储层特征
油气藏地质与储层特征分析

油气藏地质与储层特征分析在油气勘探与开发工作中,油气藏地质与储层特征的分析是十分重要的。
通过对油气藏的地质构造和储层条件进行分析,可以为勘探与开发提供科学依据,提高勘探与开发效果。
本文将对油气藏地质与储层特征进行详细的分析,以帮助读者更好地理解与应用。
一、地质构造与油气藏地质构造对于油气藏的形成与分布起着重要作用。
常见的油气藏形成方式包括构造油气藏、沉积油气藏和溶蚀油气藏。
构造油气藏主要分布在构造陷落区,沉积油气藏则与特定的沉积环境有关,溶蚀油气藏则形成于溶蚀岩层中。
通过对地质构造的研究,可以确定油气藏的形成机制与分布规律,为油气勘探与开发提供指导。
二、储层特征与油气藏储层特征对于油气藏的形成与储集起着决定性作用。
储层常见的特征包括孔隙度、渗透率、孔喉半径分布等。
孔隙度指的是储层中孔隙的体积占比,渗透率则是储层中流体流动的能力,孔喉半径分布则决定了流体在储层中的运移方式。
储层特征的研究可以帮助确定油气的储集情况和运移规律,为油气勘探与开发提供关键参数。
三、地质与储层特征分析方法地质与储层特征的分析需要借助一系列科学方法。
常见的分析方法包括地震勘探、测井解释、岩心分析等。
地震勘探通过分析地震波在地下的传播情况,可以探测地下油气藏的分布。
测井解释则通过测量井孔中的电磁、声波等物理性质,获取储层的特征参数。
岩心分析是指对地下取得的岩石样本进行物理、化学等分析,了解储层的组成与特征。
综合运用这些方法,可以全面地了解地质与储层特征,为油气勘探与开发提供准确的信息。
四、地质与储层特征分析的应用案例地质与储层特征的分析在实际工作中具有广泛的应用价值。
以某油田为例,通过地震勘探探测到该油田上方存在构造油气藏。
通过测井解释和岩心分析,显示该油田具备良好的储层特征,包括较高的孔隙度和渗透率。
基于这些分析结果,该油田成功地实施了钻探开发,在勘探与开发中取得了丰硕成果。
总结:油气藏的地质与储层特征分析对于油气勘探与开发至关重要。
页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响

页岩气储层主要特征及其对储层改造的影响页岩气是一种新兴的天然气资源,是通过对页岩中的天然气进行开采和利用而获得的一种天然气资源。
页岩气的开发相对比较复杂,需要对储层进行改造和优化,才能够有效地进行开采。
页岩气储层具有特殊的地质特征,对储层改造的影响也比较显著。
页岩气储层主要特征1. 低孔隙度和低渗透性:页岩气储层的孔隙度和渗透率相对较低,通常都处于0.1%~8%之间,渗透率也较低,通常在0.1md以下。
这意味着气体在储层中的运移难度较大,对储层改造带来了一定的困难。
2. 粘土矿物质含量高:页岩储层中含有大量的粘土矿物质,这些粘土矿物质往往会堵塞孔隙和裂缝,影响气体的运移和储层改造。
3. 复杂的裂缝结构:页岩气储层中常常具有复杂的裂缝结构,这些裂缝可以是天然形成的,也可以是在水力压裂过程中形成的。
这种裂缝结构对储层改造和增产具有重要的影响。
对储层改造的影响1. 水力压裂技术的应用:由于页岩气储层孔隙度低、渗透率小,传统的天然气开采技术难以满足开采需求,因此需要采用水力压裂技术对储层进行改造。
水力压裂技术可以有效地改善储层的渗透性和孔隙度,促进天然气的释放和运移,提高储层的产能。
2. 人工裂缝的形成:在页岩气储层开采中,人工裂缝的形成对储层改造至关重要。
通过水力压裂、酸洗和其他改造技术,可以在储层中形成一系列的人工裂缝,促进天然气的释放和运移,提高产能。
3. 改善气体运移途径:页岩气储层中由于粘土矿物质的存在,孔隙和裂缝常常会被堵塞,影响气体的运移。
需要采用合适的改造技术,改善气体的运移途径,减少堵塞,提高气体的采收率。
