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注水开发对储层物性及粒度分布的影响
杨克敏;何方;胡文革
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】1999(006)004
【摘要】通过注水开发前后所钻井的分析化验资料及物性资料的对比分析,在注水开发过程中水岩作用的实验模拟基础上,结合开发生产实际情况,从储层物性、储层
砂岩沉积物粒度分布特征两个方面探讨了注水前后储层孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石密度及沉积物粒度的变化情况.认为在注水开发过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围也有所改变,造成了储层平均渗透率的升高,储层物性发生了较大变化.同时,储层经水洗后,储层中极细砂级沉积物发生丢失.
【总页数】4页(P25-27,31)
【作者】杨克敏;何方;胡文革
【作者单位】中原石油勘探局勘探开发科学研究院;中原石油勘探局勘探开发科学
研究院;中原石油勘探局采油五厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例 [J], 周延军;胡望水;张宇焜;王炜
2.辽东湾坳陷X油田黏土矿物对注水开发储层物性的影响 [J], 张雪芳;刘宗宾;刘超;刘欢;张瑞
3.注水开发对储层砂岩粒度分布的影响 [J], 杨永林;黄思静;单钰铭;刘传喜;林雄
4.注水开发对碎屑岩储层物性影响规律实验研究 [J], 刘学;刘英宪;陈存良;吴春新;钱赓
5.J区块注水开发储层物性变化规律研究 [J], 姚振杰;赵洋;李剑;罗婷婷;杨红
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储层敏感性特征及开发过程中变化摘要：由于储层岩石和流体性质，储层往往存在多种敏感性，即速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏、应力敏感性和温度敏感性等七种敏感性。
不同敏感性产生条件和产生影响都有各自特点。
本文主要从三个部分研究分析了储层敏感性特征。
即：粘土矿物敏感性；储层敏感性特征；储层敏感性在开发过程中变化。
通过这三个方面研究，希望能给生产实际提供理论依据，进而指导合理生产。
关键词：粘土矿物；储层；敏感性1．粘土矿物敏感性特征随着对储层研究进一步加深，除了进行常规空隙结构和空隙度、渗透率、饱和度等研究外，还必须对储层岩心进行敏感性分析，以确定储层与入井工作液接触时，可能产生潜在危险和对储层可能造成伤害程度。
由于各种敏感性多来至于砂岩中粘土矿物，因此它们矿物组成、含量、分布以及在空隙中产出状态等将直接影响储层各种敏感性。
1.1 粘土含量在粒度分析中粒径小于5um者皆称为粘土，其含量即为粘土总含量。
当粘土矿物含量在1%~5%时，则是较好油气层，粘土矿物超过10%一般为较差油气层[1]。
1.2 粘土矿物类型粘土矿物类型较多，常见有蒙皂石、高岭石、绿泥石、伊利石以及它们混层粘土[2]。
粘土矿物类型和含量与物源、沉积环境和成岩作用阶段有关。
不同类型粘土矿物对流体敏感性不同，因此要分别测定不同储集层出现粘土矿物类型，以及各类粘土矿物相对含量。
目前多彩采用X射线衍射法分析粘土矿物。
常见粘土矿物及其敏感性如表1所示。
1.3 粘土矿物产状粘土矿物产状对储层内油气运动影响较大，其产状一般分为散状（充填式）、薄层状（衬底状）和搭桥状[1]。
在三种粘土矿物类型中，以分散式储渗条件最好；薄层式次之；搭桥式由于孔喉变窄变小，其储渗条件最差。
除此之外，还有高岭石叠片状，伊/蒙混层絮凝状等，而且集中粘土矿物产状类型也不是单一出现，有时是以某种类型为主，与其它几种类型共存。
表1 常见粘土矿物极其敏感性分析2．储层敏感性特征常规储层敏感性评价包括速敏、水敏、盐敏、酸敏这五种评价。
