关于储层渗透率的几个概念
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。
煤储层渗透率影响因素
煤层气储层渗透率影响因素 摘要：煤层气作为一种新型能源，而且我国煤层气储量丰富，因此其开采利用可以很大程度上缓解我国常规天然气需求的压力。煤储层的渗透率是煤岩渗透流体能力大小的度量，它的大小直接制约着煤层气的勘探选区及煤层气的开采等问题。因此掌握煤储层渗透率的研究方法及影响因素，对于指导煤层气开采具有重要的指导意义。本文主要在前人的基础上，从裂隙系统、煤变质程度、应力及当前其他领域的技术对渗透率的研究的理论、认识及存在的问题等进行总结，对煤储层渗透率的预测有一定的理论指导意义。 Abstract: Our country is rich in the CBM which is a new resource. So the development of CBM can lighten our pressure for the requirement of conventional gas.The permeability of the coal reservoir is a measure of fluid’s osmosis permeability, restricting the exploration area and mining of CBM. Therefore, controlling the method of mining and the effect factoring has an important guiding significance for mining .This article is summarized from fracture system,the degree of coal metamorphism, stress for the theory, matters and so on of permeability’s study which is based on the achievement of others，having a great guiding significance for the permeabilityprediction.关键词：煤层气；渗透率；影响因素 1、引言 煤层气是指赋存在煤层中常常以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解在煤层水中的烃类气体[1]。美国是最早开发煤层气并取得成功的国家，其富产煤层气的煤级主要是气、肥、焦煤，即中级煤。我国煤盆地一般都具有复杂的热演化史和构造变形史，构造样式复杂多样，煤储层物性差异较大，孔渗性偏低，富产煤层气的煤级是几个高级煤、无烟煤和贫煤[2]。因此我们不能照搬美国的理论来指导我国煤层气的生产。近十几年来，我们在实践中不断认识到这种差异，并针对我国煤层气储层的特征进行了一系列的研究，在煤储层物性方面取得了丰硕的成果，已初步形成了一套研究的理论与方法。渗透性是制约煤层气勘探选区的最重要的参数之一，有效预测煤储层渗透性对我国煤层气的勘探开发具有重要意义[3]。笔者主要从煤储层裂隙系统、煤变质程度、有效应力等方面作以阐述。
低渗砂岩储层水平井伤害机理研究及钻井实践
低渗砂岩储层水平井伤害机理研究及钻井实践 摘要：低渗砂岩储层越来越多采用非套管完井水平井钻井来提高单井产能，本文通过研究其伤害 机理影响因素，分析研究能够有效降低伤害的方法，提出了3项最大化原则序列，首先最大化预防 原则，采用全过程欠平衡预防钻井伤害，以泡沫钻井液为主；其次最大化保护原则，近平衡钻井采 用无粘土防水锁钻井液技术钻井保护；最后最大化解除原则，完井配合相应的环保生物完井液解除 滤饼堵塞。通过在大牛地气田和胜利油田等17口低渗砂岩储层水平井的现场实践，取得了良好的油 气层保护效果，为低渗砂岩储层水平井开发提供了一条有益的技术手段。 关键词：低渗；伤害机理；水平井；无粘土；生物酶；泡沫 0 前言 低渗透储层一般具有泥质胶结物含量高、含水饱和度高、毛细管压力高、水敏性强以及孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质严重、常伴有天然裂缝等特点，在钻井过程中很容易受到污染和损害，而且一旦受到损害，恢复起来比渗透率高的储层更加困难。低渗透油气田虽然地质条件差、开发难度大，但随着我国经济的快速发展，对石油产品的需求越来越大，低渗透油气田的丰富油气储量越来越受到关注。在低渗储层开发提高单井产能方面，除了储层增产改造，还有一个重要的趋势是用超长水平井技术取代压裂造缝。但因为随水平段的增加，钻井时间大大增加，钻井液浸泡储层时间增加，对储层的伤害会加重。并且由于采用非套管完井方式完成的井不能用射孔的方法消除钻井完井液对储层近井地带的污染，以及钻井完井液固相容易堵塞筛管等防砂装置。因此，这类完井方式的储层保护更加重要[1-3]。 近年来，非套管完井技术越来越多地应用到水平井完井中，与之相配套的无固相完井液以其储层不受水泥浆伤害、不堵塞精密滤砂管等优点，也越来越受到业内人士的关注。目前中外应用较为广泛的是清洁盐水完井液，主要采用无机盐来提高体系密度，具有较强的抑制性。但清洁盐水完井液技术未能解决非套管完井井段滤饼堵塞问题，仍须后期酸洗作业以解除近井地带污染，同时也带来了酸洗不彻底、二次污染及环境保护等系列问题。目前已开发的钻井液完井液体系，绝大多数是针对常规储层的开发应用[1-3]。针对低渗储层非套管完井水平井开发带来的系列问题，胜利钻井院深入开展了低渗砂岩储层钻井完井过程中的伤害机理、钻井过程保护储层的钻井液、有效解除近井地带伤害的完井液技术研究，最终形成低渗储层钻井完井液技术，在大牛地气田和胜利油田得到了良好的效果，为低渗油气田开发提供了一条有力的技术解决途径。 1 低渗砂岩储层伤害机理研究 1.1 低渗砂岩储层固相伤害机理研究 低渗砂岩储层钻井固相伤害是一种最普遍的损害机理，钻井完井液常含有两种固相颗粒：一种是为达到工艺性能要求而必须加入的有用颗粒，如钻井完井液中的粘土、加重剂和桥堵剂等；另一种就是钻井完井液中的钻屑和固相杂质。分析发现，套管完井法可以利用射孔技术穿透钻井液引起的损害带；而裸眼完井法（包括先期裸眼完井、后期裸眼完井、筛管完井、和砾石充填完井等）没办法穿透污染带[1-3]。 针对裸眼水平井的储层损害问题，美国完井工程协会的研究工作揭示了裸眼井损害的实 1
