裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法
裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法
张吉昌;刘月田;丁燕飞;郭小哲;张华昌;程时清
【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2006(030)005
【摘要】裂缝性油藏介质由基质和有效裂缝组成.利用岩心分析、测井、地震、薄片分析等静态描述手段测试并计算了基质的孔隙度和渗透率,得到裂缝的宽度、密度和方位等参数.以油藏流体流动模型为基础,利用生产、试井、试采或试油数据求出油藏总渗透率,再结合裂缝参数确定裂缝系统的各向异性渗透率.采用随机裂缝模型,由裂缝渗透率和裂缝宽度计算得到裂缝孔隙度.该方法给出了裂缝和基质系统的渗透率与孔隙度间的定量关系,确定的参数分布合理而完善;考虑了油田各种基础资料数据采集的成本和可行性,具有经济、高效、实用的特点.该方法的应用较好地解决了辽河油田小22块火山岩裂缝性油藏预测模型难以建立的问题.
【总页数】5页(P62-66)
【作者】张吉昌;刘月田;丁燕飞;郭小哲;张华昌;程时清
【作者单位】中国矿业大学,资源与安全工程学院,北京,100083;辽河油田,勘探开发研究院,辽宁,盘锦,124010;中国石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249;辽河油田,高升采油厂,辽宁,盘锦,124010;中国石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249;辽河油田,勘探开发研究院,辽宁,盘锦,124010;中国石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249
【正文语种】中文
裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法
裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法 张晓亮;张金庆 【摘要】The conventional depletion oil recovery calculation method based on Darcy equation has certain limitations to fractured low-perme-ability reservoirs due to the strong anisotropy caused by the natural micro-fracture and the threshold pressure gradient of the matrix.A new depletion oil recovery calculation method is proposed,which can take both the reservoir anisotropy and the non-Darcy flow in matrix into consideration.The study indicates that the natural depletion oil recovery of fractured low-permeability reservoirs within the ultimate drainage radius is only one third of that calculated with the conventional method.The non-Darcy flow oil production decline and the field application are analyzed to verify the calculation rationality,and the calculation result has a good agreement with that of actual low-permeability reservoir development.%结合非达西渗流理论,提出了能够同时考虑方向性非均质以及基质中流体渗流存在启动压力梯度的裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法。结果表明,考虑非达西渗流后裂缝性低渗透油藏极限泄油范围内弹性采收率为常规方法计算值的1/3,并从考虑非达西渗流后弹性采油量下降以及低渗透油藏的开发实践两方面阐述了1/3结果的合理性,同时证明与低渗透油藏开发实际相吻合。 【期刊名称】《新疆石油地质》 【年(卷),期】2011(032)004 【总页数】3页(P409-411)
油藏数值模拟方法
