关于储层渗透率的几个概念
渗透率
物质的可渗透与不可渗透之问并不存在明显的界限。一般 所指具有渗透性或非渗透性，或者说渗透性好和渗透性差， 都是相对的，而且是有条件的。这个条件就是压力。
一、 达西定律及岩石的绝对渗透率
1.达西定律
储集岩是一种多孔介质。多孔介质的渗透性是在一 定压差下使液体或气体渗透的能力。因此，所有沉积 性储集岩都具有渗透能力。可以用渗透率来衡量岩石 的渗透能力的大小，并且可以定量地进行测定。
通常，孔隙介质容许粘度为1厘泊的流体，在压力 梯度为l大气压／厘米的作用下，通过断面面积为l厘 米2，流量为1厘米3／秒时，此时所得渗透率的单位 定义为l达西。在实际使用时，达西的单位仍然过大， 因此常用毫达西(1达西＝l000毫达西)。
“达西”和“[厘米2]”的关系为：
1公斤／厘米2＝1000克／厘米2＝981×1000达因 ／厘米2，98l是重力加速度，单位是厘米／秒2。
达西定律的前提是假定：
1）流体和岩石之间不发生物理一化学反应；
2）岩石孔隙中只存在一种流体。
渗透率的大小取决于岩石孔隙的大小、形状及连通情 况，亦即与孔隙结构有密切关系。
在对一个区域或一个油层来评价渗透率时，不能仅仅 考虑在一个点上所得的渗透率，因为岩石的渗透率还与 水的流动方向、沉积特征以及岩性等有关。渗透率具有 方向性。垂直方向和水平方向的渗透率也由于颗粒填集 方式而不相同。
2.Purcell方法
式中Ka＝气测渗透率，10-3μm2；φ＝孔隙度， 分数；p＝1/2(p1十p 2)，平均测定压力，0.lMPa； C＝常数。
当Ka＝(0—lO)×10-3μm2时； C＝2.26； 当Ka ＝(10一lO0)×1010-3μm2时，C＝2.42； 当Ka ＞l00×lO10-3μm2时， C＝2.72。
关于储层渗透率几个概念
1.渗透率变异系数
单层内渗透率的标准差与渗透率平均值的比值。
用来表征油气储层的渗透率好坏的标量，较为经典的非均质性表征值。
2.渗透率级差
渗透率级差(K mn)是最大渗透率(K max)与最小渗透率(K min)的比值,表明渗透率的分布范围及差异程度：Kmn=Kmax/Kmin渗透率级差(K mn)大于l。
级差越大,表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l,储层孔隙空间的均质性越好。
3.渗透率非均质系数
渗透率非均质系数(K k)是指单层平均渗透率(k)与单层最高渗透率(K max)的比值。
k k=k/K max
4．净毛比
一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。
目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。
前者一般计算
的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。
基于核磁共振测井的储层渗透率计算方法综述
基于核磁共振测井的储层渗透率计算方法综述摘要：储层渗透率是储层评价的重要参数之一，在油气勘探中发挥着重要的作用，是不可或缺的储层物性参数。
页岩储层由于储集空间多样复杂，使得页岩储层评价和渗透率定量计算变得困难。
而核磁共振测井突破传统测井技术，可以不受岩性影响，直接测量获得地层中的流体体积，能够较为便捷地获取储层渗透率，目前广泛应用于逐步特殊化、复杂化的储层中，成为了众多学者关注研究的焦点。
本文阐述了页岩孔隙结构现状，梳理基于核磁共振计算储层渗透率的研究进展情况，归纳总结核磁共振测井计算渗透率的模型，以期为页岩油储层渗透率评价提供思路。
