注水开发动态地质分析课件.ppt
第十章 注水开发动态地质分析,油藏一经开采，一部分油气被采出，一部分成为剩余油气，储层岩石和流体与外来流体接触，发生各种物理化学作用，对开发过程中的油水运动产生影响,开发动态地质分析就是阐明开发过程中的油藏流体运动规律及剩余油分布，分析储层与流体性质在开发过程中的动态变化及其对开发的影响，为开发方案和提高油气采收率提供必要的地质依据。,第一节 油水运动规律第二节 剩余油的形成与分布第三节 储层与流体性质的动态变化,第十章 注水开发动态地质分析,第一节 油水运动规律,在注水开发过程中，地下油水分布会发生很多变化。下面从层内、层间和平面介绍地下油水运动的控制因素及分布规律。,一 层内油水运动规律 层内油水运动受储层层内非均质性的控制，即主要受储层的韵律性、层理类型以及夹层分布等影响。（一）不同韵律性油层的水驱油特征1.正韵律 正韵律类型储层，相对高渗透段位于中下部，加上流体重力分异作用，导致垂向上储层中下部首先水淹，随着开发的不断进行，其水淹程度不断变强；上部由于相对渗透率低，水淹程度明显低于下部。,第一节 油水运动规律,2.反韵律 受渗透率和流体重力分异作用双重控制，总体上来讲其垂向上水淹程度的均匀性较正韵律好很多,第一节 油水运动规律,3.多段复合韵律 多段复合韵律储层就单个韵律层而言，开发过程中复合上述正韵律或反韵律的水淹特征，因此多段复合韵律层在垂向上存在水淹程度不均一的特点。,第一节 油水运动规律,4.均质韵律 垂向上水淹程度主要受流体重力分异作用控制，下部水淹程度较上部高。但上、下两部分水淹程度差别较正韵律小，较反韵律大。,第一节 油水运动规律,（二）层理类型与层内油水运动1.不同类型层理的优势渗透率方向 单向斜层理渗透率受颗粒排列方式控制，油水优势运动方向沿着纹层流动，纹层界面和层系界面对油水运动起一定的阻碍作用。交错层理纹层在各部位倾向不同，各层系间渗透率的方向上存在差别，槽状层理在纵剖面上渗透率受颗粒排列的影响，基本平行于古水道，横剖面上渗透率优势方向呈弧形，各层系间相交，情况复杂。,第一节 油水运动规律,第一节 油水运动规律,2.不同类型层理的水淹特征,斜层理：顺层理倾向渗透率高，水淹快，采收率低,交错层理：渗透率低，水淹均匀，采收率高,平行层理：渗透率高，水淹均匀，采收率较高,第一节 油水运动规律,顺层理方向注水：注入水容易窜进，驱油效果差,逆层理方向注水：驱油状况显著改善，驱油效率提高,垂直层理方向注水：驱油效果最好,斜层理,（三）层内夹层对油水运动的影响1.夹层发育部位对油水运动的影响中部夹层：分隔作用强，对流体重力分异作用抑制作用强底部夹层：对油水运动影响小顶部夹层：开发早期，夹层之上不水淹，开发后期，剩余油潜力层段,第一节 油水运动规律,2.夹层规模对油水运动的影响夹层规模：夹层规模越大，分隔作用效果就越好夹层延伸范围：夹层延伸越远，其分隔作用影响越大,3.夹层产状对油水运动的影响夹层存在倾角情况下，油水的运动不是平行于层面，而是平行于夹层面,大庆葡萄花油田厚油层夹层发育情况和水淹特征表面：夹层不发育的层比发育的地层更容易水淹；夹层发育的厚油层水淹段的水淹程度往往比较高没有夹层发育的厚油层以下部水淹为主有夹层发育的厚油层，下部水淹常见，也容易出现多段水淹,二 层间油水运动规律对层间油层运动起主要作用的是层间储层物性和压力状态的差异（一）注水井中的层间差异和层间干扰1.层间吸水差异 层间吸水的差异程度受控于层系内层间的地层系数（有效厚度有效渗透率）的差异，地层系数大，吸水能力大。层间地层系数差异主要受控于渗透率差异,某油田不同单层间油水吸水差异,2.注水井单层突进 层间渗透率差异越大，层间干扰越严重，较高渗透层启动压力低，易水驱形成单层突进,第一节 油水运动规律,（二）产油井中的层间差异和层间干扰1.