水驱稀油油藏基本知识.
水驱开发油藏提液稳产办法应用
水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发是一种常见的油藏开发方式，它通过注入水来推动原油的流动，从而提高油井的产量。
在水驱开发过程中，由于油藏的特性以及注入水的影响，往往会出现提液稳产困难的问题。
针对这一问题，科研人员和工程师们不断探索和总结提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中，取得了一定的成效。
本文将从水驱开发油藏提液稳产的背景、困难及应对办法等方面进行探讨。
一、水驱开发油藏提液稳产的背景1. 油藏地质条件复杂。
部分油藏地质条件较为复杂，如渗透率差异大、水驱层位错杂等，这些都会对水驱油藏的提液稳定性产生不利影响。
2. 水驱油藏开发方式不当。
有些油田在水驱开发过程中，注入水量不够、周期不合理、注水井距离不当，都会导致油藏提液不稳。
3. 水化学效应导致提液不稳。
注入的水中可能含有溶解离子，与岩石发生化学反应，导致油藏孔隙度变化，从而引起提液不稳。
以上种种原因都导致了水驱开发油藏提液稳产的困难，为了解决这一问题，科研人员和工程师们积极探索和研究提液稳产的办法，并将其应用于实际生产中。
二、提液稳产的办法及应用1. 合理调整注水井的位置和周期合理调整注水井的位置和周期对提液稳产具有重要的意义。
科研人员和工程师们通过对水驱开发油藏的地质条件进行综合分析，结合地层压力、水驱层位等因素，调整注水井的位置和周期，从而达到提液稳产的目的。
目前，这一办法在不少油田得到了广泛的应用。
2. 注入调节剂注入调节剂是一种常用的提液稳产办法。
它主要是通过在注入水中加入特定的化学品，改变油藏孔隙结构，增加油井的产液能力，进而达到提液稳产的目的。
目前，注入调节剂已经在不少油田得到了应用，并取得了一定的成效。
3. 优化注水工艺优化注水工艺也是一种提液稳产的有效办法。
科研人员和工程师们通过对注水工艺的优化，如增加注水井的数量和深度、改善注水井的井筒完整性等，改善了水驱开发油藏的提液稳定性，取得了不错的效果。
4. 考虑地层渗透率分布考虑地层渗透率分布对提液稳产也具有重要的意义。
水驱稀油油藏热采提高采收率技术资料.
37.2
45.7
200℃蒸汽驱
μ0 mPas
Sor %
驱油效 %
6.3
9.7
79.2
174(25℃)
29.1
60.4
2.9
8.5
85.0
40.1(55℃)
27.8
56.2
2.1
6.0
89.5
水驱稀油油藏热采提高采收率技术研究
3. 常规水驱与蒸汽驱采收率差异的初步认识:
2、国内实例4：大庆油田朝阳沟142-69井
油藏基本情况
油层 D = 1080-1100 m h = 11 m = 0.16 k = 5 md
砂岩厚度：26.6 m 0 = 40 cp
试验简况及结果
吞吐前水驱开发，采出程度12%，平均 日产油1.9t，产水较低；
2002年9月25日开始注汽，注汽1500方， 已吞吐220天，累产油866吨，阶段平 均日产油3.9吨，净增油448吨，生产 油汽比0.58；
2、国内实例1：胜利油田渤21块
油藏基本情况 油层 D = 1230-1300 m
h = 12.7 m = 0.31 k = 200-950 md 0 = 95 cp
试验简况及结果
1975年投入开采，水驱； 1995年水驱20年，采收率为13%； 1996年投入蒸汽吞吐开发； 早期平均单井日产油8-10t/d，比同 期水驱开发井高2-4t/d，预计吞吐可 提高采出程度10％。
水驱稀油油藏热采提高采收率技术研究
一、水驱油藏注蒸汽热采成功实例简介
2、国内实例3：大庆油田萨北过渡带北2-5-丙116井
油藏基本情况
油层 D = 1182-1203 m h = 8.3 m = 0.24 k = 40-800 md
水驱开发油藏提液稳产办法应用
水驱开发油藏提液稳产办法应用水驱开发油藏是一种常见的油藏开发方式，通过注入水来增加油藏中的压力，促进油的流动并提高采收率。