第一章油藏数值模拟方法分析 1.1油藏数值模拟 1.1.1油藏数值模拟简述 油藏数值模拟是根据油气藏地质及开发实际情况，通过建立描述油气藏中流体渗流规律的数学模型，并利用计算机求得数值解来研究其运动变化规律。其实质就是利用数学、地质、物理、计算机等理论方法技术对实际油藏的复制。其基础理论是基于达西渗流定律。 油藏数值模拟就是利用建立起的数学模型来展现真实油藏动态，同时采用流体力学来模拟实际的油田开采的一个过程。基本原理是把生产或注人动态作为确定值，通过调整模型的不确定因素使计算的确定值(生产动态)与实际吻合。其数学模型，是通过一组方程组，在一定假设条件下，描述油藏真实的物理过程。充分考虑了油藏构造形态、断层位置、油砂体分布、油藏孔隙度、渗透率、饱和度和流体PVT性质的变化等因素。这组流动方程组由运动方程、状态方程和连续方程所组成。油藏数值模拟是以应用数学模型为基础的用来再现油田实际生产动态的过程。具体是综合运用地震，地质、油藏工程、测井等方法，通过渗流力学，借助大型计算机为介质条件建立三维底层模型参数场中，对数学方程求解重现油田生产历史，解决实际问题。 油藏数值模拟技术从50 年代的提出到90 年代间历经40 年的发展，日益成熟。现在进入另外一个发展周期。近十年油藏数值模拟为油田开发研究和解决实际决策问题提供强有力的支持。在油田开发好坏的衡量、投资预测及油田开发方案的优选、评价采收指标等应用非常广泛。 油藏数值模拟功能包括两大部分：①复杂渗流力学研究，②实际油气藏开发过程整体模拟研究，且可重复、周期短、费用低。 图1 油藏数值模拟流程图 1.1.2油藏数值模拟的类型 油藏数值模拟类型的划分方法有多种，划分时最常用的标准是油藏类型、需要模拟的油藏流体类型和目标油藏中发生的开采过程，也可以根据油气藏特性及开发时需要处理的各种各样的复杂问题而设定，油气藏特性和油气性质不同，选择的模型也不同，还可以根据油藏数值模拟模型所使用的坐标系、空间维数和相态数来划分。 以油藏和流体类型来划分，其模型有：气体模型、黑油模型和组分模型；以开采过程来划分，其模型包括：常规油藏、化学驱、热采和混合驱模型。 以油藏和流体描述为基础的油藏模型分为两类：黑油模型和组分模型。 （1）黑油模型，是常规油田开发应用的油藏数值模型，用于开采过程中，对油藏 流体组分变化不敏感的情况，是最完善、最成熟的。黑油模型假设质量转移完全取决于压力变化，适应于油质比较重的油藏类型，在这些模型中，流体性质B o、B g、R s决定PVT 的变化，如普通稠油及中质油的油气藏。 （2）组分模型，应用于开采过程中对组分变化敏感的情况。这些情况包括：挥发性油藏和凝析气藏的一次衰竭采油阶段，以及压力保持阶段。同时，多次接触混相过程通常也采用组分模型进行模拟。在组分模型中，适用于油质比较轻、气体组分比较高的油气藏，使用三次状态方程表示PVT变化，如轻质油或凝析气藏。 （3）根据一些特殊开采方式的需要而形成的其他类型的数值模型，如热采模型、注聚
根据双侧向测井计算裂缝的各种产状
*根据双侧向测井计算裂缝的各种产状，计算公式如下： 所谓裂缝的张开度：指在测井仪器其纵向分辨率的范围内，所有的同井壁相切割的裂缝的宽度的总和。 对于低角度缝和网状缝其计算公式为： ε=1 R d ?1 R b R m/(1.2×10?9) 对于高角度缝（>75度），其计算公式为： ε=K R R s ?1 R d R m/(4×10?10) 式中Rd——深侧向电阻率，Ω·m； Rb——基岩块电阻率，Ω·m； Rs——浅侧向电阻率，Ω·m； K R——浅侧向畸变系数，取1.2； R m——钻井液电阻率，Ω·m； ε——裂缝张开度， um。 2.裂缝孔隙度，计算公式： ?f=m f（K R s ? 1 d ）R mf 式中m f ——裂缝指数，取1.1 R mf——钻井液电阻率,Ω·m ?f——裂缝孔隙度。 3.裂缝渗透率，计算公式： K f=4.16×10?3ε2?f 式中K f——裂缝渗透率，10?3um2，其他符号同上。 4.裂缝线密度：计算公式为
d f=200×（K f?f 3 2.08） ?05 式中d f——裂缝线密度，条/m 5.裂缝发育指数计算，计算公式为； F1=?f K f?×100 式中F1——裂缝发育指数，10?3um2·m; h——储层厚度，m。 6.综合评价指数 为了排除岩层基质的影响，定义储层的综合评价指数为： F2=F1（?t?120） 利用双侧向电阻率来计算裂缝的孔隙度基本公式为 ?f=m f R mf（ 1 R lls ? 1 R lld） 式中Rlld——深侧向电阻率，Ω·m Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m Rmf——钻井液电阻率，Ω·m mf——裂缝孔隙度指数。 1984年，Sibbit 和Faiver 根据上述公式，提出了油气水层裂缝的孔隙度公式。 油气层的裂缝孔隙度为 ?f=m f R m（K r R lls ? 1 R lld） 水层的裂缝孔隙度为 ?f=m f K r R lls ? 1 R tb（R m ? 1 R w） 式中Rm——泥浆电阻率，Ω·m
(一) 裂缝的基本参数