钻井液对储层损害
1．钻井液中分散相颗粒堵塞油气层 1）固相颗粒堵塞油气层 钻井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等。钻井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。损害的严重程度随钻井液中固相含量的增加而加剧，特别是分散得十分细的膨润土的含量影响最大。其损害程度与固相颗粒尺寸大小、级配及固相类型有关。固相颗粒侵入油气层的深度随压差增大而加深。 2）乳化液滴堵塞油气层 对于水包油或油包水钻井液，不互溶的油水二相在有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，可进入油气层的孔隙空间形成油-水段塞；连续相中的各种表面活性剂还会导致储层岩心表面的润湿反转，造成油气层损害。 2．钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害 钻井液滤液与油气层岩石不配伍诱发以下五方面的油气层在损害因素。 1）水敏 低抑制性钻井液滤液进入水敏油气层，引起粘土矿物水化、膨胀、分散、是产生微粒运移的损害源之一。 2）盐敏 滤液矿化度低于盐敏的低限临界矿化度时，可引起粘上矿物水化、膨胀、分散和运移。当滤液矿化度高于盐敏的高限临界矿化度，亦有可能引起粘土矿物土水化收缩破裂，造成微粒堵塞。 3）碱敏
高pH值滤液进入碱敏油气层, 引起碱敏矿物分散、运移堵塞及溶蚀结垢。 4）涧湿反转 当滤液含有亲油表面活性剂时，这些表面活性剂就有可能被亲水岩石表面吸附，引起油气层孔喉表面润湿反转，造成油气层油相渗透率降低。 5）表面吸附 滤液中所含的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附；缩小孔喉或孔隙尺寸。 3．钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害 钻井液滤液与油气层流体不配伍可诱发油气层潜在损害因素，产生以下五种损害：1）无机盐沉淀 滤液中所含无机离子与地层水中无机离子作用形成不溶于水的盐类，例如含有大量碳酸根、碳酸氢根的滤液遇到高含钙离子的地层水时，形成碳酸钙沉淀。 2）形成处理剂不溶物 当地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙镁能力时，处理剂就会盐析而产生沉淀。例如腐植酸钠遇到地层水中钙离子，就会形成腐植酸钙沉淀。 3）发生水锁效应 特别是在低孔低渗气层中最为严重。 4）形成乳化堵塞 特别是使用油基钻井液、油包水钻井液、水包油钻井液时，含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化，可造成孔道堵塞。 5）细菌堵塞 滤液中所含的细菌进入油气层，如油气层环境适合其繁殖生长，就有可能造成喉道堵塞。4．相渗透率变化引起的损害
煤储层渗透率主要影响因素及其物理模型研究
煤储层渗透率主要影响因素及其物理模型研究 金大伟 赵永军 霍凯中 （中国石油大学地球资源与信息学院 山东 东营 257061） 摘要： 在分析渗透率与地应力、埋深、裂隙、储层压力和水文地质条件等相互关系的基础上，指出影响煤储层渗透率最普遍和主要的因素是围压、裂隙和埋深等。并结合前人的研究成果，以数学关系式的方式，来研究渗透率与其主要影响因素的关系，并建立物理模型。关键词：煤储层 渗透率 影响因素 地应力 埋深 前言 煤储层系指吸附储存了一定的甲烷气体并发育有连通的孔、裂隙系统，煤层气在压降作用下能够发生流动的三维煤岩体。煤储层渗透率研究涉及到岩石力学、流体力学、计算力学和采矿工程诸多学科，与煤储层孔裂隙体系、现代构造应力场的性质和大小、煤化作用和构造演化历史、地下水活动等关系密切。近年来在地质物理模型、渗流模型、实验测试、试井分析及数值模拟等方面均取得了长足发展。 煤层渗透率的影响因素十分复杂。地质构造、应力状态、煤层埋深、煤体结构、煤岩煤质特征、煤级及天然裂隙都不同程度地影响煤层渗透率。有时是多因素综合作用的结果，有时是某一因素起主要作用。但是，在诸多因素中，影响最普遍的煤储层渗透率的主控因素是围压、埋深和裂隙等。本文结合前人的研究成果，以数学关系式的方式，来研究渗透率与其主要影响因素的关系，并建立物理模拟。 1渗透率围压的关系研究 据秦勇等的关于CH4渗透率实验：在晋城成庄矿、高平望云矿、潞安常村矿、五阳矿及沁源沁新矿井下新开拓的煤面上采集裂隙发育中等的半亮型煤大块煤样(20cm×20cm×20cm)，Ro max从1.65%至2.87%，煤类为焦煤到三号无烟煤(表1)，在室内加工成50mm×100mm 的圆柱形煤样。在有效应力不变的情况下，测量CH4的克氏渗透率(表1)，在流体(CH4)压力不变的情况下，测量不同围压下的应力渗透率。结果表明:煤岩体CH4应力渗透率随围压的增大呈指数形式降低(图1)。并由实验数据得出其数值形式为 K c＝K0e-aPc （1） 式中，K c为应力渗透率(单位：10-3μm2);K o为无应力时渗透率(单位:10-3μm2);e为自然对数;a为拟合系数;P c为围压(单位：MPa)。除潞安4号煤样相关系数只有0.73外，其余4个煤样相关系数均在0.92以上;克氏渗透率越大，其无应力时渗透率也越大;贫煤－无烟煤随围压的增大，衰减较快，焦煤－瘦煤随围压的增大，衰减相对较慢(表1)。
