无机盐连续驱替对渗透率的影响.docx
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无机盐连续驱替对渗透率的影响
无机盐连续驱替对渗透率的影响
本文基于无机盐连续驱替对岩芯渗透率影响的实验,用2%CaCl2溶液、2%NaCl溶液、2%KCl溶液、2%MgCl2溶液、2%ZnCl2溶液分别对5块高渗透率岩芯和5块低渗透率岩芯进行驱替。
测量出不同时间间隔下不同时间点的岩芯渗透率,分析总结渗透率变化曲线,从而得出岩芯在无机盐驱替的条件下渗透率变化规律,即总体上看渗透率都呈下降趋势。
随着驱替时间的增长,油层渗透率会逐渐下降,将会导致油田的产量降低,因此适当注意油层渗透率的调节很有必要。
地层损害;堵塞;渗透率;无机盐
前言
本实验来源于大庆油田有限责任公司第九采油厂的“低渗透油田油层保护策略研究”项目。
本实验生产测试结果几乎完全肯定地表明存在于地层中近井地带的损害源导致与井眼连通的很多层段未能向井底提供产能。
与井连通的那些层段之所以又剩余储量而未能采出的原因可能是不当的钻井、完井、采油作业或增产措施等环节造成的地层损害。
但是这些方面带来的地层损害是可是避免的。
那么就有必要探索导致地层渗透率降低的那些机理,选择合理的增产方案将至关重要。
通过了解地层损害的成因,我们就可以采取相应的措施以减少地层损害所带来的负面效应。
绝大多数地层损害发生在近井地带,造成近井地带损害的原因主要由于该近井地带的孔隙受到碎屑,微粒等的堵塞所致。
实际上大多数情况下,并不是进入孔隙的所有碎屑,微粒均能造成孔隙喉道的堵塞,而且孔隙喉道堵塞也并不是导致地层损害的唯一机理,还有包括层内原地乳化作用和润湿性改变作用在内的导致油相相对渗透率降低的地层其它损害机理。
与地层不配伍的外来流体进入地层后,引起粘土膨胀、分散、运移、从而导致渗透率下降的现象称为水敏现象。
本实验的目的就在于了解这一膨胀、分散、运移过程及最终使地层渗透率下降的程度。
第1章概述
生产测试结果几乎完全肯定地表明存在于地层中近井地带的损害源导致与井眼连通的很多层段未能向井底提供产能。
剩余储量而未能采出的原因可能是不当的钻井、完井、采油作业或增产措施等环节造成的地层损害。
有必要探索导致地层渗透率降低的那些机理,选择合理的增产方案将至关重要。
通过了解地层损害的成因,我们就可以采取相应的措施以减少地层损害所带来的负面效应。
实际上大多数情况下,并不是进入孔隙的所有碎屑,微粒均能造成孔隙喉道的堵塞,而且孔隙喉道堵塞也并不是导致地层损害的唯一机理,并还有其他的包括层内原地乳化作用和润湿性改变作用在内的导致油相相对渗透率降低的地层损害机理。
1.1产生地层损害的物理过程
1.1.1悬浮微粒的俘获
悬浮于运移通过砂岩地层或灰岩地层的流体中的微粒物质,在微粒物质与孔隙壁不存在斥力条件下,不与孔隙壁粘附时就不会运移太远(最多也就是几个孔隙直径那么远)。
趋于将悬浮微粒运移至孔隙空间内并使之与孔隙壁相接触时的作用机理至少有四种,所有机理均在其发生作用的体系中起着重要控制作用。
如图1-1,图示中表明了这种机理,表明了位于含有悬浮性微粒的流体流动路径中所固定的
单个微粒的运移情况。
图1-1导致与砂粒碰撞的悬浮运移微粒的各种运移路径示意图
如果悬浮微粒密度不同于携载该悬浮微粒的流体密度,则重力将影响微粒的运移。
惯性时另一个引起碰撞速率增加的因素。
当流体弯曲迂回流动绕过砂粒时,密度较轻的微粒将趋于沿直线向砂粒运移。
图1-1中所示的最后的机理就是布朗运动。
具有布朗运动性质的微粒的运动径迹是由近砂砾表面处的流线周围所附带的波线表明这是一种本质上的随机运动,主要是用于描述比较小的微粒(a<1μm)。