4. 降低开采成本:页岩气储层的开采成本相对较高,储层改造可以有效地降低开采成本。
通过改善储层的物性参数、提高储层的产能,可以降低钻井次数、减少材料和人工成本,降低开采成本。
页岩气储层改造是页岩气开采过程中非常重要的一环,对储层的改造和优化能够有效地提高储层的产能、降低开采成本、提高开采效率。
页岩储层微观孔隙结构特征

页岩储层微观孔隙结构特征
页岩储层具有不同于传统储层的微观孔隙结构特征,主要包括以下几
个方面:
1.多级孔隙结构:页岩储层具有多级孔隙结构,包括纳米级孔隙、亚
微米级孔隙和微米级孔隙等。
其中,纳米级孔隙是最主要的,其孔径在
1-100纳米之间,表面积极大,可导致高吸附和强吸附作用,是储层存储
和输出气体的主要通道。
2.次生孔隙:由于地层压实和自然作用,页岩储层中会产生次生孔隙,这些孔隙可能是裂缝、缝隙、微裂缝、微栓、解理缝等,其形态复杂,大
小和分布不均匀,对储层的渗透性和孔隙结构起着重要作用。
3.高孔隙度:页岩储层中孔隙度普遍较高,大约在2%-10%之间,孔
隙度高可提高储层的渗透性,但也容易导致相对较低的孔隙连通率,进而
影响输出能力。
4.多种孔隙类型:页岩储层中含有不同类型的孔隙,包括毛细管孔隙、微缝孔隙、孔洞孔隙等,这些孔隙类型的不同对储层的渗透性和输出能力
产生不同的影响。
综上所述,页岩储层中的微观孔隙结构非常复杂,其研究是深入理解
储层储存和输送天然气的关键。
储层沉积学特征

一、储层的孔隙性
储集岩的孔隙是指其中未被固体物质充填的空间部分。
按照孔隙直径和裂缝宽度以及对流体的作用分为:
◎超毛细管孔隙:孔径>0.5mm或裂缝宽度>0.25mm,其中 流体在重力作用下可以自由流动,服从水力学的一般规律。
◎毛细管孔隙:孔径0.5-0.0002mm或裂缝宽度0.25- 0.0001mm,只有当外力大于毛细管阻力时,流体才能在其 中流动。
◎微毛细管孔隙:孔径<0.0002mm或裂缝宽度< 0.0001mm, 在地层条件下,流体不能在其中流动。
绝对孔隙度:岩样中所有孔隙空间的体积与该岩 样总体积之比值。
有效孔隙度:那些相互连通且在一定压差下允许 流体在其中流动的孔隙总体积与该岩样总体积的 比值。
二、储层的渗透性
指在一定压差下,岩石本身允许流体通过的性能。
沉积及水上红色、杂色沉积
沉积物较前者有较好的
广泛分布,冲积扇十分发育, 分选性,具有
并以含较多的
泥石流沉积为特征。
碎屑流的沉积特征。
不论干旱还是潮湿,冲积扇在垂向上均为多次洪泛砾岩、 砂砾岩的叠加,组成向上变细和向上变粗两种剖面结构。各 次洪泛事件沉积物的粒度、分选、泥质含量的多变性使冲
积扇储层的孔隙度和渗透率变化很大,属于严重非均质 性储层。
4、按储集岩中流体的性质分为:
稠油储层 常规储层
(粘度μ 地下>50厘泊,μ 地表>100厘泊,比重>0.92)
天然气储层
储
# 储层的概念及分类
层Байду номын сангаас
一、储层的概念
二、储层的分类
的
# 储层的孔隙性及渗透性
沉 一、储层的孔隙性
1.储层基本特征

直接从粒间溶液中沉淀出来的化学沉淀物。
碳酸盐类:方解石、白云石、铁方解石、铁白云石、菱铁矿 硅质类:石英、玉髓和蛋白石 粘土类:高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石、伊/蒙混层等 硫酸盐类:石膏、硬石膏、天青石、重晶石 沸石类:方沸石、浊沸石、柱沸石、杆沸石、丝光沸石和光沸石 铁质类:赤铁矿、褐铁矿、黄铁矿
二、不同类型储层基本特征
1、碎屑岩储层
世界:油气储量约占总储量的50% 我国:油气储量约占总储量的90%以上
(1)岩性类型:砾岩、砂岩、粉砂岩、火山碎屑岩
(2)结构特征:碎屑颗粒、填隙物、储集空间(流体充填) •颗粒:颗粒本身特征+分选性+排列方式→储集空间的基本格架 •填隙物:填隙物本身特征+胶结方式→使储集空间复杂化
