下载文档原格式
储层的敏感性特征及开发过程中的变化摘要：由于储层岩石和流体的性质，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。
不同的敏感性产生的条件和产生的影响都有各自的特点。
本文主要从三个部分研究分析了储层的敏感性特征。
即：粘土矿物的敏感性；储层敏感性特征；储层敏感性在开发过程中的变化。
通过这三个方面的研究，希望能给生产实际提供理论依据，进而指导合理的生产。
关键词：粘土矿物；储层；敏感性1．粘土矿物的敏感性特征随着对储层研究进一步加深，除了进行常规的空隙结构和空隙度、渗透率、饱和度等的研究外，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，可能产生的潜在危险和对储层可能造成伤害的程度。
由于各种敏感性多来至于砂岩中粘土矿物，因此它们的矿物组成、含量、分布以及在空隙中的产出状态等将直接影响储层的各种敏感性。
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，则是较好的油气层，粘土矿物超过10%的一般为较差的油气层[1]。
1.2 粘土矿物类型粘土矿物的类型较多，常见的有蒙皂石、高岭石、绿泥石、伊利石以及它们的混层粘土[2]。
粘土矿物的类型和含量与物源、沉积环境和成岩作用阶段有关。
不同类型的粘土矿物对流体的敏感性不同，因此要分别测定不同储集层出现的粘土矿物类型，以及各类粘土矿物的相对含量。
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 粘土矿物的产状粘土矿物的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/蒙混层的絮凝状等，而且集中粘土矿物的产状类型也不是单一出现的，有时是以某种类型为主，与其它几种类型共存。
地区层位 砂体类型 砂岩累厚 孔隙度 渗透率 伊 盟地 区西部 东 部西缘逆冲带天环北段陕北中段陕北南段渭北晋西4.3 储层物性特征争论区石炭～二叠系砂岩储层属于一套低渗、特低渗透致密型、非均质性格外强的储集层。
孔隙度一般＜1%～21%，渗透率＜0.01×10-3μm 2～561×10-3μm 2 之间，争论区南北，东西都具有很明显的差异。
不同的区块，不同的沉积相带， 储集物性差异较大(表5〕。
鄂尔多斯盆地上古生界各地区、不同沉积相带物性统计表 表5(m) 〔％〕 〔×10-3μm 2〕 下石盒子组 河道砂体 60～150 7～13 0.3～1.3 山西组 冲积扇砂体 20～80 5.5～8.0 0.1～0.6 太原组 扇三角洲砂体 40～90 6～11 0.1～0.4下石盒子组 河道砂体40～1008～20>0.6 山西组 冲积扇砂体 25～55 6～10 0.3～2.5 太原组 扇三角洲砂体 10～30 5～10 0.1～1.0 上石盒子组 湖泊三角洲砂体50～80 12～16 6.9 下石盒子组 河道砂体50～70 6～16 6.6 山西组 河道、分流河道砂体20～80 4～12 5.0 太原组 扇三角洲砂体 60～90 7～12 15.0 下石盒子组 扇三角洲砂体 50～60 5～8 0.3～2.8 山西组 近海三角洲砂体20～30 2～4 0.1～0.8 太原组 潮坪砂坝10～20 2～3 0.1～3.0 下石盒子组 河道砂体、分流河道砂体 40～80 6～11 0.3～2.0 山西组 分流河道砂体、河口砂坝 30～50 4.5～8.0 0.15～1.3 太原组 潮夕砂坪、障壁砂坝 10～20 5～10 