成岩作用与敏感性(四)水锁和贾敏效应

储层特征研究

1.储层岩石学特征 2.储层成岩作用 3.储层微观孔喉特征 4.物性特征及影响因素 5.储层敏感性分析 6.储层润湿性分析 7.水锁和贾敏效应 8.水质伤害 9水驱特征 10.水驱后储层特征变化
7.水锁和贾敏效应
水锁实验结果及分析
水锁损害指数I=K2/K1
耿158
0.16 0.14 0.12 0.1
渗透率
长4+5 长4+5 长4+5 长6 长6 长6
耿158 耿158 长8
耿158 耿158
50
水锁后渗透率
白210-27 0.08 白210-27
0.04 0.02 白213 0 耿158 西37-19 0.06
25 28 39
白210-27 白210-27 14.87西37-19 西27-10 西27-10 白213 97 28.20 1.9 井号
粗滤注入水
杀菌注入水
渗透率(10-3μ m2)
渗透率(10-3μ m2)
0.004
0.005 0.004 0.003 0.002
0.004
0.003
0.003
0.002
0.002
0.001
0.001 0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 2 4 6 8 10 12 14 16
0.001
0
1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 5 10 15 20 25 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线
渗流速度（cm/d）
1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 2 4 6 8 10 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线
耿62（37）
白213（46）
西37-19（79）
0 0 2 4 6 8 10 12 14 16
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
0.5
0.5
粗滤注入水
0.5
渗透率(10-3μ m2)
渗透率(10-3μ m2)
渗透率(10-3μ m2)
0.4
原始注入水
0.4
0.4
杀菌注入水
0.3
0.3
0.3
0.2
0.2
0.2
0.1
0.1
0.1
0
0 10 20 30 40 50 60 70
8.水质伤害研究
岩心 层位 长4+5 耿152 样号 33-3 33-18 13 长6 白213 35-24 35-3 35-5 长8 西27-10 97-10 97 98 水源名称 原始注入水 粗滤注入水 杀菌注入水 原始注入水 粗滤注入水 杀菌注入水 原始注入水 粗滤注入水 杀菌注入水 基准渗透率 伤害后的渗透 不同水质渗透率 的最终损害程度 率K2 K1 η 0.0047 0.005 0.0049 0.0044 0.0046 0.0045 0.397 0.39 0.309 0.0031 0.0044 0.0045 0.0033 0.0044 0.0042 0.328 0.375 0.303 0.3404 0.12 0.0816 0.25 0.0435 0.0667 0.1738 0.0385 0.0194
水锁损害评价指标
水锁伤害 分级 弱 较弱 0.6＜ I≤0.8 中 较强 强
I
＞0.8
0.4＜I≤0.6 0.2＜I≤0.4
≤0.2
水锁损害评价结果
水锁前后压力对比 井号 层位 岩心 编号 47 48
水锁前渗透率
水锁前后渗透率对比
水锁前 9.23 10.14 7.89 11.23 12.23 12.86
0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0.2 0.4 0.6 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线 0.8 1 1.2
0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0.2 0.4 0.6 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线 0.8 1 1.2
耿62（43）
白213（42）
西105（60）