都可以包含多个碎屑颗粒。由成岩、后生期的重结晶作用形成。方解石、 石膏、沸石等易形成这种胶结
•自生加大结构:硅质胶结物围绕石英颗粒生长,二者成分相同,而且表现
完全一致的光性方位。即在正交光下,颗粒与自生加大边同时消光;在单 偏光下,借助原碎屑颗粒边缘的粘土薄膜可以辨别颗粒的轮廓。形成于成 岩或后生期。多见于硅质胶结的石英砂岩中,有时长石也可以发生次生加 大现象
其它岩类储层(火成岩、变质岩、泥岩)
按物性分:孔隙度→高孔储层、中孔储层、低孔储层
渗透率→高渗储层、中渗储层、低渗储层 孔隙度、渗透率→高孔高渗、高孔中渗、中孔高渗、中孔中渗
中孔低渗、低孔高渗、低孔中渗、低孔低渗
按储集空间类型分:孔隙型、裂缝型、孔缝型、缝洞型、孔洞型
孔缝洞复合型
按流体性质分:常规油储层、稠油储层、天然气储层
被这些孔道所连通的孔隙中的水。
Swirr影响因素:
储层微观非均质性、流体性质、油气运移时水动力条件
储层物性特征

地区层位 砂体类型 砂岩累厚 孔隙度 渗透率 伊 盟地 区西部 东 部西缘逆冲带天环北段陕北中段陕北南段渭北晋西4.3 储层物性特征争论区石炭~二叠系砂岩储层属于一套低渗、特低渗透致密型、非均质性格外强的储集层。
孔隙度一般<1%~21%,渗透率<0.01×10-3μm 2~561×10-3μm 2 之间,争论区南北,东西都具有很明显的差异。
不同的区块,不同的沉积相带, 储集物性差异较大(表5〕。
鄂尔多斯盆地上古生界各地区、不同沉积相带物性统计表 表5(m) 〔%〕 〔×10-3μm 2〕 下石盒子组 河道砂体 60~150 7~13 0.3~1.3 山西组 冲积扇砂体 20~80 5.5~8.0 0.1~0.6 太原组 扇三角洲砂体 40~90 6~11 0.1~0.4下石盒子组 河道砂体40~1008~20>0.6 山西组 冲积扇砂体 25~55 6~10 0.3~2.5 太原组 扇三角洲砂体 10~30 5~10 0.1~1.0 上石盒子组 湖泊三角洲砂体50~80 12~16 6.9 下石盒子组 河道砂体50~70 6~16 6.6 山西组 河道、分流河道砂体20~80 4~12 5.0 太原组 扇三角洲砂体 60~90 7~12 15.0 下石盒子组 扇三角洲砂体 50~60 5~8 0.3~2.8 山西组 近海三角洲砂体20~30 2~4 0.1~0.8 太原组 潮坪砂坝10~20 2~3 0.1~3.0 下石盒子组 河道砂体、分流河道砂体 40~80 6~11 0.3~2.0 山西组 分流河道砂体、河口砂坝 30~50 4.5~8.0 0.15~1.3 太原组 潮夕砂坪、障壁砂坝 10~20 5~10 0.25~2.0 下石盒子组 分流河道砂体、河口坝砂体 40~70 5~10 0.4~2.0 山西组 湖泊三角洲分流河道砂体25~50 4~8 0.15~0.12 太原组 三角洲前缘砂体 5~25 5~90.2~1.5 本溪组 河口坝砂体 0~10上石盒子组 浅湖三角洲砂体 30~50 4~6 0.1~0.6 下石盒子组 浅湖三角洲砂体 15~35 5~7 0.1~0.35 山西组 浅湖三角洲砂体 10~25 3~7 0.1~0.15 太原组 宾浅海障壁砂体 10~30 1.24 <0.01 下石盒子组 河道、三角洲砂体 30~70 / / 山西组 河道、三角洲砂体 30~50 //太原组 三角洲浅海砂体 10~15/ /本溪组海相三角洲、潮坪砂体4~8 6~1013.09〔据杨俊杰,2023年〕4.3.1 佳县—米脂地区:盒7孔隙度分布区间主要在6%~12%,平均8.9%, 渗透率分布区间〔0.1~0.5〕×10-3μm 2,平均0.18×10-3μm 2;盒8上部储层孔隙度分布区间4%~8%,平均6.21%,渗透率主要分布区间〔 