0.25～2.0 下石盒子组 分流河道砂体、河口坝砂体 40～70 5～10 0.4～2.0 山西组 湖泊三角洲分流河道砂体25～50 4～8 0.15～0.12 太原组 三角洲前缘砂体 5～25 5～90.2～1.5 本溪组 河口坝砂体 0～10上石盒子组 浅湖三角洲砂体 30～50 4～6 0.1～0.6 下石盒子组 浅湖三角洲砂体 15～35 5～7 0.1～0.35 山西组 浅湖三角洲砂体 10～25 3～7 0.1～0.15 太原组 宾浅海障壁砂体 10～30 1.24 <0.01 下石盒子组 河道、三角洲砂体 30～70 / / 山西组 河道、三角洲砂体 30～50 //太原组 三角洲浅海砂体 10～15/ /本溪组海相三角洲、潮坪砂体4～8 6～1013.09〔据杨俊杰，2023年〕4.3.1 佳县—米脂地区：盒7孔隙度分布区间主要在6%～12%，平均8.9%， 渗透率分布区间〔0.1～0.5〕×10-3μm 2,平均0.18×10-3μm 2；盒8上部储层孔隙度分布区间4%～8%，平均6.21%，渗透率主要分布区间〔 0.1～0.2〕×10-3μm 2, 平均0.17×10-3μm 2；盒8下部砂岩储层孔隙度主要分布于 6%～10%之间，平均7.2%，渗透率主要分布区间〔0.2～0.5〕×10-3μm 2,平均0.3×10-3μm 2；山1孔隙度主要分布区间<4%～6%之间，平均4.97%，渗透率〔0.1～0.2〕×10-3μm 2,平均0.15×10-3μm 2；山2砂岩储层孔隙度主要介于4%～6%至8%～12%之间，平均6.41%，渗透率主要分布区间〔 0.2～0.5〕×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2，盒8下、山2 砂体物性好于其它层位。
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。
第一章储层岩石的物理特性油气储层为地下深处多孔岩层，因此油气地下储集空间的特征——储层多孔介质的结构、性质决定了油藏的赋存特点、油气的储存丰度与储量、油气井的产能，也决定了油藏开发的难易程度和最终效果。
研究和掌握储层物性是认识储层、评价储层、保护和改造储层的基础，是从事石油勘探、钻井、油田开发开采及提高油气采收率工作所必需掌握的基础知识。
石油与天然气储层主要为沉积岩储集层，而沉积岩又分为碎屑岩和碳酸盐岩储集层（表5—1）。
世界上主要含油气区的储集层多为碎屑岩储集层，它包括各种类型的砂岩、砾岩、砾砂岩以及泥岩。
碎屑岩储集层分布广、物性好，是主要的储层岩石。
碳酸盐岩储集层是另一类重要的油气储集层。
根据全球资料统计，以碳酸盐岩为储集层的油气储量，约占总储量的一半，油产量达到总产量的50％以上。
波斯湾盆地是世界碳酸盐岩油田分布最集中的地区，我国也发现了一批碳酸盐岩油气藏。
实践向人们展示了在碳酸盐岩中寻找油气资源的广阔前景。
本篇将以碎屑岩（砂岩）、碳酸盐岩为主要研究对象。
表5—1储层岩石的分类与实例砂岩储层是由砂粒沉积并经胶结物胶结而成的多孔介质，颗粒固体物质构成骨架，颗粒之间存在的间隙为空隙或称孔隙。
本篇研究砂岩的粒度组成、比面等骨架性质，以及孔隙性、渗透性、饱和度、压缩性、热学性质、电学性质、放射性、声学特性等各种性质。
这些性质或参数并非一成不变的，而是受钻井、开发开采作业的影响，储层敏感性(速敏、水敏、酸敏等)及其评价问题，也是本篇研究的一个内容。
第一节储层多孔介质的几何特性本章主要介绍储层岩石的颗粒粒度、孔隙性与流体饱和度等，这些都与多孔介质的几何特性有关。