但是，水驱开发油藏也存在着一些问题，例如注入水量控制不当、沉积物阻塞等，这些问题会导致生产受阻、采收率下降等问题。
因此，为保证水驱开发油藏的稳定生产，需采取有效措施。
一、注入水量控制注入水量控制是保证水驱开发油藏稳产的重要手段，一般来说，合理的注水量应该是油井的产出量的1.5～2.0倍。
在注入水量的控制上，可以采取人工控制和自动控制两种方法。
人工控制是指通过手工方式控制注入水量，长度时间较长效率较低。
自动控制是指采用传感器、计算机等自动设备实现对注入水量的自动控制，可有效提高控制效率，提高水驱油藏的采收率。
二、适当选择水质适当选择注入的水质，对于水驱开发油藏的稳定生产至关重要。
一般来说，井口水的含盐量应低于3000毫克/升，这样可以减小沉积物的生成，并避免钙镁盐等物质的破坏性作用。
同时，在选择注入水质时，应当考虑到油藏中已经有的油和溶解有机物的含量。
如果注入水的含有过多的悬浮物和微生物，会导致储层孔隙被堵塞，从而导致油井套管破裂等损坏。
三、防止沉积物的堵塞沉积物的生成是水驱开发油藏产生问题的重要原因之一，沉积物一旦堵塞油井及油藏孔隙，会导致油井产量下降，影响其稳定生产。
因此，在水驱开发油藏中，防止沉积物的堵塞是非常重要的。
可以采用多种方法防止沉积物的堵塞，如注入适量的界面活性剂、采用筛式滤网、定期进行油井清洗等方法。
其中，注入适量的界面活性剂可有效地防止油井着生物附着在内壁，缓和沉积物和水和土壤之间的极性作用。
四、控制油井温度油井温度的控制对于水驱开发油藏的稳定生产具有非常重要的意义。
一般来说，油井的温度应维持在40℃～55℃之间，这样可以减少沉积物的积聚，同时也可以减小油与水在地下流动中的黏度。
在控制油井温度时，可以采用多种方法，如通过散热扇的安装、表层火烧等方法来控制油井温度。
水驱开发油藏提液稳产办法应用
水驱开发油藏提液稳产办法应用随着油藏开采程度的不断加深，油藏压力持续下降，其产能也会随之减弱。
提高油藏的采收率，具有极其重要的意义。
提液稳产是指在油藏开发生产的过程中，通过一系列措施，使油气井在满足开采产量的基础上，尽量减少液体回流，保证石油开采的持续性和稳定性。
本文主要介绍水驱开发油藏提液稳产办法的应用。
1.水驱开发油藏简介水驱开发是一种先注水后采油的方法。
在注水压力的作用下，石油形成一个水驱岩层，在这个水驱岩层中，油和水层会形成轻重分异接触带。
在岩石的胶结和过滤作用下，水向上渗出，油向水层下部渗出，从而形成了一个油水两层。
水驱油藏具有采油效率高、采收率稳定等特点。
但同时也在顺行注水的过程中，可能产生液体回流现象，影响油藏的开采效益。
（1）提高油井的出油比和水井的注水比在油水两层的接触带处，产生了一定的含油率，但出现液体回流后，其含油率会逐渐降低。
为了提高油井的出油比，可以采用钻井方式，将吸油带拓宽，加大油井产能。
同时，在生产中加强油井的管理，确保油井出油率的提高。
对于水井，采用合适的注水比，可以减少液体回流的情况。
通过分析地层渗透率、岩性等因素，选用适当的注水井距离、注水压力、注水量等控制注水液体，从而减少液体回流。
（2）使用适当的排水装置在开发水驱油藏过程中，应用适当的排水装置，加强油藏的排水能力，缓解液体回流的状况。
具体可以采用下沉式管式水封排水装置等，使其与石油工艺向配合，从而有效提高油藏的提液稳产能力。
（3）运用卫星监测技术卫星监测技术是一种高效、精准的提液稳产方法。
通过对油井、水井等生产信息、生产概况等进行实时监测和跟踪，及时调整生产措施，如调整注水量、调整压力等，解决液体回流等问题。
从而实现油井、水井合理利用，提高油藏的采收率。
3.总结水驱开发油藏提液稳产办法是保障油藏开采可持续性和稳定性的有效措施。
在实际生产中，可采用提高油井的出油比和水井的注水比、使用适当的排水装置和运用卫星监测技术等方法，实现油藏提液稳产能力的提高和液体回流问题的解决。
水驱油机理
Po是油水界面上一点的油相压力，Pw是界面下水 相的压力，产生的力平衡如下：