所有的上述这些碰撞机理以及各类型描述储集层孔隙空间的孔隙网络拓扑结构的复杂性足以使我们得到这样的结论,即除任何斥力外,悬浮微粒与孔隙壁之间碰撞是惯性的运动,而且该微粒将以平均运移距离只有几个孔隙直径之和那么大的浸入深度,在与孔隙壁碰撞之前而呈现上述以四种机理为主导的运移过程[1]。
1.1.2微粒从孔隙壁脱附机理
水动力不能生产使微粒上升的分量,所吸附的微粒必须是滑动转动或是“剥离”从所吸附的表面脱离。
图1-1给出了这种机理。
实验结论强调了5μm到20μm的剥离微粒和聚乙烯微粒是从所吸附的表面上剥离开的而不是靠滑动作用被清除的。
。
非球形微粒和聚乙烯微粒是从所吸附的表面上剥离开的,而不是靠滑动作用被清除的,非球形微粒更容易被剥离掉。
孔隙充填型粘土可被视为微粒的富集源,被剥离下来或脱附的微粒是地层损害的主要来源。
如表1-1所示。
表1-1Berea砂岩岩芯中微粒对比组成
矿物成分
占岩芯总体积的百分比,%
微粒(粒径<5μm),%
石英
86
51
长石
5
11
白云石
1
-
菱铁石
1
1
伊利石
4
15
高岭石
3
20
绿泥石
-
2
表1-1示出了Berea(贝雷)砂岩岩芯的总组分且对比了个各分组分与直径<5μm的微粒中各相对应分组分的结果。
从表中可以看出微粒主要由粘土成分组成,但不能说明粘土就是微粒的惟一矿物。
实际上,对于Berea砂岩,将石英视为主要成分。
记住这些值很重要,因为在某些条件下,粘土矿物的稳定并不能清除地层伤害。
这对于Berea砂岩确实如此,此砂岩中粘土稳定剂不能完全控制由微粒引起的地层伤害。
从表1-1所列的各矿物组分含量可以看出,可被看作微粒的矿物有很多种,这些矿物或其它的在成岩作用期间或在岩化作用期间形成的矿物成分。
水动力作用可导致能引起地层损害的微粒脱离或被捕集[2]。
1.1.3层内乳化作用
乳化作用常被看作液滴在非混相的第二液相中的分散作用,液滴大小介于1μm到10μm,通常需要大量机械能及较低界面张力以形成1μm直径的液滴,当井中同时采出油和水时常遇到这种乳状液。
当稳态油和水组成的乳状液从井中采出时且当产量低于预期产量时,自然希望这些乳状液存在于此孔隙空间中,可形成由润湿相层所分离的非润湿相的不同液滴之机理表明了导致产量恒定时的压降增大[3]。
1.2产生地层损害的化学过程
多孔介质中所发生的绝大多数化学过程缘于流体与岩石之间的相互作用。
一般条件下,不配伍流体间相互作用并不重要。
这是由于难以获得多孔介质内两相流体混合的结果。
此外就是生产井周围层带并不是这种情况,在这种近井层带中,沿不同流线流动的流体在此层带中混合。
尽管采用与地层水不配伍的流体驱替不会在注入井中产生问题,但在生产井中就会产生化学过程所致的地层损害问题[4]。
1.2.1中间过渡层的沉淀作用
当注入流体与储集岩相互作用所形成沉淀(如CaSO4、BaSO4、CaCO3)可通过多孔介质运移,被俘获于孔隙喉道中,会降低地层天然渗透率,胶体可引起地层伤害。
这可能源于管材,或是形成于一种矿物溶解引起第二种矿物沉淀或是形成于离子交换过程以后随之发生的沉淀作用。
(1)离子交换与沉淀作用
优化混配的无损害碳酸钠溶液可被改性为含有大量的继后可以碳酸钙形式沉淀的钙离子的碳酸盐溶液。
这反映了对于理解与岩石相互作用而发生的注入流体性能的变化特别重要。
例如,浅海油田以海水驱替油藏具有经济性优点。
表1-2给出了可说明大量硫酸根存在的海水的典型分析结果。
如果地层水中含有微量钡元素,那么,即使海水可以完全与地层配伍(混合时无沉淀)。
注入问题也随即发生,因为高浓度钡吸附在岩石表面,钡离子将与海水中阳离子发生交换反应而以硫酸钡形式沉淀下来。
故在评价地层损害潜力时仅考虑注入流体与地层水间的配伍性是不充分的方案。
见表1-2所示。
表1-2海水的典型分析结果
溶液中阳离子
含量(mg/L)
钠
11000
钙
450
镁
1411
钡
0.1
锶
7
铁
0.1
氯化物
19800
硫酸盐
2650
碳酸氢盐
150
pH值
7