煤层气物性参数随埋深变化规律研究摘要：近年来，随着煤层气勘探开发的快速发展，我国有利煤层气区块正逐步向深部推进。
但由于“三高”(高地温、高地应力、高储层压力)地质环境，高地应力降低了煤储层的渗透率，高温高压条件影响了煤层气的吸附/解吸特性，高温高压下煤层非均质性、塑性较强、储层改造较复杂、影响煤层气富集高产的地质因素复杂，致使深部煤层气开发难度加大，因此，有必要深入研究深部煤层气物性变化特征及影响因素，以便为解决相关技术难题提供理论依据。
关键词：煤层气；物性参数；埋深变化煤层渗透率及含气量是影响煤层气井产量的重要因素。
在盆地中，当含气量增加到一定埋深时，达到稳定状态，而渗透率继续下降。
因此，煤层气工业开采存在一个最佳埋深问题。
基于此，本文用BP神经网络法模拟计算了分类储层物性随埋深的变化规律，分析了临界变化点的埋深随埋深的变化规律，俗称拐点埋深，并试图研究深部煤层储层物性随埋深的变化规律，以此为深部煤层气勘探开发提供参考。
一、煤层气物性参数随埋深变化规律研究的煤储层物性参数包括含气性、孔隙度、渗透率等物性，以及地温、储层压力、破裂压力、地应力等，统计数据主要来源于沁水盆地煤层气井实测的岩心测试、试井、压裂、测井解释数据。
1、深部煤层孔隙度变化特征。
当埋深小于800m时，孔隙度分布范围较宽(1～13%)，而埋深大于800m时，孔隙度分布较集中，分布在小于6.5%范围内。
这主要是由于埋深和地应力的增加，其中垂向应力增加后地层压实度增强。
2、深部煤层渗透率变化特征。
通过对沁水盆地煤层气井埋深与渗透率关系的统计，发现渗透率随埋深的增加而降低。
当煤层埋深大于700m时，随着煤层埋深的增加，煤层渗透率的下降趋势明显加剧。
当煤层深度大于800m时，渗透率基本维持在一个低值范围内。
由此可见，随着煤层埋深的增加，有效应力增大，煤中裂隙逐渐闭合，渗透率逐渐降低。
因此，埋深超过800m的煤层气开发将面临极低渗透率。
3、深部煤层地温变化规律。
基于核磁共振技术储层物性变化规律崔传智;伊吉庆;宗然;李国强;赵景铭;蒋明洁;马晓丽【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2024(24)14【摘要】冀东油田经多年的注水开发已经进入特高含水阶段,出现注水压力增大,开发效果差等问题。
针对此问题,利用目标岩心分析了黏土矿物含量和粒度分布,结合二维核磁共振技术开展高倍数水洗实验,研究储层物性变化规律及原因。
实验结果表明:岩心8-2、岩心16-1分别定义为含中砂质细砂岩、含粉砂中砂质细砂岩,其黏土矿物含量分别为2.41%、2.57%;随着注水倍数的增加,核磁孔隙度表现为先降低后上升的变化规律;随着注水倍数的增加,渗透率(水)波动式变化,前期降低幅度较大,后期出现短暂的上升后持续降低;注水过程中损害主要发生在中、大孔隙且岩心8-2的损害程度要大于岩心16-1;岩心核磁二维谱中自由水的信号变化规律与核磁T_(2)谱中中、大孔隙信号强度变化规律一致。
研究认为:注水过程中受到水的冲刷作用,微粒以及胶结物中的黏土矿物容易脱落运移至孔隙喉道处发生堵塞,对孔隙喉道产生一定损害导致渗透率(水)降低,所以注水井出现注水困难和注水压力增大等问题,从而影响油田的开发效果。
【总页数】7页(P5790-5796)【作者】崔传智;伊吉庆;宗然;李国强;赵景铭;蒋明洁;马晓丽【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院;中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE347【相关文献】1.注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例2.浅析不同埋深条件下砂泥岩互层中砂岩储层物性变化规律3.不同埋深条件下砂泥岩互层中砂岩储层物性变化规律4.基于核磁共振技术的致密储集层静态渗吸规律5.储层岩石热物性变化规律研究现状与展望因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