§1 砂岩的构成砂岩是由性质不同、形状各异、大小不等的砂粒经胶结物胶结而成的。
储层性质主要受颗粒的大小、形状、排列方式、胶结物的成分、数量、性质以及胶结方式的影响。
地质师可以根据粒度分布参数和曲线判断沉积环境，油藏工程师可以根据粒度分布参数和曲线评价储层的优劣。
油层物理知识点总结一、油气储层的物理性质1. 储层岩石的物理性质储层岩石的物理性质是指岩石在外部作用下表现出来的物理特征，主要包括孔隙度、渗透率、孔隙结构、孔隙连通性等。
储层岩石的物理性质直接影响着岩石的储集能力和渗流性能。
孔隙度是指储层岩石中孔隙空间所占的比例，其大小直接影响着岩石的储集能力。
渗透率是指流体在岩石中运移的能力，它受孔隙度、孔隙连通性和岩石孔隙结构的影响。
孔隙结构是指储层岩石中孔隙的形态和大小分布特征，它直接影响着岩石对流体的储集和运移能力。
孔隙连通性是指储层岩石孔隙之间的互相连接程度，对于流体的渗流性能具有重要影响。
2. 储层流体的物理性质储层流体的物理性质包括油气的密度、粘度、饱和度、渗透率等。
油气的密度是指油气的质量与体积的比值，它直接影响着油气在地下的运移和驱替过程。
粘度是指液体的内摩擦力，它直接影响着油气在储层中的流动能力。
饱和度是指储层岩石中的孔隙空间中含有流体的比例，它直接影响着储层中的流体储集能力。
渗透率是指储层流体在岩石孔隙中渗流的能力，它受孔隙度、孔隙连通性和流体的物理性质的影响。
3. 储层的物理模型储层的物理模型是指将储层岩石和流体的物理性质用数学模型来描述，以便进行评价和预测储层的性质和行为。
常见的储层物理模型包括孔隙模型、细观模型、孔隙介质模型等。
这些模型可以帮助地质学家和工程师更好地理解和分析储层的物理性质，为油气田的勘探和开发提供科学依据。
二、油层物理测井技术1. 测井装备和工具油层物理测井是研究储层的物理性质和流体性质的一种技术，主要通过在井孔中使用测井装备和工具来获取储层的物理数据。
常见的测井装备和工具包括γ射线测井仪、自感应测井仪、声波测井仪、电阻率测井仪等。
这些测井装备和工具可以在井孔中获取储层的物理数据，并通过数据处理和解释来分析和评价储层的性质。
2. 测井曲线及解释测井曲线是指通过测井仪器在井孔中获取的物理数据所绘制出来的曲线，主要包括γ射线曲线、自感应曲线、声波曲线、电阻率曲线等。
1 储层主要损害机理1.1 储层岩性、物性分析根据冷87 井、冷103 井、冷深85 井和冷科1 井等探井薄片鉴定报告和储层岩样的X2射线衍射分析结果,可知该地区储层泥质含量为6 %～15 % ,粘土含量很高,为13 %～17 % ,蒙脱石含量为10 %～14 % ,伊/ 蒙间层矿物含量为4 %～9 %,伊/ 蒙间层矿物间层比为20 %～58 % ,属于水敏性较强的储层;由冷四 1 井压汞分析结果可知,该地区油气层孔喉半径为2100 ～13136 μm , 渗透率为( 0187 ～554160) ×10 - 3 μm2 ,孔隙度为719 %～2615 %。
基本上可将其定位为中孔中渗和中孔高渗的储层[1 ] 。
1.2 储层敏感性预测及损害机理诊断在缺少具有代表性的岩样和系统的储层岩性、物性资料的情况下,笔者采用人工神经网络储层敏感性预测新方法,结合现场调研资料,针对该地区具有代表性的储层,对其 5 种敏感性潜在损害的程度进行了预测,其结果表明:1) 尽管储层中粘土矿物(即泥质) 含量较高,但由于其中非膨胀性的粘土矿物———高岭石和绿泥石含量较低,因此因微粒运移导致的速敏损害较弱,储层速敏性为弱;2) 因蒙脱石和伊/ 蒙混层等水敏性粘土矿物含量较高,储层水敏性为中偏强,这一结果与岩石矿物组分分析的结果相吻合;3) 由于地层水矿化度较低,因此发生盐敏损害的危害性较小,储层盐敏性为弱;4) 绿泥石为含铁的粘土矿物,经验表明,储层中少量绿泥石的存在也会表现出一定程度的盐酸酸敏性,储层具有中偏弱的盐酸酸敏性;5) 由于碱敏性矿物含量较低,因而储层碱敏性为中偏弱。