或许,值得注意的是以从硫酸根离子分离钡离子为目的而注入少量无硫酸根缓冲液似乎无济于此目的。
钡以低于流体运移速度渗透通过地层,而硫酸盐则基本上与流体流速相同,故硫酸根将超过钡。
离子交换是岩石与流体相互作用的很重要的化学模式,尽管会对地层造成损害,但在井增产措施中也有其优点,必须知道这一过程[5]。
(2)溶解与沉淀作用
离子交换是岩石/流体相互作用的重要类型之一,在某些条件下可致地层损害。
另一个重要机理就是伴有一种或多种矿物质的溶解和其他矿物的后续沉淀作用。
通常,沉淀过程是均匀发生的(发生于溶液中而不是固相表面),故而可以形成悬浮微粒。
由于对地层损害的潜力,必须要考虑这一沉淀过程。
溶解过程而后是沉淀过程可扩散通过地层介质的前缘之形成。
这是一个色谱分析过程,前缘是某些矿物质在其中溶解而同时其它矿物质可以发生沉淀的过程。
由于作为流体与岩石相互作用的结果可形成明显的振动波,则前缘流速以慢于示踪离子的流速流动,此外,也可应用可描述其他类型的流体/相互作用机理的同一原理[6]。
(3)蜡质沉淀
原油中石蜡溶解度取决于原油的化学组分和温度蜡质沉淀通常发生温度低于原油温度的表面上。
原油粘度在石蜡晶体存在时增加,若温度下降到足够低时,原油粘度增加,发生这一粘滞性变化的那一点即称为倾点[7]。
(4)沥青烯沉淀
原油中沥青组分是指加入戊烷之类的低沸点(低分子量)石蜡溶剂而沉淀的那部分原油组分。
沥青烯一般由凝析芳烃和环烷烃组成,分子量从几百到几千不等。
其中含有大量氧、氮、硫等元素,沥青类物质通常为胶质分散体系而不是溶液。
胶体可通过在微粒表面吸附树脂而分散开,具有双重特性。
沥青烯沉淀可以导致井产能严重下降。
通常以芳香类溶剂溶解掉沉淀物以清除近井层段的地层损害,因为沉淀过程连续进行,需要进行通常性的长期脱除清理[8]。
1.3地层的损害方式
1.3.1钻井过程中油气层的损害方式
钻井液中固相颗粒对油层的损害。
钻井液中不可避免的存在各类固相粒子,有的是工作液的必要组成,有的是有害固相而未除去。
它们侵入油气层后必然会在油气层的喉道处发生沉积和架桥,从而造成堵塞。
这种堵塞的过程和规律(其物理模型和数学模型)是其机理研究的主要内容,这种堵塞可造成损害的10~100%。
钻井液中液相(水溶液相)与岩石相互作用所造成的损害。
进入油气层的液相必然与岩石孔穴喉道中的敏感性物质尤其是粘土矿物发生种种作用从而带来各类损害,这类损害实际上就是储层敏感性的表现[9]。
水敏损害。
当进入地层水溶液的矿化度低于地层临界化度,如淡水钻井液钻遇蒙脱石、伊蒙混层水化云母、伊利石、绿泥石、高岭石时,会发生诸如粘土水化、晶格膨胀、分散、运移、脱落等损害。
盐敏损害。
在某些条件下,进入地层水溶液的矿化度高于地层水,如高矿化工作液钻遇蒙脱石、伊利石、绿泥石、高岭石时,将引起地层中粘土去水化、收缩、破裂、脱落、运移等损害。
碱敏损害。
当OH-浓度较高的钻井液遇到各类粘土、长石和石英等地层,或地层流体富含Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、SO42-时,将引起地层出现硅酸盐沉淀、分散运移、晶格膨胀、无机矿物沉淀等损害。
酸敏损害。
当钻井液遇绿泥石、蒙脱石、伊蒙混层、高岭石、铁方解石、铁白云石、黑云母、含铁重矿物等地层时,将会发生酸蚀微粒释放、运移等损害。
当含较高度HF的钻井液钻遇铁方解石、铁白云石、各类粘土、云母、长石、石英等地层时,将会发生氟硅酸盐、氟铝酸盐沉淀而对油气层造成损害。
速敏损害。
如果钻井液流体流速较高,当钻遇粘土矿物、微晶石英、微晶长石、微晶硅酸盐矿物、纤维状硬石膏、非晶质物地层时,将会对油气层造成分散、运移等损害。
微粒运移损害。
地层中原有的微粒,工作液带入的微粒,工作液与岩石作用产生的新微粒,地层温度、压力等条件改变而产生的新微粒在水相流动、油相流动,两相和多相流动中可能会对油气层造成运移沉积、堵塞等损害。
