成岩作用与敏感性(四)水锁和贾敏效应
成岩作用与敏感性(四)水锁和贾敏效应
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
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
30
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
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
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
油藏工程基本名词解释
油藏工程基本名词解释六、掌握常用的油藏工程基本名词解释。
1.油田勘探开发过程：（1）区域勘探（预探）：在一个地区（盆地或坳陷）开展的油气勘探工作。
（2）工业勘探（详探）：在区域勘探所选择的有利含油构造上进行的钻探工作。
（3）全面开采2.油藏（Oil Reservior）：指油在单一圈闭中具有同一压力系统的基本聚集。
3.油气藏分类：（1）构造油气藏：油气聚集在由于构造运动而使地层变形（褶曲）或变位（断层）所形成的圈闭中。
（2）地层油气藏：油气聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中。
（3）岩性油气藏：油气聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的岩性尖灭和砂岩透镜体圈闭中。
4.油田地质储量：N=100Ah?1?S wiρ0/B oi5.气田地质储量：G=0.01Ah?S gi/B gi6.油气储量：探明储量、控制储量、预测储量7.油藏驱动方式（Flooding Type）：（1）弹性驱动（Elastic Drive）：在油藏无边水或底水，又无气顶，且原始油层压力高于饱和压力时，随着油层压力的下降，依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能驱动的方式。
（2）溶解气驱（Solution Gas Drive）：在弹性驱动阶段，当油层压力下降至低于饱和压力时，随着油层压力的进一步降低，原来处于溶解状态的气体将分离出来，气泡的膨胀能将原油驱向井底。
（3）水压驱动（Water Drive）：当油藏与外部的水体相连通时，油藏开采后由于压力下降，使周围水体中的水流入油藏进行补给。
（4）气压驱动（Elastic Drive）：气压驱动的油藏存在一个较大的气顶为前提，在开采过程中，从油藏中采出的油量由气顶中气体的膨胀而得到补给。
（5）重力驱动（Gravity Drive）：靠原油自身的重力将原油驱向井底的驱油方式。
8.划分开发层系：把特征相近的油(气)层组合在一起，用单独的一套生产井网进行开发，并以此为基础进行生产规划，动态研究和调整。
延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析
延长特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析摘要：延长油田应用真实砂岩微观模型水驱油实验对安塞长6特低渗透油层见水后的水驱油机理及特征观察分析认为：贾敏效应对见水后的水驱油效率影响突出。
注入水形成新的渗流通道，使原已形成的水流通道“锁死”，残留于孔隙喉道处的油滴受阻力而难以运移。
在储层孔隙结构非均质影响下，长6油层中流体的渗流仅作用在部分连通较好的大孔隙内，当注入0.5~0.8倍于孔隙体积的注入水后，油井均已见水。
残留于水洗通道中的油滴在水动力作用下不断发生卡断—聚并—再卡断的过程为见水后驱油效率增加的方式之一。
在裂缝发育带水驱油的形式主要取决于孔隙渗透率、裂缝渗透率以及驱替压力的大小。
关键词：特低渗透油层油井见水贾敏效应双重孔隙介质注水开发效果0 引言延长油田是我国典型的特低渗透油田，主要含油层系是三叠系延长统，为一套内陆湖盆三角洲前缘沉积。
延长统地层可细分为10个油层组,在延长油田长2、长3、长4+5和长64个油层组含油，主力油层为长6油层。
长6油层由一套中细粒硬砂质长石砂岩组成，储层成岩作用强烈，岩性十分致密，物性很差，平均孔隙度13.2%，平均空气渗透率 1.29×10-3μm2，属特低渗油层。
油井自然产能极低，压裂是油田主要的投产方式。
延长油田在几代石油人的努力下，已逐步形成了一套较为完善的低渗透油田开发技术。
但是随着油田注水开发的持续进行，新的问题不断暴露，主要问题有：①开发区内半数以上的油井低产，平均日产油为1.35t/d；②油层吸水不均，注水井压力上升快，吸水厚度下降；③部分油井含水上升速度过快，水线推进速度高达2~6m/d，月含水上升速度10%以上。
针对以上问题，作者利用西区勘探指挥部长6油层真实岩心制成的砂岩微观模型作驱替实验，结合储层孔隙结构和微裂缝研究，对延长特低渗透油田注水开发油井见水后的水驱油机理及开发效果做了分析研究。
1 油井见水后的水驱油机理针对低渗油藏注水开发中注水井地层压力升高，有效注水压差减小，生产井压力和产量下降快，含水上升快，开采速度和采收率低的主要矛盾，采用真实砂岩微观孔隙模型水驱油实验方法对油井见水后的水驱油机理进行实验观察研究得出下列结论。
贾敏效应
2.不利影响及解除方法
3. 有利方面及其应用
有利方面及其应用
