海拉尔油田油藏开发设计.doc

摘 要油藏开发设计是油田开发的总体规划和具体实施的全面系统的计划和部署，是油藏投入开发的基础和依据。海拉尔油藏属于典型的低渗透古潜山油藏，具有良好的勘探前景，所以设计科学、先进、合理的开发方案是海拉尔油田始终遵循的一条基本原则，也是油田开发取得高水平、高效益的首要关键。本文主要阐述了海拉尔油田的概况，油田地质特征，油藏工程设计以及方案实施要求等内容。本设计首先介绍了海拉尔油田的地貌特征以及生成的油气藏组合，为以后的设计提供了初步的判断；然后分析了油藏的构造特征与储集特征，为以后的设计提供依据；接着根据实际的情况判断出该油藏属于正常压力与温度下的油藏系统以及原油的性质；然后根据储集层的渗流物性特征做出相对渗透率曲线。最后，通过不同的方法确定了该油田的开发方式，井网与井距以及采收率。关键词：油田开发，方案设计，采收率AbstractReservoir development design is the overall planning of oilfield development and the implementation of the comprehensive system plan, deployment, and it is the basis for development of reservoir input. Reservoir of low permeability is typical of the reservoir belongs to the Ancient hide reservoir, and it has good exploration prospects, So design science, advanced and reasonable development plan is always a basic principle of Reservoir of Haliar , it is also the primary key to have a high level of oilfield development. This paper expounds the general situation of the oil field, oil field geological characteristics, reservoir engineering design and plan implementation requirements, etc. This design first introduced the features of the landscape, oil field features and generated combination of reservoir, design provided the preliminary judgment for the following; Then analyzed the structural characteristics of the reservoir and reservoir characteristics, provides the basis for the following design; Then according to the actual situation of the judgment that the reservoir belongs to the normal pressure and temperature and the nature of the crude oil reservoir system; And then based on the reservoir physical property characteristics of seepage make relative permeability curve. Finally, through the different methods