（一）裂缝的基本参数 对于一个裂缝组系来说，裂缝的基本参数是指裂缝的宽度、大小、产状、间距、密度、充填性质等。这些参数可在野外露头和岩心上直接测量，也可以利用测井资料间接求取。 1. 裂缝宽度（张开度） 裂缝宽度，也叫张开度（或叫开度），是指裂缝壁之间的距离。这个参数是定量描述裂缝的重要参数，它与裂缝孔隙度和渗透率，特别是渗透率的关系很大。裂缝宽度可以在露头表面、岩心及铸体薄片上直接测得，也可以通过测井间接求取。 斯伦贝谢公司A. M. Sibbitt et al. （1985）仅对最简单的一条裂缝（水平或垂直）用二维有限元法进行了数值计算，得出双侧向测井解释方法。他们没有考虑不同角度、多组裂缝的情况，得到了计算一条裂缝宽度的公式。 垂直裂缝： 油气田开发地质学 水平裂缝： 油气田开发地质学 式中：b——裂缝宽度，mm；C LLD，C LLS——深、浅双侧向电导率，S/m；C m ——泥浆电导率，S/m；C b——基质电导率，S/m。
周文（1998）提出了垂直（近垂直）裂缝的双侧向测井计算公式： 油气田开发地质学 式中：b——裂缝宽度，μm；g d，g s——深、浅双侧向几何因子；α——裂缝平均倾角，（°）；D d，D s——深、浅双侧向电极探测深度（根据测量仪系列选定），m；r——井筒半径，m；H——侧向测井聚集电流层厚度，m；R LLD，R LLS——深、浅双侧向电阻率，Ω·m；R m——泥浆电阻率，Ω·m。 2. 裂缝的间距 裂缝间距是指两条裂缝之间的距离。对于岩石中同一组系的裂缝，应对其间距进行测量。所谓同一组系裂缝，是指那些具有成因联系、产状相近的多条裂缝的组合。裂缝间距变化较大，由几毫米可变化到几十米。 裂缝间距小于井径时，要在岩心上进行观测，并统计裂缝的间距。观测过程中要注意不同岩性中裂缝间距的变化和裂缝间距的级别。 裂缝间距大于井径时，在岩心上是无法直接观测裂缝间距的，因而至今尚无一种较好的估算裂缝间距的方法。Narr （1994）提出了根据岩心资料估算地下裂缝间距的概率统计方法，称为裂缝间距指数法。 大量野外露头观测表明，在一套岩石性质相同的岩层中，裂缝间距（S）与裂缝所在层的层厚（T）呈线性关系。Narr定义裂缝所在层的层厚与裂缝间距之比为裂缝间距指数（I）： I＝T/S
油气田科学进展答案
1、各向异性油藏特点？注水开发时如何设计调整？ 渗透率具有方向性的油藏叫做各向异性油藏。各向异性油藏有两大类。一类是裂缝作用造成的,称为裂缝各向异性油藏；另一类是沉积作用形成的,称为沉积各向异性油藏。 无论位势梯度的大小还是方向发生变化，渗流速度的大小都会改变；当且仅当位势梯度方向在渗透率主轴上时，渗流速度的方向和位势梯度方向平行。 由于各向异性渗透率对井网具有破坏与重组作用，会明显改变原来的井网形式，所以当井网中同一注采单元内任意两口井的连线与各向异性渗透率主方向平行，各向异性油藏变换为等价各向同性油藏时，井网注采单元不会被破坏，只是形状发生变化。一般情况下，各向异性油藏布井方法如下： 1．井排方向与渗透率主方向平行或垂直。井排方向指同一注采单元内任意两井连线；渗透率主方向指裂缝方向或沉积过程中的古水流方向。 2．各向异性油藏井网设计的计算公式为： y x y x K K K K K d d K K a a ='='=,/,/ 其中，a 和d 分别为各向异性油藏设计井网的井距和排距，a ’和d ’分别为等价各向同性油藏井网的井距和排距，Kx 和Ky 分别是各向异性渗透率的最大和最小主值。各向异性油藏在各方向的总体导流能力等价于渗透率为y x K K K =的各向同性油藏。各向异性油藏井网的开发效果可以用等价各向同性油藏井网来表示，而各向同性油藏井网设计及其开发效果分析技术早已成熟。 2、各向异性油藏水平井特点及设计方法？ 水平井渗流特征：(1)随水平井长度增加，单井产能增大；但当水平井长度超过井距之半时，产能增势变小。(2)在渗透率各向同性情况下(β=1)，水平井长度增加，面积扫油系数E 反而减少；在渗透率各向异性情况下，面积扫油系数E 受水平井长度影响不大，在水平井长度等于井距之半时，E 值最大。造成这种结论的原因有两个：一是水平井长度增加后，井筒上各点见水时间更不一致，二是该种面积扫油系数计算方法源于直井井网，直接用于水平井不一定符合实际情况。(3)主流线与水平井的交点(即注入水的突破点)一般位于水平井两端点之间，并随水平井段长度增加而向水平井端点靠近。当水平井长度与井网单元宽度相等，即水平井两两相连时，突破点将移到水平井端点处。(4)渗透率各向异性程度增强(β增大)，井网产能下降，扫油面积系数增大。(5)渗透率各向异性程度较强时，井网单元内的流线在离开注采井较远的区域明显地呈现平行渗流特点；并且渗透率主值之比β越大，该趋势越突出。(6)渗透率各向异性程度增强，主流线突破点离水平井端点距离增大。 利用水平井网开发各向异性油藏时，井网设计主要考虑水平井的方向和尺度：主渗透率方向、井排方向和水平井段方向三者之间应两两平行或垂直，水平井段垂直于最大渗透率主值方向，并且水平井段跟井距的比值与各向同性井网相同。各向异性油藏水平井网的参数优化，可以通过各向同性油藏研究实现。忽视各向异性渗透率的影响而不对水平井网进行优化，将很难保证油藏的开发效果。
油藏数值模拟方法