处理剂吸附损害。
钻井液中的高分子处理剂在油层孔喉上吸附将缩小孔喉直径而造成损害,这在低渗地层更加明显[10]。
1.3.2钻井液中液相与地层流体不配伍而造成的地层损害
乳化堵塞。
钻井液中水相与油气层中油相在地层中接触能形成乳状液,一般而言在亲水性油层中形成水油型乳状液,反之则为油水型。
乳状液粘度高于油或水,而液滴在喉道处的贾敏效应均会对地层造成损害。
结垢。
钻井液中的无机离子与地层水中的离子可能会形成难溶解物质,混合时即产生无机盐沉淀。
钻井液中液相与原油接触可能会引起沥青、腊的析出和沉淀,也包括酸液与原油生成的不溶酸渣。
钻井液中处理剂在地层水中沉淀也是造成地层损害的重要原因。
另外,钻井液压差越大、浸泡时间越长、环空返速越高,则生产层被损害度就越严重[11]。
1.3.3界面现象引起的损害
水锁效应。
当地层的含水饱和度提高而引起油的相对渗透率下降而引起的地层损害。
润湿反转对油层的损害。
当钻井液水相中含有表面活性剂时,有可能吸附于油层孔隙内表面,若由此将表面由亲水性反转为亲油性,由界面作用原理将大大降低油相的相对渗透率,一般可达40%以上[12]。
1.3.4其它类型的地层损害
井液中如果存在氧气,将会改变水溶液中离子的价数,从而产生沉淀。
钻井液中如果存在细菌,这些细菌可能会在地层孔隙中进行繁殖,繁殖的产物将会堵塞油层。
不同油气层的地层水互窜且不配伍而引起沉淀所造成的油气损害[13]。
1.4为保护油气层应注意的事项
上述所造成的伤害有时是相当深的,一般可达十几厘米至几十厘米。
这个深度用射孔弹射不穿,用降压反排排不出,形成了永久性伤害。
所以为了防止储层伤害,在钻井过程中应遵循如下几条原则:
(1)钻井液必须同地层岩性、地层流体相配伍,是低伤害的。
(2)在保证钻井液性能条件下,钻井液中固相应尽量减少或没有。
(3)在保证安全钻进条件下,应尽量减少钻井液密度。
(4)钻井施工作业(如起下钻、接单根、划眼、送钻等)应尽量匀速、平缓。
(5)可考虑采用比地层压力系数低的钻井液进行欠平衡钻井作业[14]。
1.4.1几种保护油气层的钻井技术
选用性能优良的钻井液
无固相钻井液。
这种钻井液简单说来就是改良的清水或盐水,其原始组成为聚合物和可溶性盐类,不含坂土或其它粘土。
聚合物能显著改善清水或盐水的防塌能力和流变性,扩大了使用范围,而盐类的数量和类型可决定钻井液密度[15]。
水包油钻井液。
这种钻井液是以水(或盐水)为连续相,油为分散相的无固相水包油混合体。
其密度可通过调节油水比和可溶性盐的种类来实现,最低密度可达0.89g/cm3。
无膨润土或低膨润土聚合物钻井液。
这种钻井液中膨润土含量通常<30g/l,其性能可通过加入各种聚合物来控制。
改性钻井液。
它是利用了钻入油气层前的钻井液,并依据地层岩性和地层流体特点而调制的不诱发或少诱发油气层潜在损害因素的改进后的钻井液[16]。
油基钻井液。
这种钻井液油为连续相,水为分散相,其滤液为油,能有效防止油气层水敏,其最低密度可达0.80g/cm3。
使用上述钻井液的目的主要是使进入油气层的钻井液减少或不与地层岩石、流体发生物理化学反应,保持生产层接近原始状态[17]。
1.5提高采收率发展现状及趋势
通常一次采油和二次采油可采收30%~40%左右原油,三次采油还有60%~70%的开采潜力,因此世界各产油国对三次采油都很重视。
从全世界EOR技术的应用情况看,采用EOR技术的油藏主要是砂岩油藏,其次为数量不多的碳酸盐岩油藏;从提高采收率单项技术上看,热采和气驱仍然是EOR技术中的主导技术。
尤其是近年来随着减少温室气体排放成为全球关注的焦点,CO2的捕集储存和CO2提高采收率技术相结合成为国外的研究热点,因此气驱项目中CO2驱的数量与日俱增。