Po=Pa+ρogh1 和 Pw=Pa+ρog（h1+h）- ρwgh 式中，Pa：为大气压，dynes/cm2；
(1.6) (1.7)
h1、h：为图中液体的高度，cm；
ρo、ρw：分别为油水密度， g/cm3；
Patm
h1 po
(1.8）
毛细管压力可能是正值，也可能是负值，主要依优先润湿性而定，
非润湿相中的压力较大。在前面已了解油水的界面张力，通过换算毛管
压力为：
Pc
2 ow cos
r
(1.11）
毛管压力与液/液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压
力可以是正值，也可以是负值；符号仅仅表示毛管中相压力较低。具有
较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数，当 毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时，毛管压力Pc减小，这一点 非常重要。
力不足以将孤立油滴从驱替速度较低的孔隙中驱替出来的话，
油相就会俘留。
l
qo
pA
p1 p2
q1 q2
r1 r2
（a）
pB
q2
（b）
（c）
图1.9 并联毛管中的水驱油
并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的元体模型，估算每一个
孔隙中的水的流速和毛细管力来模拟。如果两相的密度都不变，各相的 渗流都是稳定的，而且可依据表达圆管中层流的Poiseuille方程式计算流 速。若v1为孔隙1中的流速，那么，由渗流流体和孔隙壁之间的粘滞力引 起的压力降就可由以下方程式求出：
三.粘滞力
孔隙介质中的粘滞力是以流体流过介质时所出现的压降大小反 映出的。计算粘滞力大小的最简单近似方法是考虑把一束平行毛 管作为多孔介质，则以层流的方式通过单根毛管的压降可由 Poiseuille定律给出：
水驱稀油油藏动态分析
C 75-4 C75 C 75-X8
C6 7- 5
C6 7- 3
C75-1 C75-5 C 75-X6
C75-10 C7 5- 7
C7 5- 9
C22 c6 8- 3c95Fra bibliotekC91
C33 C 91-X1
20 59 9 00 0
2 0 60 00 0 0
2 0 60 10 0 0
20 60 2 00 0
二、指标对比
1、统计对比
统计对比也是油水井动态分析中的一个重 要内容。在现场分析中的对比指标主要包括： 日产液量、日产油量、含水率和动液面，有时 还要进行原油物性和水性的对比。这种对比有 单井的，井区的和注采井组的，根据分析的需 要来确定。
2、对比结果
(1) 各项指标均为稳定； (2) 含水和日产液量同步上升，产量变化不大； (3) 含水稳定，日产液量下降或上升，引起日 产油量的下降或上升。 (4) 日产液量稳定，含水上升或下降，引起日 产油量的下降或上升。 (5) 含水上升，日产液量下降，使日产油量大 幅度地下降。
一、了解注采井组的基本概况
1、井组在区块（断块）所处的位置和所属的开发单 元。
2、注采井组内有几口油井和注水井，它们的排列方式 和井距。
3、油井的生产层位和注水井的注水层段，以及它们的 连通情况。
4、注采井组目前的生产状况，包括井组目前的日产液 量、日产油量、含水率以及平均动液面深度和日注水平、井 组注采比。
对比和分析
通过对比，可以对井组某一阶段的 生产有一个总体的认识，并找出影响产 量变化的主要原因，为进一步的分析奠 定了基础。
3、对比阶段的划分
(1) 根据日产油量波动趋势划分为：产量上升阶 段、产量下降阶段和产量稳定阶段。
6.水驱油理论基础（完）
第六章 水驱油理论基础我们已经相当详细的研究了单相流体的渗流规律，大家知道，由于自然和人工因素，油藏总会发生两相或三相流动。
世界上许多油藏具有天然水驱能力，更多的油藏则是利用便宜有效的人工注水开采方法。
