油物考试资料之学渣逆袭版!

三、孔隙结构实验研究中的若干问题

（1）无限孔隙系统和有限孔隙系统（2）水银封闭间隙的影响（3）样品上部“水银头”的影响

（4）仪器空白试验体积的影响（5）注入速度的影响

注入速度的快慢会影响压汞曲线的形状，其主要特征是排驱压力偏高，曲线偏向右方。

原因是注入速度过快，在汞与其蒸气未达到平衡就注入, 减少了前级压力增量段应该注入的汞饱和度。

一般要求每增量段的时间间隔大约3—5分钟。

ASPE-730 自动孔隙检测系统

1、系统简介

常用的恒压压汞仪只能得到喉道大小分布的参数, 孔隙则用铸体薄片图象分析系统，应用等效球模型研制的软件研究孔隙。这样喉道的参数与孔隙的参数只能来自两块不同的岩样，这在一定程度上影响了研究的质量。

ASPE-730系统采用恒速法压汞，使用极低的压汞速度，当在较高压力下进入某一尺寸的喉道后，再进入该喉道所控制的孔隙时压力下降，最后可获得一条喉道子曲线和一条孔隙子曲线（两条子曲线的总和即为恒压法的压汞曲线）。可在同一岩样上同时测得孔隙与喉道大小分布的数据。

2、设计特点：

①系统设计采用Quizix泵，0—1000psi，最低泵注射速率1x10-6 ml/sec, 泵入体积的最小分辨率10-6ml；泵

由一个高精度泵控制器和驱动器通过计算机进行控制。

②岩心夹持器可加载2.5x2.5cm或1x1cm的岩心,系统处于强制空气浴中，以保持测试过程中温度的稳定性。

③两个可互换高精度的压力传感器0—100psi；0—1000psi，压力测量精度0.05％ F.S.

④所有设计的聚焦点是最大程度的减少死体积和系统的可压缩性/一致性。

3、计算机和软件

①系统由计算机控制，自动采集数据并存入硬盘；

②ASPEDAS 数据过滤分析软件对采集的数据进行分析并生成报告图表；

③数据筛选后分别进入Rison和Subison区，然后确定孔隙体积分布的级别；

④Subison孔隙体系分布的统计值（直方图）作为汞饱和区的函数显示，孔隙喉道半径、孔隙体积半径、纵横比

和区间体积在以曲线显示；

⑤毛管压力曲线对应的饱和度包括总的、Subison和Rison的毛管压力曲线可选用为汞－真空和其它流体系统；

⑥ASPEDAS软件还可根据一系列不同预测方法如几何、平均域值和重整化等技术测量渗透率和地层因子；

⑦ASPEDAS软件还包括递增组分体积与压力和残余、初始饱和度曲线以及Excel扩展表格报告文件功能。

4、与其它技术手段的比较

①恒速压汞与图形分析手段的比较

扫描电镜和薄片分析技术都是对孔隙形态的直接观察，我们可以把它们都叫做图形分析手段。

研究孔隙结构，目的是刻画直接影响孔隙介质的渗流特性的孔隙结构特征。喉道、孔隙以及孔喉比实际上是针对孔隙介质中流体的运动所提出来的概念，而非某一种具体的几何形态。通过对孔隙结构直接的观察，不难发现它具有极其复杂的几何形态。

孔隙结构的复杂性就已经说明在如此复杂的几何形态中找寻出直接影响渗流运动的特征是困难的。对孔隙特征的认识只能从对渗流运动本身的测试去把握。

②恒速压汞与常规压汞的比较

从渗流角度，压汞测试更为接近事实，因为它确实从发生在孔隙空间中的渗流运动本身对孔隙结构的响应进行了测试。但是，这个测试过程本身包含了太多人工干预的因素，使许多与自然渗流过程联系在一起的孔隙结构特征无法得到真实体现，这是常规压汞测试技术的不足。

常规压汞是在一定的压力下记录进汞量，从一个静止的状态到另外一个静止的状态。在两个静止状态之间，丢失了很多孔隙结构的信息，比如喉道特征，而没有喉道特征就无法得到孔喉比的信息。

利用常规压汞方法得到的喉道分布频率反映的是某一级别喉道所控制的孔隙体积，而恒速压汞所测是喉道的数量分布。两者有很大的差别。

常规压汞与恒速压汞的进汞曲线完全一致，说明两者反映的物理过程一致，只不过一个是离散的过程，另一个是连续的。常规压汞所获得的孔隙结构信息由分析进汞曲线获得，而恒速压汞不仅能得到一条进汞曲线，更重要的，它从进汞过程的压力涨落可以获得喉道的数量分布。