0.1~0.2〕×10-3μm 2, 平均0.17×10-3μm 2;盒8下部砂岩储层孔隙度主要分布于 6%~10%之间,平均7.2%,渗透率主要分布区间〔0.2~0.5〕×10-3μm 2,平均0.3×10-3μm 2;山1孔隙度主要分布区间<4%~6%之间,平均4.97%,渗透率〔0.1~0.2〕×10-3μm 2,平均0.15×10-3μm 2;山2砂岩储层孔隙度主要介于4%~6%至8%~12%之间,平均6.41%,渗透率主要分布区间〔 0.2~0.5〕×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2,盒8下、山2 砂体物性好于其它层位。
储层微观特征及分类评价

4.储层微观特征及分类评价4.1孔隙类型本次孔隙分类采用以孔隙产状为主,并考虑溶蚀作用,结合本区实际,将孔隙分类如下:1. 粒间孔隙粒间孔隙是指位于碎屑颗粒之间的孔隙。
它可以是原生粒间孔隙或残余原生粒间孔隙,即原生粒间孔隙在遭受机械压实作用、胶结作用等一系列成岩作用破坏后而保留下来的那一部分孔隙。
多呈三角形,无溶蚀标志。
另一方面它也可以是粒间溶蚀孔隙,即原生粒间孔隙经溶蚀作用强烈改造而成,或者是颗粒间由于强烈溶蚀作用的结果。
粒间空隙一般个体较大,连通性较好。
粒间孔隙是本区主要的孔隙类型。
2. 粒内(晶内)孔隙这类孔隙主要是砂岩中的长石、岩屑等非稳定组分的深部溶蚀形成的,在研究区深层砂岩中普遍存在。
长石等非稳定组分的溶蚀空隙可以进一步分为粒内溶孔和晶溶孔。
晶内溶孔是指长石颗粒内的溶孔,而粒内溶孔是指岩屑等碎屑内部的易溶组分在深部酸性流体作用下形成。
常常沿长石的解理缝、双晶纹和岩屑内矿物之间的接触部位等薄弱带进行溶蚀并逐渐扩展,因而常见沿解理缝和双晶结合面溶蚀形成的栅状溶孔。
长石、岩屑等非稳定组分的溶蚀孔的发育常常使彼此孤立的、或很少有喉管项链的次生加大晶间孔的连通性大为改进,而且,这类孔隙的孔径相对较大,从而优化了深部储层的储集性能。
3. 填隙物孔隙填隙物孔隙包括杂基内孔隙、自生矿物晶间孔和晶内溶孔。
杂基内孔隙多发育与杂基含量较高的(>10%)砂岩中,孔隙数量多,个体细小,连通性差。
自生矿物晶间孔隙发育在深埋条件下自生矿物,如石英、方解石、沸石、碳酸岩小晶体以及石盐晶体之间,个体小,数量多随埋深有增加之趋势。
但由于常生长于粒间孔隙中,连通性较好,又由于其晶体小,比表面积大,孔隙结构复杂,影响流体渗流。
因此在埋深3500米以下,孔隙度降低较慢,而渗透率降低很快。
这类晶间孔隙在徐东-唐庄地区相对发育。
另外,杜桥白地区深层还可见到丰富的碳酸盐晶内溶孔和石盐晶内溶孔。
4. 裂隙裂缝在黄河南地区较不发育,在桥24井沙三段3547.5米砂岩中见一构造裂缝,此外多见泥质粉砂岩或细砂岩中泥质细条带收缩缝。
储层物性特征范文

储层物性特征范文储层物性特征指的是描述储层岩石和流体性质的一系列参数和特征。
这些特征对于石油和天然气储层的勘探、开发和生产具有重要意义。
下面将详细介绍储层物性特征,包括孔隙度、渗透率、饱和度、孔喉结构和岩石力学性质等。
首先,孔隙度是指储层岩石中的孔隙体积与总体积之比。
它是评价岩石贮藏岩石孔隙系统开发利用的重要物性参数。
高孔隙度的岩石具有更大的储层容量,可以储存更多的石油和天然气。
孔隙度通常使用插入管法、水饱法和密度法等方法进行测量。
其次,渗透率是指储层岩石中流体通过岩层的能力。
它反映了岩石对流体流动的阻力大小。
渗透率是衡量储层岩石储集性能的重要指标,也是评价岩石渗流性质和油气开采条件的关键参数。
渗透率的测量常使用压汞法、导纳法和核磁共振法等。
第三,饱和度是指储层中孔隙内所含有的有效流体体积与总孔隙体积之比。
饱和度可以分为原油饱和度和水饱和度。