该地区钻井过程中,引起储层损害的主要因素为:（1）钻井液中固相颗粒的侵入;（2）粘土矿物水化膨胀和分散。
因此,必须尽力提高钻井液的抑制性和封堵性,特别是对保护储层暂堵方案进行优化设计。
2 保护储层暂堵方案的优化设计2.1 优选暂堵剂颗粒尺寸分布的新方法理想充填的含义是:对于保护储层的钻井液,需要根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒来有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉,以及暂堵颗粒之间形成的孔隙。
（完整版）第三章储层岩⽯的物理性质第三章储层岩⽯的物理性质3-0 简介⽯油储集岩可能由粒散的疏松砂岩构成，也可能由⾮常致密坚硬的砂岩、⽯灰岩或⽩云岩构成。
岩⽯颗粒可能与⼤量的各种物质结合在⼀起，最常见的是硅⽯、⽅解⽯或粘⼟。
认识岩⽯的物理性质以及与烃类流体的相互关系，对于正确和评价油藏的动态是⼗分必要的。
岩⽯实验分析是确定油藏岩⽯性质的主要⽅法。
岩⼼是从油藏条件下采集的，这会引起相应的岩⼼体积、孔隙度和流体饱和度的变化。
有时候还会引起地层的润湿性的变化。
这些变化对岩⽯物性的影响可能很⼤，也可能很⼩。
主要取决于油层的特性和所研究物性参数，在实验⽅案中应考虑到这些变化。
有两⼤类岩⼼分析⽅法可以确定储集层岩⽯的物理性质。
⼀、常规岩⼼实验1、孔隙度2、渗透率3、饱和度⼆、特殊实验1、上覆岩⽯压⼒，2、⽑管压⼒，3、相对渗透率，4、润湿性，5、表⾯与界⾯张⼒。
上述岩⽯的物性参数对油藏⼯程计算必不可少，因为他们直接影响这烃类物质的数量和分布。
⽽且，当与流体性质结合起来后，还可以研究某⼀油藏流体的流动状态。
3-1 岩⽯的孔隙度岩⽯的孔隙度是衡量岩⽯孔隙储集流体（油⽓⽔）能⼒的重要参数。
⼀、孔隙度定义岩⽯的孔隙体积与岩⽯的总体积之⽐。
绝对孔隙度和有效孔隙度。
特征体元和孔隙度：对多孔介质进⾏数学描述的基础定义是孔隙度。
定义多孔介质中某⼀点的孔隙度⾸先必须选取体元，这个体元不能太⼩，应当包括⾜够的有效孔隙数，⼜不能太⼤，以便能够代表介质的局部性质。
ii p U U U U M i ??=?→?)(lim)(0φ，)(lim )(M M M M '='→φφ称体积△U 0为多孔介质在数学点M 处的特征体元—多孔介质的质点。
这样的定义结果，使得多孔介质成为在每个点上均有孔隙度的连续函数。
若这样定义的孔隙度与空间位置⽆关，则称这种介质对孔隙度⽽⾔是均匀介质。
对于均匀介质，孔隙度的简单定义为：绝对孔隙度：V V V V V GP a -==φ有效孔隙度：VV V V V V nG eP --==φ孔隙度是标量，有线孔隙度、⾯孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度之分。
第一章储层流体的物理性质1储层烃类系统的相态储层流体物性天然气地层水原油的高压油气的溶解与分离储层流体的特点：（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体（2）随温度、压力的变化，油藏流体的物理性质也会发生变化。
同时会出现原油脱气、析蜡、地层水析盐或气体溶解等相态转化现象。
2烃类物质的组成是内因温度、压力是外因➢按流体的组成及相对密度的分类：（1）气藏：以干气CH4为主，含有少量乙烷、丙烷和丁烷。