常规压汞与恒速压汞获得的喉道分布之间的差别很大。其原因在于，常规压汞只能测得某一级别喉道所控制的孔隙体积，所以只有用体积分布来近似数量分布，而恒速压汞测得的是直接的数量分布。

常规压汞无法得到喉道的数量分布，只能用体积分布去近似数量分布，这对于以原生粒间孔为主的孔隙结构来说可能

误差不大，但是对于后期成岩作用比较强、次生孔隙发育的孔隙结构来说就会有比较大的误差。

总之，图形分析手段用于孔隙结构的分析，存在一定的不确定性。常规压汞则显出另外的不足，即对孔隙结构的信息反映的不够完整。

恒速压汞仪测样时间比常规压汞法所需时间长，一般3－4天，取决于岩石本身孔隙结构的状况。

四、岩石孔隙结构特征直观研究方法

(1)铸体薄片法

岩石孔隙结构特征的铸体薄片研究法是将染色树脂注入到被洗净和抽空的岩心孔隙内，待树脂凝固后，再将岩心切片放在显微镜下观察。

铸体薄片中带色的树脂部分就是代表岩石二维空间的孔隙结构状态，因此可以很方便地直接观察到岩石薄片中的面孔率、孔隙、喉道及孔喉配位数等。

(2)扫描电镜法

扫描电镜(SEM)的原理类似于电视摄像，采用电子束作光源，通过电磁场使电子束偏转并聚焦，再轰击到被分析的样品之上，然后接收到电子信号成像。

扫描电镜能够清楚地观察到储层岩石的主要孔隙类型：粒间孔、微孔隙、喉道类型和测定出孔喉半径等参数。

（3）几种特殊的孔隙铸体技术

(1)复制孔隙-喉道模型的技术

将伍德合金（或者树脂）注入岩石孔隙空间中后，将岩石基质全部溶蚀，所留下的孔隙-喉道骨架再用一种透明塑料将其包裹。

(2)排驱法研究残余油饱和度及分布的技术

将伍德合金（或者树脂）注入岩石孔隙空间中后，再将饱和伍德合金的岩样放入夹持器中，用另一种树脂作为排驱工作剂，在一定的压力梯度下进行排驱。

将伍德合金（或前一种树脂）排驱出来之后，重新使树脂和伍德合金同时固结，此时，取出的岩样可以进行切片或称重，分别研究残余油分布和饱和度。

假设伍德合金（或特殊树脂）为非润湿相（模拟油），而另一种树脂为润湿相（模拟水），在铸体薄片中可观察到残余的模拟油分布。

3）不同压力下注入研究孔隙和喉道大小分布的技术

将均质岩样切成几段，在不同压力下将伍德合金灌注进去，用称重法确定不同压力下所注入伍德合金的体积，即该压力下喉道所控制的孔隙体积。设计5-6个压力点即可绘出喉道所控制的孔隙体积分布曲线。

基于伍德合金对于各种岩石是一种强的非润湿相，不同的注入压力代表不同的孔喉大小。用这种方法所求得的孔隙体积分布与压汞法所求出的数值可以对比。

4）用系列切片研究三度空间的技术

使用全直径岩心整体抽空，并用浸染剂浸染，待浸染剂固结后，每隔5毫米切一薄片，对一系列薄片分别确定其孔隙大小及分布，近似地恢复孔隙三度空间结构。

（4）岩石孔隙铸体的地质应用

1）能够清楚地鉴别孔隙和岩石矿物

对致密岩石，在普通岩石薄片下常看不到小孔隙和它的喉道。而铸体薄片可观察到0.1微米以上的孔隙和喉道。对于与透明矿物不易分辨的孔隙，也能在镜下很方便地加以区别。

2）能清楚地看出不同岩石特征及不同地质条件的孔隙空间形态、大小和相互的连通关系

通过观察，可以确定孔隙类型及其所受的各种地质因素的影响，特别是确定成岩后生作用对孔隙结构的影响。当扩大视域观察时，能够综合各种基本孔隙类型的相互配合关系，确定储集岩的孔隙组合类型。孔隙组合类型是确定岩石储渗性好坏以及是否有效的一种重要标志。