第一章油藏数值模拟方法分析 油藏数值模拟 油藏数值模拟简述 油藏数值模拟是根据油气藏地质及开发实际情况，通过建立描述油气藏中流体渗流规律的数学模型，并利用计算机求得数值解来研究其运动变化规律。其实质就是利用数学、地质、物理、计算机等理论方法技术对实际油藏的复制。其基础理论是基于达西渗流定律。 油藏数值模拟就是利用建立起的数学模型来展现真实油藏动态，同时采用流体力学来模拟实际的油田开采的一个过程。基本原理是把生产或注人动态作为确定值，通过调整模型的不确定因素使计算的确定值(生产动态)与实际吻合。其数学模型，是通过一组方程组，在一定假设条件下，描述油藏真实的物理过程。充分考虑了油藏构造形态、断层位置、油砂体分布、油藏孔隙度、渗透率、饱和度和流体PVT性质的变化等因素。这组流动方程组由运动方程、状态方程和连续方程所组成。油藏数值模拟是以应用数学模型为基础的用来再现油田实际生产动态的过程。具体是综合运用地震，地质、油藏工程、测井等方法，通过渗流力学，借助大型计算机为介质条件建立三维底层模型参数场中，对数学方程求解重现油田生产历史，解决实际问题。 油藏数值模拟技术从 50 年代的提出到 90 年代间历经 40 年的发展，日益成熟。现在进入另外一个发展周期。近十年油藏数值模拟为油田开发研究和解决实际决策问题提供强有力的支持。在油田开发好坏的衡量、投资预测及油田开发方案的优选、评价采收指标等应用非常广泛。 油藏数值模拟功能包括两大部分：①复杂渗流力学研究，②实际油气藏开发过程整体模拟研究，且可重复、周期短、费用低。
图1 油藏数值模拟流程图 油藏数值模拟的类型 油藏数值模拟类型的划分方法有多种，划分时最常用的标准是油藏类型、需要模拟的油藏流体类型和目标油藏中发生的开采过程，也可以根据油气藏特性及开发时需要处理的各种各样的复杂问题而设定，油气藏特性和油气性质不同，选择的模型也不同，还可以根据油藏数值模拟模型所使用的坐标系、空间维数和相态数来划分。 以油藏和流体类型来划分，其模型有：气体模型、黑油模型和组分模型；以开采过程来划分，其模型包括：常规油藏、化学驱、热采和混合驱模型。 以油藏和流体描述为基础的油藏模型分为两类：黑油模型和组分模型。 （1）黑油模型，是常规油田开发应用的油藏数值模型，用于开采过程中，对油藏 流体组分变化不敏感的情况，是最完善、最成熟的。黑油模型假设质量转移完全取决于压力变化，适应于油质比较重的油藏类型，在这些模型中，流体性质B o、B g、R s决定 PVT的变化，如普通稠油及中质油的油气藏。 （2）组分模型，应用于开采过程中对组分变化敏感的情况。这些情况包括：挥发性油藏和凝析气藏的一次衰竭采油阶段，以及压力保持阶段。同时，多次接触混相过程通常也采
油气储层孔隙度与渗透率预测方法研究
油气储层孔隙度与渗透率预测方法研究 一、绪论 油气储层特性是指藏区在地球内部形成和发育过程中形成的和发育的特征，是油气勘探开发的基础。油气储层中，孔隙度是指岩石中孔隙的总体积与岩石总体积的比值，渗透率是指岩石中液态油气在单位压力下通过孔隙体积的能力。孔隙度和渗透率是储层特性的两个核心参数，对预测储层质量具有重要意义。因此，研究油气储层孔隙度和渗透率的预测方法，对勘探和开发具有非常重要的意义。 二、油气储层孔隙度预测方法 1.基于密度测井的孔隙度预测方法 密度测井是一种测量钻孔壁上各处密度和钴厚度的方法，可根据测量得到的数据来计算岩石的孔隙度。该方法基于密度与孔隙度之间的关系，即密度与孔隙度成反比。由此，可以得到如下的公式计算岩石的孔隙度： φ = (ρm-ρb)/(ρfl-ρb) × 100% 其中，φ为孔隙度，ρm为实测密度，ρfl为流体密度，ρb为基质密度，根据该公式，可以测量储层内的孔隙度，并用作储层评价的标准。
2.基于测井响应的孔隙度预测方法 测井响应是指地球物理勘探中测井仪器的测量数据，包括自然 伽玛射线、中子、声波压井、电阻率等。这些数据可以用来预测 岩石孔隙度。例如，声波压井通过声波在岩石中传递的速度来计 算孔隙度的变化。该方法是一种常用的孔隙度预测方法。 3.基于成像技术的孔隙度预测方法 成像技术包括CT扫描、MRI扫描等技术，能够将储层的细节 图像化。通过成像技术，可以直接观察储层中的孔隙度，并确定 储层的结构。 三、油气储层渗透率预测方法 1.双重介质模型法 该方法基于物理模型，将储层中的岩石和孔隙体视为两个介质。通过计算介质的净透过率和孔隙体渗透率之间的关系，来预测储 层的渗透率。此方法需要考虑岩石成分、孔隙特征及介质层比等 因素。 2.核磁共振波形反演法 核磁共振波形反演法，通过一个简单的核磁共振数据，然后把 储层假设成一个均匀介质中的平行板层状储层，然后运用一个进
M油田渗透率计算方法研究