to determine the oilfield development mode, the well nets and well spacing and recovery. Key words: Oil field development, Design, Recovery rat目 录1 前 言11.1 目的及意义11.2 研究现状及发展趋势12 油田概况52.1 油田的地理位置52.2油田的地貌特征52.3 现有油井分布62.4 油田油气藏组合73 油田地质特征93.1 油藏的构造特征93.2 油藏的储层特征93.2.1 岩石类型93.2.2 储集类型93.2.3 孔隙结构特征103.2.4 储层物性特征113.3 流体分布及油藏类型123.3.1 原油性质123.3.2 油藏类型123.3.3 油藏驱动类型133.4 压力与温度系统133.4.1 地层压力133.4.2 地层温度134 储层渗流物性特征144.1 储层岩石的润湿性144.2 储层岩石的敏感性144.3 毛细管力曲线194.3.1 J函数数学模型194.3.2 毛管压力曲线平均化原理204.4 油水相对渗透率曲线205 油藏开发方案设计265.1 开发原则265.2 开发层系265.2.1 划分开发层系的意义265.2.2 划分开发层系的原则265.2.3 确定开发层系275.3 开发方式285.4 井网井距295.4.1 井网形式的分析295.4.2 采油速度法295.4.3 经验法315.4.4 结果对比325.5 采收率的预测335.5.1 类比法335.5.2 经验公式法345.5.3 分流量曲线法365.6 采收率的确定366 结 论38谢 辞39参考文献40III1 前 言1.1 目的及意义本文主要研究了该油藏的地质特征以及测试资料并且在此基础之上对毛管压力曲线、相渗曲线进行归一化、平均化，计算了无因次采液、无因次采油指数和驱油效率；对储层岩石的敏感性进行评价；利用类比法、不同的经验公式法、分流量曲线法等方法详细论证了该区块的采收率；利用采油速度法、经验法对该区块的井网井距进行了仔细的计算，给出了适合该区块的最佳井距。通过这些方面的研究进一步认识了低渗透油藏地质、渗流机理等特征，对类似的储层开发具有一定的指导意义。1.2 研究现状及发展趋势（1）研究状况海拉尔油田属于低渗透油藏。低渗透油气藏最早是于1871年在发现美国勃莱德福油田开始提出的，油井初期日产原油27t。我国最早的低渗透藏是在1959年于黑龙江发现的。此后，在松辽盆地、北部湾盆地、陕甘宁盆地、准噶尔盆地等都相继发现了一些低渗透油田，但都影响不大。直到上世纪70年代中期，在华北盆地冀中锄陷任丘构造的上元古界中发现了低渗透型高产油气流。从此低渗透才引起了国内外地质界的广泛注意。国内有关低渗透的各类文章、期刊等也日趋增多。后来我国又相继在辽河、大港、胜利等地区发现了各种类型的低渗透油藏，从而揭开了大规模勘探开发低渗透油田的序幕。在上世纪80年代塔里木盆地雅克拉构造上古生代低渗透中获得工业性油气流之后，上世纪90年代初期，塔中寒武纪中产出了高产油气流。低渗透油气藏的发现不仅为我国提供后备油气储量提供了坚实的物质基础，有着重要的经济和政治意义，同时也丰富和扩展了石油地质理论的内涵。经过近30多年的勘探实践和理论探索，在低渗透型油藏的研究方面已经取得了丰硕成果。低渗透油藏开发难点：（1）油层孔喉细小、比表面积大、渗透率低低渗透油层以小微孔隙和细微细喉道为主,平均孔隙直径为2643m,喉道半径中值0.12.0m,比表面积220 m2/g。储层孔喉细小和比表面积大,不仅直接形成了渗透率低的结果,而且是低渗透油层一系列开采特征的根本原因。（2）渗透规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度低渗透储层由于孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈,其渗流规律不遵循达西定律,具有非达西型渗流特征。