一中粒粒问．50棱薄孔膜2．3信}屡物件愿孔隙结构特律物性资料统计表明，c8砂岩孔隙度为11．30。／60～14．2％，平均12．53％(图2—5)：渗透率为1．073-2．362x10—3蝉12，具低孔、低渗特征(图2．6、表2。8)。与其它层系相比，总孔渗略低，与C4+5层接近(表2。9)。表2—8姬15井区罗3井c8砂岩实测孔隙度渗透率表层位顶界井深底界井深水平孔隙度水平渗透率C82707．8311．32．362C82693．0l14．21．0737 万方数据西安石油大学硕士学位论文图2-5罗3井c8层砂岩实测孔隙度统计通过相关鉴定资料表明，C8储层孔隙的孔径处于中等偏小状态，一般在80至140微米，喉道的变化过程复杂，通常喉道半径在0．004至1．833微米之间，孔喉形态复杂，中小孔微细喉和细喉型是最为常见的组合类型。C8储层微喉道最为常见，除此之外，还有一定量的微细喉道分布。孔隙以小孔为主，约占80％。．表2-9姬15井区c8储层与其它层系孔渗性对比孔隙度(％)渗透率(10-3pm2)井区层位最小最大平均最小最大平均延99．7221317，472，782256257．46延1011．322．3217_879．52242594姬塬地区C28．918．1913．34O．1748．244．17C4+53．t14．911．220．11．4220．69C86．9712．029．580．12．9280．7538吴定c4+58．8312．310．350．12．260．83以不同的孔隙成因对储层孔隙进行分类，可将其分为原生孔隙和次生孔隙两类。碎屑颗粒与颗粒之间的孔隙称之为原生孔隙，这部分空问没有被泥质和胶结物填充。颗粒在经过一定的成岩作用下，会形成一定的残余粒问孔。在沉积岩形成之后，经过淋滤、 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析溶蚀等一系列作用后，会有孔隙和缝洞在岩石中形成，这种孔隙和缝洞称之为次生孔隙。成岩过程中伴随着碎屑颗粒的压实和胶结等作用，原生粒间孔隙变形量不断减少，易溶的胶结物和具有良好可溶性的碎屑颗粒将发生溶解和交代作用，这样一来极大地促进了次生孔隙在碎屑岩中的发育。长石溶孔、晶问孔以及岩屑溶孔是我们常见的次生孔隙。在研究区C8储集岩的成岩过程中，产生了大量的孔隙类型，分别有长石溶孔、粒间溶孔、晶间孔以及少量的微裂隙等。(1)粒间孔隙在研究区C8储层发育过程中，会形成许多粒间孔，粒间孔成为主要的储集空间。在上覆地层压力作用的影响下，颗粒的旋转状态实现最稳定化排列，在压实和填充作用下，使得原生孔隙不断发生缩小、变形，所以将其命名为残余粒间孔。残余粒间孔的形态简单，通常为三面体或者多面体，具有形态规则、孔隙大小均匀的特点。在中粒、细～中粒、中一细粒砂岩及细粒砂岩中参与离问空隙的特征更为明显，通常此种孔隙不会单独形成，而是与其他孔隙类型相伴而生。(2)长石溶孔岩石中具有较高含量的长石，最为常见的C8砂岩有长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。长石的溶蚀具有选择性，而且具有形态不规则的特点，通过电镜下观察，呈空蜂窝状，部分长石完全溶蚀，溶蚀后形成铸模孔，在孔内可发现含有残留的泥晶套以及少量的云母；还有部分长石的溶孔和粒间孔连接成超大孔隙，成为重要的储集空间，而且孔径大小各异。通过镜下可以观察到，长石的溶蚀是由选择性的，根据能谱分析，碱性长石具有较强的溶蚀性，如钾长石；而钠长石、斜长石等溶蚀较弱。这是因为地层水和淡水中都含有丰富的二氧化碳，碱金属极易与碳酸根离子结合，随水流失，硅脂形成高岭石。KAlSi30s(IT长石)+C02+H20---A14(Si4010)(OH)8(高岭石)+Si02+K2C03此外在有机酸的作用下，长石也可能发生水解，形成高岭石。KAlSi30s(正长石)+H20---A14(SiaOIo)(OH)8(高岭石)+Si02+KoH(3)岩屑溶孔及晶问孔通常岩屑溶孔和晶问孔不发育，而且二者孔隙的面孔率不到百分之一。C8岩石样品含有云母、变质岩岩屑以及喷出岩岩屑。喷出岩岩屑属于中基性喷发岩，喷出岩岩屑中含有的矿物容易发生蚀变，成岩时可能因溶蚀而形成岩屑溶孔。此外，还有少量的云母存在于岩屑中，随着成岩的进行云母会发生～定程度的形变以及蚀变，从而转化为其他矿物。此时会出现少许的溶蚀孔隙，这种现象在极细．细粒砂岩和细．极细粒砂岩中比较常见。岩屑溶孔对岩石孔隙性的改善起到了重要的作用，但是却不利于砂岩的连通性，降低其渗透率。在镇北地区，粘土矿物大多存在晶间空隙，在白生的高岭石矿物中更为常见。在结晶程度不好的情况下，高岭石矿物之间会出现细小的晶问缝或小孔。晶问孔同时也存在 万方数据西安石油大学硕士学位论文于绿泥石膜及绒球状绿泥石矿物中。(4)微裂隙在沉积、成岩或者构造作用下而形成的裂缝叫做微裂缝。不同作用下形成的裂缝具有不同的形态特征，通过沉积作用而形成的微裂缝被有机质填充，其通常裂缝沿平行层面分布；成岩作用形成的裂缝只发生在单个颗粒，在上覆地层压力作用下颗粒破裂形成裂缝，成岩裂缝有助于孔隙连通性的增强；构造作用下形成的微裂缝具有较强的延伸性，而且裂缝角度较大，自生方解石晶体生长于裂缝壁上。对岩心、薄片以及CT进行研究分析，在观察的33口井的岩石中，其中14口井没有发现裂缝，8口井存在垂直状态的裂缝，而且大部分为一条缝，缝的长度在30至100毫米之间，缝宽在0．3至1．0毫米左右。大部分水平缝为成岩裂缝，并且裂缝都以组合方式出现，出现水平缝砂层厚度在5至10厘米左右，长度不超过1厘米，缝宽为0．3至0．6毫米，每厘米分布的裂缝在0．2至2条左右。在薄片观察中也发现有含量在0．1～0．5％的微裂缝，一般发育在长石和岩屑颗粒上，也见顺颗粒边缘在杂基充填物中的裂隙。姬15并区在个别井中也见到微裂隙等。C8储层粒问孔隙最为有利，以粒问孔隙为主，所占比例为46．40％-62．10％，平均54．43％1粒间溶孔平均36．10％，组分内孔隙所占比例平均10．67％(图2—8)。比较它层系，与C4+5层接近，比侏罗系明显变低(表2．10)。表2—10姬15井区c8孔隙结构特征与其它层系对比表储集空间长石岩屑平均井区层位粒间孔晶间孔微裂隙面孔率溶孔孔径％gm吴定C4+52．4l0．2O．23．826．7延98．57l0．130．270．14rO．1163．6延109．51．2O．2O．30．211．470．5姬塬地区C23．821．63O．120．590．16．2653．2C4+51．841．040．130．1403．1541．67C82．790．99O．23O0498．7510 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析图2—7罗3井C8储层微观孔隙结构特征及粒间孔发育图2—8罗3井C8储层(2703．46)微观孔隙结构特征及粒间孔发育 万方数据西安石油大学硕士学位论文A西19井C81油层中的垂直裂缝B西71井水平缝(油侵入)C西16井微裂缝、沿微裂缝长石溶蚀D董75-54井3号截面的二维x_CT岩石成像图2-9董志一白马南区C81油藏裂缝类型2．4主要成岩作用类型2．4．1石英次生加大C8储层最常见的成岩作用是石英颗粒的次生加大，同时它也是C8储层最为重要的成岩作用，石英颗粒的次生加大几乎在所有井中都有发生，但是并不是任何层位的石英都有加大，而且不同井口的石英加大层位也有所不同。若同一口井中同时存在石英加大与石英不加大的层段，那么石英不加大的层段位于石英加大层段下方。通过平面观察，石英加大的分布呈现出不均衡分布的特点，在临区西峰油田西13井、镇74井、西27井、西40井、西18井都能发现有石英加大，但是在西23井中没有发现有石英加大现象。石英加大程度可以分为四个不同等级，分别为0级、1级、2级、3级、4级。O级是指石英次生加大不发育；1级是指仅少数石英碎屑有加大，而且加大边窄；2级是指石英具有普遍加大的特点，加大边的外缘表现出折线状，部分加大边粒间孔被完全填充，导致出现岩石缝合状；3级是指在石英加大过程中导致岩石缝合状的现象，根据薄片可以得出，在石英加大作用下，粉砂岩和极细砂岩物性遭到的破坏比细砂岩、中砂岩更严重。由于粉砂岩和及细砂岩的原生空隙较小，所以在石英加大的作用下更容易被填满，而砂岩碎12 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析屑颗粒较大，所以石英加大能将原生空隙填满，此类型的孔隙边界为折线状。此种孔隙中，酸性流体可能对杂基和粒缘再产生溶蚀作用，或者孔隙被沥青填充。被石英加大填满的岩石原生孔隙几乎不会再发生溶蚀作用，所以次生溶孔通常也不发育，而是形成致密的保护层。和作区C8成岩的石英除了以石英次生加大边出现以外，局部以孔隙充填胶结物的形式出现(图2．11)，但分布范围有限。图2-10罗3井2712．25米．结构较致密，石英加大状胶结充填孔喉图2—11罗1并C8石英次生加大及孔隙钙质胶结特征(2499．O)2．4．2自生绿泥石膜的生长C8常见到孔隙壁上有一层绿泥石，通常被叫做绿泥石膜(图2．Z2)，为成岩成因。成岩绿泥石可以由其它粘土矿物转变而来，也可以直接从溶液中结晶生长。白生绿泥石膜的分布十分普遍，出现在50％以上的孔隙中。一般来说，自生绿泥石膜不但不会将孔隙堵塞，而且还会在阻碍石英次生加大的过程中保护原生孔隙。在绿泥石持续生长的情况下，小的原生孔隙容易被填满，自生绿泥石膜位于石英加大带下方，在地层中，也会出现石英加大带与自生绿泥石加大带交替出现的情况。 