储层岩石的相对渗透率
相渗透率和相对渗透率的概念 一、达西实验和达西方程 1856年，法国水利工程师达西（Darcy ）利用人工砂体研究了水的渗滤，达西的试验表明： 人工砂体单位面积水流的体积变化率Q/A ，与进口和出口两端面间的水头差h 1-h 2=△H 成正比，而与砂本的长度L 成反比，即 L h h K A Q L h h A Q 212 1-'=-∞ 这就是某种名的达西方程。 K '——与多孔介质有关的常数 Z=0，基准面。 如果用压力P 来代替水头h 则有 ()()g P Z h g P Z h Z h g P Z h g P ρρρρ2 22111222111+ =+=∴-=-= 代入上式得： ()()l gl P P A K gl P P A K Q L g P P L K L g P P Z Z K A Q ρρρρ+-''=??? ? ??+-?'=∴-+? '=-+ -?'=21212121211 K ''——表示某种介质（K '）对某特定流体（P ）的渗透能力，它的大小由介质和流体 两者性质而定。 由于K ''同时涉及到流体和介质的影响，所以人们总是希望将流体和介质的影响区分开来，于是在1930年，努定（Nutting ）提出： () L M gl P P KA Q M K K ?+-= = ''ρ21 将此式代入上式并考虑到水平流动中无重力影响，所以得出了达西定律的最简单形式。 () L M P P KA Q ?-= 21 在上式中，A 、L 是岩石的几何尺寸，M 为流体的性质，△P 为外部条件。当这些条件（即
A 、L 、M 、△P ）一定时，流体通过量的大小就决定于比例常数K ，这个K 我们就称它为岩石的绝对渗透率。 A ——岩石心的截面积，cm 2 L ——岩石长度，cm M ——通过流体的粘度，CP △P ——岩心两端的压差，atm Q ——在△P 下，流体通过岩心的流量，cm 3 /S K ——岩石的渗透率，达西 值得注意的是：达西定律的假设前提： ①流体与岩石之间不发生任何物理——化学反应 ②渗流介质中只存在一种流体，即岩石要100%的饱和某种流体 ③流动必须是在层流范围之内 岩石的渗透率K 为岩石自身的性质，它主要取决于喉道的大小及其形势，而与所通过流体的性质无关。 二、相对渗透率的概念 为描述多相流体在岩石中的渗流特征，必须引入相渗透率和相对渗透率。相渗透率或称有效渗透率，是岩石-流体相互作用的动态特性参数，也是油藏开发计算中最重要的参数之一。 多相流体共存和流动时，岩石对某一相流体的通过能力大小，称为该相流体的相渗透率或者有效渗透率。有效渗透率不仅与岩石本身的性质有关，还与各相流体的饱和度有关。油、气、水各相的有效（相）渗透率分别记作Ko ，K g ，K w 。 2.1单相流体渗流——绝对渗透率 绝对渗透率是岩心中100%被一种流体所饱和时测定的渗透率。绝对渗透率只是岩石本身的一种属性，不随通过其中的流体的性质而变化。 例：设有一块砂岩岩心，长度 L=3cm ，截面积A=2 cm 2 ，其中只有粘度为M=1CP 的水通 过，在压差△P=2atm 下通过岩石的流量Q=0.5cm 3 /S ，根据上面所讲的达西定律得 375.02 23 15.0=???=??= P A QML K 达西 如果上面这块岩心不是用盐水通过，而是用粘度M=3CP 的油通过，在同样压差△P=2atm 的条件下它的流量Q=0.167cm 3 /S ，同理 375.02 23 3167.0=???=??= P A QML K 达西 很显然，岩石的绝对渗透率K 并不因为所通过流体的不同而有所改变，即岩石的渗透率 是其自身性质的一种量度，通常为一常数，即岩石确定，K 值也就确定。 2.2多相流体渗流 当岩石中有两种以上流体共流时，其中某一相流体的通过能力称为某相的相渗透率或某相的有效渗透率。 1 2 221001110) (2,10,10---?-=??=??=P P A L P Q K P A L Q K P A L Q K g g W W W O O O μμμ
煤层气储层渗透性影响因素分析
煤层气储层渗透性影响因素分析 摘要：煤的渗透性是控制煤层气在煤储层中流动的最关键参数。探讨煤的渗透率的相关影响因素及其变化规律，对于煤层气的勘探开采及动态开发效果具有重要的现实意义。本文详细地分析了裂隙系统、煤岩组分类型、煤的变质程度、有效应力、基质收缩、克林伯格效应等方面对煤储层渗透性的影响。 