渗流直线段的延长线不通过坐标原点(达西型渗流通过坐标原点),而与压力梯度轴相交,其交点即为启动压力梯度,渗透率越低,启动压力梯度越大。（3）弹性能量小，利用天然能量方式开采其压力和产量下降快低渗透油田由于储层连通性差、渗流阻力大,一般边、底水都不活跃,弹性能量很小。（4）地应力对开发效果具有重要影响低渗透油田通常进行压裂开发,地应力的大小和方向在很大程度上制约着压裂裂缝的形状和延伸方向。故开发方案必须考虑地应力的作用和影响。（5）油井见水后产液（油）指数大幅下降由于油水粘度比和岩石润湿性等多种因素的影响,低渗透油井见水后产液(油)指数大幅度下降。当含水达到50%60%时,无因次产液指数最低,只有0.4左右,无因次采油指数更低,只有0.15左右。对油井见水后的提液和稳产造成极大困难。（6）裂缝性低渗透砂岩油田沿裂缝方向油井水窜、水淹严重我国带裂缝的砂岩油田其基质岩块绝大多数都是低渗透油层,构成裂缝性低渗透砂岩油田。这类油田注水井吸水能力高,沿裂缝方向的油井水窜、水淹现象十分严重。由于低渗透油田的客观地质特点(主要是生产能力低),造成了开发过程中的诸多突出矛盾。在诸多矛盾中开发技术需要和经济效益要求这一对矛盾是主要矛盾,即从开发好低渗透油田出发,需要较多的技术和资金投入,如钻井和注水等,而投入较多,又会降低经济效益,甚至没有效益。在这一对矛盾中,技术措施又是矛盾的主要方面。因为技术措施的恰当、正确与否,直接影响着经济效益的高低与好坏。我们认为,需要以辩证的思想方法和观点来分析、认识这种矛盾,以开拓、进取的精神去处理、解决这个矛盾。投入的技术、资金太少,不适应低渗透油田的基本需要,就不可能开发好低渗透油田,也就没有经济效益可言,这将会使已花费的大量勘探资金长期积压起来,甚至沉没。如果投入的技术、资金适当增加,能够适应低渗透油田的基本要求,则可以提高油井产量,加快资金回收速度,提高原油最终采收率,增加总的产出值,这样可以相对地改善低渗透油田开发的经济效益。在低渗透油田开发的具体工作中,一方面对于必要的环节,采用先进、实用的技术(如高效注水、总体压裂等),努力提高油井产量,另一方面又要尽可能地简化工艺技术流程,千方百计减少投资,节省费用,降低成本。只有这样,才能使更多的低渗透油田“活”起来,使低渗透油田开发的效果和效益日益改善和提高。当然,最后还是要以经济效益为准则(没有经济效益不能开发),进行综合评价、论证和决策。（2）发展趋势虽然贝尔凹陷已经具有一定的勘探规模，但是仍主要集中在南屯组至兴安岭群之间，虽然在海拉尔内部同样发现了一定的工业油气流，但是成功率较小，分布的面积有限；并且对于认知潜山幕的地层状态，断裂发育，油气储集的空间和形式以及油气的来源等等都存在一定的难度，所以，低渗透的研究已经是一个不可回避的问题；贝尔凹陷布海拉尔油田总体上构造比较复杂，油气藏类型尚不明确。目前所钻探井大部分集中在苏德尔特潜山构造带上， 因此应该在全面落实、寻找新的含油气圈闭并进行综合评价的同时，开展油藏的解剖工作，分析油气成藏的主控因素，建立油气成藏模式；开展油气运移通道研究工作，预测油气运移路径和运移方向，分析油气运移通道形成所需地质条件，在油气运移通道汇聚的结合点寻找新的含油气圈闭目标。（3）研究思路在充分利用研究区现有油气生、储、盖各种地质、地化和分析测试资料的基础上，对海拉尔油田的油田概况，地质特征进行研究分析对比，从而得到符合油田实际环境的开发方案。2 油田概况2.1 油田的地理位置海拉尔盆地位于内蒙古自治区呼伦贝尔境内，是一个中、新生代陆相沉积盆地，面积30102。图2.1 贝尔凹陷地理位置2.2油田的地貌特征由图2.1可以看出，兴安岭群沉积之前，贝尔地区高低不平，总体趋势为四周高中部低的沉积盆地，但盆地中部仍存在湖心岛或洼中高地，岩溶高地和岩溶斜坡主要分布在苏乃诺尔构造带、呼和诺仁构造带及贝尔东部和南部地区。另外，苏德尔特和霍多莫尔背斜构造带也处于岩溶有利区。