关键词：核磁共振测井；储层渗透率；孔隙结构引言近年来，我国油气安全形势日益严峻，对外依存度持续攀升，油气勘探开发领域面临着重大挑战。
为此，国家多次作出大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全的重要指示。
这一重要指示不仅改变了当前我国各大油企的既定目标与整体方向，也将对以后数年的发展战略产生深刻的影响。
中国页岩油气资源丰富，将是未来油气勘探突破和增储上产的重点。
近年来我国页岩油气勘探开发取得了许多突破，尤其在地质认识上取得一些重要的进展。
然而，由于页岩储层地质条件复杂，页岩油气储层甜点评价技术依然存在不足。
作为储层静态特征评价参数，孔隙度、渗透率和饱和度的准确求取，有助于寻找产油气优势层位,推动页岩油气效益开发。
测井技术是实现储层孔、渗、饱三参数精细计算的主要手段，能够根据储层岩石物理响应机理实现井内连续深度的储层参数计算。
作为唯一可以直接探测储层流体信号的测井技术，核磁共振测井已经广泛应用到多种类型的储集层，而且在储层参数计算中取得了较好的成果。
1核磁测井原理核磁共振是指原子核对磁场的响应。
核磁共振信号大小取决于核的数量、核角动量、磁矩及所在的环境。
地层所含有的所有元素中，氢核的旋磁比最大，具有很高的丰度，因此检测氢核的核磁共振信号比较容易。
核磁共振测井就是利用氢核的自身磁性与外加磁场在特定条件下发生共振作用，排除了骨架的影响，能够获取孔隙流体和孔隙结构的相关特征参数，与常规测井相比，可直接提供地层孔隙度、孔隙结构、孔隙流体等信息（图1为核磁共振测井原理图）。
(优选)孔隙度及渗透率测量方法
根据上述定义可知，储层必须具备两个条件：即孔隙性和渗透性。
二者作为储层的充分必要条件，缺一不可。如页岩就很难作为储层。
油气注入
岩性 孔隙性
骨架性质 油气储集能力
储层
油气流出
渗透性
油气运移能力
物性 孔隙性
渗透性
油气注入
含油性
孔
孔
绝
相
隙
隙
对
对
类
结
渗
渗
型
构
透
透
率
率
储层
含油气储层 (饱和度)
产层
岩性
岩
结
矿
构
组
、
合
构
造
油气产出
储层要素及概念延伸
4.1.2研究储层孔隙度和渗透率的意义
1)作为孔隙结构参数之一的孔隙度，表征了储层容纳油气的能力(体
积)，是含油气饱和度估算、容积法等储量评价的重要参数之一。
储层概念图解
按储层的定义，可将储层的孔隙性和渗透性称为储油物性。其中：储 层的孔隙性包含孔隙类型和孔隙结构两个方面的内容，它们的特征决定 了油气在其中分布的特征和储存的数量；储层的渗透性是在孔隙性以及 骨架双重影响下，含油气储层中不同流体运移能力的表现(隐含了相对渗 透率的概念)，决定了储层开发后的产液性质和能力。
三种类型:
1)超毛细管孔隙：孔隙直径大于0.5mm或裂缝宽度大于0.25mm者。在此类 孔隙中，流体可在重力作用下自由流动，也可以出现较高的流速，甚至出现 涡流。岩石中的大裂缝、溶洞及未胶结的或胶结疏松的砂岩的孔隙大多属于 此类。
储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率(相渗)
§3 相对渗透率曲线的影响因素
在一定条件下相对渗透率曲线是饱和度的函数.而且还是岩石孔隙结构、流体性质、 流体润湿性、流体饱和顺序、准数或毛细管准数以及温度等因素的函数.
一、岩石孔隙结构
由于流体饱和度受控 于岩石的孔隙结构,因此岩 石孔隙的大小、几何形态 及其组合特征就直接影响 岩石的相对渗透率曲线.
〔2〕流体中表面活性物质的影响：
在孔隙介质中共同渗流的油、水相态,根据巴巴良的研究可能有三种：油为 分散相,水为分散介质；油是分散介质,水是分散相；油、水为乳化状态.这三种 状态在渗流过程中互相转化.