在我国，所有主要的油田均采用人工注水保持压力的方式开发，因此在油藏内部出现油水两相流动是不可避免的，只有在一个相当短的时期内才可以把井附近的流动看作是单相的。
所以，研究油水两相渗流就成为非常必要的实际问题。
在天然水驱和人工注水方式下开发油田，油藏中发生了水驱油的过程。
油田开发开始，水就进入了含油区，然后逐渐向生产井底逼近。
由于油藏孔隙结构的高度非均质性，水不能将它经过的地区的油驱除干净，即还有剩余油。
在原始油水界面和水的前缘（目前油水界面）之间油水两相同时流动，只是含水饱和度逐渐升高。
在实验室做水驱油实验和实际生产过程中都证明了有一个较纯油生产期长的多的含水生产期。
在边水驱动的条件下，油藏内部有三个渗流区，第一区是从供给边线到原始油水界面，其中只有水在运动。
当然对于边内注水或面积注水时，这一区域就不存在了。
第二区域是从原始油水界面到目前含油边界（一般为油水前缘），其中油水两相流动。
第三区域是从油水前缘到生产井井底属于纯油流动。
参见图6.1。
油水两相驱的运动规律比较复杂，数学处理也比较麻烦，虽然早在1942年就已经获得平面一维和平面径向两相流的精确解，但广为人知的则是50年代以后的事了。
所以我们开始先假设油水两相区不存在，水的渗流区和油的渗流区直接相衔接。
这就等于假设了油水界面像活塞式的向前推进，一经扫过，全部油（至少是全部可动油）被驱除干净。
习惯上称水作活塞式驱动。
活塞式驱油的假设是不符合实际的，但作了这个假设以后，省去了处理油水两相区的麻烦，所以得结果在已经意义上也就揭露了水驱油的特点，所以至今在文献上仍能见到。
第一节 活塞式水驱油在水驱油是活塞式的假设下，一般要讨论水驱油问题，其难度也是很大的。
稀油油藏水驱后转蒸汽驱油机理研究
（ ） ２ 模型结构 描述 。采用Ｃ 软件 的Ｓ Ａ Ｔ 模块进 行模拟 。 ＭＧ Ｔ ＲＳ 首先 ，对岩石 、 流体特性 以及油藏初始 条件进行描述 ：采用九点法的 八分之 一井网 。所用岩 石数据及流体数据 均来 自油藏模拟 资料 。流 体 组分分为轻质 （ 、中等（ 、重质（ ｚ） ｚ） ｚ） 烃类和 水。通过重油组 分分
油藏适合蒸汽驱开 采
低 。给定的饱和度下 ，油的相对渗透率升 高，水的相对渗透率降低 ， 水的相对渗透率与油的相对渗透率比值降低 ，如示意 图２ 示。 所 在低 界面张 力体系 下 ，温度对 油 水相对渗透 率 曲线影响 更为显
著 。在较高温度下 ，残余油饱和度降低显著 。但束缚水饱和度改变很 小 ，其数值都低于相 同温度下的高张力体系的束缚水饱和的值 。在某 饱和度下 ，油的相对渗透率增加幅度较大 ，水的相对渗透率 降低 。 油水相对渗透率向右偏移 。随着温度的升高 ，油 、 、 水 岩石的接触 角
程 中一种 重要的驱油作 用． ．
组分 ２ 中 ） ｆ （
１ ８３０ ７８
１ ９５ ３ ９
１ ９５ ０ ４
９６ ｉ ０
６７ ５ ７
１
Ｉ
１８ ３ ０
Ｉ７ ８
１１０ ４３
０８８ ９６
５１３ ８
４ ０４ ４ ３
用 油 湿 油 藏 与 水 湿 油 藏 相 比 较 ．更 适合 水驱 后 转 为 蒸汽 驱 开发
关键词
稀油
水驱 后 蒸 汽 驱 驱 油机 理
综合分析国内外研究成果 ，水驱油藏注蒸汽提高采收率技术的开 采机理与常规的稠油注蒸汽提高 采收率的开采机理有所不 同，常规的 桐油注蒸汽热采的机理主要为原油热降粘作用 、热膨胀作用 、蒸汽蒸 馏作用 、脱气作用 、混相驱作用等等… Ｈ 。Ｃ ｕ 利用数值模拟技术对水 驱 油 藏 转 蒸 汽驱 效 果 进 行 了综 合研 究 ，结 果 表 明 ，对 ３ 。 Ａ Ｉ ０ Ｐ （ ０ ）可蒸馏的原油来说 ，蒸汽驱 采油机理 主要为 ：蒸汽蒸馏作用 ６％ 占３ ％；原 油 粘 度 降低 作 片 占１ ％；温 度对 相 对 渗 透 率 的影 响 占 ７ ｛ ２ ２ ％；而Ｈ ｆ ａ 和Ｋ ｖ ｅ 裂缝性 、 渗透稀 油油藏蒸 汽驱 的机 ０ ｏ ｍ ｎ ｏ ｓ ｋ对 ｃ 低 理进行了研究 ，其结果如 图１ 所示 。图１ 简要地表示 出不 同粘度的原油 的不 同驱油机理 他 认为 ，榈油油藏的主要 目的是降低原油粘度 ，从 而提 高采油速度 ，增加原油产量 。相反 ，轻质油藏 的主要 目的是降低 水驱后的残余油饱和度 稀油油藏蒸汽驱油机理依次为原油 的热膨胀 作用 、蒸馏作用 、降粘作用 未提及温度对相对 渗透率 的影响 。 稀油油藏水驱后转蒸汽驱 的驱油机理 ，国内外还未达成一致 的结 论 因此 ，有必要 了解稀油油藏 的主要 的驱油机理 ，以确定什么样 的 ．