万方数据西安石油大学硕士学位论文图2-12镇74井C8(2374．88米)少量绿泥石薄膜及溶孔等图2-13罗1井c8绿泥石膜及原生粒间孔隙(2502．0)2．4．3次生高岭石化如下图2．14、2．15所示，次生高岭石在岩石中呈窝状，部分高岭石在经过油的污染后呈黄褐色，所以我们可以推测在烃进入之前次生高岭石已经形成。从纵向上观察高岭石的分布没有规律可循，高岭石所在的层位上的岩石部分溶孔被沥青填充，也有高岭石的含量在百分之五以下，说明C8储层中高岭石化只是一种局部现象。14 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析图2—14结构致密，部分孔喉中充填高岭石粘土(罗3，C8，2703．46)图2-15高岭石粘土充填孔隙交代碎屑普遍(罗3，C8，2712．25)2．4．4酸性流体对杂基和粒缘的溶蚀如图2．16所示，杂基和粒缘在酸性流体的溶蚀作用下形成溶蚀孔，通常表现为港湾状，同时被沥青填充。除长石以外，在酸性流体的作用下，其他酸性溶质同样会发生溶蚀现象。可以看出，溶媒具有较强的酸性，这是由于有机酸在演化成熟过程中释放出一定量的有机酸。沥青在溶蚀孔中填充说明烃的成熟和运移过程对溶蚀现象的产生起到一定的促进作用。这种沥青充填孔往往在石英加大的岩石中发育，但只分布在少数井中。并不是所有的这种溶孔都被沥青充填。 万方数据西安石油大学硕士学位论文图2-16罗3井少量碎屑溶蚀产生溶孔(C8，2712．25米)2．4．5连晶方解石对粒间物质和粒缘的交代在西峰油田C8有大量的连晶方解石，通常在百分之4．5左右。在含量较高的情况下，容易将碎屑颗粒边缘蚕食掉，于是碎屑颗粒就表现出漂浮状，这一现象的出现说明方解石恰好是交代粒间物质和碎屑颗粒的边缘，填充并不是发生在溶蚀现象之后。有一部分连晶方解石是在烃运移之后才形成的，油染自生绿泥石膜的原生孔隙被连晶方解石所填充。从薄片中可以观察到有些岩石中既存在连晶方解石又有长石溶孔，观察到的长石溶孔是在形成连晶方解石之后形成的，这也解释了连晶方解石没有填充长石溶孔的原因。在特殊情况下才会出现连晶方解石只填充已有孔隙而不交代颗粒边缘的现象。地层中连晶方解石通常以多层薄层状分布，略微有横向发展的趋势，但是规模不大，所以给井间的精确对比带来了困难。经过相关研究表明，在连晶方解石含量达到百分之三十八时，岩石就会形成致密的薄层，在含量较低的情况下，储层的孔隙度和渗透率受连晶方解石的影响而降低。2．4．6长石溶蚀作用长石颗粒的解理缝和边缘在酸性流体的溶蚀作用下形成长石溶孔，通过显微镜下观察长石溶孔十分清洁。沥青通常不会填充到长石溶孔中去，所以长石溶孔是在烃运移之后形成的。长石溶孔不仅可以在石英加大的岩石中发育，还能够形成于含有沥青孔的岩石中，通常连晶方解石形成之后才有长石溶孔形成。一定条件下，长石溶孔可在具高岭石的岩石中发育，若地层中具有生育原生孔隙，也可能存在长石溶孔。储层的次生孔隙在长石溶解的作用下得到更好的发育，储层的物性得到进一步改善。C8储层成岩能够起到压实作用，而且可以促进石英次生加大自生绿泥石膜的形成以及长石云母等的高岭石化等。成岩作用能够控制储层的物性，成岩过程中的压实作用起主导作用，其次是石英次生加大和成岩方解石的发育，储层物性的破坏与上述两种因素直接相关。16 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析2．5成岩相特征通过研究区c8储集砂岩岩心观察描述，常规物性分布规律以及压汞、x-衍射、铸体薄片和扫描电镜微观成岩特征观察等多项测试结果分析，结合研究区C8碎屑岩成岩作用类型及其对储层物性的影响，可划分出如下三种成岩相带。(1)泥岩压实成岩相泥岩压实相主要存在于三角洲前缘亚相的分流间湾和浅湖亚相的泥岩、含砂泥岩及粉砂质泥岩中，岩石中粘土矿物含量不小于50％。该类岩石中粘土矿物的组分在不同的成岩作用阶段而变化。各类泥岩在机械压实作用下，孔隙水大量排出，孔隙度急剧减少，致使孔隙极不发育，孔隙类型主要为粘土杂基微孔。(2)压实压溶成岩相在三角洲前缘亚相的各类微相中，压实压溶相主要发育于粉细砂岩、细砂岩、细一中砂岩、中砂岩及中一粗砂岩中。岩石中含岩屑、泥质杂基及碎屑云母高的地区，机械压实作用程度高，表现为塑性岩屑及云母的强烈变形，并呈定向一半定向排列，刚性颗粒石英、长石被压裂，颗粒间以点．线接触为主，粒间孔很大程度的减少，甚至以微孔为主。孔隙度一般不超过10％，渗透率不超过0．5xlO—grn2，在研究区C8低孔低渗储层中常见。(3)弱实压．胶结成岩相该类型成岩相同样普遍出现于三角洲前缘亚相的不同微相的砂体中，由于沉积环境、成岩物质基础及成岩作用的差异，与压实压溶相比较，显示相对弱压实特征。储集砂岩表现为物性相对较好，颗粒间以孔隙式胶结为主，残余粒间孔和次生溶孔大量出现。根据研究地区c8储集砂岩的成岩序列、孔隙类型及胶结物中占优势的胶结矿物，将弱实压．胶结成岩相又划分为六类亚成岩相。A伊利石+高岭石+碳酸盐胶结相胶结物中伊利石和高岭石含量相对较高，碳酸盐胶结物有铁方解石、铁白云石和凌铁矿，以铁方解石充填交代为主，普遍见硅质胶结，孔隙组合类型为溶孔、粒间孔．溶孔。B铁方解石+硅质胶结相沉积微相主要为水下分流河道。胶结物组成中铁方解石和硅质胶结物一般比绿泥石、伊利石、高岭石的含量(略)高，再依据绿泥石和伊利石的相对含量又可划分为铁方解石+硅质+绿泥石胶结相、铁方解石+硅质+伊利石胶结相。铁方解石+硅质+伊利石胶结相中，铁方解石一般呈连晶状充填孔隙及交代碎屑颗粒，粒问孔被硅质或绒球状绿泥石充填，绿泥石薄膜不发育，高岭石结晶较差并充填孔隙，长石溶孔及岩屑溶孔多呈孤立状存在。物性总体为低孔低渗的特征，储层为差储层或非储层，虽然样品中也不乏有孔隙度大于10％的，但是渗透率低于O．5xlO弓lain2。铁方解石+硅质+绿泥石胶结相与铁方解石+硅质+伊利石胶结相不同的是前者绿泥石膜较发育，但是由于铁方解石、硅质、高岭石等胶结物的充填作用，储层物性较差， 万方数据西安石油大学硕士学位论文相对铁方解石+硅质+伊利石胶结相的物性要好一些。C铁方解石+伊利石胶结相该成岩相多处于三角洲前缘水下分流河道的末端、分流间湾的薄层砂体中，铁方解石为主要胶结物，次为伊利石。铁方解石呈连晶状充填孔隙，伊利石呈丝发中、搭桥状充填孔隙和喉道，硅质胶结也不同程度的发育，岩性多致密，物性差。不过水下分流河道砂体的中粒砂岩段，铁方解石呈连晶状充填相对减少，碎屑分选好，加大孑L隙胶结，孔隙类型为溶孔．粒问孔，物性有所改善。D伊利石+铁方解石胶结相伊利石在胶结物中含量最高，次为铁方解石及硅质胶结。伊利石主要呈薄膜状，薄膜厚度平均5岬左右。铁方解石呈斑状充填孔隙，可见少量的硅质胶结。孔隙一薄膜式胶结，孔隙组合为溶孔+粒间孔。E铁方解石+绿泥石胶结相该相带多位于水下分流河道侧缘及前端与分流问湾和浅湖亚相毗邻处，铁方解石呈连晶状充填孔隙，绿泥石呈薄膜状，平均厚109rn左右，硅质胶结较发育，伊利石多呈搭桥、丝状分布孔隙和喉道，没有或含有极少的高岭石矿物。在靠近分流间湾和浅湖亚相时，铁方解石及硅质胶结加强，绿泥石膜之间的孔隙多被硅质胶结和铁方解石充填，物性变差，甚至成致密钙层。在远离分流间湾、浅湖亚相和靠近主砂体时，铁方解石胶结相对减弱、硅质胶结变得不太发育，伊利石化程度低，绿泥石膜围成的粒间孔发育，普遍见到长石溶孔，孔隙类型以溶孔+粒间孔组合为主，孑L隙一薄膜式胶结，物性较好，为较有利的成岩相之一。F绿泥石+铁方解石胶结相该成岩相主要分布于辨状河三角洲前缘的水下分流河道的砂体中，绿泥石多呈薄膜状均匀分布，薄膜平均厚8pm左右，铁方解石多呈斑状充填孑L隙，硅质加大发育程度不均衡，高岭石及少量伊利石充填孔隙，有时见高岭石晶间孔中充填沥青物质。样品中粒问孔被胶结物大量充填，溶蚀孔充填自生矿物，物性较差；粒问孔与溶蚀孔隙保存好的砂体，颗粒分选多为较好一好，胶结类型为孔隙．薄膜、孔隙胶结，孔隙度一般大于10％，渗透率大于O．7x10～p．mz，在叠置水下分流河道砂体中常见到此类成岩相，是研究区最好的有利储集相带。综上，绿泥石膜的存在能够增强颗粒的抗压强度，保护原生孔隙，高岭石的形成与长石类矿物溶解形成的次生孔隙有关，因此，研究区c8储集岩中最为有利的成岩相为绿泥石+铁方解石胶结相，次为铁方解石+绿泥石胶结相。2．6储层矿物x衍射分析选取C8储层三口井的岩心进行X衍射储层矿物分析。分析结果如表2—11和图2—17～图2。22所示。 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析分析结果表明，三口井中绿泥石含量比较高，最低为6．5％，最高达到13．00％，存在潜在的酸敏性。表2-11X衍射储层矿物分析铁白白云伊利绿泥高岭井号样号石英斜长石钾长石方解石云石石l46．6026．508．801．80O，30／4．oo12．00，L26．108246．5022．908．904．300．403．0014．00平均46．5524．708．853．050．35，3．5013．00，146．3025．5011．501．30／O．403．oo12．OO，IA3．64248．3024．4012．200．40O．303．0011．00，平均47．3024．9511．850．85O．15O．203．∞11．50，l47．9029．009．400．40O．30／3．oo6．004．00T60-4248．9028．607．700．403．OO7．oo4．