关键词：煤层气,渗透性,影响因素,分析 ANALYZING THE FACTORS AFFECTING THE COEFFICIENT OF PERMEABILITY OF COAL BEDS （Institute of Petroleum Engineering，University of the Yangtze，Jingzhou. Hubei 434023） Abstract：The permeability of coal is the most critical parameter controlling the coal bed methane flowing in the coal-bed gas reservoirs. It is practical significant to probe into the relevant influencing factors and their variations of coal permeability on the coalbed methane exploration, exploitation and the effect of dynamic development. It is well analyzed many effects on the coefficient of permeability of coal beds,such as fracture system,maceral type and lithotype, metamorphic grade, effective stress, matrix shrinkage, Klingberg effects,etc. Key words:coal-bed methane,permeability,influencing factors,analysis 基金项目：国家科技重大专项项目（2008ZX05036-001） 煤层气（或称煤层甲烷）是指与煤同生共体以甲烷为主要成分、主要以吸附状态赋存在煤层之中，可从地面上进行采收的非常规天然气，是蕴藏量巨大的新兴潜在能源，将煤层气作为天然气的补充能源对我国经济可持续发展和国家能源安全具有重要意义。 煤体的渗透性是指煤对煤层气(瓦斯)流动的阻力特性，煤的渗透性是控制煤层气在煤储层中流动的最关键参数，煤层气储层自身的特点和煤层气开采过程中外界条件的改变都会影响其渗透性。煤储层渗透性研究涉及到岩石力学、流体力学、计算力学和采矿工程诸多学科，且其作用因素十分复杂。裂隙系统的发育、煤岩组分类型、煤的变质程度、有效应力、煤基质收缩和克林伯格效应等对煤储层的渗透性均有不同程度的影响。 目前，中国多数煤层气单井产量不高，衰减快，除了渗透率低这个客观因素外，一个很重要的原因就是对煤储层渗透率变化特征认识不清，国内有关此类报道较少，因此加强煤层气储层的渗透性及其开发过程中动态变化特征的研究势在必行。笔者在总结前人研究的基础上，系统全面分析了煤层气储层的渗透性的相关影响因素及其变化规律。
煤储层及其基本物理性质
第二章煤储层及其基本物理性质 煤储层是指在地层条件下储集煤层气的煤层。煤储层具有双重孔隙介质、渗透性较低、孔隙比表面积较大、吸附能力极强、储气能力大等特点。 第一节主要内容： 煤储层是由固态、气态、液态三相物质所构成。 固态物质：是煤基质 液态物质：一般是煤层中的水（有时也含有液态烃类物质） 气态物质：即煤层气 一、煤储层固态物质组成： 1、宏观煤岩组成 煤是一种有机岩类，包括三种成因类型： ①主要来源于高等植物的腐植煤 ②主要有低等生物形成的腐泥煤 ③介于前两者之间的腐植腐泥煤 （自然界中以腐植煤为主，也是煤层气赋集的主要煤储层类型） 2、显微煤岩组成 显微煤岩组成包括显微组分和矿物质。 显微组分是在光学显微镜下能够识别的煤的基本有机成分，其鉴别标志包括：颜色，突起，反射力，光学各向异性，结构，形态等。 矿物质是煤及煤储层中含有数量不等的无机成分，主要为黏土类和硫化类矿物，其次为碳酸盐类、氧化硅类矿物以颗粒状。团块状散布于煤中，常见显微条带状产出的黏土矿物。 3、煤的大分子结构 煤中有机质大分子结构基本结构单元（BSU）的骨架结构由缩合芳香体系组成，其基本化学结构为芳香环。 煤中有机质大分子结构基本结构单元的缩聚过程主要起源于三种反应机制：芳构化作用、环缩合作用和拼叠作用。 芳构化作用是指：非芳香化合物经由脱氢生成芳香化合物的作用，可通过碳数不低于六个的链烃的闭环、五圆或六圆脂环和杂环的脱氢等方式实现，是煤中有机质生气的主要机理。 环缩合作用通过单个芳香环间联结、稠环芳香分子间或分子内联结、自由基分子间重新结合等方式得以实现，是中~高级无烟煤阶段芳香体系缩聚的主要机理。 拼叠作用是指基本结构单元之间相互联结而使煤中有机质化学结构短程有序化范围（有序畴）增大的作用，与自由基反应密切相关，是高级无烟煤阶段基本结构单元增大和秩理化程度增高的主要机理。 二、煤储层液态物质组成 煤储层中液态物质包括裂隙、大孔隙中的自由水（油）及煤基质中的束缚水。 在煤化学中，将煤中水划分为三类，即外在水分、内在水分和化合水。外在
实验三 储层岩石渗透率的测定
实验三 储层岩石渗透率的测定 一、实验目的 1．掌握储层岩石渗透率的概念及物理含义。 2．了解岩样渗透率测定的多种方法。 3．掌握液体测定渗透率的测定原理及方法。 二、实验原理 岩石绝对渗透率的确定基于达西公式。即：当流体通过岩样时，其流量与岩石的截面积 A、进出口端压差P Δ成正比，与岩样长度L 成反比，与流体粘度μ成反比。即： L P A K Q μΔ= 由达西公式可知： Q L K A P μ= Δ （3-1） 式中 K──岩样的绝对渗透率，2 m μ； A──岩样的截面积，2 cm ； L──岩样的长度，cm ； μ──通过岩样液体的粘度，mPa s ?； P Δ──岩样两端的压力差，0.1MPa ； Q ──在压差P Δ下通过岩样的流量，3 /cm s 。 若已知实验岩芯的端面面积A、长度L 和液体粘度μ，再测出液体流量Q 和此时岩芯两端的压力差P Δ，便可根据式（3-1）计算出岩石的绝对渗透率K。 三、实验仪器及流程图 1．实验仪器 液测渗透率实验仪器、量筒、秒表、游标卡尺、烧杯等。