➢（2）凝析气藏：含有甲烷到辛烷（C8）的烃类，在地下原始条件是气态，随着地层压力下降，或到地面后会凝析出液态烃。
➢（3）临界油气藏：有时也称为挥发性油藏。
其特点是含有较重的烃类。
➢（4）油藏：常分为带有气顶和无气顶的油藏，油藏中以液相烃为主。
不管有无气顶，油中都一定溶有气。
➢（5）重质油藏：又称稠油油藏，原油粘度高，相对密度大是该类油藏的特点。
➢（6）沥青油砂矿：相对密度大于1.00，原油粘度大于10000（mPa·s）者。
3双组分体系相图的特点：从低收缩油、高收缩油、凝析气、湿气至干气，油气混合物的相图有如下变化：(1) 临界点从右向左转移,这一规律与双组分体系是一致的；(2) 相图面积逐渐变小,油的两相区较开阔,气的两相区较狭窄；(3) 等液量线由在露点附近密集转变为在泡点线附近密集4亨利定律的物理意义：温度一定，气体在单位体积液体中的溶解量与压力成正比适用条件分子结构差异大、不易互溶的气液体系单组分气体在液体中的溶解。
2.天然气在石油中的溶解及其影响因素①天然气的组成天然气中重质组分愈多，相对密度愈大，其在原油中的溶解度也愈大。
②石油的组成相同的温度和压力下，同一种天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油中的溶解度。
③温度随着温度的升高，天然气的溶解度下降④压力随着压力的升高，天然气的溶解度增大。
⑤脱气方式一次脱气测得的溶解度大，微分脱气小。
⑥在溶解过程中，天然气和石油的接触时间和接触面的大小，影响气体的溶解度。
第一节储集层的物性参数储集层的基本特征是具孔隙性和渗透性，其孔隙渗透性的好坏、分布规律是控制地下油气分布状况、油气储量及产量的主要因素。
一、储集层的孔隙性绝对孔隙度：岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样总体积的比值。
是衡量岩石孔隙的发育程度。
Pt=V p/V t*100%按岩石孔隙大小，有超毛细管孔隙、毛细管孔隙和微毛细管孔隙三类。
1.超毛细管孔隙：直径>0.5mm，相应裂缝宽度>0.25mm，液体在重力作用下自由流动。
2.毛细管孔隙：直径0.5～0.0002mm，裂缝宽度0.25～0.0001mm，由于毛细管力的作用，液体不能自由流动。
3. 微毛细管孔隙：直径<0.0002mm，裂缝宽度<0.0001mm，液体在非常高的剩余流体压力梯度下流动。
有效孔隙度：指彼此连通的，且在一般压力条件下，可以允许液体在其中流动的超毛细管孔隙和毛细管孔隙体积之和与岩石总体积的比值。
Pe=V e/V t*100%二、渗透性渗透性：指在一定的压差下，岩石允许流体通过其连通孔隙的性质。
对于储集层而言，指在地层压力条件下，流体的流动能力。
其大小遵循达西定律。
K即为岩石的渗透率，国际单位为μm2，常用单位为达西（D）。
国际单位：μ=1Pa.s △P=1Pa F=1m2 L=1m Q=1cm3/s则：K=1μm2常用单位：μ=1厘泊△P=1大气压F=1cm2 L=1cm Q=1cm3/s则：K=1D=1000md1D=0.987μm21D=987*10-6μm2绝对渗透率：单相液体充满岩石孔隙，液体不与岩石发生任何物理化学反应，测得的渗透率称为绝对渗透率。
有效渗透率：储集层中有多相流体共存时，岩石对每一单相流体的渗透率称该相流体的有效渗透率。
油气水分别用Ko、Kg、Kw表示。
相对渗透率：对每一相流体局部饱和时的有效渗透率与全部饱和时的绝对渗透率之比值，称为该相流体的相对渗透率。
油气水分别表示为Ko/K、Kg/K、Kw/K。