OO平均48．4028．808．550．400j5／3．006．504．002·Theta(。图2—17L26—108井1号样x衍射图谱2·Thetaf．图2—18L26—108井2号样X衍射图谱19 万方数据西安石油大学硕士学位论文2．Thebr图2一伯L43—64井1号样X衍射图谱2-Thetafo图2-20L43-64井2号样X衍射图谱2-Thetaf9图2-21T60-4井1号样X衍射图谱 万方数据第二章油藏地质及储层特征分析图2—22T60-4井2号样X衍射图谱2l 万方数据西安石油大学硕士学位论文第三章储层敏感性实验研究在注水和采油过程中，储层自身敏感性损害因素在外来不合理的作业方式(如注入或采油速度过高)和不配伍性的作业流体作用下可以产生敏感性损害，影响注采效果。为了对C8油藏储层敏感性有一个更深入的认识，在原有研究的基础上，进行了储层敏感性实验评价，为进行合理的注采和增产工艺设计提供理论依据。3．1实验内容简介本实验模拟地层温度，在模拟储层条件进行岩心速敏、水敏、酸敏、盐敏、碱敏实验、体积流量评价实验、正反向流动实验研究。3．1．1实验器材及流程图3．1．2实验方法及依据图3-1岩心流动实验流程图本实验依据：中华人民共和国石油天然气行业标准：SY厂r5358--2010储层敏感性流动实验评价方法。3．2岩心速敏实验3．2．1实验目的流速敏感性是指因流体速度变化引起储层中的微粒运移，堵塞喉道，造成渗透率下降的现象。速敏实验目的是：找出由于流速作用导致微粒运移从而发生损害的临界流速，评价速度敏感引起的储层损害程度；为以下的水敏、碱敏、酸敏及其它各种损害评价实验确定合理的实验流速提供依据。一般来说，由速敏实验求出临界流速后，可将其它各类评价试验的实验流速定为0．8倍临界流速；为确定合理的注采速度提供科学依据。3．2．2实验结果及分析速敏实验采用模拟地层水作为注入液体，实验结果如表3．2和图3．2～3．7所示。对于速敏性引起的渗透率损害率由下式计算。 万方数据第三章储层敏感性实验研究B=每≥式中，D々一速敏性引起的渗透率损害率；J乙。一临界流速前岩样渗透率的最大值，10’3“m2；焉，断一岩样渗透率的最小值，10～pm2。表3-1速敏损害的评价指标渗透率损害率Dk，损害程度％无55弱5～30中等偏弱30～50中等偏强50～70强>70表3—2C8油藏岩心速敏试验结果表长度直径空气渗透率孔隙度临界渗流伤害井号样号／CIn／cm／×103I．tm2i‰速度／m／d率／％程度76／1885．9702．5220．1134．31％无2．6l无T60_477／1885．7722．5380．1004．66％无5．22弱56／747．0742．5160．27618．10％0．06334．OO中偏弱L43．6458／745．9lO2．5200．22718．99％0．06020．95弱3／885．9902．520O．1596．93％无4．68无L26一1087／886．5702．5100．17711．27％无12．17弱图3-2T60-476／188速敏实验曲线图23 万方数据西安石油大学硕士学位论文图3-3T60-477／188速敏实验曲线图图3_4L43—6456／74速敏实验曲线图图3-5L43—6458／74速敏实验曲线图 万方数据第三章储层敏感性实验研究图3-6L26—1083／88速敏实验曲线图图3-7L26-1087／88速敏实验曲线图C8储层三口井速敏性室内评价实验表明，C8储层总体表现为弱速敏，损害率在2．61％～34．00％，平均13．27％；T60—4井和L26—108井速敏性较弱，表现为无～弱速敏；LA3．64井速敏性总体表现为弱～中偏弱速敏，平均临界流速为0．06lm／d。3．3岩心水敏实验3．3．1实验目的水敏性是指与储层不配伍的外来流体进入油层后，引起粘土膨胀、分散、运移，从而导致渗透率下降的现象。这也是近年研究较多的一类油层伤害，也是碎屑岩油层最常见的一类油层伤害。水敏性评价实验的目的是测定岩样接触淡水后的伤害程度，它可以直接测得岩样渗流能力的变化，实验一般采用经典驱替法，依次测定不同盐度(依次降低地层水的矿化度，最后用蒸馏水)的液体通过岩样时的渗透率。初始盐度的盐水通常为地层水或模拟地层水，也可用标准盐水代替，驱替速度必须低于临界速度，此时产生的渗透率变化，才可以认为是仅由于粘土矿物水化膨胀引起的。3．3．2实验结果及分析 万方数据西安石油大学硕士学位论文采用水敏指数评价岩样的水敏性，水敏指数按下式计算。勺=学式中，1w一水敏指数；墨一用标准盐水或地层水测定的岩样渗透率，10-3岬2；％一用蒸馏水测定的岩样渗透率，10。儿m2。表3—3岩心水敏程度的评价指标水敏性程度水敏指数，％水敏性程度水敏指数，％无水敏<5中等偏强水敏50～70弱水敏5～30强水敏70～90中等偏弱水敏30～50级强水敏>90C8储层岩心水敏实验结果如表3．4和图3．8～3．13所示。对比三口井的水敏评价实验结果可以发现，三口井中IA3—64井水敏性最强，T60．4井次之，L26．108井最弱。IA3—64井水敏程度为中偏强，平均伤害率为59．13％，临界盐度为1／16注入水；T60．4井为弱水敏，平均伤害率为17．90％，临界盐度为1／16注入水；L26—108井无水敏。表3-4C8油田水敏试验结果表井号样号长度直径空气渗透率孔隙度临界盐度伤害率伤害程度／cm／xlO‘3胂2／％49／1885．472．5220．1284．4114．41弱T60_473／1886．0782．5260．1004．53l／16注入水21．38弱12／746．3282．5180．39110．9l1／16注入水52．14中偏强L43—6453／745．9702．5200．53210．401／16注入水66．12中偏强2／886．432．520．24710．694_37无L26．1088／886．482．520．25611．423．76无图3-8T60-449／188岩心水敏实验结果图 万方数据第三章储层敏感性实验研究图3-9"1"60-473／188岩，D水敏实验结果图图3—10L43—6412／74岩心水敏实验结果图图3—11L43—6453／74岩心水敏实验结果图27 万方数据西安石油大学硕士学位论文图3-12L26-1082／88岩心水敏实验结果图图3-13L26-1088／88岩心水敏实验结果图3．4酸敏评价实验3．4．1实验目的酸敏性是指酸液与储层岩石或流体接触产生化学反应，产生沉淀或释放颗粒而堵塞孔隙喉道，从而导致岩石中的油气渗透率降低的现象。通常采用酸敏指数(指岩石酸化前后的渗透率之差与酸化前的渗透率之比)来判断岩石的酸敏程度。通常油田采用酸化措施来实现解堵和增产，在酸液进入油气层后，不仅可以明显提高油气层的渗透率，还能够与油气层中的矿物质以及地层流体等反应，产生沉淀将孔喉堵塞。酸液进入储层后会与储层中的酸敏性矿物或原油发生反应，产生凝胶沉淀或微粒，从而降低储层的渗透率，这一现象被称为储层的酸敏性。进行酸敏实验研究是为了分析注入酸液的酸敏程度，其根本是研究酸液与油层的配伍性，以便优选酸液配方，寻求更为有效的酸化处理方法并为现场施工工艺提供科学依据。3．4．2实验结果及分析以酸敏指数来评价酸敏流动试验，其计算方法见式。28 万方数据第三章储层敏感性实验研究，一堕二坠14K式中：厶一酸敏指数；墨一酸化前用模拟地层水测定的岩样渗透率，10‘3“m2；墨。一酸化后用模拟地层水测定的岩样渗透率，10。3岬12；酸敏性程度评价指标见。表3．5。表3-5酸敏性程度评价指标酸敏性程度酸敏指数，％酸敏性程度酸敏指数，％无酸敏9中偏强酸敏50～70弱酸敏5～30强酸敏>70中偏弱酸敏30～50／实验结果如表3．6和图3．13～图3．18所示。实验结果表明，T60．4井酸敏性较强，平均伤害率为55．60％，为中等偏强酸敏；L43．64井为弱酸敏，平均伤害率为25．33％；L26．108井酸敏性较弱，为改善至弱酸敏。结合三口井储层岩石矿物分析结果可以看出，L26．108井储层中虽然绿泥石含量较高，平均值为13％，但是碳酸盐的平均含量为3．4％，酸液进入岩石孔隙与碳酸盐反应增大了岩石孑L隙，可以有效的减缓绿泥石与酸反应形成氢氧化铁沉淀所形成的堵塞；T60．4井虽然绿泥石含量较低，。平均值为6．5％，但其方解石含量仅为0．4％，所以酸敏性较强。表3-6酸敏实验结果长度直径空气渗透率孔隙度液相渗透率／×10uⅢ2伤害率损害井号样号／cm／Cm／×10一u岔／％注酸前注酸后／％程度32／1885．8582．5200．1080．040．01550．008147．44中偏弱T60-450／1885．8202．5580．1120．040．01830．006663．75中偏强52／745．4622．5260．756O．1l0．23400．172526_28弱IA3—6455／746．0622．538O．96lO．10．29800．225324．38弱1／886．0682．5200．3950．1l0．09640．1111．15．20．改善L26．10811／886．8842．5300．359O．10．16540．15466．50弱 万方数据西安石油大学硕士学位论文图3-13T60-432／188岩心酸敏实验结果图图3-14T60-450／188岩心酸敏实验结果图图3-15L43-6452／74岩心酸敏实验结果图 万方数据第三章储层敏感性实验研究图3-16L43—6455／74岩心酸敏实验结果图图3-17L26—1081／88岩心酸敏实验结果图图3～18L26—10811／88岩心酸敏实验结果图31 万方数据西安石油大学硕士学位论文第四章结垢机理及影响因素分析4．