对比兴安岭群沉积之前古地貌和现今基岩顶面（T5）构造图（见图2.2）可以看出，由于构造运动作用使二者存在一定差异，这种差异表现为三种情况1：（1）古低今高区，如贝30及其以北区域，在古地貌图上表现为地势较低的低凸起，而现今古构造图相对较高；（2）古高今低区，如贝25井区，在古地貌图上地势相对较高，但现今构造上相对较低；（3）古今均高。图2.2 基岩顶面（T5）构造图2.3 现有油井分布在贝尔凹陷海拉尔群已完成钻井30余口，其中28口井获工业油流，2口井获低产油流，充分展示了潜山巨大的勘探潜力。油气主要集中在中期潜山带，且与长期继承性活动的断裂有关，其油气藏类型主要为潜山内部裂缝带油气藏，见少量的断裂破碎带和顶部基岩风化壳油气藏。在剖面上以距海拉尔群顶界20m线为界，下为潜山内部裂缝带油气藏，之上为基岩风化壳油气藏。图2.3 油田现有油井分布图2.4 油田油气藏组合贝尔凹陷在平面上可以划分3个生油气区：包尔陶勒盖生油气区（西北洼陷）、敖脑海生油气区（中部洼陷）和代黑呼都生油气区（东南洼陷）。各个生油气区的范围、成熟生油岩的厚度、母质类型及有机质丰度等方面都有较大的差异。在剖面上，贝尔凹陷各主要沉积地层构成了3个良好的生、储、盖组合，形成了中部、上部和下部3个成藏系统。中部成藏系统由铜钵庙组、南屯组和大磨拐河组构成，各套地层均具有自身的生烃源岩，与其间所夹的粗粒岩性构成最佳的生、储、盖组合；上部成藏系统包括了伊敏组地层，有利于捕集来自下部的油气；下部成藏系统包括了海拉尔群和古生界顶部地层，有利于形成潜山风化壳油气藏。按生油岩与储集层和盖层间的空间关系，划分出自生自储型成藏组合和它生它储型成藏组合。（1）自生自储型成藏组合：分布于中部成藏系统之中，包括了南屯组、大磨拐河组一段以及可能的铜钵庙组3套自生自储型油气成藏组合。其中南屯组湖相三角洲发育，暗色泥岩与三角洲砂体频繁互层；大一段湖相暗色泥岩更为发育，浊积砂岩与暗色泥岩间呈互层。两者构成了本区条件最好的成藏组合。铜钵庙组以粗粒沉积为主，若其中暗色湖泥发育，则同样是有利的自生自储型成藏组合；（2）它生它储型成藏组合：抛开层系界线，贝尔凹陷发育了多套下生上储、上生下储等成藏组合。其中最为常见的是大一段（生油岩）南屯组（储集层）大一段（盖层）组合、南屯组一段（生油岩）南屯组二段（储集层）大一段（盖层）以及大一段（生油岩）大二段（储集层）伊敏组（盖层）等组合。由于贝尔凹陷发育多套生储盖层组合，运移条件较复杂，形成了多样式的油气成藏组合。如在贝301区块，南屯组一段（K1n1）和二段下部（K1n12）构成了烃源岩，南二段上部（K1n22）构成了储集层，而大一段（K1d1）泥岩构成了盖层，从而形成了良好的生储盖层配置，有利于油气的大规模成藏聚集。拉张断裂是贝尔凹陷形成的主控因素，差异升降和风化剥蚀为新生古储型油气成藏组合奠定了基础。如果说上述成藏组合均集中在下白垩统内部，则侏罗系和古生界（断陷基底）的参与使该地区的成藏组合进一步复杂化。白垩系主力生油层（南屯组和大一段）下伏的布达特群（侏罗系）和古生界地层风化壳通常与活动断裂相邻，构造高部位的残余断块十分有利于潜山基底型油藏的形成。由于上述两种成藏组合的普遍存在，南屯组和大磨拐河组构成了油气成藏组合的主要层系和勘探的主体层位。从油气显示的活跃程度看，南屯组二段和大磨拐河组的油气显示频率居各层段之首，其中在贝尔凹陷301区块试获工业油流2。3 油田地质特征3.1 油藏的构造特征地震剖面显示，盆地内发育背斜、断背斜、断鼻、断块和基岩凸起等多种圈闭类型，其分布规律是：断鼻构造主要分布在边界断层或主干断层附近，断块主要发育在断阶带、扭动带、斜坡带、断背斜、背斜等分布在张扭断层上盘或具基底微凸起的部位。但这里值得重视的是：北西向的传递带产生的构造型式和圈闭要比断陷其它部位更集中、规模更大，并且可以产生异常的构造型式，例如小断层倾斜方向的变化以及断层方向或强度的变化均可在传递带中发生。因此，油气在传递带的集中程度也要比其它地区要高一些。乌尔逊断陷中的巴彦塔拉传递带目前已有数口钻井获得油气流和少量油气流，展现了良好的勘探前景。3.2 油藏的储层特征3.2.1 岩石类型海拉尔群岩石类型为四类：碎屑熔岩类，火山碎屑岩类，火山沉积岩类和陆源碎屑岩类。