储层特征参数变化对油藏开发效果的影响摘要：注水开发是目前大多数油田改善开发效果的主要手段，国内外也围绕注水开发广泛开展了储层相关研究，对影响注水效果的储层物性、非均质性、敏感性等特征开展了深入的研究。
各油田矿场经验证实，在不同含水阶段储层物性、非均质性等特征是动态变化的，以原始物性参数研究结果指导注水开发全过程可能会带来措施方向上偏差。
关键词：储层特征参数变化；油藏开发效果；影响引言石油资源在国家发展过程中占有非常重要的地位，在某种程度上对国家的进步和人民生活水平地提高有着非常关键的作用，但是随着石油的长时间开采，在油田进入后期以后会造成很难的开采过程，所以在油田后期掌握先进的技术和措施，对开采有着十分重要的作用，因此在油田的开采中要不断的更新技术，只有利用先进的开采技术，才能使油田在后期也能够提高产量，注水开发是一种比较常见的开采手段，但是在石油开采后期，往往会面临注水开发困难的现象，所以必须了解储层参数变化，保证油田开采速度保持在一个较高的状态，才能提升油田在后期的开采效率，提升我国石油在国际上的竞争力。
1储层特征对油田特征的分析表明，油田主要由矿石和颗粒物组成，其质量直接取决于油田的配置方式。
其中，油层喉道选择性差，水层结构差，呈现出油层特征在勘探一个区块时，发现主储层厚度为13.9米，渗透率为0.7MD，该区域储层非常适合低渗透开采。
考虑到储油层裂缝的大小，储油层的渗透效果大大改善，从而为采矿奠定了基础。
但是，在油田低渗透性开发期间，注水阶段容易发生裂缝，从而对后续开采作业的安全产生一定影响。
为了充分利用低渗透开采技术的好处，应深入分析油田的地质特征，优化渗透开采过程，以提高开采效率。
2储层参数变化规律2.1微观孔隙结构变化铸体薄片观察结果显示（如图1所示），在注水开发过程中，岩石颗粒间的黏土矿物或胶结物会被注入水冲走，注入水体将沿中高渗储层段推进，从而导致孔隙增大，且连通性变好。
压汞实验证实：水驱后最大连通孔喉半径（Rd）明显增高，由注水前的5.56μm增加至7.87μm，平均增大幅度达65.8%。
九4区齐古组稠油油藏开发中原油物性变化规律王群【摘要】The Qigu reservoir of District No. 9(4) is characterized by high viscosity, high acid value, high colloid content, low wax, low freezing point, low sulfur, low asphahene content and sensitive viscosity-temperature relationship. With the continuous extension of areas of the heavy oil reservoir development and the deepening of degree of development in District No. 9 (1-5), the property of in-situ crude oil has changed to a greater degree in different recovery stages. For instance, the oil viscosity, density, freezing point, colloid and asphaltene relative contents are all higher, and solution gas-oil ratio is lower. These could directly influence the percolation nature of in-situ muhiphase flows, hence finally impact the recovery percent of the heavy oil reservoir in this area.%克拉玛依油田九。