1油田结垢的分布规律在油田开发中，注水地层、油井与地面集输系统结垢在其机理及分布规律上是不尽相同的，但总的来说，是由于水的热力学条件变化及不相容水的混合造成的。下面以垢型为例分析地面集输系统与油井井下的结垢分布。油田结垢从垢型上来讲，主要有CaC03垢、CaS04垢及BaS04、SrS04垢。CaC03垢一般出现在油井井筒射孔段以上50m内的井下压降区，如井下油管内外壁、筛管、尾管、抽油泵及套管内壁等部位，见图4．1。另外，地面集输系统的加热炉、换热器是一个升温环境，有利于CaC03垢生成，地面系统有压降的部位，如生产分离器等处，也多结CaC03垢。CaS04垢一般在井筒底部的油管外或套管内壁，主要是由于不相容水的混合造成的。在地面站，也常因不同层位的生产井来水混合而结CaS04垢，主要结垢部位在收球筒及总机关处。BaS04、SrS04垢一般在油井中很少见，绝大多数出现在地面集输(计量)站。结垢部位为集油管线管汇、收球包及输油泵内。图4-1井下管柱结垢图4．2油田结垢的危害在长期的生产作业实践中，发现结垢的危害主要体现在以下两方面，首先是对通道产生的影响，其次是对管道的腐蚀作用。(1)设备管道在与水接触后，其内部表面会发生结垢现象，而且还会有粘泥等粘附在管道内，致使管道堵塞或腐蚀。(2)管道内结垢后截面积减小，影响设备处理能力，需要增加输液能力或处理费用，增加了经济投入，同时影响产量。(3)管道产生水垢和污染堵塞情况一定程度上受地下岩层和油气通道的影响，使成本增加，甚至会导致油气井停产。(4)在注水系统出现水垢堵塞的情况下，污垢、盐类等粘结在一起，使得注水压力增加，流量减少，使能量消耗增大，生产力水平降低。32 万方数据第四章结垢机理及影响因素分析(5)即使采用直流冷却水的压缩机和柴油发动机也不能避免以上问题的出现，甚至还会导致气缸损坏的严重后果。(6)若使用电替泵排水采气，垢会降低泵的效率，需要大量时间进行维修，提高成本费用。(7)水套炉内产生结垢现象会大大降低生产效率，增大能源消耗，严重影响正常生产。(8)化学结垢会导致严重的经济损失，沉积物将油管、井眼、阀门等堵塞，以至于井下泵也出现堵塞，进而限制地面管线和设备的正常运转。(9)垢物将管道腐蚀和堵塞时，会导致管道内压力增加而使管道爆裂，引发严重的安全事故。4．3油田结垢机理从结垢机理分析，垢的形成是一个复杂的过程，一般可分成以下四步：第一步：水中的离子结合成溶解度很小的盐类分子；Ca2++S042。_÷CaSOdBa2++S042。_÷BaSOdcE++C032--÷CaC03第二步：结晶作用，分子结合和排列形成微晶体，然后产生晶粒化过程；第三步：大量晶体堆积长大，沉积成垢；第四步：由于不同的条件，形成不同性状的结垢物。4．3．1碳酸盐结垢机理碳酸盐垢[CaC03，CaMg(C03)2]是由于钙、镁离子与碳酸根或碳酸氢根离子结合而成的，反应式如下；Ca2++C03。_CaC03J，Ca2++2HC03’_CaC03上+C02T+H20M92++2HC03’_MgC03上+C02t+H20在油田生产过程中，碳酸盐垢是比较常见的沉积物，在PH值不超过7．5时，极少部分的碳酸氢根离子会离解成碳酸根离子，大部分油田的PH值都小于7．5，一般地层水中不含或者只含有微量的碳酸根离子。具体的沉积过程为：水溶液-÷过饱和溶液_÷晶体析出_晶体长大_结垢。结垢过程中，会受到流体力学、结晶动力学以及热力学等的共同影响。在25摄氏度的温度条件下，纯水中碳酸钙的溶度积为2．9x10母，若溶液中的钙离子和碳酸根离子积大于碳酸钙的溶度积时，会有碳酸钙沉淀析出。通过大量的实验表明：碳酸盐垢的形成会随着温度的升高而增加；在压力降低情况下，二氧化碳分压低于饱和压力时会促进碳酸结垢的形成：在PH值较大时，有利于碳酸盐垢的形成；除钙离子、碳酸根离子以及碳酸氢根离子以外，水中含盐量越低，就越 万方数据西安石油大学硕士学位论文容易形成碳酸盐垢；此外，矿化度高的盐水会对碳酸盐垢的形成起到一定的抑制作用。4．3．2硫酸盐结垢机理油田硫酸盐垢主要有硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶，其中硫酸钙是最常见的硫酸盐垢。在所有硫酸盐垢中，硫酸钡是最难溶的，在地层预计井筒中的各个部位均有结垢出现，此外，存在结垢现象的还有砾石填充层、井下泵、油管管柱等，以及水处理的任何部位。除陆上油田外，近海储集层的二次采油也产生大量的硫酸钡垢。一般油田在水井与油井之问的地层带、输油管线上会产生硫酸钡和硫酸锶的混合垢，其沉淀反应式如下所示：Ca2++S042‘-÷CaS04Ba2++$042-_BaS04SP+S042。_SrS04温度在38摄氏度以下时，硫酸钙垢的生成物主要是石膏，温度高于38摄氏度时，会生成硬石膏，或者伴随着半水硫酸钙的生成。以下是导致硫酸盐垢产生的主要原因：首先是由于两种不相容水的混合，在富含成垢阳离子的油层中含硫酸根离子的注入水，导致在井周边形成硫酸盐垢；第二，部分油田注入了不含硫酸根离子的淡水后，同样发生了严重的硫酸盐结构现象，原因是岩石中的石膏被被注入水溶解，硫化物被水中的溶解氧氧化。以下是影响硫酸盐成垢的主要因素：通常硫酸盐的成垢类型不会受到温度的影响，但是硫酸钙垢的类型可能受到一定影响，温度直接影响硫酸钙在水中的溶解度，在40摄氏度下，硫酸钙的溶解度达到最大值，硫酸钙溶解度会随着温度的升高而降低；除钡离子、钙离子、镁离子、锶离子、硫酸根离子以外，硫酸盐垢在水中的溶解度会随着水中盐含量的减少而降低，越容易结垢；压力值越小，硫酸盐垢在水中溶解度越小，越容易结垢；硫酸盐垢基本不受PH值的影响。4．3．3其他沉积物结垢物中常常存在FeS、FeO、Fe203，其主要来源是集输管线与设备遭受腐蚀产生的。而这些腐蚀产物常与硫酸盐垢混合而沉积下来。注入水或地层水中含铁较低，由于水中含氧、H2s或C02，也会与地层岩石中的铁反应生成铁的化合物。在地层或井底较密闭的体系中，生成物多为还原性铁，即二价铁盐。但与大气接触后，还原性铁被氧化，则生成三价铁盐，油田地面系统一般铁盐为Fe203，几乎很少出现FeS。水中含铁量高往往是由于腐蚀造成的。任何一种原因所形成的铁化合物，都可能在金属表面沉积成垢，或以胶体状态悬浮在水中。含有氧化铁胶体的水呈红色，称为“红水”。含有硫化亚铁胶体的水呈黑色，称为“黑水”。铁化合物的沉积和颗粒极易阻塞地层、油井和过滤器。所谓硅垢，即是以硅酸盐或二氧化硅为主的垢，这类垢在结垢产物中含量较小。若 万方数据第四章结垢机理及影响因素分析在水中溶入过量的硅酸盐，最后会以无定性的二氧化硅析出，并以二氧化硅胶体颗粒形式悬浮在水中，因而也叫做悬浮硅或胶体硅。二氧化硅本身捕获形成硅垢沉积物，若水中含有镁、铁等金属离子，那么很可能形成硬度较大的硅垢沉积物，在此过程中，二氧化硅发挥着晶核的作用，有助于硅酸盐垢的形成。此种垢采用一般的化学方法很难清除，通常可用氢氟酸、氢氧化镁或交替使用酸碱溶液除垢。氯化钠(岩盐)是易溶物质，在大部分垢物中是不存在的。近年在油田结垢调查中发现，个别井存在着岩盐垢沉积的情况。氯化钠沉积的原因主要是油藏同高矿化卤水相接触。在生产井井筒·辛，伴随矿化水的蒸浓作用促使溶解力下降，氯化钠含量大大超过其溶解度，致使从井中析出NaCl。一般来说岩盐沉积在天然气井中多见，而在注水开发的油田，较为少见。4．4结垢的影响因素分析4．4．1水质不相容因素水质不相容因素是指注入水与地层水的配伍性、几个不同层位产生的油水在井筒、集输管线或计量间混合后的结垢情况。将不同层位地层水按不同比例进行混配，在常压和地层温度下恒温一周，对恒温后的C032‘、HC03一、BaH+、Ca2+、M92+、sP和pH值进行测定。采用两种途径对其配伍性进行评价：(1)根据离子含量的变化来判断配伍性的好坏；(2)以理论推导的方式预测结垢趋势及类型。不同水型的水混合后，水中各离子的溶解平衡被破坏，溶解在水中的成垢离子生成不溶解的盐垢(CaC03、CaS04等)，则为不相容水。4．4．2二氧化碳对碳酸盐沉淀的影响Ca2++2HC03"+-*CaC03土+C02t+H20当油田水中二氧化碳含量低于碳酸钙溶解平衡所需的含量时，反应式朝右边进行，油田水中出现碳酸钙沉淀，碳酸盐沉淀附在管道和用水设备表面上，产生了结垢。反之，当油田水中二氧化碳含量超过碳酸盐溶解平衡所需的含量时，反应式向左边进行，这时原有的碳酸钙垢会逐渐被溶解。所以，水中二氧化碳含量对碳酸钙的溶解度有一定的影响。水中二氧化碳的含量与水面上气体中二氧化碳的分压成正比。据文献资料表明当水温为24℃时，碳酸钙溶解度随二氧化碳分压增加而呈上升趋势，二氧化碳分压由1大气压开始上升到50大气压时，碳酸钙在水中的溶解度增加三倍左右。因此，油田水系统中任何有压力降低的部位，气相中二氧化碳的分压都会减小，二氧化碳从水中逸出，导致碳酸钙沉淀。和碳酸钙一样，碳酸镁在水中的溶解度随二氧化碳分压增大而增大，随温度升高而减小。但是碳酸镁的溶解度比碳酸钙溶解度大4倍，因此对于大多数既含有碳酸镁同时也含有碳酸钙的水来说，任何使碳酸镁和碳酸钙溶解度减小的条件出现，首先会形成碳 万方数据西安石油大学硕士学位论文酸钙，除非影响溶解度减小的条件发生剧烈的变化，否则碳酸镁垢未必会形成。即使有碳酸镁，它也容易再水解成氢氧化物，碳酸镁的水解反应式如下：MgC03+H20--+Mg(OH)2,1．