3）能够比较准确地目测估算面孔率

估计面孔率时，可以使用标准样板图作为目测面孔率的基础；也可使用网格法，图象分析系统等计算出面孔率、比面率、孔隙平均宽度、渗透率以及矿物颗粒的平均宽度等多种参数。

4）与岩样的毛细管压力曲线相配合，能够解释各种类型岩石的孔隙结构特征

某白云岩孔隙铸体观察结果与同一样品的毛细管压力曲线对比实例:

晶体尺寸大而均匀，晶体间接触不太紧密，则其孔隙和喉道都较大，排驱压力较低，孔喉分选好。

晶体大小不均匀，孔喉分选差，毛细管压力曲线上会出现一段明显的倾斜线。

晶体小而均匀，孔隙和喉道都小时，毛细管压力曲线就会出现一个高的平台，排驱压力很高。

5）借助于孔隙铸体、电镜扫描和毛细管压力资料可以定量测定孔隙大小、喉道大小、矿物颗粒大小以及它们之间的相互关系

6）能够定量地确定孔隙大小分布、平均孔隙直径以及孔隙和喉道的直径比

选择一个具有三十个连续孔隙的视域，分别测量其每个孔隙的大小，由此作出孔隙直径的体积分布曲线。在孔隙体积分布曲线上可以用平均值原理确定出该样品的平均孔隙直径。

在铸体薄片或孔隙铸体上所确定的是真实的孔隙大小和分布，所求出的是真实的孔隙平均直径。而从压汞曲线上可以求出该岩样的平均喉道半径。两者的比值即为孔喉平均直径比：

7）可以确定储集岩的孔隙相互连通的系数及孔隙和喉道连通的系数β

β是在用网络模型模拟孔隙介质储集层时所必需的一个系数。β为连接在每一个流动沟道上流动通道（喉道）的数目。 在孔隙铸体的扫描电镜显微照片中，可以直接统计出连接到每一个中心孔隙的相邻孔隙数量。在定量确定β值之后，利用各类网络模型就可以求出该多孔介质的毛管压力特征、渗透率和相渗透率曲线等。

8）利用孔隙铸体的扫描结果，可以确定用什么样的模型来模拟岩石孔隙结构的基本形态

对于砂岩通常用大小不同的管子所组成的管子网络模型来模拟比较合适；而白云岩则应由片状孔隙喉道以及四面体孔隙组成的模型来模拟。

在选择了孔隙结构的物理模型后，就可以用数字处理，定量地确定该多孔介质的各种流动特征。

小结：

孔隙铸体能够提供储集岩的有关孔隙和渗滤方面的定性、定量特征。利用这些参数可以研究岩相与储集性能的相互关系，以便于在有利的岩相带中进一步寻找有利的聚集带；

可以作为定量解释测井曲线的基础，指导油气井的增产措施，以及确定该层位的生产方式。

在估算储量、预测石油采收率以及研究油气层下限中都需要这些资料。

在石油勘探和开发中，定性和定量地掌握储集岩的孔隙类型和发育情况是十分必要的，而孔隙铸体则是最直观、最有效的方法之一。

五、利用CT 扫描技术进行岩心分析

CT 扫描法又叫层析成像法，是发射X 射线对岩心作旋转扫描，在每个位置可采集到一组一维的投影数据，再结合旋转运动，就可得到许多方向上的投影数据；综合这些投影数据，经过迭代运算就可以得到X 射线衰减系数的断面分布图，这就是重建岩心断面CT 图像的基础。

CT 扫描法的最大优点是对岩心没有损伤，且测量速度快，但是其测量方法复杂，且费用较高。

岩心的CT 扫描能够提供岩石孔隙结构、充填物分布、颗粒表面结构、构造及物性参数等。

X —CT 扫描实验技术与方法

X-CT 扫描成像技术可以通过岩石内部各成像单元的岩石密度差异以256个灰度等级可视化地将岩石内部的微观结构特征(如裂缝、孔隙、微裂缝、次生溶蚀孔及均质、非均质性等)真实地反映出来。

通过对岩心水驱油驱替实验过程的CT 断层扫描，清晰、动态地观察测定随驱替压力升高，岩心中剩余油饱和度变化分布范围。然后计算出各个岩心截面孔隙度和不同压力下的含水饱和度值，做出CT 扫描三维图像切片以供观察分析研究。 与常规的驱替方法相比，可动态观察不同驱替压力下注入水在不同微观孔隙介质中的渗流分布特征。