1）为防止泥浆失水，采用混油泥浆； 2）防止水层向油层渗入，选用有泡沫或 液珠的堵水剂阻止水的渗入。
泡沫凝胶堵水剂
目前我国大部分油田开发进入到高含水阶段， 长时间的开采，使得储层的物性变差，油井水淹、 水窜现象严重。依靠常规的调剖堵水方法改善注 水井吸水剖面，或是对采油井进行堵水，提高采 收率的效果逐年变差。为了保持油井长时间的稳 产或者是提高油井的产量,降低含水上升速度, 延长 油井的开发寿命，开展了注泡沫凝胶堵水技术的 研究。泡沫凝胶调剖堵水技术不仅有明显的堵水 作用，而且还具有明显的提高驱油效率的作用。
贾敏效应及其应用
石工十班
组员：陈祖裕 张如意
contents
1. 贾敏效应的定义.计算及影响因素
贾敏效应
Jamin effect
2.不利影响及解除方法
3.的流动是有阻 碍的，气泡或液珠对通过孔喉的液流所产生的阻力 效应叫贾敏效应
贾敏效应的计算
贾敏效应随渗透率降低而增强，随含 油饱和度降低，分散油滴、油珠增多，贾 敏效应增强，也就是说，在低渗透和特低 渗透油田开发中，随着开发程度加深，贾 敏效应增强。消除贾敏效应在目前技术条 件下很难实现，因此，尽可能预防或减弱 贾敏效应是特低渗透油田高效开发的有效 途径。
减弱贾敏效应的方法
(1）增大毛细孔半径，用酸化或压 裂的方法解决； （2）增大注采压差和减小油水界面 张力
增大注采压差方法
根据专家对贾敏效应的研究，只有通过提高注采系统注水 压力使压力梯度达到107Ｐa/m的数量级才可以在一定程度上削 弱贾敏效应，但在实际油田注水开发中，一些卡断的油滴根本 无法用常规水驱技术采出（这就是低渗透油田开发中常见早期 产量高，油井见水后产量和液量均下降的主要原因），且无论 如何加大注入压力也不会使产量和液量提高。储层岩石的破裂 压力（一般为１０ＭＰａ数量级）和裂缝开启压力均小于油滴 贾敏效应所产生的附加阻力，过高的注入压力往往会导致水窜， 说明通过增大注采压差不是一种削弱贾敏效应的合理方式。
水锁效应和贾敏效应
水锁效应和贾敏效应都是指微观物质在高压条件下的行为变化。
水锁效应，主要发生在油气开发过程中，当钻井液、完井液侵入石油储集层后，会造成近井壁处油气相渗透率降低的现象。
这种效应的原因是液体进入储层后，会改变原始的渗透性，使渗透性变差，甚至完全丧失。
实践表明，压裂液的反排率通常很低，大量的压裂液滞留在地层中引起了水锁效应，这对非常规油气的开发是极为不利的。
贾敏效应则是指微小颗粒在液体中由于受到液体分子间的吸引力而产生的聚集现象。
这种现象可以导致颗粒的聚集和沉淀，从而影响流体的流动性和稳定性。
在油气开发中，贾敏效应可能会导致储层的伤害，影响油气的开采和生产。
成岩作用与敏感性(一)
粘土矿物特征
80
区块 白豹 平均值 姬塬 平均值 西峰 井号 白209 60 白124 白210-27 层位 长6 长6 长6
75.7 粘土矿物X-衍射分析结果对比表
伊利石 20.3 17.1 20.4 19.3 长4+5 17.1 长4+5 17.1 长4+5 17.2 17.1 19.3 长8 40.4 长8 59.9 长8 35.2 4.7 27.9 长8 40.9 蒙皂石
陆源碎屑特征
1.1碎屑特征
60 50 40 30 20 10 0 石英 长石 岩屑 云母 27.19 27.6 21.1 41.88 32.08 27.94
白209井，长6，2056.6m岩屑长石砂岩
51.6
姬嫄耿43井区 白豹白209井区 西峰白马中区
11.7311.5 4.12
白239井 长63
3.5
混层比 （%S）
西32-16
伊/蒙混层 伊利石(I) (I/S) 西32-16
绿泥石(C)
西峰地区的粘土矿物含量总体减少，但减少的幅度不大。粘土矿物中绿泥石的 含量基本上没有变化，说明在该区块绿泥石以叶片状吸附于颗粒表面比较稳定。 伊利石的含量减少幅度较大，减少了70%，说明在该区块伊利石容易被冲刷迁 移。伊蒙混层含量增加，混层比由小于10%上升到15%。
1.3粒度分析
粒度分析评价标准
评价指标 范围 标准偏差 （σ1） 分选程度 范围 偏态 范围 尖度（KG） 平坦程度 <0.35 极好 -1~-0.3 很负偏态 <0.67 很平坦 0.35~0.5 好 -0.3~-0.1 负偏态 0.67~-0.9 平坦 评价等级 0.5~0.71 较好 -0.1~-0.1 近于对称 0.9~1.11 中等（正 态） 0.71~1 中等 0.1~-0.3 正偏态 1.11~1.56 尖锐 1~2 较差 -0.3~1 很正偏态 1.56~3 很尖锐 >3 非常尖锐 2~4 差 >4 极 差 -
油藏物理名词解释123
岩石物理性质 petrophysical properties指岩石的力学、热学、电学、声学、放射学等各种参数和物理量，在力学特性上包括渗流特性、机械特性（硬度、弹性、压缩和拉伸性、可钻性、剪切性、塑性等）。
流体物理性质 fluid properties油层流体是指油层中储集的油、气、水，它们的物理性质主要包括各种特性参数、相态特征、体积特征、流动特征、相互之间的作用特征及驱替特征等。
水基泥浆取心 water-base mud coring水基泥浆钻井时所进行的取心作业。
油基泥浆取心 oil-base mud coring油基泥浆钻井时所进行的取心作业；它保证所取岩心不受外来水侵扰，通常在需要测取油层初始油（水）饱和度时选用。
