下载文档原格式
油气储层水淹及储层参数变化规律一、基本概念1.地层损害:由于油田生产过程中外来流体与储层的不匹配（水－岩作用）从而造成油井产能下降，甚至丧失产能的现象。
2.敏感性矿物:储集层中与流体接触易发生物理、化学或物理化学反应并导致渗透率大幅度下降的一类矿物。
3.速敏:当流体在油气层中流动，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的潜在可能性。
4.水敏性:当相对淡水进入地层时，某些粘土矿物发生膨胀、分散、运移，从而减少或堵塞孔隙喉道，造成渗透率降低的潜在可能性。
5.盐敏:由于不同矿化度的工作液进入地层发生矿物析出变化，造成油气层孔喉堵塞，引起渗透率下降的潜在可能性6.酸敏: 油气层与进入的酸性流体反应后引起渗透率降低的潜在可能性。
7.碱敏:当高PH值流体进入油层后（大部分钻井液的PH值大于8）油层中粘土矿物和颗粒矿物溶解发生改变，释放大量微粒，从而造成油气层堵塞，渗透率下降的现象。
8.储层敏感性: 储层对各类地层损害的敏感程度。
9.储层保护:防止地层损害(主要指油气层)，稳定油井产量的措施。
11.吸吮过程：湿相驱替非湿相则称为“吸吮过程”，随吸吮过程，湿相饱和度增加。
二、简答题1.地层伤害的后果？①降低产能及产量。
②影响试井、测井解释的正确性，严重时导致误诊，漏掉或枪毙油气层。
③增加试油、酸化、压裂、解堵、修井等井下作业的工作量，因而提高油气生产成本。
④影响最终采收率，造成油气资源的损失和浪费。
⑤地层损害是永久性的造成其它无法弥补的损失。
2.储集层伤害如何评价?接实验室测定岩石与各种外来工作液接触前后渗透率的变化，来评价储集层伤害及敏感性程度。
速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏性、压敏实验及评价。
或间接测定其伤害程度，即渗透率或产能指标。
方法包括离心发毛管压力曲线、试井、测井、完井等。
3.简述储层结构变化影响因素.主要的几个控制因素：①储层特征与储层变化的关系②注入水与岩石和地层流体的相互作用③注水温度对油层孔隙的影响4.水淹层描述指标及级别划分方案如何？水淹层描述指标含水率（Sw），根据含水率的大小可以将水淹级别分为四类，既未淹Sw＜10%；弱淹，10%≤Sw＜40%；中淹40%≤Sw＜80%；强淹，80%≤Sw。
断层活动对油田开发的影响机制引言：油田开发是现代能源行业的重要组成部分，而地壳的断层活动则是油田开发中一个不容忽视的因素。
断层活动对油田开发的影响机制是一个复杂而且关乎开发效果的课题。
本文将分析断层活动对油田开发的影响机制，以期深入理解地质断层对油田开发的影响。
1. 断层活动导致储层变形地壳断层活动可能会导致储层中岩石的变形，进而影响油田开发。
当断层发生滑移或拗裂时，储层中的岩石会发生破裂、变形或抬升，这使得储层的结构发生变化，导致油气运移通道的堵塞或改变。
这种变形可能会导致油气聚集不均匀，从而降低油田开发的效益。
2. 断层活动影响储层物性断层活动还会对储层的物性产生影响，从而影响油田开发。
断层的形成导致原本一致的储层物性出现突变，例如渗透率、孔隙度、饱和度等发生变化。
这些变化会对油气运移和开采方式选择产生影响，进而影响油田的产能和开发效益。
3. 断层活动对构造圈闭的形成影响构造圈闭是油气聚集的重要条件，而断层活动则可能会破坏或改变构造圈闭的形成。
断层的存在可能导致原本完整的构造圈闭中存在裂隙、渗漏通道等不利因素，进而让油气的运移路径受到干扰。
这将对油田的勘探和开发产生一系列的挑战，需要通过合适的技术手段解决。
4. 断层活动引发地震灾害断层活动还可能引发地震灾害，对油田开发产生严重影响。
地震的发生可能导致油井倾斜、破裂或堵塞，甚至造成油井爆炸。
这些灾害将对油田的正常生产和开采造成严重影响，甚至导致停产和安全事故的发生。
5. 断层活动与油田开发的应对措施针对断层活动对油田开发的影响，科学合理的应对措施至关重要。
一方面，需要在勘探阶段利用高精度地震探测技术对断层进行详细研究和判别，以准确评估断层带对油田储层的影响。