2．实验流程 实验流程如图3-1所示。 图3-1 液测渗透率实验装置图 四、实验步骤 1．用游标卡尺测量岩样的直径D和长度L。 2．将岩样饱和盐水后装入岩芯夹持器。 3．打开手摇泵通向岩芯夹持器环空的开关，加环压。 4．打开平流泵电源，预热五分钟后，设置流量,测定在所设置的流量时岩芯入口端的压力，并用量杯和秒表测其出口端流量；待压力表数据趋于稳定，出口流速稳定时，记录此时的压力和流量。 5．改变流量, 重复步骤4，计算岩石渗透率。 6．实验数据记录完后，卸掉环压，关闭平流泵，取出岩样。 五、注意事项 1．在岩样装入夹持器后才能加环压，在取出岩样后，一定不能加环压，否则可能会损坏胶皮套。 2．在设置流速时，应按要求设置，不能太大，否则超出泵的量程会损害泵。
煤层气储层渗透率影响因素研究
煤层气储层渗透率影响因素研究 发表时间：2018-06-19T16:35:29.853Z 来源：《基层建设》2018年第10期作者：张龙[导读] 摘要：面对国家能源结构调整和社会对环境保护的需求，国家相关部门对煤层气提出了更大的指导规划和更积极的财政补贴政策，使得我国煤层气勘探开发又进入一次新的发展时期。 新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队 830009 摘要：面对国家能源结构调整和社会对环境保护的需求，国家相关部门对煤层气提出了更大的指导规划和更积极的财政补贴政策，使得我国煤层气勘探开发又进入一次新的发展时期。 关键词：煤层气；渗透性；影响因素 引言 目前，中国多数煤层气单井产量不高，衰减快，除了渗透率低这个客观因素外，一个很重要的原因就是对煤储层渗透率变化特征认识不全面，国内有关此类报道较少，因此加强煤层气储层的渗透性及其开发过程中动态变化特征的研究势在必行。笔者在总结前人研究的基础上，系统全面分析了煤层气储层的渗透性的相关影响因素及其变化规律。 1煤层气解吸过程 目前煤层气开采和实验研究普遍采用基于气相吸附理论的吸附—解吸模型，认为煤层中的水不利于甲烷的吸附，但实际情况是注水煤样中的液态水的存在反而增加了甲烷吸附量，符合液相吸附理论的特征，而且煤层气液相吸附的模式符合煤层气实际生产规律，可以将煤层气的解吸分为以下几个阶段：地层水脱气阶段、液相解吸阶段、气相解吸阶段和复合解吸阶段。根据液相吸附理论，煤基质（颗粒）和CH4分子是非极性分子，H2O分子是极性分子，因为二者极性不同，H2O分子将进一步推动CH4分子向煤基质方向移动，而煤基质（颗粒）与CH4分子的极性相近趋于相互吸附，使得CH4分子以高于气相吸附程度的形式更加密集地排列到煤基质（颗粒）表面，如图1所示。 根据煤层气的吸附理论，在开展排水采气作业时，由于地层水在甲烷未饱和阶段，所以煤层气井只产水不产气；当水量排至甲烷浓度和溶解度相同时，再降低压力时煤层的吸附甲烷才开始解吸，并且地层水开始脱气；水中的甲烷浓度降低，液相解吸也逐渐开始；随着地层压力的进一步降低，气相解吸出的甲烷不断进入煤层的孔隙和裂缝，产气量进一步增大；当压力降低到一定程度时，由液相解吸出来的一部分气体会出现气相吸附的现象，被称为复合解吸阶段，当液相解吸出来的甲烷无法被气相吸附时，气相解吸就会进一步释放大量的甲烷，使得煤层气的产量进一步增大，如图2所示。当然，并不是所有煤层气井的生产过程都是严格地按此流程进行，具体也要根据煤层气储层的压力、地质、生产流程等多种因素来进行分析。
砂岩储层渗透率与压汞曲线特征参数间的关系
文章编号:1000-2634(2001)04-0005-04 砂岩储层渗透率与压汞曲线特征参数间的关系Ξ 廖明光1,李士伦1,谈德辉2 (1.西南石油学院石油工程学院,四川南充637001;21西南石油学院成人教育学院) 摘要:通过对大量岩样毛管压力数据的分析研究发现,在双对数坐标下储层岩石毛管压力曲线呈现明显的双曲线特征,且可用双曲线的两条渐近线P d和S b及孔喉几何因子F g三个参数唯一确定,双曲线的顶点代表了非润湿相在岩石系统中完全占据能有效控制流体流动的那部分有效孔隙空间时的状态。且双曲线的位置形状参数或顶点参数决定了岩石绝对渗透率的大小。分别用位置形状参数和顶点参数成功建立了岩石绝对渗透率的估算模型,并用大量实测数据验证了估算模型的可靠性。 关键词:绝对渗透率;砂岩;储层;压汞试验;双曲线;估算模型 中图分类号:TE122.33 文献标识码:A 引 言 压汞测试一直是储层孔隙结构研究的重要手段,由此得到的毛管压力曲线表征了岩石孔喉大小和分布[1]。用毛管压力曲线或孔隙结构特征参数来估算绝对渗透率历来是许多学者的研究课题,也是搞清孔隙结构参数对绝对渗透率影响因素的不可缺少的工作。因为各方面孔隙结构特征综合起来最终体现岩石的孔隙度和绝对渗透率的大小。建立一个有效的渗透率估算模型,其根本意义不完全在于利用该模型来估算绝对渗透率的大小,而在于弄清孔隙结构特征中控制和影响流体在孔隙性岩石中流动的重要特征参数,同时也给这些参数的理论意义和应用价值带来前景。本文在双对数坐标下研究毛管压力曲线的双曲线特征及其顶点意义的基础上,用双曲线的位置形状参数及顶点有关参数建立岩样的绝对渗透率的估算模型,并用来自我国吐哈油田、辽河油田、胜利油田等地区油气田的不同层位的砂岩储层的大量压汞测试资料,分析验证了模型的可靠性。 1 毛管压力曲线的双曲线特征 在毛管压力曲线图上,毛管压力曲线的形状和位置差异无疑反映岩样中一些包括孔隙几何学特征的基本性质[2]。当把实测压汞数据的p c和S Hg绘在双对数坐标下,最佳拟合数据点的平滑曲线近似于一条双曲线。毛管压力p c与饱和度S Hg间的双曲线关系可用如下数学模型来表达: (lg p c-lg p d)(lg S Hg-lg S b)=-F g/2.303 (1)式中 S Hg—进汞压力为p c时的累计汞饱和度(连通孔隙体积百分数,%); S b—无限大压力时可能的汞饱和度(总连通孔隙体积百分数,%); p c—汞/空气系统的毛管压力,MPa; p d—汞/空气系统外推排驱压力,MPa; F g—孔喉几何因子。 