储层物性时变规律——以濮城文51块沙二下油藏为例孙廷彬;熊运斌;王玲;赵磊;王自立;王明;王志宝;刘峰刚;崔秀敏【摘要】为揭示注水开发过程导致储层物性发生变化规律,实现剩余油精细研究,研究从各相带不同开发阶段物性统计分析、不同阶段临近井对比分析和室内水驱油实验三种手段,进行了储层物性时变规律的研究.结果表明:河道砂体过水倍数大,渗透率呈指数增加,早期增幅最大,后期平稳,平均增加50％;且层内存在明显的窜流通道,渗透率呈高尖峰状,最大增幅130％;前缘砂体原始物性相对较差,过流倍数小,渗透率近似线性增加,增幅小于10％;远砂砂体原始物性差,尚未发现明显储层物性变化及变化规律.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)036【总页数】5页(P52-55,62)【关键词】文51块;沙二下;三角洲前缘;物性时变规律【作者】孙廷彬;熊运斌;王玲;赵磊;王自立;王明;王志宝;刘峰刚;崔秀敏【作者单位】中石化中原油田博士后科研工作站,濮阳457000;中国石油大学(北京)博士后科研流动站,北京102249;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田博士后科研工作站,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000;中石化中原油田分公司勘探开发研究院,濮阳457000【正文语种】中文【中图分类】TE122.1濮城油田沙二下油藏历经30年开发，目前已入特高含水期，主力层大面积水淹，剩余油分布规律认识不清，挖潜难度大。
数值模拟技术应用提高了剩余油研究的精度，但近些年矿场实践和室内试验发现的储层物性随油藏注水开发开发过程的可变性成为了该技术新的攻关方向。
收稿日期：2005-08-20作者简介：吴素英（1966-），女，山东昌邑人，工程师，从事石油地质研究工作。
文章编号：1000-3754（2006）04-0035-03长期注水冲刷储层参数变化规律及对开发效果的影响吴素英（胜利油田有限公司地质科学研究院，山东东营 257015）摘要：研究对象是注水开发39a 、含水已高达96%以上处于特高含水阶段的胜坨油田二区沙二段12层。
通过对不同含水阶段储层中地层微粒、渗透率、孔喉网络及润湿性变化规律的研究，定量得出了渗透率随含水率变化的数学表达式，并分析了储层参数变化对开发效果的影响。
研究表明：长期注水冲刷使砂岩储层中的地层微粒被冲出，孔喉网络的连通性变好，渗透率升高，储层润湿性由亲油转变为强亲水。
储层参数变化使油藏最终采收率增加，开发效果变好，有利于剩余油的的采出。
关键词：地层微粒；渗透率；孔喉网络；润湿性；开发效果中图分类号：TE311 文献标识码：B1 引 言胜坨油田位于山东省东营市垦利县境内，构造位置处于济阳坳陷的东营凹陷中央隆起带北侧，坨庄-胜利村-永安镇断裂构造带的西段，胜二区是胜坨油田油气富集程度高的断块，沙二段12层是主要含油层段。
沙二12层为浅水浊积岩沉积的高-特高渗正韵律砂岩油藏（4000×10-3～15000×10-3µm 2）。
自1966年投入注水开发以来，经历了低含水、中含水、高含水和特高含水4个含水阶段，至2004年底沙二12层综合含水已达96.0%以上，进入特高含水阶段。
经过数十年注水开发，该层储层参数发生了很大的变化，前人在这方面已进行了一些定性的研究［1-11］，但未见定量对储层参数变化规律的分析。
通过本次分析，定量研究储层参数的变化规律，分析储层参数变化对开发效果产生的影响，对于油藏地质模型的建立及最终采收率的预测具有重要的意义。