氢氧化镁的溶解度很小，氢氧化镁也是一种反常溶解度物质，它的溶解度随着温度的上升而下降。含有碳酸钙和碳酸镁的水，当温度上升到82。C时，趋向于生成碳酸垢，超过82℃时，开始生成氢氧化镁，它一般可以在锅炉、热交换器及高温管内出现。4．4．3pH值的影响(1)对碳酸盐沉淀的影响地下水、回注水或地表水一般均含有不同程度的碳酸，而水中三种形态碳酸在平衡时的浓度比例取决于pH值。根据碳酸平衡各级反应式，并按照电离平衡原理，碳酸的二级电离可表示如下：[里：31里竺Q≥]：K，(4．1)[C02】1[翌：竖旦a：K．(4．2)[HC03．】‘K1、K2为碳酸的第一离解常数和第二离解常数，由于水中呈分子状态的碳酸(H2C03)实际上只有水中所含游离二氧化碳的1％以下，进行水质分析时又不易把二者分离，所以式(1)中的【C02】应按[C02+H2C03]的总和计算。因为H2C03含量甚微，所以把水中溶解的C02含量作为游离碳酸总量，不致引起很大误差，一般可用[C02]来代表游离碳酸总浓度，即[C02]_[C02+H2C03]。如果水中碳酸物总浓度用c表示，则c2[c02]+[HC03-】+[C03。](4．3)若C值固定，达平衡时，三种形式的碳酸量应有一定的比例。以t}to、al、毗分别代表各种碳酸总量中所占百分数，贝0【C02]=coo【HC03-]2C(／．1[C032-]-c啦将(4．1)～(4．3)代入(4．4)～(4．6)即得各种碳酸的百分含量铲”南+簖)-l删+等+南广口，：(1+幽+!堡￡)一·根据式(4．7)～(4．9)可计算出不同pH值时水中三类碳酸含量的相对比例。(4．4)(4．5)(4．6)(4．7)(4．8)(4．9) 万方数据第四章结垢机理及影响因素分析ao、Q卜n2关系曲线如图4．2所示。20．O。‘一l3p珏值—_卜C02+H2C03—●LHC03一—_|卜C032一图4-225。C水中三类酸的比例变化曲线水中三种碳酸在平衡时的浓度比例与水的pH值相关，在低pH值范围内，水中只有【C02+H2C03]，在高pH范围内只有C032‘离子，在中等pH范围内[HC03一]占绝对优势，尤以pH=8．34时为最大。因此，水的pH值较高时就会产生更多的碳酸钙和碳酸镁沉淀，反之，水的pH值较低时，则碳酸钙和碳酸镁不易产生沉淀。(2)对铁沉积物的影响水的pH值直接影响着铁离子的溶解度。当水的pH值不超过3．0时，水中有大量的三价铁离子存在，但当pH值超过3．0时，三价铁离子会形成不溶性氢氧化铁，水中不再有游离的三价铁离子存在。4．4．4热力学因素油田常见的垢沉积物主要是碳酸钙、硫酸钙和硫酸钡等。温度对它们的溶解度影响很大。绝大部分的盐类在水中的溶解度都随温度升高而增大，但碳酸钙、硫酸钙和硫酸锶等是反常溶解度的难溶盐类。碳酸钙的溶解度随温度升高而减小；硫酸钡的溶解度随温度升高而增大；无水石膏、半水石膏的溶解度随温度升高而减小，二倍水石膏的溶解度先随温度升高而升高，但增大到一定温度时又开始减小。几种不同垢物的溶解度随温度变化的趋势如图4．3所示。加∞们^％)暴丑 万方数据西安石油大学硕士学位论文溶解度mg／L图4-3常见的盐垢的溶解度从地面到井底，温度随深度增加而上升，也越容易生成碳酸钙和硫酸钙垢。在地面集输系统内，当水在加热炉(主要指水套加热炉和普通锅炉)中被加热至80℃左右时，壁面温度必然超出这个温度，甚至有时可达到90。C以上。已有资料表明，当壁面温度在90℃以上时，即使使用阻垢剂，水中离子ca2+、HC03-和少量的M矿+也会在壁面结晶成垢。加热炉往往会使壁面局部过热，这样将引起传热面上局部水份蒸发浓缩，离子浓度过饱和，更加剧了成垢离子的结晶析出。由于高温作用，进入掺水系统的泥砂等成垢粒子造成的结垢将更为严重。同时加热炉的循环水温度高，使得循环水中的重碳酸钙(Ca(HC03)2)随温度升高而分解生成CaC03垢而逐渐结晶吸附在管束内。另外，高温对水处理药剂还有一定程度的分散作用，一旦光滑的表面上沉积了垢物，就会加速其沉积，产生恶性循环，造成结垢加聚。、4．4．5结晶动力学因素垢沉积是溶质从过饱和溶液中结晶析出、聚集并沉淀的过程。开始这一过程所需的时间即诱导期，因物质种类、沉淀条件、溶液过饱和度的不同而有一定的差别。过饱和度、结晶环境影响晶体析出和沉淀速度及结晶状态。在纯溶液体系中当成垢离子浓度低于其溶解度时，不会出现晶体沉淀，溶液处于稳 万方数据第四章结垢机理及影响因素分析定状态。当浓度大于其溶解度而过饱和度较低时，结晶数目少，结晶颗粒较大，但结晶的析出很慢，溶液处于亚稳态。这时结晶沉淀主要发生在容器壁上，因为液固界面能降低成垢离子结晶所需的能量。这种异类结晶物质存在诱发的结晶核生成，称为异相成核作用。当过饱和度高时，成核几率大，结晶数目多，结晶颗粒小，沉淀速度快，溶液处于不稳定状态。这时结晶核占满固液界面，成垢离子便在溶液内部自身结合成核并在已成核表面结晶，晶体数目明显增加。垢晶离子自身结合成为晶核的作用称为均相成核。纯溶液体系的稳定性及成核方式与结晶数目、沉淀速度的关系见图4．4。晶核生成后的晶体生长过程仍受热力学、动力学因素支配。影响垢晶生长、晶体形态、垢沉积速度的因素有垢晶晶型、垢晶离子浓度梯度、扩散速度、在相界面的反应特性、吸附性及过饱和度，由于影响因素复杂，至今未有定量描述的数学方程。结晶动力学认为，过饱和度低时晶体按螺旋式生长，过饱和度较高时晶体呈层式发展，过饱和度相当大时呈树枝状生长。图4—4纯溶液体系的饱和度与稳定性4。4．6流体动力学因素影响结垢的流体动力学因素主要是液流形态(层流、紊流)、流速及其分布。液体流速、液流路径变化可影响液流形态。紊流使水质点相互碰撞，流速增加使液流搅合程度增大，沉淀晶体凝聚加剧，促使晶核快速形成。在油田结垢环境中，管线内不光滑表面、已腐蚀表面附近易出现紊流状态，使局部过饱和度增大而产生结垢。对含水油井所作的流体动力学考察认为，结垢优先在高度紊流区发生，因为紊流促进混合和传质，有助于壁表面上晶核的生成。井底区域紊流剧烈，更易产生结垢。在地面集输系统中，输油管线及注水管线弯头、闸门的滞流区也容易出现结垢。4．4．7含盐量的影响39结晶数目 万方数据两安石油大学硕士学位论文在含有氯化钠或除钙离子和碳酸根离子以外的其它溶解盐类的油田水中，当含盐量增加时，便相应提高了水中的离子浓度。由于离子间的静电相互作用，使Ca2+离子和c03厶离子的活动性减弱，结果降低了这些离子在碳酸钙固体上的沉淀速度，溶解的速度占了优势，从而碳酸钙溶解度增大，将这种现象称为溶解的盐效应。反之，油田水中的溶解盐类具有与碳酸钙相同的离子时，由于同离子效应而降低了碳酸钙的溶解度。硫酸钙在水中的溶解度不但与氯化钠浓度有关，而且还与氯化镁有关。当水中只含有氯化钠，且氯化钠浓度在2．5mol／L以下时，氯化钠浓度的增加会使硫酸钙的溶解度增大；但氯化钠含量进一步增加时，硫酸钙的溶解度又减小。硫酸钡在水中的溶解度与碳酸钙一样，随着含盐量的增加而增加。在温度为25℃时把氯化钠投加到蒸馏水中，当氯化钠的浓度达到lOOmg／L时，硫酸钡的溶解度由2．3mg／L增加到30mg／L。若把该氯化钠水溶液的温度由25℃提高到95℃则硫酸钡的溶解度由30mg／L提高到65mg／L。 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究5．1C8油藏地层水和注入水水质分析选取了现场多个井、不同位置的水样(包括地层水、污水、水源井水等)，根据行业标准(SY／T5523—2006油田水分析方法)对C8油藏油田注入水和地层水进行了水质分析，分析结果如表5．1所示。从表中可以看出，原始地层水(芦44—46井和姬42—22井)矿化度为109／L～189／L：水源井水(学13增和耿188井)矿化度较低，为2．59／L’--4．09／L。而回注污水的矿物度较高，最低219／L，最高达到799／L。地层水和注入水中含有大量的成垢离子。地层水中含有较高的Ca”、M92+和Ba“；注入水含HC03和S04’成垢阴离子，因此注入水与地层水的混合物会产生垢质堵塞。为了定性和定量的认识C8油藏地层水和注入水的配伍性和结垢量的大小，对不同比例的地层水和注入水混合物进行了结垢趋势预测和静态结垢实验，并对实验生成的和现场采集的垢样进行了矿物成分分析。表5-1C8油藏注入水和地层水水质分析结果表化学组成^n虮。总矿化pH值取水位置水型Na++K_ca2+M矿Ba2+CrS042-tic03‘度／e,／L芦44-46井299921352．70．03606824．148．0268．511492．57．06CaCl2地层水学一联25518．54008．0911．6145．048734．8240．2274．679696。76．9CaCl2三相分离器出口芦48—5722622．83707．42005．6176046971．32402219．775767．06．58CaCl2拄水井井口学13增1028l238．598．50489691825l85．4417257：82Na：S04水源井姬42—225225．61402．8121．626．710191．9720．5286．817949．26．64CaCl2地层水姬49一105738．52354．760．83，812762．0480．3122．021518．36．81CaCl2污水耿188301．3130．3230．90．0248．21344．8219．72475．28．23Na2S04水源井5．2结垢趋势预测5．2．