岩石尚为发生变质，但普遍遭受热流体的低温热液蚀变作用。3.2.2 储集类型海拉尔储集类型分孔隙型和裂缝型两大类，详细划分孔隙型包括斜长石溶蚀孔隙，填隙物晶间孔隙；裂缝型分为溶解裂缝孔洞以及未充填裂缝，属于双孔隙介质储层。表3-1 海拉尔孔隙类型划分及孔隙特征孔隙类型孔隙特征裂缝孔洞孔隙溶蚀，溶解串珠状裂缝-孔洞，边部残留铁边云石脉裂缝孔隙切穿碎屑颗粒的裂缝，缝壁垂直溶蚀孔隙溶蚀粒间孔隙粒间遭受溶蚀后形成的孔隙溶蚀粒内孔隙碎屑颗粒及岩屑内部被溶解后形成的孔隙溶蚀填隙物内孔隙填系物被溶解形成的孔隙溶解裂缝孔隙流体沿岩石裂缝渗流，缝面两侧岩石有微溶现象3.2.3 孔隙结构特征表3-2 孔隙类型划分标准级别范围平均范围平均范围平均范围平均差（IIIB）0.01-0.340.1080.3-9.94.640.027-0.0650.040.012-0.0420.02差（IIIA）0.02-5.830.7741.1-17.213.040.058-5.3151.560.023-1.1870.36中（IIB）0.05-21.32.6569.1-24.316.860.264-5.3112.310.082-1.3120.57中（IIA）30.1-15784.4718.6-27.724.953.356-11.5966.661.003-4.3122.05好（I）315-956563.425.3-29.427.945.301-20.48815.20.986-7.7295.15级别SpSmax（%）Pd（Mpa）范围平均范围平均范围平均范围平均差（IIIB）0.0040.0040.934-1.1541.18318.569-34.28.611.228-27.5018.6差（IIIA）0.004-1.10.0461.462-3.8122.841.825-7362.20.138-12.6371.21中（IIB）0.033-0.50.1621.63-3.8723.0367.783-9380.70.138-2.7870.51依照表中孔隙类型划分标准3，对研究区各层系的孔隙结构类型分析如下：海拉尔岩石孔隙结构类型为类和类，主要分布在贝12井、贝14井、贝15井和霍1井。类孔隙结构分布于贝12井1705.20-1709.14m。压汞曲线的平台位于中部，平缓段较长，较倾斜，说明喉道半径一般，喉道的分布集中，分选较好。从喉道大小分布来看，喉道分布呈双峰型，喉道分布较为集中，峰位分别在0.04和1.0左右，峰值分别为11.5和17.6；渗透率贡献主要峰值分别在1.0左右，贡献大小分别为51。类孔隙结构分布于贝15井2215.90-2230.15m和霍3井2207.12-2213.20m，从压汞曲线来看，平台位于右上部，倾斜大，延长短，表明喉道的分布不集中，分选不好，喉道半径小。从喉道大小分布来看，喉道分布呈双峰型，喉道分布较为集中，峰位分别在0.02和0.25左右，峰位相对偏小，峰值分别为7.08%、8.34和13.9、8.94；渗透率贡献主要峰值都在0.25左右，贡献大小分别为82.5和66.6。主要岩性为凝灰岩和凝灰质泥岩。3.2.4 储层物性特征海拉尔的孔渗资料相对较少，井深跨度较大（1699.72369.41m），且主要分布在苏德尔特地区，少量分布在霍多莫尔地区，呼和诺仁地区。从总体上看，海拉尔的孔隙度的最大值为12.5，最小值0.1，平均4.4；渗透率的最大值为13.810，最小值010，平均0.310。再从分区看，霍多莫尔地区孔隙度的最大值为6.6，最小值0.6，平均3.3，主要集中在05，约占整体的73.68；渗透率的最大值为0.2610，最小值010，平均0.0710，集中在小于110范围内。苏德尔特地区孔隙度的最大值为12.5，最小值0.1，平均4.6，主要集中在05，约占整体的60.55；渗透率的最大值为13.810，最小值010，平均0.3410，主要集中在小于110范围内，约占整体的94.50。