2 储层参数的选择反映储层属性的参数有十几种，每种参数都从某一角度或侧面反映了储层的特征，但有的参数对储层变化比较敏感，而另一些参数则比较迟钝，因此需要对这些参数进行综合研究，求取能反映储层变化并对开发效果影响最敏感的参数进行研究，选取的主要原则和依据如下：（1）首先能反映储层随含水阶段而变化，体现油藏动态变化；（2）参数本身的变化对开发效果有直接的影响；（3）该参数有足够的分析化验资料，可以进行统计并便于研究和分析；（4）时间和空间上具有可对比性。
储层宏观物性参数随注水开发动态演化模式研究杜玉洪;张继春;侯翠芬【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2004(011)005【摘要】以冀中油田砂岩储层为例,在储层原始物性参数研究的基础上,通过大量室内岩心样品在不同水驱倍数下的驱替、压汞实验以及不同开发阶段完钻井的测井参数评价,定量分析了4种典型储层流动单元宏观物性参数在油藏注水开发过程中的变化特点,并建立了各项参数相应的数学定量演化模式.研究结果表明,随水驱开发时间的延长,孔隙度、渗透率、含水饱和度均有明显增大的趋势,而泥质含量则呈递减趋势.通过储层物性参数动态演化定量模式研究,可建立储层"四维"动态演化模型,进一步探讨流动单元剩余油分布规律,因此该研究具有重要的理论和实际意义.【总页数】4页(P52-55)【作者】杜玉洪;张继春;侯翠芬【作者单位】西南石油学院,四川,南充,610500;中油华北油田分公司,河北,任丘,062552;石油大学,北京,102249;中油华北油田分公司,河北,任丘,062552【正文语种】中文【中图分类】TE311【相关文献】1.注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例 [J], 周延军;胡望水;张宇焜;王炜2.盆地埋藏史及其对砂岩储层物性演化的影响——以陕北延长油区砂岩储层为例[J], 罗静兰;张成立;阎世可;武富礼;李玉宏3.车西洼陷陡坡带沙三下亚段近岸水下扇储层成岩演化及其对储层物性影响 [J], 曹刚;王星星;朱筱敏;曲全工;吴陈冰洁;贺敬聪;戴博毅4.致密砂岩储层覆压物性参数测井解释方法研究——以鄂尔多斯盆地南部延长组长8致密储层为例 [J], 白远;景成;云彦舒;田丰;康胜松;谢旭强5.致密砂岩储层覆压物性参数测井解释方法研究——以鄂尔多斯盆地南部延长组长8致密储层为例 [J], 白远;景成;云彦舒;田丰;康胜松;谢旭强因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
开发过程中储层物性变化规律研究Ξ马喜斌,毛永强,周嵩楷,刘斌善(中原油田分公司,河南濮阳 457001) 摘 要:经过多年的注水开发,濮53块储层发生了重大变化。
填隙物在注水开发过程中被水冲刷后发生溶蚀、运移,改变了层内部的孔喉网络特征,使其更加复杂化。
储层物性的变化体现在孔隙度和渗透率的两极分化严重,好的更好,差的更差。
同时长期注入水改造使储层润湿性明显地转化为水湿。
关键词:填隙物;储层物性;润湿性;高含水期 濮城油田南区濮53块沙二上2+3油气藏是一个典型的多层厚油藏。
对自上世纪80年代投入开发以来不同时期岩心的各种分析化验结果的研究表明储层宏观和微观特征均发生了明显的变化。
对这一变化前人已从储层密度[1]、微观孔隙结构特征[2]、宏观储层物性[3]、电性特征等[4]。
地质家和油藏工程师也采用了不同的新技术新方法[5],探讨这些变化的成因,并对这一变化进行描述和分析,结合油田开发实践,充分应用这种变化,减少其对油藏开发的影响。
1 填隙物变化原始状态的高岭石一般居于粒间孔隙中,多为完整的蠕虫状晶体。
在初—中含水阶段,由于开发动力地质作用未达到,致使其晶体分解的程度低,故一般保存了完整的六面体蠕虫状结晶集合体。
而当注水开发时间增长,达到高—特高含水阶段后,由于注入水外动力的浸泡、冲刷驱动作用等因素的影响,高岭石结晶格架开始解体,表现在六边形晶片边缘被磨蚀,棱角破坏,片状集合体分解成零散片状,其破坏程度视其外动力条件的大小及所居的位置而定。