（1）润湿性的差异使毛细管力成为驱水的阻力； （2）储层的水敏性，流体进入水敏性储层，容易影响储层物性，可能 增加储层水锁效应； （3）毛细管半径越小 ，毛细管压力越大，阻力越大。对于低渗透储 层，储集层可供自由流动的孔喉尺寸较小，毛细管阻力很大，水锁损害 往往更大； （4）流体的侵入深度，侵入越深，影响的范围越大、效果越明显； （5）排驱压力梯度，储层平衡压力梯度越大， 岩心含水饱和度越小 ， 油相渗透率恢复值越大， 岩心的水锁伤害率越小。
水锁实验
0.015 0.014 0.013 0.012 0.011 0.010 0.009 0.008 0.007 0.006 0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0.000 0 0.010 0.009
渗透率 10-3 μ m2
反向注入油
渗透率 10-3 μ m2
模拟地层原 始油水状况
0.0014
0.045
动极限剪切应力Pa
0.0012 0.001 0.0008 0.0006 0.0004 0.0002 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 渗透率10-3μ m2
动极限剪切应力Pa
0.04 0.035 0.03 0.025 0.02 0.015 0.01 0.005 0 0 1 2
0.006 0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0
原始注入水
0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
0.005
渗透率(10-3μ m2)
0.006
原始注入水
0.005
西27-10（88-6）
贾敏效应的影响因素
贾敏效应的影响因素很多，储层的微观孔隙结构、粘土矿物、润湿性等 储层的物性因素都是影响贾敏效应的主要因素。 特低渗透油藏储层致密，孔喉微细，水驱油中“卡断”现象增多，卡断 油滴被捕集成残余油的机率大。大量油珠产生的贾敏效应给水驱油造成很 大阻力，这也是导致开发中注水压力不断上升的重要原因。当贾敏效应叠 加时，油流阻力更大，如驱动能量不足，则油相渗透率大大降低，含水率 上升。 研究表明岩石渗透率越小，喉道越细，边界层厚度占喉道半径的比例越 大，发生贾敏效应的机率也越大。
开发改善措施
（1）开发时应尽可能地改变原油的流动方向，变径向流为线性流。 （2）采用化学处理、提高地层温度或其它物理场效应的方法来降低原 油的极限剪切应力和减低原油的粘度，提高油层开发效果。 （3）合理采用压裂等技术手段改善油层的孔渗物性，整体压裂改造是 开发低渗透油藏不可缺少的工作。 （4）在技术经济指标允许范围内，应适当加密井网，采用偏小井距为 宜，尽量采用较大的生产压差。 （5）采用早期注水或高压注水等方法开采开发低渗透油藏，应保持油 层压力，减小非线性渗流范围，提高产能。
水锁后 26.14 31.32 21.67 30.32 34.60 36.62
压力升 高倍数 2.8 3.1 2.7 2.7 2.8 2.8
水锁前
水锁后
K1
0.0082 0.0071 0.0096 0.006 0.0054 0.0054 0.0715 0.0278 0.1494
K2
0.0029 0.0023 0.0035 0.0022 0.0019 0.0019 0.0377 0.0123 0.0793
0.007
渗透率(10-3μ m2)
渗透率(10-3μ m2)
0.007 0.006 0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 2 4 6 8 10 12 14 16
粗滤注入水
0.007 0.006
渗透率(10-3μ m2)
杀菌注入水
贾敏实验结果及分析
贾敏效应评价参数I=△Pw/△Po △Pw为水驱油入口压力，△Po为油驱水入口压力 贾敏伤害级别划分
贾敏伤 无 ≤1 弱 1-1.2 中 1.2-1.5 强 ＞1.5
害分级
I
实验结果
岩心 白213 耿155 白213-31 耿155 西27-10 西27-10
25
层位 长6 长4+5 长6 长4+5 长8 长8
-3
3
2
4
5
渗透率10 μ m
动极限剪切应力与岩心渗透率的关系（单相水）
动极限剪切应力与岩心渗透率的关系（单相油）
单相渗流特征