1判断水质结垢趋势遵循的一般原则单一水源的水或几种来源不同的水相混时，应根据水中成垢离子的浓度，理论溶度积常数的大小，按照成垢离子浓度最大或理论溶度积常数最小的结垢趋势进行预测。5．2．2结垢趋势预测无机垢主要是由地层水中含有的Ca2+、SP、Fe2+、Fe3十、Ba2+、HC03一、C032。、S042’等离子引起的。当地层水或注入水中的上述离子达到一定的浓度以及外部条件(包括温度、压力)成熟时，就会导致垢的生成，损害储层。油田结垢的预测方法是油田防垢中十分重要的一个环节。如果能准确预测结垢的形成，就能有针对性的采取防治措施，避免或减少结垢对生产造成的危害。结垢预测不仅可以应用预测公式，而且结垢软件的应用近年来也获得了迅速发展。油田常见垢的预测公式依据垢类的不同而不同。同一种垢，例如碳酸钙垢的预测公4l 万方数据西安石油人学硕士学位论文式中，包括了结垢的各种主要影响因素，它们分别用相应的参数表征。预测油田某一部位的结垢状况时，选用的这些参数应尽可能客观的反映出结垢环境特征，如结垢部位的压力、温度、油田水的组成及pH值等。这些参数真实可靠，预测结果才能正确。油田的不同部位，这些参数是不同的，选用油田不同部位的特性参数，通过公式计算就能预测油田相应部位的结垢情况。相比较其它的预测方法而言，Oddo．Tomson法考虑了压力、温度、水组成以及C02的影响，考虑的影响因素更多、更全面，因而预测结果也相对与其它的预测方法更准确，更符合油田现场实际情况。5．2．3碳酸钙垢的预测碳酸钙垢是油田生产中极为常见的垢种。一般来说，碳酸钙的溶解度随水的矿化度升高而升高；温度升高，压力下降会降低碳酸钙的溶解度。如图5．1所示。在油田生产中，温度压力的变化，二氧化碳气体的释放，以及不相容水的混合等，都可能造成碳酸钙结垢。预测碳酸钙结垢，不仅要考虑压力、温度和水的组成的影响，还要考虑到水中的化学反应，以及二氧化碳在油、水、气三相中的分布等等。口=喵1丽Ccf磊+'(A面lk)2+5．89+8．61×10-3(T-32)-1．31x10-6689p(r一32)2(5．1)。．．脱、。(．)-5．13×10-4p-2．52，％+0．0919I地层条件下的pH值：4=一培鱼望笔蒉堕+8J68+2．52xlo-3仃一32)+1．41x10-7叮一3驴(5．21_2．12×lO-4p一0．47w％+O．193I式中：C，。。一Ca2+浓度，tool／L；Alk一总碱度，mol／L，当pH值<8．3时，总碱度与Hco；浓度基本相同；P一压力，助Ⅱ；丁一温度，℃；42 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究，一离子强度，mol／L；x∞一在压力和温度条件下，气相中cQ的摩尔分数；研一饱和度指数，也叫结垢指数；4一温度、压力条件下的pH值。式中的离子强度1≈TDS(mg／L)／58400，TDS是盐水总的矿化度。计算：1=斗1L1厶12+c2乏+⋯+G乏)，也可由下式精确(5．3)式中：c一离子浓度，mol／(10009水)z一离子价数。在式5．1和式5．2中，所有变量都可以容易的测得，xCQ可用气相色谱法或Drager管法测出；T，P值一般在取样地点可以得到；瓦，A／k和仍s可由盐水分析得到。CaC03结垢趋势判断方法见表5．2。表5-2CaC03结垢趋势判别方法计算结果口>0SI--0甜<0评价结果有结垢趋势临界状态无结垢趋势(1)碳酸钙溶解度与压力的关系实验研究将分析纯试剂CaC03(固体)放入蒸馏水中搅拌3小时，制成CaC03饱和水溶液，置入高压容器中，通过高压泵和温度控制仪控制并调节压力与温度，使碳酸钙溶液在所需压力、温度条件下充分溶解达到饱和。搅拌后置于高压反应釜中，在高压条件下溶解10小时以后，取出碳酸钙溶液试样，经过滤纸，通过漏斗滤去可能带出的碳酸钙溶质，制成碳酸钙饱和水溶液。用千分之一电子天平称量，采用液体蒸发法获得溶质碳酸钙(固体)，经计算后得到碳酸钙在纯水中的溶解度。实验装置如图5．2所示。图5-2实验装置图(2)实验结果分析实验结果如表5．3和图5．3所示。由实验结果可以看出，在相同温度下碳酸钙的溶解度随压力的增大而增加；在相同的压力条件下碳酸钙溶解度随温度增大而减小。在70℃下当压力从16MPa降到12MPa时，碳酸钙的溶解度从102．65mg／L降到85．73mg／L，降幅16．5％。43 万方数据西安石油大学硕士学位论文表5-3不同温度、压力下碳酸钙溶解度不同压力(MPa)下碳酸钙的溶解度／mg·L-1温度／℃O．1912162585．67156．47163．78180．885050．3799．97109．29125．047033．0473．23585．73102．659025．0360．6971．2983．33图5-3不同温度、压力下碳酸钙溶解度曲线图5．2．4硫酸钙垢的预测硫酸钙垢包括石膏(c口so,．2鼠0)和硬石膏CaS04。一般来说，盐水矿化度增加可使石膏和硬石膏的溶解度上升，但当矿化度大于150000mg／L后，其溶解度随矿化度的增加而下降。压力下降、温度升高，硫酸钙的溶解度下降。由图5．1中可见，在较低的温度下(小于40℃)，石膏比较稳定，而硬石膏一般在较高温度下形成。在采油作业中，石膏或硬石膏的沉积主要是由于压力下降以及不相容的水混合引起的。Oddo--Tomson以实测的热力学参数为依据，推导出计算硫酸钙饱和度指数的经验公式，能适用于大多数油气田。在该公式中，不仅考虑了温度、压力和水组成的影响，还考虑了油田水中普遍存在的M92+对硫酸钙结垢的影响。M92+与sG2一能形成相当稳定的MgS04，会束缚一些so,2-，使之不能与Ca“，Ba2+，Sr2+形成硫酸盐结垢。因此，盐水中如含有较高的M92+，会对硫酸盐结垢有较大的影响。而当温度在不同的范围变化时Q2+和so,2一会形成不同的CaS04水合物，即石膏1(CaSQ·2皿0)、半水合物(CaSQ·去哎o)和硬石膏(CaSG)。Z(1)当温度小于80℃时，形成二水硫酸钙。二水硫酸钙结垢预测公式如5．4式所示：sI科2lgIcca．cs。j)J+3．47“·0×10一fr一32)+7·72×101(T一32)2刚、，／f／～．，‘。，--4．07x10_4P一1．13，必+O．371—1．11×10—3，％(r一32)(2)当温度大于121℃时，形成无水硫酸钙。二水硫酸钙结垢预测公式如5．5式所 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究sI劬2培卜(cso；_)j+2．52+5．54x10-3(T啦)_2册圳1‘H2y(5．5)-2．12×10_4P一1．09，彤+0．501—1．83x10—3，尼f丁一32)式中：印。一实测的总Ca2+浓度，mol／L；P一压力，kpa；r一温度，℃；，一离子强度，mol／L；工cq一在压力和温度条件下，气相中C02的摩尔分数；田一饱和度指数；C8油藏的地层温度为70"C左右，所以形成的垢为二水硫酸钙。当盐水中M92+含量较高时，可用下式计算cso}：c；。；=三{《。；一《增：+一t。∥’+[(《。；一c。92+-10px'2+4x10pr《。}]％}(5．6)∥-1’86+25×101-3口．32)_3’70X101弓／。2)2+737×1旷p(5．7)／1、一‘‘，-2．381；'2+0．581—7．22×lO-4IZ2(T-32)式中：幺：+一实测的总M92+浓度，mol／L；《o2_一实测的总sQ2一浓度，mol／L；如果硫酸钙饱和度指数口大于零，过饱和，能产生结垢；S／=O，处于饱和平衡状态；口小于零，未饱和，不会产生结垢。5．2．5硫酸钡和硫酸锶垢的预测硫酸钡(BaS04)的溶解度极小，并随温度、压力和水矿化度的升高而增加，其中温度影响最大。在油田上，硫酸锶(SrS04)具有与硫酸钡相似的特点，只是s,so,的溶解度比BaS04要大。油田生产中，BaSO,和SrS04结垢主要是由于不相容水的混合以及温度、压力的变化而引起的。大多数油田的BaS04结垢中含有SrSO,垢。以热力学条件为基础，利用己有的溶解度资料，能够对BaS04和SrSO,的结垢进行预测。Oddo和Tomson依据实测的溶解度和溶度积等热力学数据，推导出计算BaS04饱和度指数的经验公式：Ⅳ=19【-吃“’(‰)J+10脚乞67圳1(N2)+3‘52枷“(N2y㈤一3．31×10-4P一2．621)'2+0．89I一1．11×10—3Z忍f丁一32)钿=三{电一唿。一乞。一，俨+[(岛一龟。一吃。一-俨)2]必+4×-俨‰}(5．9)45 万方数据西安石油大学硕士学位论文pK’=1·86+2．5x10-／3(1丁一32)一3·70×10。7‘弓l一32)2+7·37×10。4p(5．10)／．／＼。⋯，-2．381；'2+0．58I一7．22×10-4172(r一32)式中：c：。一实测的总Ba2+浓度，toolzL；《02．一实测的总S012一浓度，mol／L：c：．。一实测的总C口2+浓度，mol／L；吒。：+一实测的总M92+浓度，mol／L。如果已知BaS04在油田水中过饱和，即甜大于零，可用下面的公式计算出可能产生的结垢量：x=牡+Cso；-一CBa2++钕)2_4CBa2+9C2～一‘)升(5．11)式中X—BaSO!结垢量，tool／L；K，。一BaS04溶度积常数，可由表查出。硫酸锶垢的预测：凹=19b‘(铴一)j+6．11+1．11：<10-3(r啦)+1．98x10。6(T-32r(5．121—3．17×10‘4p一1．89J％+O．