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相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率
岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性 质。岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理 性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。
储油层的主要特性
4、相对渗透率
油田在开发过程中，油层的有效渗透率是在不断发生
变化的，即油层中由油的单相流动变为油气水同时流动， 岩石对油的有效渗透率就会随着这种变化而降低。
的渗透率高。
储油层的主要特性
渗透率
孔隙度
储油层的主要特性
特例：某些低 渗透砂岩虽然 孔隙度很低， 但由于存在微 裂缝导致渗透 率较高。
储油层的主要特性
5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异 (2) 岩石颗粒的均匀程度，如果岩石颗粒比较 均匀，渗透率较高。如果颗粒大小不一，小颗粒常 填塞大颗粒之间的孔隙通道，因而影响原油的流动。 颗粒的均匀程度叫分选，分选好的岩石渗透率高。
储油层的主要特性
3、影响孔隙度大小的因素
(3) 胶结方式对孔隙度的影响
胶结方式是指砂粒与胶结物之间的接触关系。 第一种为基底式胶结，胶 结物含量很多，碎屑都孤立
地分散在胶结物中，彼此不
相接触。
储油层的主要特性
第二种为孔隙式胶结，
胶结物含量较基底胶结少， 胶结物多分布在碎屑颗粒 之间的孔隙中，碎屑大都 是互相接触的，但仍有孔 隙。
渗透率（%）
6000 4000 2000 0 0 5 10 15 20
碳酸岩（%）
储层的非均质性：表征储层特征的参数在空间上的不
均匀性，在开发储层评价中，储层的非均质性具有双 重性，即赋存岩石的非均质性和岩石空间中赋存的流 体的性质和产状的非均质性。
油藏基本知识
油田地质基础知识
一、储油层的主要特性
二、油田的储量 三、油藏开发方面的相关概念
四、注水开发过程中的三大矛盾
第一部分
储油层的主要特性
物性特征：孔隙度、渗透率、非均质特征及敏感性等。 一、储油层的孔隙度 埋在地下的岩石，虽然受压力的作用和胶结物的粘
结已经变得坚硬紧密。但是组成岩石的颗粒与颗粒之间
储油层的主要特性
2、有效孔隙度
是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体
积的比值。一般所指的孔隙度为有效孔隙度，用
百分数表示。
有效孔隙度=岩石互相连通的孔隙体积/岩石的
总体积×100%
孔隙度是计算储量和评价油层特性的一个重要
指标。
储油层的主要特性
3、影响孔隙度大小的因素：岩石颗粒、胶
结物含量及胶结类型
产纯油
油水同出
储油层的主要特性
5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异
渗透率在油层纵向和平面上的差异是很大的。这是 因为岩石在沉积成岩时，受许多因素影响。这些因素是： (1) 岩石孔隙度的大小。岩石孔隙度大，则渗透率高, 但是不存在函数关系。孔隙大小与组成岩石的颗粒大小有
关，粒度中值越大渗透率越大，粗砂岩的渗透率比细砂岩
(1) 砂岩碎屑颗粒对孔隙度的影响
如果砂岩粒度均匀，分选较好，孔隙度就比较大；