M油田渗透率计算方法研究 作者：周新波段迎利袁伟王伦 来源：《科技创新与应用》2014年第32期 摘要：渗透率是储层测井评价的重要参数之一。M油田主要为砂岩储层，岩性简单，应用单孔隙介质渗透率模型即可满足储层评价及开发需要。介绍了四种针对岩石水平基质渗透率的单孔隙介质渗透率计算模型：指数模型、Kozeny-Carman模型、Timur模型和Herron模型。通过M油田某口取心井实际资料处理表明，Herron模型相对其它三种模型具有明显的优越性，能够为M油田储层测井评价提供比较准确的渗透率。 关键词：渗透率；孔隙度；束缚水饱和度；矿物含量 渗透率是指可动流体在岩石中的流动能力。它是储层测井评价三参数（孔隙度、渗透率、饱和度）其中之一。准确的计算渗透率对于储层产能预测以及采收率具有重要意义。由于岩石具有各向异性，可以将渗透率分为水平渗透率和垂直渗透率；根据岩石成岩过程，又可以将渗透率分为原生渗透率（又称基质渗透率）和次生渗透率。基质渗透率主要受沉积和成岩作用控制；次生渗透率主要受压实、胶结、断裂和溶解等作用控制[1]。文章主要研究四种水平基质渗透率模型在M油田的应用及效果评价。 孔隙度-渗透率指数模型是利用岩心物性分析实验得到的岩心孔隙度和水平渗透率数据，通过指数拟合方法得到渗透率模型参数；Kozeny-Carman模型是针对均匀孔隙介质提出的一种渗透率计算模型；Timur模型是根据孔隙度与束缚水饱和度计算岩石的水平基质渗透率；Herron模型是根据岩石中各种矿物含量和孔隙度计算水平基质渗透率。 1 模型公式 1.1 指数模型 K=B2*e■ （1） 式中，K为渗透率；？覫为孔隙度；B1为模型参数1；B2为模型参数2。 由于M油田A取心井做了大量的岩心物性分析实验，文章主要利用A井的测井数据以及岩心分析数据.图1为A井岩心孔隙度和渗透率的交汇图以及指数拟合结果。根据公式（1），A井孔隙度-渗透率指数模型的参数B1=0.3222， B2=0.0932。 图1 A井岩心分析孔隙度（？覫）与渗透率（K）交汇图（指数拟合） 1.2 Kozeny-Carman模型[2]
渗透率测定和计算
严谨治学见贤思齐 授课章节第二章第六节授课方式理论课 实践课□ 理实课□其他□ 授课时间第8周第1,2节 授课内容储层岩石渗透率的测定和计算计划课时2课时 教学目标与要求知识目标：①掌握水平渗透率、垂直渗透率和径向渗透率的概念及测定方法； ②掌握渗透率的计算方法； 能力目标：能够区分三个不同方向的渗透率。 素质目标：能够掌握参数计算的基本技能。 教学重点与难点重点：水平渗透率、垂直渗透率和径向渗透率的概念及测定方法及渗透率的计算方法。难点：水平渗透率、垂直渗透率和径向渗透率的概念及测定方法。 处理方法：利用多媒体展示一些关于油层物理的图片。 教学资源教材、教案、PPT、参考书 教学过程 主题/任务/活动教学方法/教具时间分配导课讨论/PPT 5’ 室内测定岩石的渗透率讲授/PPT 35’ 渗透率的计算方法讲授/PPT 35’ 总结讨论15’ 作业/ 技能训练 P116—10；P116—13 教学评估
教学设计 导课：通过回顾岩石渗透率的定义及性质引出本堂课的内容 一、室内测定岩石的渗透率 1.常规小岩心渗透率的测定 前面对这部分内容已经讲过，在这用提问的方法或者讨论的方法回顾一下这部分内容，同时导出全直径岩心渗透率的测定 2.全直径岩心渗透率的测定 首先介绍全直径岩心渗透率是对非均质地层来讲的，然后说明对于全直径岩心可以分别测定出同一岩样的水平渗透率、垂向渗透率和径向渗透率。 1）水平渗透率的测定（结合a图讲解原理） 2）垂向渗透率的测定（结合b图讲解原理） 3）径向渗透率的测定（结合下图讲解原理）
四、平均渗透率的计算方法 首先解释为什么要算平均渗透率，然后导出下面的计算方法。 1. 算术平均 2. 加权平均 3. 其他计算平均渗透率的方法 4. 补充方法：利用等效渗流阻力原理计算平均渗透率 五、总结 重点：水平渗透率、垂直渗透率和径向渗透率的概念及测定方法及渗透率的计算方法 二、应用测井资料估算岩石渗透率 三、按孔隙度和孔道半径计算岩石的渗透率 这两部分内容重点讲清楚在什么情况下需要用到这两种方法来测渗透率，不用详细导公式 课后小 结
渗透率及其测定
渗透率及其测定 渗透率： 英文：intrinsic permeability 释文：压力梯度为1时,动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度。量纲为[[L2]。是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。其大小与孔隙度、液体渗透方向上空隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关,而与在介质中运动的液体性质无关。渗透率（k）用来表示渗透性的大小。 在一定压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。 分类： 油藏空气渗透率/(m D) 气藏空气渗透率/(m D) 特高≥1 000 ≥500 高≥500～＜1 000 ≥100～＜500 中≥50～＜500 ≥10～＜100 低≥5～＜50 ≥1.0～＜10 特低＜5 ＜1.0 绝对渗透率 用空气测定的介质渗透率叫绝对渗透率，也叫空气渗透率。它反映介质的物理性质。有效渗透率（相渗透率） 英文：Effective permeability 释文：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。 多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。 相对渗透率 多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。 孔隙渗透率是单根孔隙的渗透率,地层渗透率是孔隙渗透率折算到整个地层截面积之上的渗透率。孔隙渗透率通常很大,但地层渗透率却不大。地层渗透率是岩石孔隙特性的综合反映。孔隙半径、孔隙密度和孔喉比对地层渗透率均产生影响。孔喉比对渗透率的影响很大,喉道大小是制约渗透率的重要因素。