另一方面，在开发阶段需要采取合适的措施，例如钻井技术中的方向钻井、堵漏技术和防震措施等，以应对断层活动带来的挑战。
结论：断层活动对油田开发具有广泛而复杂的影响机制，包括储层变形、物性改变、圈闭形成受阻、地震灾害等。
延长油田子北油区长6储层特征评价摘要：延长油田位于陕西北部—鄂尔多斯盆地东南部,是一低渗透特低渗透油田。
以东部子北油区作为研究区，对研究区长6地层油藏储层岩性、物性、电性进行研究，揭示该区域储层特征。
关键词：延长油田、低渗透、长6储层特征本文主要针对延长油田子北油区的三叠系延长组长6层进行地层分析。
根据岩性、电性和含油特征将长6油层组可划分为长61、长62、长63、长64等4个亚组，分别对四个亚层做储层岩性、物性、电性进行研究分析，进而判断该区域储层含油性。
一、储层岩石学特征子北油田长6油层组储层主要为一套浅灰至灰绿色长石细砂岩、中-细砂岩，碎屑颗粒约占85%，以长石为主，其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物。
其中长石含量为39~65%，平均为55%，以钾长石和酸性斜长石为主；石英含量20~40%，平均为25%，岩屑含量10~20%，平均为14.5%，以变质岩岩屑为主；云母含量一般为1~10%，最高可达25%。
重矿物含量0.3~1.8%，平均1.0%左右，成分主要有绿帘石、石榴石和榍石及少量的锆石、电气石，重矿物含量具有北高南低的分布趋势。
填隙物组分以胶结物为主，平均含量13%左右，成分主要有绿泥石、方解石、浊沸石，二，储层物性特征（一）延长组储层物性划分标准根据近200口取心井5000多块样品的物性分析数据，研究区延长组储层物性变化较大，孔隙度最小为1%，最大可达22.9%，一般为8~16%，渗透率从小于0.01×10-3μm2到865×10-3μm2，一般为（0.1~20）×10-3μm2，按照原石油行业碎屑岩储层物性划分标准（表1），本区延长组储层多属低孔低渗和低孔特低渗储层。
表1 石油行业碎屑岩储层孔隙度、渗透率分级标准该分级标准主要针对常规物性碎屑岩储层，对以低渗、特低渗占绝对主体的延长组储层来说，还略显粗糙，为此，以延长组储层的物性分布及孔隙结构特点为基础，将延长组储层物性划分为如下几个级别（表2）：表2 延长组储层物性划分标准（二）主要含油层段的物性分布特征根据大量的岩心物性分析数据，纵向上，从长7~长2油层组，储层物性逐渐变好，长1油层组物性又变差，研究区长6含油层段，平均孔隙度一般<10%，平均渗透率<2.0×10-3μm2，渗透率中值<1.0×10-3μm2（表2）。
油藏储层物理性质与油藏含油性关系研究油藏是指地下含大量石油、天然气等沥青类物质的地质层，是人类能源资源的重要基地。
然而，要想获取油藏存储的能源，除了要进行地质勘探外，还需要对油藏的物理性质进行详细研究。
因为油藏储层物理性质如孔隙结构、渗透率、含水饱和度等对油藏含油性起着至关重要的作用。
本文将探讨油藏储层物理性质与油藏含油性之间的关系。
储层物理性质概述油藏储层物理性质主要分为孔隙结构、岩石物理、渗透率和含水饱和度等方面。
孔隙结构是指油藏储层所具有的孔隙度、孔隙尺寸、孔隙类型等等，它与油藏的后续开发息息相关。
孔隙度是指石油储集层中孔隙体积的比例，是衡量储集层存油能力的重要参数，一般情况下孔隙度大、存储油气的能力越强。
孔隙尺寸有大有小，油藏中的微孔、中孔和宏孔分别对应气体、液体和半固态物质的分布，并且对储集层物性、多孔介质流动特征起着重要的作用。
岩石物理指的是油藏储层本身的物理性质，包括密度、泊松比、弹性模量、声波速度等，这些物理性质可以获取到储层细微的变化，更准确地刻画储层内部的结构特点与含油性质。
渗透率是指油藏储层中油和水流动的难易程度。
油藏地层的渗透率一般较低，但是有许多因素会影响储层的渗透率，如油层厚度、岩屑占空分布状况、颗粒大小和形状分布等等。
含水饱和度是指油藏储层中水分子的含量，也是所谓“水油比”这个经济效益的高优先水平。