油为分散相 水为分散介质
油是分散介质 水是分散相
油、水为乳化状态
分散体系的渗流与许多物理化学因素有关,而这些物理化学因素与油 水中的极性化合物的多少有关,与油水中的表面活性物质及其含量有关, 因为这些物质的多少使油水界面张力、流体在岩石表面上的吸附作用发 生变化.当渗流条件一定时,使油从分散介质转变为分散相是由油滴聚合 和油滴在固体表面上粘附时间所决定的.
水为分散介质、油为分散相和水为分散相、油为分散介质的油水相对 渗透率曲线.对比二曲线可知,分散介质的渗透能力大于分散相.
分散介质 分散相
分散介质 分散相
当由于表面活性物质的作用使油水处于乳化状态时〔即两种液体 互相分散,都处于分散状态时〕,无论是水包油型还是油包水型,两相渗 透率都急剧下降.
对于高粘度原油,这种乳化状况更容易出现.因此在稠油的开采中 需要对原油进行破乳,其目的就是为了提高流体的相对渗透率.
因此在实用中只需有油-水两相、油-气两相的相对渗透 率曲线就够用了.
但当油层中出现油、气、水三相共存时,这三相是否都参 与流动,,则必须用三相的相对渗透率与饱和度关系曲线图 来判断.
第三章(渗透率)
Q dr K = • dp 2πh r µ
dL = −dr
dZ =0 dL
Q re dr K ∫rw r = µ 2πh
∫
pe
pw
dp
dp v=+ • µ dr
Q Q = =v A 2πrh
K
Q K ln(re rw ) = ( pe − pw ) 2πh µ
Q=
2πKh( pe − pw ) µ ln(re rw )
三、达西定律的适用范围
对大多数油田开发实践中，油气渗流一般服从达西定 对大多数油田开发实践中， 律，但对于高速流动的流体，尽管边界条件不变，但流型 但对于高速流动的流体，尽管边界条件不变， 会变得瞬息万变，会产生涡旋， 会变得瞬息万变，会产生涡旋，这种流速变大而导致的流 型改变的转换可用“临界点”来加以描述。流速在该点以 型改变的转换可用“临界点”来加以描述。 下时，流体以定常流的型式流动，称为层流， 下时，流体以定常流的型式流动，称为层流，当流速超过 “临界点”时，流线会变成非定向，不规则的流动型式， 临界点” 流线会变成非定向，不规则的流动型式， 称为“紊流” 或湍流）。这二种不同的流动型式具有不 称为“紊流”（或湍流）。这二种不同的流动型式具有不 ）。 同的渗流特性。 同的渗流特性。
h2 Z2 Z1 h1
代入达西折算压力公式：
A∆ Pr KA（Pr1 − Pr2 ） = Q=K µL µL ] （ − KA[ P1 + ρgZ 1）（P2 + ρgZ 2） = µL ] KA[ P1 − P2） ρg（Z 1 − Z 2） （ − = µL
当ΔZ=0时，即流体为水平流动时
达西定律的 一般表达式
在该项实验中，其边界条件如下：
第4章-4 储层渗透率评价
三、储层泥质含量和束缚水饱和度的确定
用测井资料计算泥质含量的方法很多： GR法/ SGR法/ CNL法/ SP法/ 电阻率法 孔隙度测井（声波、中子、密度）交会法等 根据本地区地质条件选择适当的方法，原则： （1） 保证Vsh比较准确 （2） 减小油气、放射性及环境条件的影响 （3） 确定方法后，岩心等第一性资料的对比 一般说来，各种方法计算的Vsh都是实际的上限值， 用多种方法时，要选用其中最小值
一、碎屑岩储层岩性成份及其测井响应特征
长石砂岩（河流相沉积中可遇到）主要矿物 组成： 石英 长石（含量大于25%， 有的高达60%) 基质（含量小于15%） 长石有不同类型，常见的有钾长石、微斜长 石及钠长石等，也常遇到云母及锆石。
GaoJ-4-4 5
一、碎屑岩储层岩性成份及其测井响应特征 杂砂岩（快速沉积形成）主要矿物组成： 石英 长石 基质（含量大于15%） 特点：储集性能差，其孔隙度中-低，渗透率低-极低。 与长石共生的其它常见矿物：角闪石、辉石 其碎屑颗粒被包裹在由粘土矿物、碳酸盐岩、黄 铁矿、含炭基质内，造成储集性能变差。
