储油岩石的渗透率
致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系

致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系李伟峰;刘云;于小龙;魏浩光【摘要】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 indica ted 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.%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.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】5页(P125-129)【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【作者】李伟峰;刘云;于小龙;魏浩光【作者单位】延长油田股份有限公司勘探开发研究中心;西北大学地质系;延长油田股份有限公司勘探开发研究中心;延长石油集团研究院钻采所;中国石化石油工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE311致密储层岩石的储集空间主体为纳米级孔喉系统,具有小孔微喉或者细孔微喉的特征,孔喉比能达到几十甚至数百,贾敏效应严重[1-5]。
致密油藏孔隙度渗透率

致密油藏孔隙度渗透率全文共四篇示例,供读者参考第一篇示例:致密油藏是指岩石孔隙度极低,无法自然流动油气的油气藏。
在致密油藏中,油气主要储存在岩石的裂缝或微孔隙中,无法通过自然渗流方式被开采。
对致密油藏进行开发是一个技术难度较高的挑战。
孔隙度和渗透率是评价致密油藏的两个重要参数。
孔隙度是指岩石内部的空隙比例,反映了岩石中可储存气体或液体的空间大小。
在致密油藏中,由于孔隙度极低,导致油气无法通过孔隙间自由流动,使得油气的开采难度增加。
而渗透率则是指岩石中油气的渗流能力,反映了油气在岩石中运移的速度和能力。
对于致密油藏来说,由于孔隙度低,渗透率一般也较低,在一定程度上影响了油气的开采效率。
为了提高致密油藏的渗透率,需要采用一系列的改造和提高方法。
首先是通过射孔、酸化等工艺手段,改变致密油藏的岩石结构和孔隙度,增加油气的渗流通道。
其次是采用增产技术,如水平井、压裂等措施,提高油气开采效率。
还可以通过地质勘探技术,选择合适的区块和开发方式,提高致密油藏的渗透率和开采效率。
近年来,随着我国石油工业的发展,致密油藏的勘探和开发工作也取得了一定的进展。
越来越多的技术手段被应用到致密油藏的开采中,如多孔介质模拟、水平井、压裂技术等,提高了致密油藏的开采效率和渗透率。
我国对于致密油藏的研究也在不断深化,为进一步提高致密油藏的勘探和开发提供了技术支持。
致密油藏的孔隙度和渗透率是影响其开采效率的两个重要因素。
在当前背景下,需要不断探索和研究致密油藏的开采技术与方法,以提高油气资源的勘探和开发效率,为我国石油工业的可持续发展做出贡献。
希望随着技术不断进步,致密油藏的开采效率能够得到进一步提高,为我国石油产业的发展注入新的动力。
【文章2000字】。
第二篇示例:致密油藏是指储层岩石孔隙度小、渗透率低的油气藏。
由于孔隙度较小、渗透率较低,使得油气在地层中难以流动,开采困难。
在当今油气勘探开发中,致密油藏的勘探开发已经成为一个重要的课题。
采油工常用公式

采油工常用公式一、地质 1、孔隙度%100⨯=fPV V φ 式中ф——储油岩石的孔隙度,%; K ——岩石中的孔隙体积; V f ——岩石的外表体积。
2、含流体饱和度%100%100⨯=⨯=fo p o o V VV V s φ 3、饱和度关系当地层压力大于饱和压力时,岩石孔隙中有油、水两相,其饱和度关系为: S 。
+s w =1 (1—7) 原始条件下原始含油饱和度为:S oi =l —S wr , (1—8)当地层压力小于饱和压力时,岩石孔隙中有油、水、气三相的关系为: S o +S w +S g =1 (1—9) 4、绝对渗透率可由达西定律求得:PA LQ K ∆=10μ式中K ——储油岩石的渗透率,μm 2; L ——岩心的长度,cm ; A ——岩心的截面积,cm 2;Q ——通过岩心的流量,cm 3/s ; △P ——岩心两端的压差,MPa ; μ——流体的粘度,mPa ·s 。