如果含水饱和度过高，会降低储层中的含油量，也就降低了油藏开发的经济性。
油藏物理性质与含油性质的关系油藏储层物理性质决定了油藏含油性能力，储层物理性质与含油性之间存在着密切的联系。
具体来说，在孔隙结构与渗透率方面，孔隙度、孔隙尺寸和渗透率对油藏的含油性质都有影响。
一般而言，孔隙度越大，蓄油能力也就越强。
与此相对，随着孔隙度的减小，岩相密度必然增大，流体的渗透能力必然受到限制，从而会降低含油性度。
此外，孔隙类型和孔隙壁面集总面积对储层与藏油性能也有着深刻的影响。
在岩石物理方面，压实度、弹性模量、泊松比和声波速度等都与储层中含油性相关。
4.3 储层物性及其影响因素分析4.3.1 储层物性分布特征统计油田范围内46口取心井3043个孔、渗样品数据，孔隙度0.6～33.8%，平均值10.83%；渗透率0.01～4093mD，平均值32.37mD（图4-3-1、4-3-2）。
其中，Ⅰ油组孔隙度1.7～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.01～2681mD，平均值55.47mD；Ⅱ油组孔隙度2.5～21.9%，平均值12.95%；渗透率0.01～4093mD，平均值154.03mD。
图4-3-1 储层孔隙度分布直方图图4-3-2 储层渗透率分布直方图根据中石油储层评价标准（表4-3-1）判断铜钵庙组储层物性以低孔、超低渗为主，特低孔、特低渗次之。
对应油层段991个物性样品资料统计，孔隙度6.0～27.1%，平均值13.58%，主峰分布于7～17%之间（图4-3-3）；渗透率0.1～4093mD，平均值2.57mD，主峰分布于0.1～4.2mD之间（图4-3-4）。
其中Ⅰ油组孔隙度6.0～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.1～2681mD，平均值1.47mD。
Ⅱ油组孔隙度6.0～21.9%，平均值13.95%；渗透率0.1～4093mD，平均值3.03mD。
图4-3-3 油层段孔隙度分布直方图图4-3-4 油层段渗透率分布直方图孔隙度和渗透率有一定的正相相关关系，随孔隙度的增大渗透率也增大（图4-3-5）。
油层段孔-渗和含油气显示之间相关性较差，总体表现出随孔-渗的增大逐步由荧光、油斑显示变为油浸和含油显示，当孔隙度大于20％，渗透率大于20mD时，含油显示级别为油浸和含油显示。
图4-3-5 铜钵庙组油层孔-渗～含油性关系图根据储层属性反演结果，以测井解释孔隙度值为人工调整依据，完成了铜钵庙组孔隙度平面分布特征研究。
从各油组孔隙度等值线图分析（图4-3-6、图4-3-7），储层物性受沉积相带控制明显，在扇三角洲内前缘亚相区和近物源的扇三角洲平原亚相分布区物性较好，而扇三角洲外前缘亚相和滨浅湖区物性明显变差。
西峰油田长8储层黏土矿物对储层物性的影响宋婷;徐波;康万东;张鑫君【摘要】西峰油田的主力生产层长8储层为低孔、低渗非均质性砂岩储层,储层填隙物中黏土含量较高,对储层物性具有较大影响.西峰油田D区8口井的岩样分析结果显示,黏土矿物主要为伊利石、绿泥石、高岭石及伊蒙混层矿物.伊利石主要以孔隙桥接式产出;绿泥石主要以孔隙衬里状产出;高岭石充填于砂岩的粒间孔隙中,主要以分散质点式存在;伊蒙混层矿物多发育在绿泥石晶体表面,以孔隙充填和交代碎屑颗粒形式存在.伊利石及伊蒙混层的含量与孔隙度和渗透率呈负相关;绿泥石含量与孔隙度和渗透率呈正相关,尤其对岩石孔隙性具有积极影响;高岭石与孔隙度和渗透率呈负相关,但其相关性较弱.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(021)001【总页数】5页(P16-20)【关键词】西峰油田;长8储层;填隙物;黏土矿物;储层物性【作者】宋婷;徐波;康万东;张鑫君【作者单位】西安石油大学石油工程学院,陕西省油气田特种增产技术重点实验室,西安 710065;西安石油大学石油工程学院,陕西省油气田特种增产技术重点实验室,西安 710065;西安石油大学石油工程学院,陕西省油气田特种增产技术重点实验室,西安 710065;西安石油大学石油工程学院,陕西省油气田特种增产技术重点实验室,西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE132西峰油田位于鄂尔多斯盆地西南部，主力生产层为三叠系长8油层组。