毛管压力曲线的位置和形状可由式(1)中的总连通孔隙体积百分数S b、外推排驱压力p d和孔喉几何因子F g三个参数确定。曲线相对于p c和S Hg轴的位置可由双曲线的两条渐近线确定。垂直渐近线表示在无限大压力下的总进汞饱和度,或称“总连通孔隙体积百分数”;水平渐近线表示“外推排驱压力”。曲线的形状由参数F g确定,它反映了岩石样品中的孔隙喉道的分选性和连通性。毛管压力曲线平台段 第23卷 第4期 西南石油学院学报 Vol.23 No.4 2001年 8月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Aug 2001 Ξ收稿日期:2001-01-09 基金项目:“油气藏地质及开发工程国家重点实验室”开放基金项目(PLN9730);原地矿部“沉积盆地与流体动力学开放研究实验室”开放基金项目(97005)部分研究成果。 作者简介:廖明光(1967-),男(汉族),四川绵竹人,博士,主要从事储层地质学研究和教学工作。
第三节 储层岩石的渗透性
第三节储层岩石的渗透性 一、名词解释。 1.绝对渗透率(absolute permeability)： 2.有效渗透率(effective permeability)： 3.气体滑脱效应（gas slip effect）： 4.克氏渗透率Kg（Klinkenberg permeability）： 5.渗透性（permeability）： 6.渗透率非均质系数： 二．判断题。 1.平行于层理面的渗透率小于垂直于层理面的渗透率。（） 2.岩石比面愈大，则岩石的绝对渗透率愈小。（） 3.平均孔道半径愈小，则滑动效应愈显著。（） 4.平均压力愈大，则滑动效应愈显著。（） 5.绝对渗透率在数值上低于克氏渗透率。（） 6.同一岩石，其气测渗透率必定大于其液测渗透率。（） 7.裂缝对储集层岩的改造作用主要体现在其提高储集岩的储集能力这个方面。 （） 8.岩石的相对渗透率是没有单位的。（） 9.储层埋藏深度越大，渗透率越大。（） 10.孔隙度越大，则渗透率越大。（） 三．选择题。 1.气体滑动效应随平均孔道半径增加而，随平均流动压力增加而。 A.增强，增强 B.增强，减弱
C.减弱，增强 D.减弱，减弱 ( ) 2.岩石绝对渗透率与岩石的孔隙结构 ，与通过岩石的流体性质 。 A.有关，有关 B.有关，无关 C.无关，有关 D.无关，无关 ( ) 3.若K ,l K ,g K 为同一岩石的绝对渗透率，液测渗透率和气测渗透率，则三者关 系为 A. K ＞l K ＞g K B. l K ＞g K ＞K C. g K ＞K ＞l K D. K ＞g K ＞l K ( ) 4.岩石空隙结构的分选性愈 ，迂回度愈 ，则岩石的绝对渗透率愈低。 A.好，大 B.差，大 C.好，小 D.差，小 ( ) 5.砂岩储集岩的渗滤能力主要受__________的形状和大小控制。 A.孔隙 B. 裂隙 C.喉道 D.孔隙空间 ( ) 6.于同一种流体而言，岩石允许其通过的绝对渗透率K 与有效渗透率Ke 之间的 关系是 。 A.K=Ke B.K ＞Ke C.K ＜Ke D.不能确定 ( ) 7.岩石比面愈 ，平均孔道半径愈 ，则岩石绝对渗透率愈大。 A.大，大 B.大，小 C.小，大， D.小，小 ( )
开题报告(有关岩石渗透率)样例
开题报告 一、课题任务与目的 有压力差时岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力，单位是平方米（或平方微米）。这是储层岩石最基本的宏观参数，为开发油、气田所必需。受地质条件的影响，低渗透率不仅随油层的部位而异（非均质性），而且随油田开采的进展而发生变化。这个参数主要是在实验室内用专门的仪器测试岩心取得的，并用测井和试井等间接方法进行校核。本系统设计一种岩石低渗透率测量系统，用于测量岩石中的低渗透率。原理为测量通过岩石内部的液体的流速，即测量液体流过一定的距离所用的时间，从而得到岩石的低渗透率。 本项目主要设计岩石渗透率的系统结构框架，对测量渗透率的实现测量方法进行研究，完成测量数据的采集及存储，完成测量结果的显示，完成部分实验。 任务内容： (1) 设计岩石渗透率的系统结构框架； (2) 完成测量渗透率的实现测量方法研究； (3) 完成测量数据的采集及存储； (4) 完成测量结果的显示； (5) 完成部分实验； (6 )撰写毕业设计论文，答辩。 二、调研资料情况 1、单片机调研 本系统选用ATMEL公司的AT89C51作为控制芯片，AT89C51是一种带4K 字节闪烁可编程可擦除只读存储器（FPEROM—Flash Programmable and Erasable Read Only Memory）的低电压，高性能CMOS8位微处理器，俗称单片机。单片机的可擦除只读存储器可以反复擦除100次。该器件采用ATMEL高密度非易失存储器制造技术制造，与工业标准的MCS-51指令集和输出管脚相兼容。由于将多功能8位CPU和闪烁存储器组合在单个芯片中，ATMEL的AT89C51是一种高效微控制器，AT89C51单片机为很多嵌入式控制系统提供了一种灵活性高且价廉的方案。主要特性：（1）与MCS-51 兼容，（2）4K字节可编程闪烁存储器，（3）可以1000写/擦循环，（4）数据可保留10年，（5）0Hz-24Hz全静态工作，（6）三级程序存储器锁定，（7）128*8位内部RAM，（8）32可编程
低渗气藏主要损害机理及保护方法的研究