（2）CT技术测量基本原理

运用CT技术测定岩石和流体特性时，它所测定的只有一种特性—线性衰减系数(μ)。线性衰减系数是对穿过研究对象的那一部分X射线的度量，用比尔定律来定义：

μ=ρ(a+bZ38/E32 )

式中ρ—被测物体体积密度；a，b—常数；

Z—有效原子序数；E—X射线能量。

在低能量时，μ主要作为Z的函数；在高能量时，μ主要作为ρ的函数。

X射线信号源绕着样品旋转，对一个固定的横剖面在不同角度测量穿过样品的X射线的强度。这就使CT能在单个横剖面上对μ进行空间析像。根据强度资料重新构建样品的二维横剖面，再把一系列横剖面叠加在一起就形成样品的三维图像。

（4）CT技术的应用

利用CT确定油层基本物理参数

微焦点CT对岩心进行扫描后，计算密度的方法有单能扫描法、双能扫描法、线性插值法；

确定孔隙度的方法有单次扫描法、两次扫描法、图象分析法；

确定饱和度的方法有单能两次扫描确定含水率、双能扫描确定含水率、单能扫描确定两相流体饱和度、单能扫描确定三相流体饱和度、双能扫描确定三相流体饱和度、图象分析法确定流体饱和度。

通过试验对比分析，微焦点CT试验得到的平均密度与煤油法测定值的平均百分绝对误差不到1.2%；

饱和煤油法、氦孔隙计法、CT干样单次扫描法、CT完全饱和水单次扫描法、CT两次扫描法孔隙度测定值对比表明，常规测试方法，如饱和煤油法与氦孔隙计法之间的误差为8.53%；而CT两次扫描法与饱和煤油法之间的误差为7.81％；岩心两种方法获得的相对渗透率曲线的对比，饱和度变化是一致的。

利用微焦点CT确定岩心的基本物理参数不仅在理论上可行，而且测试结果也相当准确。

2）岩石微观特征描述

微焦点CT对孔隙和微裂缝的微观描述是其它技术无法比拟的，弥补了常规方法的许多不足。

在高能条件下，由于X射线在样品中发生康普顿散射，不同分子物质由此所引起的X射线衰减受其本身的质量电子密度和结晶程度的制约很少相同。同时，图像中每一像素的X射线的衰减系数为该像素所对应的样品中各种物质的X射线衰减系数与其含量的加权平均值，从而使X射线衰减系数图像能够反映被测物体内部的成分及其含量的变化情况，勾划被测物体的内部结构。

对于砂岩，从微焦点CT图象上能直接观察到粒间孔隙的形状、大小、分布，以及颗粒的形状、大小、分布和密度。对于白云质灰岩，CT图象上能清楚出分辨灰质部分(暗色)和白云岩晶体部分(亮色)，晶体棱角清晰可辩。可识别灰质和晶体之间裂缝宽度,晶间孔隙宽度。

对于砂砾岩，可直接观察颗粒分选,砾石大小,大颗粒之间的充填物；含油孔隙直径大小，存在的裂缝，以及大颗粒内存在的微细裂缝等。

3）岩心地质特征描述

微焦点CT在确定岩石类型、层序、层理、孔隙类型、沉积结构、岩性非均质性、渗透率变化等方面具有突出的优势，能清晰反映的是岩心三维空间结构的变化。

①描述裂缝分布和微裂缝

描述裂缝非常困难，有人曾经采用几十个参数来描述裂缝。近年来随着分形几何技术的发展，使得描述裂缝变得相对有可能。但是无论如何进行描述，都必须建立在物理模型的基础上。