5、气的有效渗透率 )(10222212P P A LP Q K g g g -=μp 1、p 2——分别为岩心入口处和出口处压力,MPa 。
6、油的相对渗透率 %100⨯=KK K oro 7、水驱油藏的最终采收率。
wiorwi w S S S ---=11η8、原油体积系数osoo V V B =式中 V o ——原油在地下所具有的体积,m 3;V os ——原油在地面脱气后所具有的体积,m 3。
9、溶解气油比与压力的关系为:P R s α=,α称为溶解系数:bsi s P R P R ==α10、原油体积系数与压缩系数及收缩率概念?公式?ae oso o o P P V V V C ---=1收缩率 ooso 收缩V V V -=δ注意原油的压缩系数在压力高于饱和压力时为正,低于饱和压力时为负。
11、综合压缩系数(以岩石体积为基准)P V Vw S w C S C C C f o o f t ∆∆=--=)(φφ12、弹性储量为:)(b i f t P P V C V -=∆13、在正几点法井网中,注采井数比为:23-n 14、折算年产量=12月份产量×365/12月份的日历天数36531⨯=十二月全年Q Q15、月、日注采比woo o wi q B q Q B +=ρ16、累计注采比poopii W B N W B +=ρ17、采油强度与注水强度是流量与油层有效厚度的比值:hQ Q h =18、水驱指数是累计注水量与累计采水量之差与累计采油量的比值:ppi s N W W J -=对于刚性水驱油藏,水驱指数应等于1。
油气藏渗透率测量方法及预测模型研究

油气藏渗透率测量方法及预测模型研究油气藏渗透率是评价油气藏储层性质和开发潜力的重要指标之一。
正确地测量和预测油气藏渗透率对于油气田的评价和开发具有重要的意义。
本文将探讨油气藏渗透率的测量方法及预测模型的研究。
一、油气藏渗透率测量方法油气藏渗透率的测量方法主要有直接法和间接法两种。
直接法主要包括孔隙度法、导雾法和浸透法,间接法主要包括滴定法、渗透试验法和压汞法。
1. 孔隙度法孔隙度法是基于固体完整岩心的渗透性浊度测量。
该方法通过分析岩心截面的图像来计算孔隙度和渗透率。
该方法具有操作简单、数据准确等特点,但对于破碎的岩石和非均质的储层效果较差。
2. 导雾法导雾法是利用液态干燥剂将岩心中的水分转化为冷凝的雾气来测量渗透率。
该方法适用于非饱和和饱和储层的渗透测量,具有准确度高、操作简单等特点。
3. 浸透法浸透法是使用透明的浸透液来填充岩心进行渗透性测量。
该方法通常使用含有染料的液体,通过观察染料的扩散速度来计算渗透率。
该方法对于非均质岩石和非饱和储层的测量效果较好。
4. 滴定法滴定法是一种间接测量渗透率的方法。
该方法通过将染料注入岩心,并记录染料通过岩心的速度,再根据一定的关系式来计算渗透率。
滴定法适用于非饱和和饱和储层的渗透测量,但对于非均质储层效果较差。
5. 渗透试验法渗透试验法是一种直接测量渗透率的方法。
该方法通过分析在特定时间内在岩心上产生的压力差来计算渗透率。
渗透试验法适用于非饱和和饱和储层的渗透测量,但对于破碎和非均质的储层效果较差。
6. 压汞法压汞法是利用汞的高表面张力和不流动性来测量渗透率。
该方法通过将汞注入岩心,测量岩心上汞的压力来计算渗透率。
压汞法适用于非饱和和饱和储层的渗透测量,但对于非均质储层效果较差。
二、油气藏渗透率预测模型的研究油气藏渗透率的预测是评价油气藏开发潜力和储层性质的关键步骤。
目前常用的预测模型包括经验模型、统计模型和物理模型。
1. 经验模型经验模型是根据实际生产数据建立的预测模型,它依赖于统计方法和经验参数。
储层地质学(中国石油大学)-3储层的主要物理性质

在注水开发油田,含水百分数不断上升,其变化的含水饱
和度称之为自由水饱和度。 3 、含水饱和度与孔隙度、渗透率等参数间的关系 关系较为密切。
四、岩石的比表面
1、概念 单位体积岩石中所有颗粒的总表面积。是度量岩石颗粒 分散程度的物理参数。颗粒越细,比表面越大。 2、岩石比表面的计算