[收稿日期]2000-01-11;[修定日期]2000-02-03;[责任编辑]王 梅 [基金项目]中国石油天然气集团公司“九五”重点科技攻关项目“探井保护油气层技术”的部分研究成果。 低渗气藏主要损害机理及保护方法的研究 张 琰,崔迎春 (石油大学,北京昌平 102249) [摘 要]针对低渗透砂岩的特点,就气藏损害的特殊性、影响气藏损害的因素以及评价方法特殊性 的研究结果进行了概括性的论述,并给出了相应的预防气藏损害的方法。 [关键词]低渗气藏 应力敏感 水锁效应 [中图分类号]TE12213+4 [文献标识码]A [文章编号]0495-5331(2000)05-0076-03 1 气藏损害的特殊性 与油藏相比,天然气藏的储层物理特性更为复杂,气体有不同于液体的特殊的可压缩性。在我国,大多数气藏属于低渗气藏。低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗流阻力很大,液、固界面及液、气界面的相互作用力很大,使水锁效应和应力敏感性明显增强,并导致油、气、水渗流规律发生变化,使得低渗气藏损害具有不同于油藏的特殊性。 对于中、高渗油藏,由于孔喉孔、道尺寸较大,通常外来固相颗粒侵入储层以及储层孔隙空间的微粒运移引起渗流通道堵塞是造成油藏损害的主要原因。对于气藏,由于孔喉、孔道狭小,因此,外来工作液中的固相颗粒难于侵入储层,但液相可侵入储层,而且一旦工作液中的水相侵入储层,就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞。另一与中、高渗油藏显著的不同点是,气藏岩石非刚性特征较强,渗透率对周围应力变化很敏感,应力的变化可以引起的渗流通道的收缩,造成气藏渗透率下降。由于低渗气藏岩石致密、渗流空间狭小、微粒不为气体润湿等原因,因此在低渗气藏一般不存在微粒运移的损害,即也不存在流速敏感性损害。 2 影响气藏损害的因素 211 应力敏感性 气藏的应力敏感性定义为气藏对所受净压力的敏感程度。许多研究者对此进行了初步研究,得到的结论是:低渗气藏具有很强的应力敏感性,应力敏感是由空隙和毛细管被压缩和关闭引起的。 低渗气藏的高应力敏感性是气体在低渗气藏中 的非线性渗流特性引起的。对孔隙性储层的研究结果表明,低渗储层同中、高渗储层不同,低渗储层中气体的渗流受滑脱效应的影响,存在多种渗流形态,这与低渗岩心的渗透率、含水饱和度以及围压、驱替压力的大小有关。 研究结果表明:低渗气藏渗透率与所受净压力 (净压力=围压-1/2驱替压差)有关,净压力存在一个应力敏感点。当岩样所受净压力低于此点时,净压力越大,储层渗透率降低越严重;高于它时,净压力对储层渗透率的影响变小;当净压力继续增大到可以将岩石压破时,渗透率将大幅度增高。 应力敏感性还与储层含水饱和度有关,含水饱和度愈高,应力敏感性愈强。这可能是滞留在孔道里的水,占据了孔隙空间,从而增加了岩样的应力敏感性。当含水饱和度较低时(小于30%),仅在一定的驱替压力范围内存在达西渗流。当含水饱和度较高时(大于30%至束缚水饱和度以下),气体的渗流存在非达西渗流现象:在较低的驱替压力下为非线性渗流,高的驱替压力下为线性渗流。但此时气体的流动规律同达西线性渗流不同,气体的渗流存在附加压力损失,并出现“启动压差”现象。 气藏岩石还具有一定的压力滞后效应,因此由于应力敏感引起损害不会因应力消失而完全恢复。 储层渗透率不但是储层岩石自身储渗特征的函数,而且也是围压、驱替压力的函数,因此,通常地表测得的渗透率不能真实反映气藏流动特征,还要用储层条件下测得的应力敏感性和有关数据加以校正。 低渗气藏呈现以上应力敏感性规律的原因,可能是由于:(1)岩石存在微裂缝。这些微裂缝在一定的净压力下易于闭合,闭合后的裂纹在卸压过程不 6 7第36卷 第5期2000年9月 地质与勘探GE O LOGY AND PROSPECTI NG V ol.36 N o.5 September ,2000
致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系
第39卷第2期2017年3 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 39 No. 2 Mar. 2017 文章编号：1000 – 7393（2017 ） 02 – 0125 – 05 DOI:10.13639/j.odpt.2017.02.001 致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系 李伟峰1，2 刘云1 于小龙3 魏浩光4 1.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心； 2.西北大学地质系； 3.延长石油集团研究院钻采所； 4.中国石化石油工程技术研究院 引用格式：李伟峰，刘云，于小龙，魏浩光. 致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系［J］ .石油钻采工艺，2017，39（2）：125-129. 摘要：孔喉比是致密油储层岩石最重要的微观物性之一，对储层的剩余油分布与驱替压力影响很大。利用复合毛细管模型，考虑储层岩石的孔喉比、配位数、孔隙半径和喉道半径等孔隙结构参数，建立了致密油储层岩石的微观物性与宏观物性孔隙度、渗透率之间的理论关系式。并用44组板桥地区长6油层组致密油储层岩心的恒速压汞实验数据进行拟合。结果表明：致密油储层岩石孔隙度φ主要受孔隙半径影响，喉道半径控制岩石的渗透率k，孔喉比与φ0.5/k0.25间具有确定的函数关系。