如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗
粒的现象，使孔隙度变小。如果颗粒直径大，孔道也大，
孔隙度也就大。
储油层的主要特性
3、影响孔隙度大小的因素 (2) 胶结物对孔隙度的影响 砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是 石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量 来表示岩石的胶结程度。胶结物较少，岩石就比 较疏松，孔隙度相对较大；泥质胶结比灰质胶结 疏松，孔隙度也较大。
一种流体
储油层的主要特性
3、有效渗透率
在开采的大部分油层或区域，都是两种或两种以上 的流体共存，如油—水，油—气或油—气—水等。有两种 或两种以上的流体通过岩石时，岩石对其中一种流体的渗 透率叫做对这种流体的有效渗透率或相渗透率。
多种流体
储油层的主要特性
4、相对渗透率
有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透
砂岩孔隙度为10%～40%。 碳酸盐岩孔隙度介于5%～25%之间。 粘土岩或页岩的孔隙度为20%～45%。
储油层的主要特性
二、储油岩的渗透性
地下原油在一定的压差下，从岩石孔 隙中流向井底，多孔岩石允许流体（油气
水）通过的性质，称为岩石的渗透性。
储油层的主要特性
油井的产能与油层岩石的渗透性有着
密切的关系，一般渗透性差的油层产能都
储油层的主要特性
5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异 (3) 胶结物含量的大小，胶结物是使岩石颗粒相 互联结的充填物质。胶结物含量多时，常包围着颗粒， 充填了孔隙，使孔隙孔道变小，增加油流阻力，使渗
透率降低。
储油层的主要特性
12000
14 12
碳酸岩含量（%）
10000 8000
10 8 6 4 2 0 17 22 27 32 孔隙度（%）
仍有一定的孔隙，石油就是储存在这些小孔隙里。 表示岩石中孔隙多少的指标称为孔隙度： 为岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比。 孔隙度分为绝对孔隙度和有效孔隙度。
储油层的主要特性
1、绝对孔隙度
是指岩石全部孔隙的体积（包括不连通的孔隙在内）与该 岩石总体积的比值。也称岩石总孔隙度。用百分数表示。 绝对孔隙度= （岩石全部孔隙体积 /岩石Байду номын сангаас总体积） ×100%
比较低。当然油井的生产能力还与生产压
差、油层厚度和原油性质有关。但渗透性 的好坏是影响产能的一个重要因素。
储油层的主要特性
1、渗透率
是指液体流过岩石的难易程度，是表示储油 岩渗透性大小的指标。 目前，国际上通用的渗透率单位是平方米， 以符号m2来表示；或平方微米，以符号µ m2来表示。 它们与达西、毫达西的关系为：
1µ m2=1.01325达西=1013.25毫达西。
储油层的主要特性
储层渗透率评价 级 别 1 2 3 4 5 K×10 μ m >1000 1000～ 100 100～ 10 10～ 1 ＜1
-3 2
储 层 评 价 渗透性极好 渗透性好 渗透性一般 渗透性差 渗透性极差
储油层的主要特性
2、绝对渗透率 当一种流体通过岩石，所测出来的渗透 率叫绝对渗透率。在岩心分析中，一般用气 体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的 影响很小。
储油层的主要特性
第三种为接触式胶结，胶 结物含量更少，只分布在碎 屑岩颗粒接触的地方，其颗 粒之间的孔隙常无胶结物。
一般来说，接触式胶结孔隙度最大，孔隙胶结次之，基
底胶结最差。
有效孔隙度
储层岩石(砂岩)孔隙度评价
孔隙度(%) 储层评价 <5 极差 5～10 差 10～15 一般 15～20 好 20～25 特好