它对评价石油和天然气藏的丰度和储层质量有着重要的意义。
测量饱和度的方法主要有物理推算法、测井法和实验测定法等。
此外,孔喉结构是指储层岩石中孔隙和孔喉的尺寸、形状和连通程度。
不同的孔隙结构对流体的储集和流动具有不同的影响。
例如,细颗粒和细孔喉可以增加流体的剪切力和黏滞力,降低渗透率和渗透能力。
孔隙结构的表征可以使用孔隙度、渗透率、孔喉直径分布和孔隙连通度等参数。
最后,岩石力学性质是指储层岩石的抗压强度、抗剪强度和变形特性。
它们对地层的稳定性和流体运移具有重要影响。
例如,岩石的抗压强度决定了储层的破坏压力,而抗剪强度则影响储层的剪切破裂。
测定岩石力学性质的常用方法包括三轴压缩试验、剪切试验和变形试验等。
综上所述,储层物性特征对于评价储层岩石的储集性能和开采条件具有重要意义。
通过测量和分析储层物性特征,可以更好地理解储层的储存能力、流动性质和稳定性,为石油和天然气的勘探、开发和生产提供科学依据。
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2.3.2 渗透率突进系数
渗透率突进系数是指一定层段内渗透率最 大值与其平均值的比值。
sk Kmax / K
Sk 1
2.3.3 渗透率级差
渗透率级差是指一定井段内渗透率最大值 与最小值的比值。
Nk Kmax / Kmin
Nk 1
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
2.4 储层非均质性对油田注水 开发的影响
高渗层吸水状况较好,低渗层吸水较 差,甚至不吸水。
注入水沿高渗层向前突进,油井见水 后含水率上升快,容易造成层状水淹
低渗层不易被注入水所波及,保留大 量剩余油。
低渗透储层非均质性严重,波及系数 低,采收率低。
(三)低渗储层的裂缝系统
16
(三) 低 渗 储 层 的 裂 缝 系 统
3.1 低渗储层中裂缝的分类
❖ 几乎所有储集层都存在非均质性,只 是表现程度不同而已。
❖ 对于大多数低渗透储层往往表现出严 重的非均质性。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
非均质性的分类:
这些不同相带在平面上的变化构成了平 面非均质性;
在纵向上的叠加构成了层间非均质性;
砂层内部的各相异性构成层内非均质性;
若从微观孔隙结构分析,还存在微观非 均质性。
2.2.4 微观非均质性
储层是由许许多多孔径不同,长 短不一,方向各异,形态千变万 化的孔隙互相连通或半连通的形 式构成的孔隙网络。
从微观角度看,各孔喉单元的孔 径、润湿性等参数是不同的,形 成储层的微观非均质性。
从宏观角度可以得到孔隙结构参 数的统计平均值。
微观非均质性影响驱油效率。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
构造裂缝 微裂缝 人工裂缝
(三) 低 渗 储 层 的 裂 缝 系 统
3.1.1 构造裂缝
构造裂缝是由于构造应力作用而形成的裂 缝系统。
裂缝方位受地应力分布状况的控制,具有 明显的方向性,常与主断层方向平行。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
2.2 储层非均质性类型
2.2.1储层平面非均质性
❖ 是指砂体的孔隙度和渗透率在平面上的变化
❖ 对于陆源低渗透储层,同沉积时期的不同地 区储层物性变化较大,表现了较强的非均质 性。
❖ 一般相带过渡部位物性变化最大。因此相带 越窄,过渡越频繁,砂体发育规模小,砂体 个数多,则平面非均质性强。
Ⅰ类:粗喉中等迂曲型 Ⅱ类:较粗喉高迂曲型 Ⅲ类:较细喉中迂曲型 Ⅳ类:细喉中-低迂曲型 Ⅴ类:极细喉低迂曲型
(二)低渗储层非均质性特征
6