岩心 core利用钻井取心工具获取的地下或地面岩层的岩石。
岩样 core sample从岩心上钻取的供分析化验、实验研究用的小样（一般长 2.5cm～10.0cm、直径 2.5cm～3.8cm）。
井壁取心 sidewall coring用井壁取心器从井壁获取地层岩石的取心方法。
岩心收获率 core recovery指取出岩心的长度与取心时钻井进尺之比，以百分数表示。
密闭取心 sealing core drilling用密闭技术，使取出的岩心保持地层条件下流体饱和状态的取心方法。
保压取心 pressure coring用特殊取心工艺和器具，使取出的岩心能保持地层压力的取心方法。
定向取心 orientational coring能知道所取岩心在地层中所处方位的取心方法。
冷冻取心 freezing core用冷冻来防止岩石中流体损失和胶结疏松砂岩岩心破碎的岩心保护方法。
常规岩心分析 routine core analysis常规岩心分析分为部分分析和全分析。
部分分析是使用新鲜或者经过保护处理的岩样只进行孔隙度和空气渗透率的测定。
特殊岩心分析 special core analysis是毛细管压力、液相渗透率、两相或三相相对渗透率、敏感性、润湿性、压缩性、热物性、电性等岩心专项分析项目的总称。
新型非离子表面活性剂减缓水锁效应和贾敏效应的
1.1.2 低渗透油藏开采方式............................................................................ 2
剂用量为 0.5%，反应时间为 4h。经过提纯后的目标产物，利用红外光谱、元素
分析进行结构表征，结果表明其结构与预计产物一致。
通过一系列室内实验，对合成的非离子表面活性剂进行性能评价。结果显示，
硬脂酸葡萄糖酯甲苷马来酸双酯的表面活性很强，最低表面张力能够达到
20.86mN/m，在较短的时间内能使油水界面张力下降到 10-3mN/m，具有良好的
消泡、乳化、分散、润湿、增溶等多方面的优良性能，而且表面活性效率高，水
溶性强，易生物降解，所以非离子表面活性剂在三次采油中的应用越来越受到广大Fra bibliotek田工作者的关注。
本文以葡萄糖、甲醇、马来酸酐以及硬脂酸为原料，磷酸、对苯甲酸为催化
剂合成了新型的非离子双子表面活性剂硬脂酸葡萄糖酯甲苷马来酸双酯，并且对
其合成条件进行优化实验，得到最佳反应条件如下，即反应温度为 120℃，催化
Water Blocking and Jamin Effect
Abstract
Water blocking and jamin effect are the main factors which lead to water
flooding pressure go up, and difficult to inject water, then lower the recovery
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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
0.8 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）
-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。
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
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
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
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
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）
（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。
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
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
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。
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。
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）
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
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
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
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
30
35
40
45
50
注入体积倍数
注入体积倍数