从两个区比较来看，海拉尔群苏德尔特地区孔隙度明显比霍多莫尔地区的孔隙度好，渗透率虽然都集中在小于1010范围内，但苏德尔特渗透率在11010约占整体的4.59，整体上苏德尔特地区渗透率也比霍多莫尔地区渗透率好4。而且孔隙度高的地方，渗透率也相应的高；反之孔隙度低的地方，渗透率也相应的低。再从孔隙度与渗透率关系可知，海拉尔群的孔隙度与渗透率呈正相关关系。但在裂缝的发育带，其相关性（即斜率）要比裂缝不发育带要大。3.3 流体分布及油藏类型3.3.1 原油性质（1）油质较轻。地面原油密度为0.8322-0.8489；（2）粘度小。粘度在2.12-3.34；（3）胶质含量高，沥青质含量低。胶质含量平均在17.3%，沥青质含均在0.14%；（4）含蜡量高。含蜡量为15.9%；（5）凝固点高，为28oC。3.3.2 油藏类型按照贝尔凹陷海拉尔群潜山油气藏在潜山中的分布位置和储集层类型，可将其划分为两类：一类为潜山顶部基岩风化壳油气藏。这种油气藏主要分布在潜山顶部，储集空间以孔洞、裂缝为主，具有统一的油气水界面，主要受不整合面和断裂的共同控制，例如贝10井、贝15井、贝16井、贝28井、贝38井、贝42井、贝30井的海拉尔群潜山油气藏。另一类为潜山内部裂缝或破碎带油气藏，这种油气藏主要分布在潜山的内部，储集空间以裂缝为主，裂缝彼此构成网络，不具统一的油气水界面，主要受断裂控制。如贝12井、贝14井、贝40井、德1122227井、德1152149井、德1242137井的海拉尔群潜山油气藏。3.3.3 油藏驱动类型所谓油藏的驱动方式，就是指油藏在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱出油气。海拉尔油藏为古潜山油藏，通常采用边水驱动方式。原因有三点：（1）此类油藏一般裂缝比较发育，主要渗流通道是裂缝；（2）由于裂缝呈网状，井间层间沟通比较好；（3）相对层状砂岩含油高度或油层厚度都要大得多，重力作用结果，水先占据油藏低部位或油层底部。3.4 压力与温度系统3.4.1 地层压力海拉尔低渗透油藏压力系数在0.86-1.01之间，平均压力系数0.97。为正常压力油藏。3.4.2 地层温度地层温度在66.7-77.2，地温梯度在4.0-4.2/100m，平均4.09/100m，属正常地温梯度。4 储层渗流物性特征4.1 储层岩石的润湿性表4-1 岩石的润湿性评价指标岩石的润湿性岩石的润湿指数强亲水弱亲水强亲油弱亲油上表为岩石润湿性评价指标。按照自吸法测量海拉尔油田贝尔凹陷区域的岩石润湿性指数可得：相对润湿指数为0.06到0.12，属于弱亲水性。4.2 储层岩石的敏感性速敏、水敏、酸敏、碱敏和盐敏，通称“五敏”。研究储层岩石敏感性的目的在于了解储层在注水开发中可能发生伤害的类型及程度，以防止和减小储层岩石的敏感性特征对储层渗流能力的影响。应用室内实验的方法，对贝12井储层岩心进行了速敏、酸敏、碱敏、盐敏及应力敏感的敏感性评价，并在储层地质特征和岩石学特征研究成果的基础上，对贝12井储层的潜在损害因素进行了分析。按照中华人民共和国石油天然气行业标准储层敏感性流动实验评价方法SY/T53582002相关方法进行敏感性实验评价。储层岩心平均渗透率0.030.4210，储层总有效孔隙度平均在3.089.27%。孔隙度与渗透率大致成正比例关系。（1）速敏分析速敏性是指储层的流体在流动时流速冲刷作用引起渗透率下降的现象。速敏性分析的目的是了解储层在不同的流体流动速度的条件下，渗透率变化的过程，从而找出渗透率明显下降的临界流速，用于确定合适的注入速度。采用模拟地层水进行水流速敏实验，改变水流速度，测定渗透率变化值，利用公式进行计算，其渗透率损害率公式计算为: （4-1）式中：k1速敏性引起的渗透率损害率，%；w1临界流速前岩样渗透率的最小值；min临界流速后岩样渗透率的值。表4-2 速敏损害程度评价指标渗透率损害率（%）损害程度（%）无弱中等偏弱中等偏强强速敏损害程度评价指标见上表5。岩心进行了速敏性评价，即测定在注入流速不断增加的条件下，岩心渗透率的变化。按SY/T53582002相关方法按如下流量依次测定：0.1、0.25、0.5、0.75、1、1.5、2、3、4、5、6。