在这方面最为成功的范例是加拿大韦本油田的CO2EOR和地下储存项目、美国能源部的国家CO2储存项目和北海的CO2EOR项目等[18]。
稠油和油砂开发成为热门技术。
尤其是在加拿大,蒸汽吞吐(CSS)和蒸汽辅助重力驱(SAGD)是现在油砂最主要的经济开采方法,其它重要技术包括溶剂萃取法(VAPEX)、重力辅助燃烧,水平井等。
今后,提高采收率、降低环境污染是稠油开发面对的技术挑战。
需要解决的问题主要有:
蒸汽驱的优化与接替技术的发展;要深入了解稠油的生产机理,比如泡沫驱油和冷采机理;寻找适合近程、远程各种要求的稠油输送方法;改进油藏、井眼间的传热模型,特别是针对水平井的情况。
另外随着许多海上油田逐渐进入开发后期,海上EOR和EOR技术的发展也是方兴未艾,比如聚合物驱、凝胶驱、微生物驱、CO2驱和注空气以及复杂结构井技术都得到不同程度的应用,成为提高采收率技术的又一应用领域[19]。
聚合物驱油是我国提高原油采收率的主导技术,经过较长时间的室内和现场实验,目前已经进入了工业化矿场应用阶段,在大庆、胜利、大港、南阳等大中型油田,均获得了明显增油效果。
该技术对处于中、高含水期的油田开发持续稳产,具有决定性意义和指导性作用,在三次采油技术中占有重要地位。
通过研究哈萨克斯坦肯基亚克油田、大庆喇萨杏油田、胜利飞雁滩油田等大量研究成果表明,不同聚合物驱单元的应用效果存在明显差异,主要表现在增油量、增油规律和注聚合物见效的有效期等方面。
其中,聚合物驱增油规律和有效期是人们最感兴趣和最重要的评价指标。
如何将出现大量聚合物驱开发曲线的特征分析、总结增油规律,探讨影响这些规律的因素,并提出相应的技术对策,是目前必须研究和解决的问题。
下面是科研工作者建立聚合物驱增油规律的数学模型,分析了聚合物驱的有效期、上升期、高峰期和递减期,对指导现场开发具有积极意义[20]。
交联聚合物驱油不仅提高了交联聚合物抗剪切性能,而且广泛适用于各种类型水质。
CDG胶(胶态分散凝胶)、微凝胶、低浓度可动凝胶都属于交联聚合物技术范畴。
由于低聚合物浓度的凝胶所用聚合物浓度和交联剂浓度低,大量注入是可行的,而且成胶速度相对缓慢,在一定压力下具有可流动性,可进入深部地层,从而为提高油藏深部低渗透率带的采油率提出了新思路和新方法[21]。
第2章实验部分
2.1实验目的
通过无机盐连续驱替岩芯来测量渗透率的变化,从而研究无机盐对岩芯连续驱替时对渗透率的影响。
2.2实验材料
蒸馏水、2%NaCl溶液、2%KCl溶液、2%MgCl2溶液、2%ZnCl2溶液、2%CaCl2溶液,岩芯10块、实验用自来水。
2.3实验仪器
游标卡尺、岩芯夹持器、减压阀、六通阀、手动高压计量泵、电子天平、量程20MPa表头一个、量程1MPa表头1个、金属管线若干、量筒、烧杯若干。
2.4实验原理
所谓渗透率,就是指流体通过多孔介质的能力,若空隙中只存在一相流体,则多孔介质允许其通过的能力称为绝对渗透率。
根据达西定律,单位时间通过岩芯的流体流量(q)与岩芯两端压差(△P=P2-P1)及横截面积(A)成正比;与岩芯长度(L)及液体粘度(μ)成正比。
即:
(2-1)
那么渗透率
(2-2)
其中
—渗透率,m2;
A—横截面积,m2;
△p—岩芯两端压差,Pa;
μ—液体的粘度,Pa·s;
L—岩芯长度,m。
根据上式,如果已知A,△p,μ,L,q即可求得渗透率。
2.5实验步骤
1、查阅资料,了解岩芯渗透率的影响因素,尽量在实验过程中减少误差,提高准确率。
2、准备蒸馏水,实验室自来水、2%NaCl溶液、2%KCl溶液、2%MgCl2溶液、2%ZnCl2溶液、2%CaCl2溶液,并各取2000毫升备用;并准备岩芯10块。
3、按图2-1要求安装实验仪器。
并在加压器中加入质量分数为2%的KCl水溶液。
如图2-1
图2-1测量岩芯渗透率装置图
4、加环压至10MPa检查仪器是否有渗漏等现象发生,直到仪器无渗漏现象为止。