沙姆韦和伊格曼提出的沉积物的颗粒比表面积估算图
晶粒之间形成片状喉道。
(四)碳酸盐岩储集岩中的孔隙结构
捷奥多罗维奇根据孔隙的大小、形状和相互连通关系的分类: 1、孔隙空间由孔隙及相当于孤立的近乎狭窄的连通喉道组 成。
(2)孔隙空间的缩小部分为连通喉道,喉道变宽即成孔隙。
(3)孔隙由 细粒孔隙性 连通带所连
通
(4)孔隙系 统在白云岩
的主体或胶
(3)相对渗透率 饱和多相流体的岩石中,每一种或某一种流体的有效渗透 率与该岩石的绝对渗透率的比值。
(二)碳酸盐岩的渗透率
1、碳酸盐岩总渗透率和渗透率贡献值
2、利用岩心资料计算裂隙渗透率
3、帕森斯的碳酸盐岩储集岩裂隙渗透率公式
(三)渗透率的影响因素 主要影响因素:粒度和分选,有正相关性。 研究资料:结晶石灰岩和白云岩的粒径大于0.5mm时,
二、砂岩储集岩的孔隙与喉道类型以及孔隙结构特征 (一)砂岩储集岩的孔隙类型 1、原生孔隙
是岩石沉积过程中形成的孔隙。形成后没有遭受过溶蚀
或胶结等重大成岩作用的改造。 (1)粒间孔隙 发育于颗粒支撑碎屑岩的碎屑颗粒之间的孔隙。具有孔 隙大、喉道较粗、连通性好以及储渗条件好的特征,是最重
要的有效储集孔隙类型。
分为3大类15种基本类型。
2、根据碳酸盐岩储渗条件的孔隙分类 主要考虑储层孔隙对流体的储集与渗滤影响,采用根据
1.4 储层岩石的渗透率详解

第四节 储层岩石的渗透率
教学目的:
掌握达西定律、岩石绝对渗透率的定义、计算、 测定;气体滑脱效应、平均渗透率的计算。
教学重点和难点:
达西定律,岩石的绝对渗透率,气体滑脱效应。
八、岩石渗透率的确定
1.直接测定法 1)常规小岩心液体渗透率测定
恒速泵
液体容器
岩心夹持器
2)气测渗透率方法
K
2Q0 P0uL A(P12 P22 )
3)垂直管流量计法
K BuL 103 TA
2.间接测定法
1)利用渗透率和孔隙半径的关系计算
K r2 8 2
2)利用测井资料估算
K
C a
S
b wi
1)、并联(多层纵向不均一)地层的总渗透率 A.直线渗流
K Kihi hi
B.平面径向渗流
Q K 2 h(Pe Pw )
u ln Re / Rw
K Kihi
h i
2) 串联地层的总渗透率(多层横向不均匀) A.直线渗流:
P1
P2
Q
K1
K2
K3
P1
P2
P3
W
L1
L2
L3
Qh
L
P P1 P2 P3
② 多孔介质中只存在一种流体,即岩石 100%的饱和某一种流体;
③ 流动必须是在层流范围之内.
例题:设有一块砂岩岩心,长度 L=3cm,截面积A=2
cm2,其中只有粘度为1cp的水通过,在压差△P=2atm 下通过岩石的流量Q=0.5cm3/s,根据上面所讲的达西 定律得:
油气储层渗透率预测算法

油气储层渗透率预测算法油气储层渗透率是确定油气储层的重要参数之一。
在石油勘探中,为了确保油气储层的产出和生产效益,研究油气储层渗透率预测算法显得尤为重要。
1. 渗透率预测算法的重要性油气储层渗透率是指储层中流体(油、气、水等)在岩石质地中移动的能力。
渗透率是储层胶结、孔隙度、孔隙连通及自然裂缝等多种因素共同作用的结果。
而渗透率对储层的石油勘探和开发产生重要影响。
因此,如何准确地预测油气储层的渗透率是石油勘探中的一项重要任务。
2. 常用的渗透率预测算法目前,常用的预测算法主要包括核磁共振、脱离方法、测井资料和地质统计学等方法。
核磁共振是一种在油气勘探领域中常用的成像工具,它可以跨越岩石层的矩阵和孔隙空间之间的界面,有效地评估储层中的油气储量、孔隙度、水饱和度等信息。
但核磁共振还不能解决脆性储层以及高温和高压环境下的问题。
脱离方法是一种基于衰减率的射线测试方法,在脱离时间和衰减率之间建立关系,并通过分析脱离时间和衰减率的变化,预测出渗透率。
但这种方法对不同类型的岩石和环境条件适应性差。
测井资料是预测渗透率的重要数据来源之一。
通过测量井中岩石参数的变化,如电阻率、声波速度、密度等,可以预测出储层岩石特征和孔隙度等信息。
但是测井数据通常只有表层信息,对于三维预测领域仍存在一系列问题。
地质统计学是经典的预测渗透率方法。
它通过对反映渗透率空间分布和变化规律的地质因素(如厚度、连通性、含水层等)进行统计分析,预测储层的渗透率。
但是,地质统计学需要大量的、高质量的地质数据,计算过程较为复杂。