多层合采时的层间差异物性好、生产压差大的层一般产液量高，物性差，生产压力差小产液量低要将储层性质相似的油层组合在一起，组成统一的开发层系2.生产井流压与层间干扰生产井井底流压大于某一油层压力，发生倒灌现象,（三）层间差异对开发效果影响降低油层动用层数和水淹厚度层间差异使得高吸水层开发程度高，低吸水层或不吸水层的开发程度低，降低了总体合采水淹厚度，也就降低了开发效果,三 平面油水运动规律（一）注入水平面舌进注入水平面舌进受砂体几何形体以及高渗带等平面非均质性控制1.砂体几何形态 砂体几何形体受沉积相控制，沿砂岩的长轴方向容易形成注入水的平面舌进2.平面高渗带 平面高渗带是影响流体平面运动的最直接因素。油井过早见水，无水采收率低，含水上升过快。（二）渗透率的方向性与平面油水运动1.常规储层渗透率方向性垂直渗透率和水平渗透率存在差异；同一水平渗透层，不同方向渗透率不同这是因为不同水流环境下沉积，加上后期成岩作用影响造成渗透率的各向异性,2.断层和裂缝方向性裂缝性储层具双重介质特点，裂缝渗透率孔隙渗透率开发中，注水方向垂直于裂缝走向时开发效果最好注水开发中，地层压力的变化或者注入水使粘土矿物受水膨胀导致地应力发生变化，可能造成断层复活，导致注入水沿断层发生垂向水窜，造成注入水损失,（三）井间干扰井间干扰：某一油井或注水井工作制度的改变，对相邻油井或注水井的产量、压力、注水量产生影响。井距越小，井间干扰越严重；新井投产或投注，导致老井产量或注水量下降必须选择合适的井距和工作制度，才能使井间干扰的程度降到最低,（四）井网控制程度与平面油水运动井网控制程度好坏判断：1.油藏内井网的分布均匀程度 2.井网密度井网密度可用两个参数表示：1.油藏上平均每口井所控制的油藏面积 2.油藏单位面积上的井数,第一节 油水运动规律第二节 剩余油的形成与分布第三节 储层与流体性质的动态变化,第十章 注水开发动态地质分析,油藏投产后，由于钻井、注水、采油等开发工程措施使得油藏变为非平衡系统，油气的采出状况也具有严重的不均一性，一些地区驱替程度低，油气采出程度低，从而形成剩余油的分布,第二节 剩余油的形成与分布,在油田开发过程中，正确评价已开发油藏的剩余油分布，是科学、合理制定提高采收率措施方案的基础，也是油田开发地质工作者的重要任务。,第二节 剩余油的形成与分布,一 剩余油形成机理和分布控制因素（一）剩余油的概念剩余油：油田开发过程中尚未采出而滞留在地下油藏中的原油，通常指注水 开发油田中处于中高含水期时剩余在油藏中的原油按存在方式分为：残余油和可动剩余油剩余油地质储量：指油藏投入开发后地下油藏中尚未采出的油气地质储量。剩余油饱和度：指二次采油末期，油田处于高含水期时剩余在储层中的流体 的原油饱和度残余油饱和度：油层条件下，不可流动的油的饱和度剩余油饱和度残余油饱和度,（二）剩余油分布控制因素油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素1.构造非均质性：油藏构造制约了开发井网的布置，封闭性断层往往是油层边界，构造起伏影响油水运动方向，导致注水开发过程中剩余油分布零散2.储层非均质性：受控于沉积微相，是控制剩余油分布的最重要因素。不同沉积微相单元有不同的孔渗性、孔隙结构和渗流特征，也具有不同的水驱油效率和剩余油特征,第二节 剩余油的形成与分布,流水沿着河道物性好的下游方向突进，然后才向河道上游和两侧扩展非河道储层水驱效果差，剩余油饱和度较高,二、剩余油分布的基本特点（一）未动用的剩余油层1.井网控制不住的剩余油层迷宫状结构油藏，井网难控制,开采非均质性：在注采过程中，由于层系组合、井网部署、射孔位置、注采强度等因素的影响，致使采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及或波及较小的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成剩余油富集区,2.