671—1．06×lO-3I％(T一32)式中：c：．：+一实测的总sr2+浓度，mol／L；Csn2_一so,2一浓度，mol／L；肼大于零，SrSO!过饱和，产生结垢；SI小于零，s．so,未饱和，不会产生结垢；盯等于零，SrSO,饱和平衡，不结垢。5．2．6结垢趋势预测结果本文采用Java程序汇编语言编制无机垢结垢趋势预测软件。Java是一种简单的、面向对象的、分布式的、解释型的、健壮安全的、结构中立的、可移植的、性能优异多线程的动态编程语言。预测软件具有良好的输入输出界面，操作简单，可靠程度高。利用该软件不仅可以计算受各种因素影响的碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡等无机垢的饱和度指数，还可以对各种无机垢在温度和压力变化下的相应结垢变化趋势作出预测。其主要运行步骤如下：(1)点击图标，进入主界面。如图5．4所示。(2)根据将要预测的内容，选择程序，根据提示输入变量。如要进行碳酸钙垢的结构趋势预测，则在相应位置输入钙离子浓度、总离子浓度I值、Alk值、温度、压力、二氧化碳浓度等参数，点击计算即可求得碳酸钙的饱和度指数。 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究I曩—砰猕筘i断豫删：钙离子：l暖蟹钙结嚣趋势侧：钙毫子：[二暗霹瞬蛄垢趁势，粥M：疑童子：[二二]暗黼结茹量臻喇：蛾誓平：[二二]唑旺子：[二二二二]t[=二二]圜晴啉一[二二二二]圜硪麓话结垢量臻翻：钙寓子：[二二]挑[二二二二二二二二二二二二二二]涅度压力对雌钙嚣量曲影响：p：[二]t：[二二二二二二二]温度压力列精鼬硬嚣量酋嚣响：r——————————————————————1r——————————。’———————————————————‘——一_P=IT：图5-4无机垢预测软件主界面主要对不同的地层水、注入水按比例混合后的混合物，在水质分析的基础上对结垢类型和结垢趋势进行了预测。各水样结垢趋势预测结果如表5．4~表5．8所示。表5-4芦44-66地层水与芦48-57(回)注入水不同比例水样结垢趋势及结垢量预测结果碳酸钙垢硫酸钙垢硫酸钡垢总结垢量D：Z结垢结垢量结垢结垢量鲫IS值SI值Is值趋势酣m刚趋势鲫10：002．06有0．13．O．72O无1．59有0．060．199：11．93有O．12—0．640无1．64有0．080．2l8：21．85有O．12．O．57O无1．68有0．110．237：31．79有0．11．O．510无1．71有0．130．256：41．75有O．11．0．45O无1．74有0．160．275：51．73有0．1l一0．400无1．78有0．180．294：61．7l有O．10．O．35O无1．81有0．200．303：71．70有O．10—O．30O无1．84有0．230．322：81．69有O．09．O．25O无1．88有0．250．341：91．70有0．09．0．200无1．9l有0．270．360：101．70有O．09-o．16O无1．鳄有0300．3847圆 万方数据西安石油大学硕士学位论文表5-5芦44-66地层水和学一联注入水不同比例水样结垢趋势及结垢量预测结果碳酸钙垢硫酸钙垢硫酸钡垢总结垢D：Z结垢结垢量结垢结垢量量∥lIS值SI值IS值趋势g／I鲫趋势∥l10：002．06有O．13．0．72O．00无l-59有O．060．199：11．97有0．13．0．620．00无】．62有O．08O．218：21．91有O．13一O．550．00无1．65有O．10O．237：31．88有0．13．0．48O．00无1．67有O．120．256：41．86有0．13．O．42O．00无1．70有0．14O．275：51．85有O．13．O．36O．00无1．73有0．15O．284：61．86有0．13．O．3lO．00无1．75有O．170．303：7187有0．13一O．260．00无1．78有O．19O．322：81．88有0．13．0．21O．00无1．8l有O．2l0，341：91．90有O．13．O．16O．oo无1．85有O．230．360：101．93有0．13．0．120．00无1．88有0．250．38表5-6芦44-66地层水和学13增注入水不同比例水样结垢趋势及结垢量预测结果碳酸钙垢硫酸钙垢硫酸钡垢总结垢D：Z结垢结垢量结垢结垢量量鲫IS值SI值Is值趋势鲫趋势鲫10：002．06有0．13．O．720．oo无1．59有0．06O．199：l1．98有0．11．0．07O．00无2，78有0．050．178：21．90有0．10O．160．oo有2．48有0．050．147：31．80有0．080．29O．03有2．6l有0．04O．166：41．70有0．07O．370．31有2．69有0．040．425：51．58有0．060．42O．53有2．73有0．03O．6l4：61．45有0．040．45O．68有2．75有0，02O．753：71．29有0．03o．46O．73有2．73有O．02O．782：81．11有0．03O．440．62有2．65有0．01O．661：90．88有0．020．390．51有2．47有O．010．53O：lOO．57有0．010_300．12有1．57有0，00O．13 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究表5-7姬44-22地层水和耿188注入水不同比例水样结垢趋势及结垢量预测结果碳酸钙垢硫酸钙垢硫酸钡垢结垢量D：Z结垢结垢量结垢结垢量g，IIS值SI值IS值趋势g／l鲫趋势鲫10：001．96有0．150．34O．18有2．40有0．040．379：l1．93有0．14Ot360．29有2．44有0．040．478：21．90有0．130．38O．35有2．47有0．040．527：31．87有0．13Of39O．39有2．49有O．03O．556：41．83有O．120．390．44有2．51有0．030．595：51．79有0，1lO．38O．44有2．52有O．02O．574：61．68有O．1l0．37O．33有2．51有0．020．463：71．67有0．10O．33O．27有2．48有0．01O．392：81．58有O．100．28O．02有2．41有O．010．131：91．45有0．09O．18O．OO有2．23有O．00O．10O：101．22有0．09．0．04O．00无0．54有O．000．09表5-8姬44-22地层水和姬49-10注入水不同比例水样结垢趋势及结垢量预测结果碳酸钙垢硫酸钙垢硫酸钡垢总结垢D：Z结垢结垢量结垢结垢量量鲋Is值SI值lS值趋势g仃鲥趋势g，l1．96有0．15O．340．18有2．40有0．04O．3710：001．93有0．13Ot35O．19有2．33有0，040．369：011．89有0．110．350．20有2．26有0．04O-358：021．84有O．10O．350．19有2．18有0．030-337：031．80有0．090-350．19有2．10有0．03O．306：041．74有0．070．35O．17有2．OO有0．03O．275：051．68有0．060．35O．15有1．90有O．020．244：061．6l有0．050．34O．13有1．78有0．020．203：071．53有0．040．33O．10有1．65有O．010．162：081．44有0．030．320．08有1．47有0．010．13l：091．34有0．03O．3lO．06有1_23有O．010．09O：10预测结果显示，五组不同比例的地层水与注入水混合后均会出现碳酸钙和硫酸钡垢的结垢趋势，其中芦44—66地层水和学13增注入水混合、姬44．22地层水和耿188注入水混合、姬44．22地层水和姬49．10注入水有结硫酸钙垢的趋势。五组水样中，以芦44．6649 万方数据西安石油大学硕士学位论文地层水和学13增注入水以3：7比例混合和姬44．22地层水和耿188注入水以6：4比例混合后结垢最为严重，总结垢量分别为o．78e,，L和0．599／L。5．3结垢实验研究结垢趋势预测可以定性的预测目标水样的结垢趋势和结垢类型。为了对不同水样的结垢类型和结垢量的大小有一个更为清楚的认识，在室内进行了静态结垢实验研究。静态实验也称“瓶实验”，即将油田地层水与注入水按不同体积比在容量瓶内混合，使其处于地层温度下静置若干时间，日视观察是否有沉淀形成的一种简便、直观的半定量方法。由于这种方法不需要特殊的仪器、设备，是现场常用的方法。在室内按表5．4~5．8配置200ml不同比例的地层水和注入水，置于250ml容量瓶内，在地层温度70℃下恒温。每隔一段时间将样品取出，用蒸馏水将可溶性的盐类洗干净后，把不溶物烘干、称重。实验结果如表5．9和图5．5～5．7所示。实验结果表明：60天后各个水样按不同比例混合结垢量的趋势与结垢趋势预测结果相同，进一步验证了结垢趋势方法和结果的可靠性。其中，芦48．57注入水、学一联注入水与姬44—22地层水其本身结垢量最大，60天后结垢量分别为1．369，0．649，1．029；芦44—66地层水和学13增注入水以3：7比例混合时结垢量最大，60天后结垢量达到1．23克；姬44．22地层水和耿188注入水以6：4比例混合时结垢量最大，60天后结垢量达到1．