综上所述，无论是单相油还是单相水，均具有以下特征 （1）渗流曲线由曲线段逐渐过渡为直线，当压力梯度在较低的范围 时，表现为非达西渗流曲线特征；超过一定压力梯度范围，转变为达 西型渗流直线特征。 （2）渗流曲线的直线段的延伸与压力梯度轴的交点，不经过坐标原 点，具有拟启动压力梯度，是非达西渗流的典型特征。 （3）拟启动压力梯度随渗透率降低而增加，渗透率越低，拟启动压 力梯度越大。当渗透率低于某个值时，随着渗透率的降低拟启动压力 迅速增大。 （4）岩样的流变曲线均不是直线，流体为非牛顿流体，具有明显的 屈服应力。 （5）流动曲线均为通过坐标原点且凸向剪切应力轴的曲线假塑性流 体特征。 （6）动极限剪切应力随渗透率降低而急剧增大，渗透率越低，使流 体流动的动极限剪切应力要求越大。 （7）剪切速率越大，流体被剪切破坏的程度越大，视粘度逐渐降低 变稀，表现出岩心假塑性非牛顿流体特征。
西27-10 西27-10
长8 长8
39 88
8.03 14.97
18.20 28.20
2.3 1.9
水锁 水锁损害指 伤害 数I 程度 较强 0.35 水锁 较强 0.32 水锁 较强 0.36 水锁 较强 0.37 水锁 较强 0.35 水锁 较强 0.35 水锁 中等 0.53 水锁 中等 0.44 水锁 中等 0.53 水锁
样号 41 46 27 45 32-9 88-6
14 12
油驱水入口压力 （MPa）
孔隙度 空气渗透率 10.86 10.82 11.32 11.19 11.83 12.93 0.057 0.335 0.596 0.614 0.834 3.38
贾敏评价 指 贾敏评价结果 标 1.60-1.65 强贾敏 1.30-1.34 中等贾敏 1.21-1.26 中等贾敏 1.19-1.27 弱-中等贾敏 1.19-1.22 弱-中等贾敏 1.00-1.16 无-弱贾敏
14 12
油驱水入口压力（MPa）
20
油驱水入口压力 （MPa）
10 8 6 4 2 0
10 8 6 4 2 0
15
10
5
0 0 5 10 15 20 水驱油入口压力 （MPa） 25 30
0
5
10 15 水驱油入口压力 （MPa）
20
0
2
4
6
8
10
12
14
水驱油入口压力（MPa）
耿155（45）
白213（41）
0.008 0.007 0.006 0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0.000
模拟地层原 始油水状况
反向注入油
5
10
15
20
25
30
35
40
0
5
10
15
20
25
30ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
35
40
45
50
注入体积倍数
注入体积倍数
白210-27井（25号岩心）
白210-27井（28号岩心）
水锁效应的影响因素
单相油渗流实验结果
1.6 1.4
λ =2.5MPa/m
1.6 1.4
λ =4.5MPa/m
1.8 1.6
λ =2.12MPa/m
1.2
1.2
1.4
渗流速度（cm/d）
1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 2 4 6 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线 8 10 12
渗流速度（cm/d）
9.渗流特征研究
单相渗流
单相水渗流实验结果
1.4 1.2
λ =0.134MPa/m
1.4 1.2
λ =0.198MPa/m
1.4 1.2
λ =0.171MPa/m
1
渗流速度（cm/d）
1
渗流速度（cm/d）
1
渗流速度（cm/d）
0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 压力梯度（MPa/m） 渗流速度与压力梯度关系曲线
0
0 10 20 30 40 50 60
0
0 10 20 30 40 50 60 70
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
孔隙倍数(PV)
实验结果分析
（1）在悬浮物含量和浓度一定的情况下，随着累计注入孔隙体积倍数 的增加，各岩芯的渗透率损害程度也是在不断增加的，但损害程度增加的 速度到后面都有所减缓，表现为一动态过程； （2）悬浮颗粒浓度、粒度中值越大，渗透率损害程度越大。 （3）油滴和悬浮固体共同存在时，悬浮固体机械堵塞或桥堵岩心孔隙 喉道，为油滴进一步堵塞岩心孔隙提供一个合适的条件，因此，岩心渗透 率显著降低，伤害程度也更加严重。 （4）渗透率较大的岩心受水质伤害的程度较小。 （5）对于一些基准渗透率很低的岩芯来说，由于悬浮物颗粒粒径绝大 部分大于岩芯孔喉半径大小，因而对岩芯的伤害程度相对较大。