层间干扰的剩余油层,多层合采情况下，层位越多、层间差异越大、单井产液量越高层间干扰越严重 高渗油层：水驱启动压力低，易水驱；较低渗储层：水驱启动压力高，水驱弱甚至未水驱；,第二节 剩余油的形成与分布,3.污染损害严重的油层,钻井、完井、开采过程中施工作业及外来流体对井底附近油层造成的污染损害，油层产能降低，甚至堵死油层,4.未射孔的油层,原来不能开发，由于技术发展变为可能开放的油层；开发前测井未解释而后来重新解释的油层；不属于原开发层系但在采油井存在的油层,（二）已动用油层的平面剩余油区 对于已动用的油层，由于平面矛盾和层间矛盾的存在，油层在平面上动用情况差别较大，一些地区动用得好，另一些地区未动用或动用不好，从而形成剩余油滞留区,1.注采系统不完善造成的剩余油区,第二节 剩余油的形成与分布,2.平面水窜造成的剩余油区 注水开发过程中，注入水优先沿一个方向驱油，而在其他方向水洗程度弱甚至未水洗，造成剩余油滞留条带状高渗带与低渗区共存,第二节 剩余油的形成与分布,裂缝水窜造成的剩余油滞留区 注水井开发区存在若干延伸较远的大裂缝时，注入水沿裂缝串流，油井迅速水淹，从而使基质和微裂缝中的原油无法采出，形成滞留区。平面注入水失调 一口井或一个井排受多方向注水影响，其中一两个方向注水强度大、注水量高，造成注水平面失调。,第二节 剩余油的形成与分布,3.构造高部位的水动力滞留区 由于注入水在低处绕流，构造高部位如果无井控制则可形成水动力滞留区，注入水驱替不到，从而形成剩余油区4.封闭性断层附近的水动力滞留区 在封闭性断层附近，往往会形成注入水驱替不到或水驱很差的水动力滞留区，形成剩余油分布区,（三）已动用油层内未动用的厚度 由于油层层内非均质性和流体非均质性，造成油层内部的水洗差异，一部分储量动用很好，一部分动用很差，造成垂向上形成的剩余油富集段。,第二节 剩余油的形成与分布,1.渗透率韵律性及其非均质性程度的影响 正韵律 底部突进，中上部水洗程度弱，形成剩余油,反韵律：渗透率上高下低 层内渗透率极差很多且有较稳定夹层-上部水淹严重，产液多层内渗透率极差不大-全层驱油效率接近，均匀水淹层内渗透率极差很小-水淹厚度系数大，底部见水且水洗更强,第二节 剩余油的形成与分布,复合韵律：复合正韵律 油层纵向上分段水洗 水洗厚度较正韵律大复合反韵律 水洗特征与反韵律相似，水洗均匀,均匀韵律：油层厚度薄-水洗效果好油层厚度大且不夹层-水洗效果一般较差,在条件相似情况下，反韵律油层开发效果好于复合韵律，复合韵律又好于正韵律,第二节 剩余油的形成与分布,2.夹层的影响 厚油层内相对稳定的夹层抑制厚层内的纵向串流，有利于水驱油效果，稳定性差的夹层在油层内构造复杂的渗流屏障 水驱效果差,3.层理构造对水驱效果的影响 交错层理 渗透率低 水淹均匀 采收率高 平行层理 渗透率高 水淹均匀 采收率较高 斜层理 顺层理倾向 水淹快 采收率低 逆层理倾向 水淹较慢 采收率较高 平行纹层 水淹均匀 采收率高,第二节 剩余油的形成与分布,4.粘度差和密度差造成的剩余油分布 油水密度差及粘度差造成水驱油前缘沿油层底部突进，从而使油层一部分动用程度低，影响水淹层厚系数，形成剩余油,5.气锥和水锥 具底水或气顶的油田，由于水锥和气锥的形成，使得油层内的油采不出,（四）水淹层中微观规模的剩余油 在注入水波及的水淹区，受微观驱替效率影响，仍有油滴和残余油。微观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关。1.水淹层微观规模的剩余油水湿岩石中，剩余油有三种：不规则油滴；索状油；簇状油,油湿岩石中，剩余油有三种：油滴；油膜；簇状油块,2.孔隙系统中微观水驱机理滞留油气的营力：毛细管力，表现在油湿的岩石中；粘滞力；重力驱替原油的动力：驱替力，从孔隙中注入剂施加的外力；毛细管力，表现在水湿储层中，毛细管力使水自动吸入小孔道中，即自吸现象。