流体泵最小流量可以精确到0.001ml/min，最高压力可达30MPa，具有恒压恒速的功能。（2）水敏分析水敏性是指与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘土矿物膨胀、分散、运移而导致造成渗透率下降的现象。其目的是了解粘土矿物膨胀、分散、运移的过程及最终使地层渗透率下降的程度。水敏指数计算式为： （4-2）式中：w水敏指数；w用地层水测定的岩样渗透率；用蒸馏水测定的岩样渗透率。表4-3 水敏性评价指标水敏指数水敏损害程度无水敏弱水敏中等偏弱水敏中等偏强水敏强水敏极强水敏水敏性评价指标见上表6。对储层岩心做水敏性评价实验，即在实验条件下，测定岩心在地层水、次地层水、蒸馏水驱替时的渗透率变化情况。根据水敏性分析可得：水敏指数0.89，属于强水敏。（3）酸敏分析酸敏性是指进入地层与地层中的酸敏性矿物发生反应产生沉淀或释放出可运移微粒，使地层渗透率下降的现象。储层的酸敏性与储层中所含矿物有关。酸敏指数计算公式为： （4-3）式中：酸敏指数；酸处理前用与地层水相同矿化度的KCL盐水测定的渗透率；酸处理后用与地层水相同矿化度的KCL盐水测定的渗透率。表4-4 酸敏性评价指标酸敏指数（%）酸敏伤害程度弱酸敏中等偏弱酸敏中等偏强酸敏强酸敏极强酸敏对岩心进行了酸敏性评价，所用酸液类型为12%的盐酸，测定在反注酸前后的岩心渗透率变化。根据岩石酸敏性分析可得：酸敏指数70.20，极强酸敏。（4）碱敏分析碱敏性是指碱性流体进入储层，与储层矿物发生化学反应，造成反应物沉淀以及胶结物被溶解产生的碎屑微粒堵塞孔喉，导致储层渗透能力下降的现象。地层水PH值一般呈中性或弱碱性，而大多数钻井液的PH值在812之间。当高PH值流体进入油气层后，将造成油气层中粘土矿物和硅质胶结的结构破坏，溶解后形成大量微粒，造成孔喉堵塞。此外，大量的氢氧根与某些二价阳离子结合会生成不溶物，造成油气层的堵塞伤害。碱敏指数计算公式为: （4-4）式中：碱敏指数；初始KCL盐水测定的渗透率；系列碱液测定的渗透率。表4-5 碱敏评价指标碱敏指数（%）碱敏损害程度IB5弱碱敏中等偏弱碱敏中等偏强碱敏强碱敏极强碱敏对岩心进行了碱敏性实验7，先配制与地层水同矿化度的KCL溶液，测定在不断增加KCL溶液PH值的条件下，岩心的渗透率的变化。实验时调整PH值从613变化。根据岩石碱敏性分析可知：临界PH值：7.2，碱敏指数：43.9，中等偏强碱敏。（5）盐敏分析盐敏性是指地层在浓度递减的系列盐溶液中，由于粘土的水化膨胀而导致渗透率下降的现象。目的是为了了解地层岩心在原始地层水或现场用盐水矿化度不断下降的条件下，其渗透率变化过程，从而找出渗透率明显下降的临界矿化度。对岩心进行了盐敏性评价，即在不断减少地层水矿化度的情况下，岩心渗透率的变化。实验盐水的矿化度依次为45663mg/L、36582mg/L、20000mg/L、10000mg/L、5000mg/L、0mg/L（蒸馏水）。渗透率随着矿化度的增加而减小则说明其存在盐敏性。（6）应力敏感分析根据SY/T5358-2002中的方法，对储层岩心进行了应力敏感性实验。在整个实验过程中，首先逐渐增加围压至储层最大上覆压力测得升压应力敏感曲线，然后再逐渐降低围压至初始值得到降压应力敏感曲线。4.3 毛细管力曲线根据毛管压力曲线可以直接或间接地确定储层的渗流参数，研究岩石孔隙结构、评价岩石物性及储集性能的优劣等。4.3.1 J函数数学模型油藏开发中需要毛管压力曲线来估计油藏中流体初始的垂向饱和度分布。实验室能够测定某油气藏特定岩心的毛管压力曲线，但是一块岩心的毛管压力曲线要受到渗透率、孔隙度等因素影响。具有不同物性特征的岩心，得到毛管压力曲线是不相同的，它在整个油藏范围内只能代表一点的性质。在整个油藏储层岩石孔隙结构特征研究和油藏数值模拟中，希望得到的是全油藏范围内不同物性参数下的毛管压力。为了消除渗透率和饱和度的影响，可以先对多块实验岩心的毛管压力曲线进行无因次化，然后在此基础上对无因次结果进行平均，得出油气藏的平均J函数曲线。