在注入水主流线上的位置破坏程度较强,居于不连通孔隙中的则晶形完整保存较好。
伊利石一般呈鳞片状沾附于石英、长石、岩屑等矿物颗粒的表面,长石风化作用形成的伊利石多沾于长石表面。
蒙脱石较少,一般呈朵状居于孔壁周围。
而绿泥石呈鳞片状,零乱分布。
除粘土矿物外,储层中的碳酸盐类物质及其它一些细小的地层微粒也发生了相应的变化。
如方解石被溶解后呈无晶形状零乱堆积在孔隙内。
这此微粒大都居于孔喉中,在流场中储层被注入也明显见到了干扰信号。
因此,通过干扰试井,可以确定T401、T K404、T K408、T K412及S48井为同一缝洞单元。
4 流动单元平面划分标准由于本区缝洞型碳酸盐岩的储集性能主要受控于次一级岩溶地貌及断裂、裂缝发育程度。
因此,在充分研究岩溶储集体发育规律的基础上,综合利用各类动静态资料研究成果,研究和确定了划分不同类型流动单元的依据及标准。
采取局部就近原则,从构造图上相邻的井出发,进行邻井对比分析和缝洞流动单元的平面划分。
5 结论(1)通过对塔河油田开发实践,提出了缝洞型碳酸盐岩油藏流动单元的概念,是具有独立压力系统或相对一致的压力变化规律以及相似的流体性质,在生产中可以作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位。
(2)与碎屑岩相比,碳酸盐岩油藏由于成岩和溶蚀作用对储集空间的影响,研究难度大,使得静态资料研究受到很大局限。
因此利用生产动态方法进行流动单元的划分。
(3)通过对塔河油田实例研究,提出了不同方法的流动单元划分结果。
得出同一流动单元渗流特征、岩溶构造位置及产量相似,原油密度异常区均为定容型缝洞体。
[参考文献][1] 谭承军1塔河碳酸盐岩溶缝洞型油藏流动单元研究意义1中国西部油气地质,2005,1(1). [2] 杨宇,康毅力,张凤东,康志宏1塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义和划分1大庆石油地质与开发,2007,26(2).[3] 张林艳1塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系1中外能源,2006,11.[4] 刘吉余1流动单元研究进展地球科学进展,2000,15(3).[5] 阎长辉,羊裔常1动态流动单元研究1成都理工学院学报,1999,26(3).[6] 赵永胜1储层流体流动单元的矿场试验1石油学报,1999,20(6).492内蒙古石油化工 2008年第10期 Ξ收稿日期:2007-04-11水驱动冲刷后部分可在压力小的部位聚集,另一些随着油水迁移而采出。
2 孔喉网络变化在未注水的新濮36井孔隙最大宽度50～70Λm,最大孔隙直径100Λm,多为不规则、串珠状。
孔隙均质系数较高,大都在0.5以上,分选系数较小,说明孔喉分选较好较均匀、较均质的特点。
中含水的濮检1井(中高含水)最大孔隙直径增大,达165Λm。
有较多的游离孔。
储层的均质系数较之未注水时期有所下降,孔喉半径平均值也有下降趋势。
特高含水期(新濮3—38游离孔增多,形态复杂。
较高渗透性、孔喉半径相对较大的流动单元,随着注水时期的增长,含水量的增大,储层岩石骨架颗粒游离,空孔隙增多。
而对较致密储层其孔喉易被游离的零散颗粒堵塞,渗透率略有下降。
3 孔隙度、渗透率变化通过对未、中高和高含水期孔隙度的分析,发现从开发初期到中高含水期,孔隙度整体上呈下降趋势,孔隙度总体由较大的孔隙度区间向较小的孔隙度方向漂移,即孔隙度较大的区间的相对比例有所下降,较小孔隙度区间的相对样品数有所增加,特别是小于20%和小于15%的孔隙度总量有较大幅度的增加,而且其相应区间的平均值均有不同程度的下降,说明处于该区间的储层的孔隙度有所下降,而大于25%的孔隙度总量明显下降,说明孔隙度总体上变小了。
但同时也可看出,尽管大于25%的孔隙度总数下降了,但其均值反而增大了,说明大于该孔隙度的储层,在开发过程中随地层微粒的带出,其孔隙度反倒增大了(表1)。