1）双孔道模型,油湿情况下，驱动力为动力，毛细管力和粘滞力为阻力。小孔道流动阻力较大，注入水以大孔径作为突破口向前推进，率先到B点，油滴滞留在小孔道中，这就是旁超作用,水湿情况下，驱动力和毛细管力为动力，粘滞力为阻力。驱动力足够大时，小孔道粘滞力大于大孔道，注入水以大孔道为突破口，率先到达B点，驱替作用超过了自吸作用。当驱动力较小时，粘滞力较小，毛细管力占优势，小孔一侧的液面率先到达B点，大孔道一侧油被捕集,2）串联孔道模型,第二节 剩余油的形成与分布,水湿情况下，毛细管力和驱动力共同作用，推动流体向前运动，但也可能出现阻塞作用，即水自动润湿孔喉表面，并随着水膜的变化，喉道轴心的油颈被挤成丝状，最后油丝可能断裂而在喉道处形成水桥。水桥阻塞了油路，从而在水桥后形成残余油,油湿情况下，如果施加的压力降足以克服毛细管力，将引起液体的流动；一旦所施加的压力不足以推动界面穿越毛细管隘口时，渗流将停止。总之，视驱动力和毛细管力的均衡情况，在连续的油丝穿过多孔介质时，可能在经过孔喉隘口时被掐断，出现孤立的油滴,油水界面经过渐扩渐缩毛细管时的情况（据Dave等，1978）,3.孔隙非均质性对水驱油效率的影响 注水开发的驱油效率与储层孔隙结果密切相关，一般地，孔隙非均质性越强，驱油效率越低,第二节 剩余油的形成与分布,第二节 剩余油的形成与分布,三、井眼剩余油解释目前井眼剩余油解释方法有两类：一是基于取心和常规测井资料的水淹层解释；二是用各种专业的测井技术检测井眼剩余油饱和度（一）检查井水淹程度分析,（二）常规测井资料水淹层解释1.水淹层的定性判断方法常规测井主要依据自然电位测井和饱和度测井曲线进行定性识别1）自然电位基线偏移法,第二节 剩余油的形成与分布,第二节 剩余油的形成与分布,2）自然电位与电阻率对应性分析法 水淹层：自然电位幅度增高，电阻率值减小,第二节 剩余油的形成与分布,3）径向电阻率法 淡水泥浆条件下：RtRiRxo 油层 RtRiRxo 水层 盐水泥浆条件下：不易识别水淹层,4）交汇图与电阻率比值法,5）可动水分析法,第二节 剩余油的形成与分布,6）综合分析法,第一节 油水运动规律第二节 剩余油的形成与分布第三节 储层与流体性质的动态变化,第十章 注水开发动态地质分析,第三节 储层与流体性质的动态变化,油藏开发过程中，储层岩石和外来流体（注入剂）接触，发生各种物理化学作用，使得原始油藏的储层性质和流体性质发生动态变化，反过来对开发过程中的油水运动产生影响。,我国大多数注水开发油田均进入了高含水或特高含水开发阶段，储层与流体的动态变化不可忽视。,一 储层性质的动态变化（一）储层性质的变化特征1.岩性参数的变化注入水对储层内部粘土矿物的水化作用和机械搬运-聚积作用，对造岩矿物溶蚀作用-采出水的矿化度注入水矿化度胶结疏松砂岩油藏出砂严重-储层岩石结构发生变化,第三节 储层与流体性质的动态变化,随着注水开发，泥质含量有所降低，粒度中值相对增大。,高渗透率、高孔隙度、高饱和度疏松砂岩,注水破坏了粘土矿物结构，小粒径的泥质随水洗而被带走，粒度中值提高,高岭石：晶体格架易受注水破坏，含量随开发程度降低伊利石、绿泥石：不易受注水破坏，含量随开发程度升高蒙脱石：遇水易膨胀，堵塞孔喉,第三节 储层与流体性质的动态变化,与开发初期相比，含水88%时，孔隙度平均增大5.3%，渗透率平均提高1343%,2.物性参数的变化油层经长期注水后，一般孔隙度变化幅度较小，渗透率变化幅度较大,第三节 储层与流体性质的动态变化,特高渗透层：渗透率增加明显 中渗透层：渗透率减小明显,3.油层孔隙结构参数的变化,长期注水后，孔隙半径明显增大，渗透率相应增高，退汞效率降低,4.油层润湿性的变化,随水洗程度提高，由亲油性向亲水性转变,5.