利用2组渗透率接近、孔隙度差异较大的岩心驱油实验，证实φ0.5/k0.25值大的致密砂岩，水驱油阻力大。 关键词：致密油；孔喉比；孔隙度；渗透率；驱油阻力；恒速压汞实验 中图分类号：TE311 文献标识码：A Relationship of pore-throat ratio vs. permeability and porosity of tight oil reservoir rock LI Weifeng1,2, LIU Yun1, YU Xiaolong3, WEI Haoguang4 1. Exploration and Development Research Center, Yanchang Oil Field Co., Ltd., Yan’an 716000, Shaanxi, China; 2. Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, Shaanxi, China; 3. Drilling and Production Department of Research Institute, Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi’an 710075, Shaanxi, China; 4. Research Institute of Petroleum Engineering, SINOPEC,Beijing 100101, China Citation: LI Weifeng, LIU Yun, YU Xiaolong, WEI Haoguang. Relationship of pore-throat ratio vs. permeability and porosity of tight oil reservoir rock［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(2): 125-129. Abstract: Pore-throat ratio is one of the most important microscopic physical properties of tight oil reservoir rocks and it has great effect on the remaining oil distribution and displacement pressure of reservoirs. After pore structure parameters of reservoir rocks were analyzed, such as pore-throat ratio, coordinate number, pore radius and throat radius, the theoretical relation between microscopic physi-cal properties and macroscopic physical properties (porosity and permeability) of tight oil reservoir rocks was established by using the composite capillary model. Then, constant-rate mercury injection experiment data of 44 suites of cores taken from Chang 6 oil formation in Banqiao area were used for fitting. It is indicated that the porosity (φ) and permeability (k) of tight oil reservoir rocks are controlled by pore radius and throat radius, respectively. There is a good mathematical relationship between pore-throat ratio and φ0.5/k0.25. Oil dis-placement experiment was performed on two suites of cores whose permeabilities are close and porosities are more different. It is verified that the water displacing oil resistance in tight sandstones with higher φ0.5/k0.25 is higher. Key words: tight oil; pore-throat ratio; porosity; permeability; oil displacement resistance; constant-rate mercury injection experi-ment 基金项目：国家科技重大专项“高压低渗油气藏固井完井技术”（编号：2016ZX05021-005）。 第一作者：李伟峰（1983-），毕业于西安石油大学油气田开发工程专业，西北大学在职博士研究生，主要研究方向为复杂结构井钻完井工艺及储层地质研究，工程师。通讯地址：（716000）陕西省延安市枣园路中段。E-mail： liweifeng0913@https://www.360docs.net/doc/479510346.html, 万方数据