压汞仪是测定岩心孔径分布及计算渗透率等参数最便捷有效的工具。从压汞仪软件上可以直接得到以下数据： •累积孔体积－压力或孔直径曲线 •累积比表面积－压力或孔直径曲线 •微分的孔体积－压力或孔直径曲线 •孔分数－压力或孔直径：孔径分布图 •颗粒大小分布（MS和SS理论） •孔曲率 •渗透率 •孔喉比 •分形维数（表面粗糙度的指标） 还可以计算得出以下孔隙结构特征参数： 为了对不同类型的岩心的孔隙结构进行定量分析，根据恒速压汞实验结果，结合国内外近十年来恒速压汞的应用成果，我们对相关孔隙结构特征参数的定义如下。2.2.1平均喉道(throat)半径: 设喉道半径为r i的每一喉道的分布频率为f i,则每一喉道半径归一化的分布频率密度αi， (2-1) 平均喉道半径为： (2-2) 2.2.2平均孔隙(pore)半径 定义为孔隙半径加权平均值。设孔隙半径为r i的每一孔隙的分布频率为f i,则每一孔隙半径归一化的分布频率密度βi， (2-3) 平均孔隙半径为： (2-4) 2.2.3孔喉半径比平均值 定义为孔隙/喉道半径比的加权平均值。设孔隙/喉道半径比为ηi的分布频率为
裂缝渗透率
裂缝渗透率 引言 裂缝是地质构造中常见的结构特征，对地下水和岩石的渗流有着重要影响。裂缝渗透率是指单位面积上通过裂缝的流体量，它是评估裂缝渗透性的重要指标。在地质勘探、水文地质、岩土工程等领域中，裂缝渗透率的研究具有广泛的应用价值。 影响裂缝渗透率的因素 裂缝渗透率受到许多因素的影响，包括以下几个方面： 1. 裂缝特征 裂缝的宽度、长度、连通性以及分布密度是决定裂缝渗透率的重要因素。宽度较大、连通性好的裂缝对流体的渗透更有利。裂缝的长度和分布情况决定了裂缝的总体渗透性。 2. 渗流介质性质 渗流介质的性质对裂缝渗透率也有显著影响。例如，裂缝岩石的孔隙度、孔隙连通性以及颗粒大小分布等因素都会影响流体在裂缝中的渗透性。 3. 温度和压力 温度和压力的变化对裂缝渗透率有一定影响。高温和高压可以改变岩石的物理性质，从而影响裂缝的渗透能力。 4. 流体性质 渗透性的研究还需要考虑流体的性质，包括流体粘度、密度和化学成分等。不同性质的流体对裂缝的渗透能力有不同的影响。
裂缝渗透率测试方法 为了准确评估裂缝渗透率，科学家和工程师们开发了多种测试方法。以下是几种常用的方法： 1. 实验室试验 实验室试验通常使用人工制备的裂缝样本，通过施加不同的压力和流量来测定裂缝的渗透能力。常见的实验装置有渗透仪和压力变形仪。 2. 地面观测 利用含有裂缝的地质剖面进行地面观测，通过观察地下水位的变化和渗流量的测量来评估裂缝的渗透能力。这种方法具有实际操作简便、成本较低的优点。 3. 地球物理方法 地球物理方法包括电法、声波法、磁法等，通过测量电阻率、声波速度和磁场变化等参数来间接推断裂缝的渗透能力。 4. 数值模拟 数值模拟是一种常用的评估裂缝渗透率的方法。通过建立数学模型，考虑不同的影响因素，利用计算机模拟裂缝中流体的渗透过程。 裂缝渗透率的地质工程应用 裂缝渗透率的研究在地质工程中具有重要的应用价值。以下是几个常见的应用方向： 1. 地下水资源评价 裂缝渗透率对地下水资源的评价具有重要意义。通过测定渗透率，可以估算出裂缝岩体中的地下水储量和产能，为地下水资源的合理开发提供依据。 2. 岩土工程设计 在岩土工程设计中，裂缝渗透率是评估地下水涌泉、滑坡和地下水排泄等问题的重要参数。合理评估裂缝渗透率，可以有效预测和控制工程灾害。
孔隙尺度各向异性与孔隙分布非均质性对多孔介质渗透率的影响机理
孔隙尺度各向异性与孔隙分布非均质性对多孔介质渗透率的影 响机理 李滔;李闽;荆雪琪;肖文联;崔庆武 【摘要】借助微CT扫描实验,建立致密砂岩的三维数字岩心,定量评价孔隙尺度各向异性和孔隙分布非均质性;采用四参数随机生成算法,构建三维各向异性、非均质性多孔介质模型,同时运用多弛豫时间格子-玻尔兹曼模型分析多孔介质渗透率与孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性的关系,研究对岩心渗透率的微观影响机理.研究表明,致密砂岩孔隙形态复杂,孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性显著,各向异性因子具有明显的方向性;孔隙尺度各向异性影响多孔介质中孔隙长轴的取向性及流体流动路径,沿各向异性因子大的方向迂曲度小、流体流动消耗能量小,迂曲度与各向异性的强相关是各向异性影响渗透率的根本原因;孔隙分布非均质性对渗透率的影响表现为迂曲度与比表面积的共同作用,比表面积与迂曲度的乘积与非均质性呈明显负相关,孔隙分布非均质性越强,乘积值越小,渗透率越大;复杂多孔介质的渗透率与迂曲度满足乘幂关系式,拟合精度较高,可用于岩心渗透率的近似估算. 【期刊名称】《石油勘探与开发》 【年(卷),期】2019(046)003 【总页数】11页(P569-579) 【关键词】致密砂岩;孔隙尺度各向异性;孔隙分布;比表面积;迂曲度;渗透率;影响机理 【作者】李滔;李闽;荆雪琪;肖文联;崔庆武