大孔道现象,大孔道：高渗透油层经过注入水长期冲刷而形成的孔隙特别大、渗透率特别高的薄层条带,大孔道形成后，造成同层位其他方向很难受效，平面非均质性严重，驱油效率差，必须进行堵水调剖,（二）开发过程中储层性质动态变化机理储层敏感性：广义：储层与外来流体发生各种物理化学作用而使储层孔隙结构和渗透率发生变化的性质。狭义：储层与不匹配的外来流体作用后，渗透性变差而导致产能下降的性质,粘土矿物的水化膨胀与储层水敏性 储层水敏性：当与地层不配伍的注入液进入地层后，引起粘土矿物水化膨胀，致使渗透率降低，造成储层伤害的现象。储层水敏性主要取决于储层内粘土矿物的含量。膨胀能力：蒙脱石伊蒙、绿蒙混层绿泥石伊利石高岭石 粘土矿物水化膨胀除与粘土矿物类型及含量外，还受控于外来流体矿化度盐水时，粘土矿物不膨胀或膨胀性很弱；外来流体为淡水时，膨胀性极强。储层盐敏性：储层在系列盐溶液中，由于粘土矿物的水化膨胀而导致渗透率下降的现象。不同盐度流体流经含粘土储层，开始阶段，随着盐度降低，渗透率变化不大；当盐度下降至某一临界值（临界盐度）时，随着盐度下降，渗透率大幅度降低。,第三节 储层与流体性质的动态变化,2.微粒迁移与储层速敏性 储层速敏性：储层因外来流体流动速度的变化引起地层微粒迁移、堵塞喉道、造成渗透率下降的现象。临界速度：当速度增加至某一临界值时，与喉道直径匹配的微粒开始移动，形成“桥堵”，渗透率骤然下降，这一引起渗透率明显下降的流体流动速度称为该岩石的临界速度。,微粒迁移后能否堵塞孔喉和形成桥塞，主要取决于微粒大小、含量以及喉道的大小当微粒尺寸小于喉道尺寸时，喉道桥塞不稳定，易于解体；当微粒尺寸等于喉道尺寸时，容易发生孔喉堵塞；当微粒尺寸大于喉道尺寸时，微粒聚集并形成可渗透的滤饼微粒含量越多，堵塞程度越严重；细长颗粒不能单独形成桥堵，而球状颗粒相对易形成桥堵,随流速增大而易于分散迁移的矿物称为速敏矿物，包括：高岭石、毛发状伊利石、固结附近的微晶石英、长石等。水敏性矿物在水化膨胀后，受高速流体冲刷也会分散迁移。,3.酸化后的沉淀与储层酸敏性 储层酸敏性：酸化液进入地层后与地层中酸敏矿物发生反应，产生沉淀或释放出微粒，使储层渗透率下降的现象。酸敏性矿物：与酸液作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出的微粒引起渗透率下降的矿物。常见酸液主要有盐酸（Hcl）和氢氟酸（HF）两类。盐酸多用于碳酸盐岩油层和含碳酸盐岩胶结物较多的砂岩储层，用土酸（盐酸和氢氟酸混合物）处理砂岩油层（碳酸盐含量低、泥质含量高的砂岩油层）盐酸：酸敏性矿物主要为含铁高的矿物，包括绿泥石、绿蒙混层矿物、海绿石、水化黑云母、铁方解石、铁白云石、赤铁矿、黄铁矿、菱铁矿等。氢氟酸：酸敏性矿物主要为含钙高的矿物，如方解石、白云石、钙长石等，与酸反应生成GaF2沉淀和SiO2凝胶体,4.其他作用,1）碳酸盐及其他盐类的溶解和沉淀作用储层内碳酸盐或其他盐类与注入水发生溶解或沉淀作用，若溶解，有利于驱油，若沉淀，不利于驱油。判断：采出水浓度注入水，溶解作用；采出水浓度注入水，沉淀作用2）骨架颗粒的侵蚀作用注入水对储层孔道长期冲洗会使矿物颗粒受到侵蚀，侵蚀结果使大孔道物性更好。3）注入水中的杂质对孔隙的影响注入水均含有杂质，基本上都起堵塞作用，该堵塞作用分为（1）机械杂质的堵塞作用一般地，微粒粒径大于孔喉直径1/3时，地层易被堵塞，粒径为喉道1/3-1/2时，易形成侵入性堵塞，危害巨大,（2）注入水其他杂质的堵塞作用水中其他杂质，铁锈、微细油滴等，对储层孔隙也有堵塞作用。（3）细菌堵塞（生物化学堵塞）注入水携带细菌进入地层，细菌生长发育结垢。硫酸盐还原菌生长造成井底FeS的沉淀4）注入流体与地层流体的不配伍性外来流体与地层流体配伍性不好，形成乳化物、有机结垢、无机结垢和某些化学沉淀，导致地层损害。