长8储层属于低孔、低渗储层，非均质性较强。
储层岩石的孔隙直径小，孔隙分选性不好，孔喉配置较差。
孔隙度平均值为10.5%，渗透率平均值为2.72×10-3 μm2。
储层填隙物中黏土含量较高，约占碎屑组分的15%～30%，平均18.9%。
填隙物是影响储层物性的主要因素之一。
本次研究主要根据X射线衍射和扫描电镜分析结果，分析长8储层黏土矿物的成分、含量和产状及其与孔隙度、渗透率的关系。
胜坨油田胜二区储层物性实验研究[摘要]采用孔渗分布统计、孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，对胜坨油田胜二区储层物性进行深入分析，为后续增产、提高采收率等方案的制定提供了基础资料。
[关键词]胜坨油田；胜二区；储层物性；实验研究中图分类号：tu521.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）11-0003-011、油藏概况胜二区是多层砂岩油藏，东三段为河流相沉积，主力砂组为4、5砂组。
沙二段为从三角洲-平原相-河流相的正向旋回，划分为15个砂层组。
沙二段共分：s21-2、s23、s24-6、s271-3、s274-81、s283-85、s29-10、s211-15共8套开发层系，储量1.17亿吨。
1998年11月-目前，胜二区已经进入特高含水开发阶段，主要开展细分韵律挖潜，目前含水95.9%，采出程度39.6%，采油速度0.44%。
作为胜坨油田开发早期的区块之一，胜二区面临着产量呈下降趋势，含水不断上升，单井日油不断降低，开发形势严峻；老区整体调整规模减小，难度加大；特高含水期剩余油分布更加复杂等问题，迫切需要新的工艺来提高采收率。
认识储层是其它一切工作的基础，只有对储层物性有了清楚的认识，才能对油田的后续采出程度有比较准确的预测，才能有针对性的采取储层改造措施，保证油田有序稳产。
2、储层特征分析2.1 储层的孔渗分布统计对胜二区油井瓦52-0-斜检313井702块岩心进行孔隙度参数测试统计分析和687块岩心进行渗透率参数统计分析，分类整理岩心的孔、渗物性测试结果，依据深度关系，将表征渗流能力的渗透率与表征存储能力的孔隙度进行统计。
散点图上可以清晰直观地反映三口井的储层物性与对应的深度关系。
从深度与渗透率散点图上可以看出，渗透率值较高。
1600米和1900米渗透率非常接近，集中在1000-10000×10-3μm2；但是2000米以下，渗透率明显降低，渗透率集中在100-1000×10-3μm2。
油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律
班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。
1.孔隙度和渗透率变化
孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。
另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。
在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。
因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。
这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。
例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。