3. 基于人工智能的新算法近年来,随着人工智能技术的发展,一些基于人工智能的新算法也开始得到广泛关注。
这些算法与传统的算法相比,既具有较高的准确性,又能够自动标注数据,节省人力成本。
目前较为常用的神经网络模型包括BP神经网络、卷积神经网络和深度学习模型等。
其中,深度学习模型在图像、语音等领域的研究中已经取得了巨大的应用和成果。
储油(气)岩石的毛细管压力(毛管力)

(4)最小非饱和的孔隙体积(Smin):
最小非饱和的孔隙体积表示 当注入水银的压力达到仪器最高 压力时,没有被水银侵入的孔隙 体积百分数。这个值表示仪器最 高压力所相应的孔喉半径(包括 比它更小的)占整个岩样孔隙体 积的百分数。 Smin越大表示这种 小孔喉越多。 Smin值还取决于所 使用仪器的最高压力。
如果是驱替过程, pc 应为驱替时的毛
细管压力,高度用克服毛管力进入的非 润湿相高度表示
pc(n) gh f Snw
二、油层毛细管压力测定方法
主要测定方法有 1、半渗透隔板法、 2、压汞法、 3、离心机法、 4、动力驱替法 5、蒸气压力法等。
三、毛细管压力换算
进行毛管压力换算的原因有二个: 1、不同测定方法使用的流体不同,由于界面张力及润湿 性的差异,测得的毛管力不同; 2、相同的流体在室内和油藏条件下的界面张力及其对岩 样的润湿性不同,其毛管力也不同。
液滴
附加压力Pc的大小可用利用表面能的概念来导出
假定为等温可逆条件,推动 管上端之活塞使液滴体积增 加dV,其表面积也相应增加 dA,此过程外界对体系所作 的净功为:
W pcdV 体积功
显然,此功应等于体系表面
能之增量,W dA 即: pc dV dA 所以: pc dA dV
在研究排驱压力的同时,必须 注意与排驱压力相应的曲线平 坦部分所占饱和度的百分数, 即SAB的大小和曲线的切线与纵 轴的交角。 SAB越长, 角越 小,则表示最大连通孔喉的集 中程度越高,即岩石孔隙的分 选性越好,岩石的孔隙结构越 均匀,反之,则岩石孔隙的分 选性越差,岩石的孔隙结构越 不均匀。
排驱压力( Pd )在有的著作中叫驱
替压力、门槛注入压力、入口压力、 进入压力等。它是指驱替液(非润湿 相)开始进入岩心孔隙的最小压力, 也可以是孔隙系统中最大连通孔喉的 毛管压力。它是沿毛管压力曲线的平
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平面径向 稳定渗流
Q2Kh(pe pw) ln(re rw)
Q0 Kp0h(lnpe2(re/prww 2))或KQ0hp(0ple2n(rep/w 2r)w)
当在改变边界条件1时,即用各种液体而不仅仅是水作实验时达定律 仍成立,但发现流体粘度对流量有影响; 因此达西公式进一步表示为:
Q kA(h1 h2)
L
上述实验表明,不管如何改变边界条件,达西定律是成 立的。改变不同介质与流体所导致的对流量的影响主要是因 为渗流系数发生了改变。
因此原始达西公式中的k只代表了某种特定流体 在特定介质条件下的渗流能力。
p1Q 1p2Q 2pQp0Q 0
Q p0Q0 p
因: p p1p2 2
故Q: p0Q0 2p0Q0 p p1p2
只要将流量用平均流量代替即可 Q p0Q0 2p0Q0 p p1p2
水平线性 稳定渗流
Q KA(P1 P2)
L
Q0
KA(p12 p22)或K
2p0L
2Q0p0L
A(p12 p22)
L
此公式即为达西公式的折算压力表达式
由于总水压头(总能量) Pr=ρgh=P(压力计压能)+ρgZ(势能)
故 Pr1=ρgh1=P1+ρgZ1 Pr2=ρgh2=P2+ρgZ2
Z1 h1 h2
Z2
代入达西折算压力公式:
Q K A Pr KA ( Pr1 Pr2 )
L
L
KA( P1 gZ 1)( P2 gZ 2)
二、达西公式的推广
(一)达西公式的微分方程
对于实际中不均匀的孔隙介质,加上不均质的流体(即 多相)流体同时渗流时,常作非平面、非稳定的线性渗流。 大量实验证明,达西定律也是适用的。
达西公式的一般表达式为:
Q K P A r K P 1 A P 2 g Z 1 Z 2
L
L
当岩样水平时,流体作水平渗流,Z1-Z2=0,则:
dx
分离变量: vdx K dP