（1）乳化堵塞油田不同作业中使用的化学添加剂与地层流体发生有害化学反应，降低油气在近井壁附近侵入带的有效渗透率，同时形成乳化物，比孔喉大的乳化液滴可能堵塞喉道，增加粘度，降低碳氢化合性的有效流动能力，损害产层产能。,（2）无机结垢堵塞无机结垢（硫酸钙、硫酸锶、硫酸钡和硫酸铁）是最普遍但并不容易发现的井下堵塞之一，应避免Ba、Ca、Sr的流体与硫酸根溶液接触。（3）有机结垢堵塞有机结垢堵塞主要是石蜡的析出及堵塞。Ph值很高的滤液侵入井眼附近沥青析出；注入流体稳定大大低于油层温度-石蜡析出（5）注水温压条件对油层孔隙的影响温度的影响：注入水在井底附近低温区导致石蜡析出，堵塞孔道；压力的影响：注水压力越大，油层物性越好，油层吸水能力增高。当注入压力大于某个临界压力时，产生微裂缝。,5.开发过程中断层和裂缝活动,油田开发过程中，由于油藏压力变化，断层与裂缝的封闭与开启状况也发生变化，在更大规模上影响储层性质。,1）油田开发过程中断层封闭与开启状况的变化油田开发过程中，可能诱发断层复活，导致断层不封闭，沿断层发生水窜、水淹，断层附近的井出现套管错断、变形和损坏。2）油田开发过程中裂缝封闭与开启状况的变化油田开发过程中，裂缝封闭与开启状况的变化主要变现为：在降压开发时，裂缝闭合明显，渗透率大幅下降；在注水压力提高时，微裂缝开启，渗透率增大。,（三）开发过程中储层性质动态变化研究方法1.取心检查井统计对比法 利用不同开发阶段所打的开发井或调整井的取心资料进行统计对比分析，可以大体看出储层性质变化的趋势和变化幅度的大小。对比时注意：所对比的岩心资料必须来自同一油田、同一层位的相同微相和相同能量带储层,2.小井距对子井测井分析法 选择在开发初期和高含水期所钻的井距小于50m的相邻井中的相同层位储层，用测井解释方法进行对比，以观察分析不同含水期储层性质所发生的变化。,3.长期水驱实验研究法 实验室长期水驱实验是通过模拟油田现场注水模式，获得系列化、系统化的动态及静态实验分析数据，从而比较注水开发过程中储层各项物理参数的变化规律，探讨储层性质参数变化机理。,二 注水过程中流体性质的动态变化油田开发过程中，由于注入水与地层流体的长期接触，油藏内部各种流体的原始平衡破坏，导致地层内流体物理、化学性质的改变，导致储层非均质性增强（一）开发过程中流体性质的监测在油田投产初期要建立流体性质监测系统，选择有代表性的井点进行高压物性取样。1.流体性质监测开发过程中，对原油性质的监测是在实验室里对深井原油取样做高压物性分析，确定其饱和压力、压缩系数、含气量、密度、体积系数、析蜡温度、在不同温度下原油的汽化过程等。,2.地层水性质监测对深井取样或井口取样做化学分析。对地层水性质研究首先应确定其Cl-，SO4、HCO3、Ca2+、Mg2+，Na+的含量，水的密度和水的Ph值。,3.气体性质监测用深井取样器或在井口分离器处取样，并在实验室条件下进行分析，确定气体组分。,（二）流体性质的动态变化1.原油性质的变化原油与注入水长期接触，随着含水率升高、采出原油的密度、粘度、含蜡量、含胶量和凝点均有不同程度的增大，甲烷含量、体积系数和溶解系数明显下降，原油粘度变化幅度最大，原因有三:1）原油中轻组分流动性好，优先采出；油田开采中后期，油藏重组分含量逐渐增高，粘度和密度上升。,2）注入水对原油的氧化氧化作用使原油相对分子质量增大，胶质含量增加，原油密度与粘度上升，流动性变差。3）注入水对原油轻组分的溶解一般地，烷烃溶解度最小，芳烃最大，环烷烃居中。各族烃类在水中的溶解度随相对分子质量的增大而减小。4）微生物作用硫酸盐还原菌等微生物作用会给原油性质带来伤害，地层压力下降和边部原油内部渗流也会引起原油性质差异。2.地层水性质变化 油气藏开发后，油田水成分既有原始地层水、又有注入水，此时地层水特征既受原始油藏地层水影响，又受非油层补充地层水影响和注入水影响。如果注入水与地层水不配伍，在储层内会引起有害的化学反应，可能损害油层。,