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500; 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;中石化新星(北京)新能源开发有限公司四川分公司,成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;中石化中原石油工程有限公司钻井一公司,河南 濮阳457000 【正文语种】中文 【中图分类】TE122 0 引言 多孔介质的固有渗透率（文中简称渗透率）由其孔隙结构决定[1-2]。在油气开采 领域，储集层渗透率对储集层评价和开发有着重要影响[3]。学者采用解析法[4-5]、实验法[6-10]和模拟法[11-14]，建立了多种渗透率与孔隙结构参数的关系式，多 孔介质渗透率主要与孔隙度（或连通孔隙度）、孔径、迂曲度、比表面积和固相颗粒大小等有关。现有渗透率模型存在较大差异，且只适用于各向同性、相对均质的常规储集层[15]。与常规储集层相比，非常规储集层（致密砂岩、页岩等）岩石的孔隙结构具有以下特点：①微纳米级孔隙发育[16]，孔隙形态复杂[17-20]；②孔 隙尺度各向异性强[21-23]；③孔隙分布非均质性强[17,24-25]。孔隙尺度各向异 性与孔隙分布非均质性均显著影响多孔介质渗透率[22-23,26-27]，是非常规储集 层不同于常规储集层的重要特征。Gu等[28]通过中子散射提出孔隙尺度各向异性 的计算模型，但模型中包含了需测量的中子散射强度，极大限制了该模型的可应用性。随后，Wang等[26]基于形态学原理提出了具有较强适用性的多孔介质各向异性和孔隙分布非均质性计算模型。 目前对多孔介质各向异性和孔隙分布非均质性的定量研究相对缺乏，孔隙尺度各向
油藏工程参数计算及图版
1.2 油气藏工程参数计算及图版 1.2．1原油地面粘度与地面密度的关系 原油地面粘度随着密度的增大而增高，即密度大原油稠。在密度较小时，粘度随密度增大缓慢增高，当密度较大时，原油粘度显著增高。胜利油区几个大油田如胜坨、孤岛、孤东及埕岛油田的原油地面粘度随地面密度变化规律基本一致，但粘度随密度的变化速度仍有所差异。如图， 1.2．2原油地下粘度和地面粘度的关系 原油地下粘度是油藏工程研究中重要参数之一。其值通常由高压物性样品测取获得。但大量的高压物性样品取得是困难的。为了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程师一般用一定数量样品的高压物性分析的地下原油粘度与容易获取的地面原油粘度做统计关系，间接地计算油藏的地下原油粘度值。下面是胜坨油田、东辛油田、埕岛等几个油田油层条件下原油粘度和地面脱气原油粘度的统计关系图。见图12-2-1、2、3。 1．2。3原油体积系数～油层压力、地面原油粘度～温度 图一所示为综合胜利油田地层原油体积系数与压力关系曲线。该图版是用单次脱气体积系数查在不同压力下多级脱气体积系数数据 图二所示为综合胜利油田稠油地面原油粘温曲线。该图版是用50℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据
1.2.4 天然气粘度～温度 天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。在国际单位制中，粘度的单位是κγ∙σ/μ2，工程上常用的单位为泊（∏α∙σ）及厘泊（X∏， μ∏α∙σ），其换算关系为：
1κγ∙σ/μ2＝98.1（∏α∙σ）＝9810（X∏） １. 常压下（0.1M∏α）的天然气粘度 在低压条件下，天然气的粘度与压力关系不大，它随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低。 目前，普遍应用Xαρρ、Kοβαψσηι和Bυρροωσ发表的图版（图版1）。 常压下（0.1M∏α）的天然气粘度可以根据下式进行计算： µN0＝Σψιµι（Mι）1/2/〔Σψι（Mι）1/2〕 （１） 式中：µN0 常压下天然气的粘度，X∏； µι 常压下组分ｉ的粘度，X∏； ψι 天然气中组分ｉ的摩尔份数，％； Mι 组分ｉ的分子量。 对于烃类气体，（1）式的平均误差为1.5％，最大误差为5％。 当天然气中含有非烃类气体时，会使粘度增加，所以，必须根据其含量，引进必要的修正（图版1中的三个小图版）。 ２. 高压下（大于0.1M∏α）的天然气粘度 在高压条件下，影响天然气粘度的重要因素是压力。它随压力的升高而增大，随温度的升高而下降，随分子量的增大而增大，即具有液体粘度的特征。 首先根据已知的温度T、分子量Mγ或相对密度γγ，在图版1中查出0.1M∏α下的天然气粘度µ1；然后根据所给状态计算出对比参数∏πρ、Tπρ, 再从图版2、3中查出粘度比µ／µ1，则求得高压下的粘度为： µ=（µ／µ1）µ1 ∆εμπσεψ对Xαρρ等人的图版进行拟合，得到了以下关系式： µ1＝（1.709⋅10-5-2.062⋅10-6γγ）（1.8T＋32） ＋8.188⋅10-3-6.15⋅10-3λγ（γγ） Tρ＇µ／µ1＝α0＋α1∏ρ＇＋α2∏ρ＇2＋α3∏ρ＇3 ＋（α4＋α5∏ρ＇＋α6∏ρ＇2＋α7∏ρ＇3）Tρ＇ ＋（α8＋α9∏ρ＇＋α10∏ρ＇2＋α11∏ρ＇3）Tρ＇2 ＋（α12＋α13∏ρ＇＋α14∏ρ＇2＋α15∏ρ＇3）Tρ＇3 式中，粘度的单位为μ∏α∙σ，温度的单位为摄氏度（︒X）。 式中各系数的值如下: α0＝-2.46211820 α1＝2.97054714