从中含水期到特高含水期,样品的分布区间表明储层的孔隙度整体上向大的方向漂移,尤其是朝向20%～25%的区间漂移。
从其不同区间的孔隙度平均值分析,中等孔隙度的储层孔隙度略有增大,而其它区间的几乎没有变化。
对应于研究的各孔隙度区间内的渗透率变化研究表明(表2),孔隙度小于25%的样品,在开发的整个过程中,其渗透率都是降低的,而且孔隙度越小,其渗透率下降的越大。
而对于孔隙度大于25%的样品,开发初期到中含水期,其渗透率明显下降,而到了高含水期,其渗透率又有较大的提高。
表1不同开发阶段的孔隙度变化指标不同区间的比例不同区间的平均值开发阶段不含水中含水特高含水不含水中含水特高含水区间时间井号1980xp361991p j12001xp3-381980xp361991p j12001xp3-38≤15指3.615.313.211.7≤20标13.926.617.518.117.517.5≤25值47.940.260.022.822.422.7>2534.617.920.026.927.427.3 注:xp3-38井由于小于是的样品点太少,不具代表性而未加入。
表2 不同开发阶段对应于孔隙度的渗透率变化指标不同区间的比例不同区间的平均值开发阶段不含水中含水特高含水不含水中含水特高含水区间时间井号1980xp361991p j12001xp3-381980xp361991p j12001xp3-38≤15指3.615.38.71.8≤20标13.926.617.516.412.57.7≤25值47.940.260.066.753.927.4>2534.617.920.0261.4170.2208.4 注:xp3-38井由于小于是的样品点太少,不具代表性而未加入由于本区的监测资料只有高和特高含水期的资料,而且大多是对应于化学封堵后的结果检查,因而元法直接证实在开发过程中的物性变化。
但从其封堵后的效果变化中,可得到一些定性的结论。
在封堵后,一般地物性好的高渗层其吸水能力立时下降,注水井的注入压力可有较大的提高,使得物性较差的层也开始吸水,吸水相对较为均匀,然而封堵一段时间后,注水井的压力下降,监测表明物性好的层位其吸水量又有较大幅度的提高,说明在注水过程中,物性好的层的物性又有恢复,而物性差的层则相对地变差或没有明显的变化,这至少说明物性好的层在开发中其物性是变好的。
而且在多次的封堵实践中发现随封堵的多次进行,水井的压力下降的速度加快,从初期的压力可维持半年左右到后期的一个月甚至更短,说明好层在开发的后期孔喉较大,更难于封堵,从侧面说明其物性是逐步变好的。
4 润湿性变化从油藏未注水开发阶段到开发20余年达到特高含水阶段,在这长达20余年的过程中,储层岩石润湿性发生了变化。
在未注水时期储层润湿性以亲油和偏亲油为主,注水10年后储层达到高含水期。
据1991年钻的濮检1井资料,油水对岩石的亲和性略有变化,偏亲水及亲水略多于偏亲油及亲油样品,也即是随着注水开发,储层润湿性向着亲水方向转化。
当注水开发到特高含水期,从所钻的新濮3—38井资料分析,不论哪一层的流动单元的储层润湿性均表现为亲水性。
[参考文献][1] 云美厚,管志宁等.油藏注水开发对储层岩石速度和密度的影响[J].石油地球物理勘探,2002,37(3):280～286.[2] 徐守余,李红南.储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布[J].石油学报,2003,24(4):48～53.[3] 周丽清,沈平平,穆龙新等.注水开发过程中变差函数的变化及孔隙度变化规律[J].石油学报,2001,22(4):78～81.[4] 吴欣松,苏小军,吴宗来.注水开发过程中储层参数变化规律的测井地质评价[J].测井技术,2002,26(4):311～314.[5] 胡书勇,张烈辉,刘成林等.研究注水开发油藏储层动态变化特征的新方法[J].西南石油学院学报,2004,26(4):14～17.592 2008年第10期 马喜斌等 开发过程中储层物性变化规律研究。