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
2.1 储层非均质性的形成
❖ 油气储集层由于在形成时受沉积环 境、成岩作用及构造作用的影响,在 空间分布及内部各种属性上都存在极 不均匀的变化,这种变化称为储层的 非均质性。
C型(正韵律型):从下至上,渗透率 大变小,最高渗透率段位于砂层底部。
D型(均匀型):从下至上,渗透率相 差不大,相对较均质。
低渗透储层中层内非均质性通常较强,渗透 率级差在数十倍到数百倍,有的达1000倍以 上。
层内非均质性影响注水纵向波及系数。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
❖ 在同一时间单元内砂体发育规模越大,砂体 个数越少,则平面非均质性相对较弱。
❖ 平面非均质性影响注水平面波及系数。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
2.2.2 层间非均质性
储层层间非均质性是指纵向上各 砂体的层间差异。
多数低渗透储层层间非均质性严 重,渗透率相差数倍、数十倍、 甚至数百倍。
1 低渗储层的孔隙结构特征
要
2 低渗储层的非均质性特征
点
3 低渗储层的裂缝系统
(一)低渗储层孔隙结构特征
2
(一) 低 渗 透 储 层 孔 隙 结 构 特 征
1.1 低渗储层中孔径分布
低渗透储层中孔径细小。细 小孔隙所占比例越大,储层渗 透率越低。
序号
某特低渗储层中孔径分布表
渗透 孔隙
孔径分布(%)
2.3 储层渗透率非均质性的评 价参数
2.3.1渗透率变异系数
渗透率变异系数是指一定井段内各 单砂层渗透率的标准偏差与其渗透率 平均值的比值。
Vk / K
n
hi (Ki K )2
i 1
n
hi 1
i 1
n
n
K hi Ki / hi
i 1
i 1
Vk 0
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
0.076
中低 渗透层
一般低 渗透层
特低 渗透层
100-50 50-10 10-1
1.725 1.051 0.112
1.36 3.23 14.26
0.112 0.236 0.375
(一) 低 渗 透 储 层 孔 隙 结 构 特 征
1.3 低渗透储层孔隙结构分类
(引自谢庆邦)
根据平均喉道半径(R)、最大汞饱和度( Shgmax)、无效孔喉体积指数(SR<0.1)、均质系数 (α)、结构系数(Ф)、渗透率(K)和孔隙度(ф )等7个参数进行聚类分析,可将低渗透储层孔隙结 构分为5个等级:
率度 10 3 m2 %
<0.1 0.1-1 1-10 >10 μm μm μm μm
1
12.83 14.2 8.60 31.29 51.60 0
2
3.57 11.5 12.29 39.40 48.31 0
3
1.49 11.9 14.77 39.75 45.48 0
4
0.91 11.8 19.80 42.38 37.82 0
层间非均质性是划分开发层系和 分层注水的依据。
(二) 低 渗 储 层 非 均 质 性 特 征
2.2.3 层内非均质性
层内非均质性是指一个砂层(体)内部垂向 上渗透率的差异。
层内渗透率的变化规律主要有以下4种类型: A型(复合韵律型):从下至上,渗透 率由小变大,再变小,最高渗透率段位 于砂层中部。 B型(反韵律型):从下至上,渗透率 由小变大,最高渗透率段位于砂层上部。
(一) 低 渗 透 储 层 孔 隙 结 构 特 征
1.2 平均喉道半径与渗透率的 关系
喉道半径制约储层渗透率。平均喉道半径 越小,储层渗透率越低。
不同渗透率岩石对比层
渗透率 10-3m2
>100
平均喉道 半径 μm
4.491
比表面 积
m3/g
0.48
排驱压力 MPa