1) V 2) V 3) V 4) V 5) V 6) V
sh
GR GR min GR max GR min
sh
sh
1 2c 1 ' x V sh
2
V
' sh
c
GR
sh
A B
sh
b
GR
max
B
0 0
对地层密度b 和泥质密度sh 进行校正， B0 是纯地层自然伽马本底读数 考虑了泥质的粉砂成分的统计方法， SI 是泥质的粉砂指数，A、B、C 为系数
岩石物理实验
摘要油藏岩石和流体的物性参数是油田开发和油藏工程研究的重要基础数据，是编制油气田开发方案和计算储量、研究储层性质、进行油层对比、分析油田动态的重要依据。
油田开发实验是获取这些岩石、流体以及流体与岩石共同作用的物性参数的主要手段，而孔隙度、渗透率和相对渗透率的测量是开发实验中最基本的测量方法和技术。
本文通过文献的调研，总结了近年来国内外开发实验室对低渗和特低渗油藏岩心样品的孔隙度、渗透率以及相对渗透率曲线的测量方法和技术，归纳了实验测试过程中出现的问题，并提出了初步的解决方案，以增强低渗油气田开发实验技术对中国石油可持续发展的技术支撑力度。
0前言油藏岩石和流体的物性参数是油田开发和油藏工程研究的重要基础数据，是编制油气田开发方案和计算储量、研究储层性质、进行油层对比、分析油田动态的重要依据。
油田开发实验是获取这些岩石、流体以及流体与岩石共同作用的物性参数的主要手段，而渗透率和相对渗透率的测量是开发实验中最基本的测量方法和技术。
渗透率是表征流体在储层中流动特性的一个重要参数, 因此准确测定储层的渗透率参数对正确认识储层特性、制定油气藏的开发方案都具有非常重要的意义。
可能受测试手段和解释方法的限制, 目前国内实验室仍主要用达西稳定流的方法对渗透率进行测定。
1渗透率的基本概念对于石油工程师来说,渗透率无疑是一项必须加以重点关注的地层参数。
它是确定一口井是否应当完井和投产的依据。
在确定储层渗透率之前，我们需要先了解渗透率的基本概念以及它对油气储层的意义。
1.1渗透率在有压力差的条件下，岩层允许流体流过其孔隙孔道的性质称为渗透率。
岩石的渗透率的大小是决定油气藏能否形成和油气层产能大小的重要因素。
常用渗透率来定量表示岩石的渗透性。
根据达西定律，岩层孔隙中的不可压缩流体，在一定压力差条件下发生的流动，可由下式表示：（式1-1）式中，—流体的流量，；A—垂直于流体流动方向的岩石横截面积，；L—流体渗滤路径的长度，；∆P—压力差，；μ—流体的粘度，mPa•s；K—岩石的渗透率，。
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1.渗透率变异系数
单层内渗透率的标准差与渗透率平均值的比值。
用来表征油气储层的渗透率好坏的标量，较为经典的非均质性表征值。
2.渗透率级差
渗透率级差(K mn)是最大渗透率(K max)与最小渗透率(K min)的比值,表明渗透率的分布范围及差异程度：Kmn=Kmax/Kmin渗透率级差(K mn)大于l。
级差越大,表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l,储层孔隙空间的均质性越好。
3.渗透率非均质系数
渗透率非均质系数(K k)是指单层平均渗透率(k)与单层最高渗透率(K max)的比值。
k k=k/K max
4．净毛比
一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。
目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。
前者一般计算
的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。