积分
v
L
dx
K
P2 dP
0
P1
v K(P1 P2)
L
v K( P1 P2 ) L
因v Q A
Q KA ( P 1 P 2) L
可以看出: 由微分方程所导出的 水平线性稳定流表达 式与根据达西公式一 般表达式所得出的结 果是一致的。
2. 平面径向渗流
Q KAP
L
式中,当△Pr,L无限小时,可写成:
vQK dPr
A dL
上式即为达西公式的微分形式,公式前面的负号代表压力 增加的方向与渗流距离增加的方向相反。即在渗流方向上, dPr/dL应该是负值。 由于Pr=P+ρgZ 代入上式得:
vKd(PdLgZ)
这是达西定律的微分形式
(二)不可压缩液体渗流的达西公式表达式
L
L
QKA(p1p2) 水平线性稳定渗流的达西定
L
律的基本表达式
从达西定律的微分形式推导, Z1=Z2(水平),代入达西定律微
分形式的一般表达式
v Kd ( P d L g) Z K (d d P L gd d)Z L
dZ 0 dp dp
dL
dL dx
vK(dPgdZ) dL dL
v K dp
vK (ddLpgddZL)
Q dr K•dp
2h r
dLdr
dZ 0 dL
v K • dp
dr
Q Q v
A 2rh
Q K • dp
2rh dr
Q re drK pedp
2h rw r pw
2Q hlnre(rw)K (pepw) Q2Kh(pe pw) ln(re rw)
平面径向渗流的达西定 律的基本表达式
前面介绍的公式是建立在一块岩心实验基础上的, 并且认为这块岩心的孔隙介质由均质介质组成,流体在 内部的渗流向一个方向。
实际上,地下流体的渗流是相当复杂的,下面主要 讨论几种简单渗流方式的达西公式表达式。
1. 水平线性稳定渗流
从达西定律一般表达式推导,Z1=Z2(水平),代入一般表达式
Q K P A r K P 1 A P 2 g Z 1 Z 2
由此可看出,不同的流体、不同的介质条件,其渗流系 数是不同的。
达西公式中的h1和h2代表了渗流液体液面相对于某一基准面水柱的高度
Z1 h1 h2
Z2
我们可将水头高 h1、h2分别换算成液 面h高度时的压力 Pr1和Pr2(称为折算 压力),即:
Pr1=ρgh1 Pr2=ρgh2 将上述折算压力 代入达西公式,即:
h1=Pr1/ρg h2=Pr2/ρg
达西公式 vQkh1 h2
A L
v
Q
k(Pr1
g
Pr2
g
)
k(Pr1
P
r2
)
A
L
gL
或Q kAPr
gL
注:Pr的大小与选用的基准面有关,称为基准压力或折算压 力该公式实际上是以压力形式表示油层中各点液体所具有的 总能量)
设k=Kρg K=k/ρg,则 Q K APr
L
KA( P1 P2) g( Z1 Z 2)
L
Z1 h1 h2
Z2
达西定律的 一般表达式
当ΔZ=0时,即流体为水平流动时
Hale Waihona Puke Q K A(P1 P2)L
变换上式,得:
K QL
AP
K—即为岩石的渗透率(cm2)
当流体性质不变情况下,岩石渗透率仅仅是与多孔介质(岩石性 质)有关的参数。
上述达西公式是均质孔隙介质中单相流体在作直线稳定渗流情况下 推导出来的一个平均关系式。如不满足上述条件,岩石的渗透率就会降 低。实际上,孔隙介质是不均匀的,流体在孔隙介质中的渗流也常常表 现为非稳定的线性渗流。经大量实验证明,很多渗流是符合达西定律的。 但对于高速流动的液体,以及速度极低或极高的气体,达西定律就不适 用了。
参数的物理含义
Q2Kh(pe pw) ln(re rw)
式中: h——地层厚度(m);
p e ——外边界压力(Pa);
p w ——内边界压力(m);
re ——外边界半径(m);
rw ——内边界半径(m)。
(三)达西公式的修正 —— 可压缩气体的达西公式
可压缩气体的最大特点是:当压力减小时,气体会发生 膨胀,温度一定时气体的膨胀服从波义尔定律:
储油岩石的渗透率
之后,曾有他人在改变边界条件4 (即将实验装置摆放成各种角度的倾 斜位置)重复进行达西实验,结果发 现不管装置倾斜程度如何,只要测验 管水头差(h1-h2)相同,则流量相同
另外,人们通过改变边界条件2,用实际岩心代替砂柱进行实验,证 明达西定律是成立的,但介质特性(k)对流量有影响;