开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。
从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。
而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。
储层岩性的变化
对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。
注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。
注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。
因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。
由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。
注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。
虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。
尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现
象更为严重。
例如：大庆油田在注水开发后期，储层未水淹的岩样颗粒表面、孔道表面都由比较丰富的粘土覆盖，在喉道处还有团块的粘土矿物堆积，高岭石的“书页状”结构完整，排列整齐。
经过水驱后，从电镜照片上看到覆盖在孔道表面的粘土大量地减少，特别在大孔道表面处粘土被水洗得相当干净。
附着在长石颗粒表面的高岭石被溶解，高岭石晶形很差。
原油性质的变化
原油性质随着含水的上升，原油比重增大，粘度升高，含腊含胶量升高，凝固点和蜡熔点上升，原油中轻汽油成分明显减少，初馏点升高，其原因是（1）低分子烃类容易溶解于水中而流失，剩余在储层中的原油由于轻质烃类的减少，导致原油的粘度，初馏点等升高。
（2）注水过程中携带进入油层的氧氧化原油使轻质组分变为重质组分。
（3）构造边部的粘度较高、密度较大的原油向构造顶部方向运移也导致原油物性变差。
如胜坨油田沙28层，含水率为0时，原油粘度为180mPa∙s，原有密度为0.913g/cm3，在含水率达到95%时，原油粘度为390mPa∙s，原有密度为0.929 g/cm3。
润湿性的变化
油层岩石表面的润湿性分为亲油、亲水和中性三种。
在亲水岩石中，水是润湿相，油是非润湿相；而在亲油岩石中，油是润湿相，水是非润湿相。
润湿相总是附着在岩石颗粒的表面和孔壁上,在地层中一般呈连续分布的状态；非润湿相多处于孔道的中心部位，呈不连续分布的滴状、珠状和块状等。
油层岩石表面润湿性一般是亲油的, 在注水开发过程中，一方面由于水的冲刷作用，使附着在岩石颗粒表面的油膜逐渐变薄或脱落；另一方面由于分子的运动也会使岩石表面脱附的油分子不断被水带走, 导致油层岩石表面润湿性发生变化。
岩石润湿性的变化，会对原油的采收效率产生影响。
胜坨油田沙2段，开发初期岩石大多为亲油性，I 值为-19左右，随着注入水的增加，导致岩石的润湿性发生了改变，变为了亲水性，I值变为20左右。
平均原油饱和度也随之变小。
在实际生产中，储层性质的变化不止以上所讲述的几个方面，油层的温度会因为注入水的注入而降低，导致原油的粘度增大；随着开采的进行，油层的压力会逐渐变小，导致岩石骨架压实，孔隙度减少，渗透率降低等等，在此就不一一叙述。
参考文献
[1] 黄堂福. 大庆油田注水开发过程中储层原油物理化学性质变化特征与变化因素研究[J]. 大庆石油学院学报，1985，2：9-10.
[2] 俞军. 大庆油田注水开发后期储层性质变化研究[J]. 油气田地面工程，2007，
26（3）：15-16；
[3] 邓玉珍，吴素英，张广振，宗习武. 注水开发过程中储层物理特征变化规律研[J]. 油气采收率技术，1996，3（12）：44-51.。