通过J函数曲线，就可以根据油藏实际的物性参数得到不同的毛管力。J函数表达式为： （4-5）式中：岩心的标准化饱和度；油水毛管压力，；截面张力；空气渗透率；孔隙度，小数；润湿接触角。其中：式中：为岩心含水饱和度；为岩心的束缚水饱和度。4.3.2 毛管压力曲线平均化原理毛管力曲线的形态主要受孔隙喉道的分选性及喉道的大小控制。分选性是指岩石孔隙喉道的几何尺寸大小的分散（或集中）程度。岩石孔隙喉道的几何尺寸越集中，则分选性越好，对应的毛管力曲线形态的中间段平缓段越长；喉道半径越大，对应的毛管力曲线的中间段平缓段位置越低。由此可评价岩石的储集性，所以利用最小二乘法进行拟合后进行算术平均得出平均毛管压力曲线。4.4 油水相对渗透率曲线影响相对渗透率曲线的因素很多，如油气藏岩样润湿性、孔隙结构、孔隙度、温度、上覆压力、驱替速度、相间界面和流体流度比等。（1）油水相对渗透率曲线特征实验用水为模拟地层水，油为模拟地层油，实验温度为常温，在实验条件下，模拟水的密度为1.105，粘度为1.178，模拟油的密度为0.835，粘度为0.916，实验方法参考行业标准SY/T5354-1999中的非稳态法，实验岩心的基本资料见表4-68。表4-6 储层水驱油实验岩心基本性质岩样编号WZ取样深度（m）2800孔隙度（%）15.59空气渗透率（10）16.93束缚水饱和度（%）41.22残余油饱和度（%）34.15驱油效率（%）46.8无水采收率（%）38.0残余油时水相渗透率（10）1.742残余油时油相渗透率（10）8.19210.2312等渗点60.22（2）平均相对渗透率曲线从统计的相对渗透率曲线数据中可以看到（表4-6和图4.1），油水相对渗透率具有以下特点：束缚水饱和度高，在39.34-45.79%之间，平均41.65%，说明原始含油饱和度低；残余油饱和度高，在24.45%-36.7%之间，平均31.1%；油相渗透率随含水饱和度增加而迅速下降，水相渗透率随含水饱和度增加而缓慢上升，油水两相渗流范围窄，为26.9-30.0%，平均28.2%；相对渗透率曲线油水两相等渗点的含水饱和度大于50%，呈现了较强的亲水润湿性；无水期驱油效率21.2-39.6%，平均32.8%，含水98%时水驱油效率34.2-43.4%，平均为40.07%；注入水突破时驱替前缘含水饱和度为52.91%，地层平均含水饱和度为60.8%9。图4.1 平均相对渗透率曲线（3）无因次采油指数，采液指数无因次采油指数，采液指数，含水率计算公式为： （4-6） （4-7） （4-8）式中：，不同含水饱和度（或含水）下的油相、水相相对渗透率； 束缚水条件下的最大油相相对渗透率；，油水粘度。表4-7 无因次采油、采液指数数据表0.0000.4151.0000.0000.0001.0001.0000.1000.4500.7920.0290.0630.8370.7840.2000.4780.5780.0580.1580.6740.5680.3000.5090.3720.0860.3120.5110.3520.4000.5310.1810.1140.5360.3910.1810.5000.5620.1300.1420.6780.3820.1170.6000.5930.0700.1670.8170.3690.0700.7000.6140.0140.1850.9710.3500.0150.8000.6450.0030.2030.9960.3690.0020.9000.6670.0000.2300.9990.4210.0001.0000.7000.0000.2591.0000.4730.000图4.2 无因次采油，无因次采液与含水率关系由图4.2和表4-7可以看出，随着水驱程度的不断加深，无因次采油指数、无因次采液指数的变化规律：无因次采油指数随含水率的上升下降较快；无因次采液指数在含水率为36%以前，迅速下降；之后下降幅度变缓。含水率达到58%时，达到最低为0.44；进入高含水阶段后采液指数变化不大。