5、用蒸馏水作为驱替液分别对10块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测3个小时,共3次,记录各项数据在下表1中并计算出岩芯的渗透率。
对各岩芯按渗透率大小依次排列并分组,渗透率相对较高的5块岩心,分别为15-52#、3-6#、25-7#、3#和4#;渗透率相对较低的5块岩心,分别为5-25#、184#、28-2#、15-45#和138#。
选出高渗透率和低渗透率岩芯各一块分为一组,共5组,15-52#和28-2#、25-7#和184#、3-6#和15-45#、3#和138#、4#和5-25#。
6、按图2-2要求连接仪器,并加环压10MPa检查,保证仪器没有渗漏现象。
如图2-2
7、取出第一组岩心(高渗透率和低渗透率岩芯各一块),用2%NaCl溶液分别对2块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测十个小时,共20次,最后记录测量数据。
见图2-2
图2-2连续驱替装置图
8、取出第二组岩心(高渗透率和低渗透率岩芯各一块),用2%KCl溶液分别对2块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测十个小时,共20次,最后记录测量数据。
9、取出第三组岩心(高渗透率和低渗透率岩芯各一块),用2%MgCl2溶液分别对2块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测十个小时,共20次,最后记录测量数据。
10、取出第四组岩心(高渗透率和低渗透率岩芯各一块),用2%ZnCl2溶液分别对2块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测十个小时,共20次,最后记录测量数据。
11、取出第五组岩心(高渗透率和低渗透率岩芯各一块),用2%CaCl2溶液分别对2块岩芯进行驱替,每隔半个小时对岩芯进行一次渗透率测量,测十个小时,共20次,最后记录测量数据。
2.6实验室蒸馏水连续驱替对岩芯渗透率
用蒸馏水测各岩芯渗透率数据记录如下:
利用蒸馏水对岩芯进行驱替,通过达西公式计算岩芯渗透率。
首先按图2-1安装好实验仪器并把其中的一块岩芯装入岩芯夹持器,把蒸馏水装入储液罐并将蒸馏水将环压加至10MPa,保证仪器管线接口无渗漏现象,把减压阀打开调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。
然后保持此压力连续躯替4小时直至取出液体中无气泡出现为止,此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的一分钟流量,将数据记入下表。
关闭驱替压力,泄环压,取出测量过的岩芯,换上下一块岩芯按上面步骤进行测量。
测量出的岩芯渗透率如表2-1所示。
表2-1用蒸馏水测量岩芯渗透率数据表
填砂管
长度L
cm
直径
cm
压差
atm
流量
ml/s
渗透率
10-3um2
K均
15-52#
4.790
2.528
0.99
0.230
219.60
198.92
4.790
2.528
0.99
0.200
190.96
4.790
2.528
0.99
0.195
186.19
3-6#
4.148
2.520
1.98
0.310
127.49
123.38
4.148
2.520
1.98
0.300
123.38
4.148
2.520
1.98
0.290
119.27
25-7#
5.464
2.520
7.92
0.360
49.07
46.80
5.464
2.520
7.92
0.340
46.35
5.464
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