829。表5—7不同地层水与注入水按不同比例混合60天后结垢量编混合芦44—66地层水芦44—66地层芦44—66地层水姬44—22地层姬44—22地层水和芦48—57注入水和学一联注和学13增注入水和耿188注和姬49—10注入号比例水入水水入水水110：00O．090．080．131．0229：010．17O．120．091．140．9838：02O．280．170．381．340．8447：030．430．290．681．660．6456：040．450．160．861．820．4965：050。48O．29O．981．490t3l74：060．540．281．191．270．2383：07O．850．431．231．12O2492：081．080．530．97O．390．1510l：091+160．63O．920．340．121lO：101．360．“O．300．100．0850 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究图5-5芦44-66地层水和芦48-57注入水不同比例水样60天后结垢量图5-5芦44-66地层水和学一联注入水不同比例水样60天后结垢量图5—6芦“一66地层水和学13增注入水不同比例水样60天后结垢量5l 万方数据西安石油大学硕士学位论文图5—7姬“一22地层水和耿188注入水不同比例水样60天后结垢量图5-8姬44-22地层水和姬49-10注入水不同比例水样60天后结垢量5．4垢样成分分析图5-9结垢前后容量瓶对比图52 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究为了对垢样中的成分、含量有一个较为清楚的认识，对静态结垢实验中结垢量最大的两个垢样进行了X衍射分析，分析结果见表5．8。表5-8垢样X衍射分析结果样品号l2井号实验结垢垢样位置芦44．66地层水和学13增注入水姬44．22地层水和耿188注入水矿物名称含量％硫酸钡161l碳酸钙3125硫酸钙3947非晶相1216未检出21由表5．8可以看出，静态结垢实验中生成的垢样主要以硫酸钙为主。硫酸钡和碳酸钙为辅。5．5岩心结垢实验研究岩心驱替法实际上是在实验室进行地层温度、压力条件下的岩心注水试验，然后在剖析岩心进行注入前后的变化。这是。种最接近注水油藏实际情况的模拟方法。此法试验周期较长，设备操作复杂，试验前必须先做速敏实验以确定临界流速，消除实验过程中速敏对实验结果的影响。实验过程中选择结垢量最大的注入水与地层水比例进行实验。选择C8层芦43．64井和团60—4井岩心进行实验。实验用水分别为芦44—66地层水和学13增注入水比例为3：7和姬44．22地层水和耿188注入水比例为6：4的混合液为注入流体，在地层温度下，以观察在岩心结垢后对岩心渗透率的影响。实验岩心物性参数如表5．9所示，实验结果如图5．10～图5．13所示。表5—9岩心结垢实验岩心物性参数表岩心号层位长度／cm直径／cm气测渗透率／10。39m2孔隙度胍芦43—6464／74C83．8302．514O．19358．474团60-440／188C85．0002．5300．11948．046通过对2块岩心进行岩心流动实验，测定注入水与地层水混合注入前后岩心渗透率的变化，可以分析结垢对岩心的伤害情况。C8地层芦43．6464174岩心结垢前后的渗透率变化见图5．10和图5．13。 万方数据西安石油大学硕士学位论文图5-10芦43-6464／74岩心地层水驱替时渗透率变化曲线图5-11注入水与地层水混合后驱替芦43-6464／74岩心时渗透率变化曲线C8地层团60440／188岩心结垢前后的渗透率变化见图5．12和图5．13。图5-12团60-440／188岩心地层水驱替时渗透率变化曲线 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究图5-13注入水与地层水混合后驱替团60-440／188岩，b时渗透率变化曲线由表5．10可以看出各岩心结垢前后渗透率和孔隙度的变化。表5—10岩心结垢对渗透率和孔隙度的伤害渗透率／10。3um2孔隙度％岩心编号层位结垢前结垢后伤害率％结垢前结垢后伤害率％0．0005670．00035836．848．4746．8818．81芦43．6464／74C80．0002380．00017825．198．0467．477．16团60440／188C8从实验结果图可以看出，随着混合水的注入岩心渗透率呈下降趋势。实验初期，随着注入量的增大岩心渗透率下降迅速，并且存在一定程度的波动，这主要是初期岩心孔隙壁面所形成的垢还不是很牢固，在水的冲刷作用下脱落、形成暂时性桥堵使岩心渗透率处于波动情况；当着注入量达到50PV时，岩心渗透率下降平缓，基本稳定。垢形成一层薄膜附着在岩心孔隙壁面。由岩心渗透率伤害率可以看出，c8层岩心渗透率平均伤害率为31．02％，孔隙度平均伤害率较高为12．99％。由此可以看出，结垢对岩心渗透率和孔隙度有影响，尤其是对渗透率的影响非常明显。5．6结垢实验前后岩心孔隙结构对比分析压汞法又称水银注入法。压汞法由于其仪器装置固定、测定快速准确，并且压力可以较高，便于更微小的孔隙测量，因而它是目前国内外测定岩石毛管压力曲线的主要手段。原理是汞对大多数造岩石矿物为非润湿，对汞施加压力后，当汞的压力和孔喉的毛管压力相等时，汞就能克服阻力进入孔隙，计算进汞量和压力，根据进入汞的孔隙体积百分数和对应压力就得到毛管压力曲线。孔隙结构是储层微观物理研究的核心内容。压汞测试一直是储层孔隙结构研究的重要手段。由此得到的毛管力曲线表征了岩石孔喉大小和分布。为深入研究结垢对岩心孔 万方数据西安石油大学硕士学位论文隙结构的影响，本文通过对岩心结垢前后压汞资料的分析，对岩心微观孔隙结构特征进行研究。为深入研究结垢对岩心孔隙结构的影响，对实验用的2块岩心都进行了压汞实验，对岩心微观孔隙结构特征进行研究。两块岩心的压汞实验数据见表5．11。表5-11岩心压汞实验重要参数对比、＼岩心芦43．6464／74团60-440／188项目、、、、～结垢前结垢后结垢前结垢后孔隙度(％)8．4746．888．0467．47歪度．O．0172．0．0977。O。1165．0．6207分选系数2．59612．40001．29901．2795变异系数0．23330．2104O．10240．0976中值压力(ma)2，50963．56818．362632．3156中值半径(岬)0．29290．20600．08790．0228排驱压力(MPa)O．23190．34382．19032．4184最大SHg(％)86．4681．7774．8l54．48退汞效率(％)28．8l27．4525．8028．32C8地层2块岩心结垢前后压汞实验图见图5．14～5．17。 万方数据第五章垢结垢趋势预测及结垢实验研究1。。。10。)．007354lC。榉≮·---J---一I---一■0．07354童曳星l≮＼—·kO．7354—1k-卜。．1、7．354nn1⋯‘i0080604020i200⋯一∑Hg(％)ASHg(％))．007354F量I．干—、●-t．—[0．07354。—●＼一1__==1≮鲁、．，l＼0．7354鼍1L、】J7．354I】一’一‘100806040200—200‘‘’。‘’—。∑Hg(％)SHg；(％)J．007354夸k、户一0．07354j’、^⋯⋯l_一、L、1l参J-O．7354j1j，b1l7．354{100806040200—20∑Hg(％)△SHg(％) 万方数据西安石油大学硕士学位论文实验得到的各项参数进行对比，分析结垢对岩心可孔隙结构的影响。(1)排驱压力：排驱压力是指孔隙系统中最大联通孔隙喉道所对应的毛管压力。其物理意义是在用非润湿相排驱润湿相时，非润湿相的前沿曲面突破最大孔隙喉道而连续地进入岩心并将润湿相排驱出去时的压力值，亦即是非润湿相在孔隙中连续运动的初始压力。排驱压力与岩石渗透率有密切关系。一般来说，渗透率高的岩心，其排驱压力值就低，渗透率低的岩心，其排驱压力就高。由表5．11可以看出，两块岩心的排驱压力在结垢后都有所上升，也证明了其渗透率都在下降。(2)中值压力：毛管中值压力是当水银饱和度为50％时所对应的毛管压力值。它是毛管压力分布趋势的量度。中值压力越大，表明岩石越致密，生产石油的能力下降；中值压力越小，表明岩石对油的渗流能力越好，具有高的生产能力。结垢前，两块岩心的中值压力分别为2．5096MPa和8．3626MPa，而结垢后，其中值压力分别为3．5681MPa和32．3156MPa。中值压力的显著增加表明结垢后的岩心孔隙结构发生变化，变得更加致密，渗流能力降低。(3)中值半径：孔隙喉道中值半径是当水银饱和度为50％时所对应的孔喉半径值。它是孔喉大小分布趋势的量度。它也是在分布中处于最中间的孔喉半径。芦43．6464／74岩心结垢前中值半径为0．2929p．m，结垢后为0．20601xm，而团60一440／188岩心结垢前中值半径为0．0879¨m，结垢后0．0228I．tm，两块岩心的中值半径在结垢后都明显减小，表明结垢使岩心中的较大孔隙变小。这可以通过图5．14至图5．17中岩心结垢前后孔喉半径频率分布直方图来验证，结垢后较大孔喉体积占总孔隙体积的百分数下降，而较小孔喉体积所占的百分数有所上升。(4)歪度：孔喉歪度表示孔喉频率分布的对称参数，反映众数相对的位置，众数偏粗孔喉一端称粗歪度，偏于细孔喉端为细歪度。歪度>0为正偏(粗歪度)，歪度