油藏渗透率分级标准
油藏渗透率分级标准 国际标准分类中，油臧渗透率涉及到石油和天然气的开采与加工。 在中国标准分类中，油臧渗透率涉及到石油开发、石油勘探、开发与集输工程综合。 行业标准■石油，关于油臧渗透率的标准 SY/T6315-2017稠油油臧高温相对渗透率及驱油效率测定方法 SY/T6315-2006稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法 SY/T6384-1999稠油油藏高温相对渗透率测定 低渗透油臧概念及划分 国际石油界用“毫达西”(mD)作为反映油气渗透率的基本单位，“毫达西”数值越低，油气的渗透率就越低。我国通常把渗透率小于50×10-3μm2的油臧称为低渗透油臧，把渗透率小于IoXIO-3Um2的气藏称为低渗透气藏。如表11所示，此为我国低渗透油气藏的传统划分标准。 我国低渗透油气藏传统划分标准不同的国家在不同的时期对低渗透油藏的划分标准不尽相同。比如，在1993年，俄罗斯把渗透率为(50〜IOo)X10-
3Pm2的油藏定为低渗透油藏，美国把渗透率小于10×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，而中国则把小于50×10-3μm2的渗透率为低渗透油藏，在此基础上又细分出了低渗油藏、特低渗油藏、超低渗油藏。 不同国家之间之所以出现不同的划分标准，其原因在于低渗透油藏的划分与该国的国民经济发展水平、低渗透油藏的开发技术以及资源量有关。 我国经济经过几十年的发展，各行业对原油的需求逐渐增加，而且拥有了对一般低渗透((10〜50)×10-3μm2)油藏开发的比较成熟的技术,因此，对低渗透油气藏重新进行了划分，。 新标准划分的意义是将一大批过去认为是低品质的储量转化为了可动用储量。如长庆油田,2003年,以渗透率0.5X10-3Um2为下限,计算出鄂尔多斯盆地石油远景资源量为85.88×108t；如果以渗透率0.3×10-3μm2为下限，则石油远景资源量可能是120X108K技术进步、油价上涨都可以使低渗透油气藏开发的储层下限下移。
油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法 目录 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (1) 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (2) 3、预测塔河油田油井产能的方法 (2) 4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (2) 5、表皮系数分解 (2) 6、动态预测油藏地质储量方法简介 (3) 6。1物质平衡法计算地质储量 (3) 6。2水驱曲线法计算地质储量 (4) 6。3产量递减法计算地质储量 (5) 6.4Weng旋回模型预测可采储量 (6) 6.5试井法计算地质储量 (6) 7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (9) 8、预测凝析气藏可采储量的方法 (9) 9、水驱曲线 (10) 9。1甲型水驱特征曲线 (10) 9.2乙型水驱特征曲线 (10) 10、岩石压缩系数计算方法 (11) 11、地层压力及流压的确定 (12) 11.1利用流压计算地层压力 (12) 11.2利用井口油压计算井底流压 (12) 11。3利用井口套压计算井底流压 (13) 11。4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (14) 11.5地层压力计算方法的筛选 (14) 12、A RPS递减分析 (15) 13、模型预测方法的原理 (16) 14、采收率计算的公式和方法 (16) 15、天然水侵量的计算方法 (17) 15。1稳定流法 (18) 15。2非稳定流法 (18) 16、注水替油井动态预测方法研究 (22) 17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (24) 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 如果知道了气藏的原始地层压力和其相应的绝对无阻流量，就可以用下式计算不同压力下的气井绝对无阻流量:。