常规试验方法(如铸体薄片)仅能描述裂缝在一个或几个平面上的分布，无法描述各种裂缝在立体空间内的展布。

用微焦点CT图像重建的三维裂缝和孔洞的分布，则能直观获得裂缝的宽度、方位、体积等参数；它可以描述用常规方法难以定量描述的细小的微裂缝。

利用X-CT扫描仪对全直径岩心的裂缝系统进行观察和定量描述，在此基础上可计算岩心中不同类型孔隙的孔隙度，主要裂缝的交角、宽度等参数。

②层理判断

CT图象可以观察岩心表面用肉眼无法观察到的层理。

③孔洞连通性

岩心孔洞是良好的储集空间，但好的储集未必是好的渗流空间，它还取决于这些储集空间的连通状态。微焦点CT可以观察岩心中的孔洞是否有良好的渗流通道。

还可观察酸化后在孔洞间形成的渗流通道形状及其分布。

④岩心污染

钻井过程会造成岩心污染，被污染后的岩心也会造成孔隙度、渗透率和饱和度等分析数据的不准确。

防止这种分析数据的不准确，比较有效的方法就是利用CT筛选岩心，选用未被污染的部分进行取样分析，确保分析数据的准确可靠。

4）油水驱替动态特征描述（实例）

①实验技术

应用X-CT图像扫描实验技术对具有不同孔隙结构和孔、渗特征的岩心进行微观孔隙结构和注入水驱替扫描实验研究时，先将岩心在真空条件下饱和地层水，待岩心与饱和水达到化学平衡后，开始油驱水至束缚水状态。然后，岩心用油老化5d，使油、水、岩石三者界面达到平衡。

X-CT驱替实验是将岩心水平固定在CT 断层扫描仪的扫描腔中，岩心夹持器水平位移由计算机控制，精度为0.01mm，纵向位移处于锁定状态。CT扫描是沿着岩心的径向，从注入端向出口端，每次扫描11个点，平均5.5mm一个点。扫描截面厚度为5mm。由此，11个扫描点几乎将岩心所有长度都包括在内。

②孔隙度及其分布特征

通过对饱和水后的岩心样品进行X-CT 扫描后，可以计算各个岩心截面的孔隙度值。再用11个扫描截点测得的孔隙度计算整个岩心样品孔隙度。可分别显示被测试岩心样品的孔隙度X-CT三维分布图及二维图像切片图。

③岩心在不同注入压力下的含水饱和度分布特征

实验中将饱和水后的岩样进行油驱水，至处于束缚水状态，再进行恒压水驱油实验，最终使每个岩样都驱至残余油状态,实时扫描获得不同注入压力的含水饱和度三维及二维切片图，或不同截面的含水饱和度分布图。

六、利用核磁共振技术进行岩心分析

近年来国外在核磁共振石油工业应用方面形成了一个高潮。虽然采用核磁共振技术，可以获得孔隙度(总孔隙度、有效孔隙度、粘土束缚水孔隙度等)、可动流体百分数、孔径分布以及渗透率等多种岩石物性参数，但是现代核磁共振石油工业应用测试技术是一种间接测量技术，它所采集到的原始数据是地下岩石孔隙中所含流体的核自旋信号的大小和弛豫特征，这些核磁共振特征受到岩石饱和流体性质、岩石孔隙结构和岩石矿物组成的影响，因此要将核磁共振测量参数正确地转化为石油工业可直接应用的油层物理参数，需要进行大量的应用基础研究工作。

中国石油天然气集团公司、中国科学院渗流力学所于1991年引进了具有世界先进水平的超导核磁共振成像仪，开展了大量的石油岩心分析和石油渗流力学方面的研究工作。并于1996年研制出低磁场（共振频率2MHz和5MHz）核磁共振全直径岩心分析系统，开发了多种适合岩心分析的脉冲序列及多弛豫反演技术，实现了孔隙度、渗透率、自由流体孔隙度等岩石物性参数的快速无损检测。

1.核磁共振岩心分析原理

核磁共振测井检测的是氢核H1的磁化强度。当含有油和水的样品处在均匀分布的静磁场中时，流体中所含的氢核H1就会被磁场极化，产生一个磁化矢量。此时若对样品施加一定频率的射频场，就会产生核磁共振，撤掉射频场后，可以接收到一个幅度随着时间以指数函数衰减的信号。有两个参数可用来描述核磁信号衰减的快慢：纵向弛豫时间T1和横向弛豫时间T2。

核自旋弛豫的机理是多种多样的，但都是核自旋与周围环境或核自旋之间发生相互作用的结果。这些作用是和分子运动密切相关的，在纯净物质组成的简单系统中，核自旋与周围环境或核自旋之间的相互作用在系统各处都是相同的，因此其弛豫过程较为简单，可用一个纵向弛豫时间T1（或T2）来描述。

在岩石中，情况就大不相同了。对于T1，一方面由于岩石内表面上存在顺磁矿物杂质（如Mn2+,Fe3+)，顺磁矿物杂质与在孔道内流体的核自旋发生很强的相互作用，使核自旋弛豫得到极大的增强；另一方面，孔道内流体被许多岩石界面分割包围，孔道形状变化大，核自旋与表面顺磁杂质接触机会不一，弛豫得到增强的几率不等。所以，岩石流体系统的核自旋弛豫变得很复杂，通常不能以单个弛豫时间来描述。

在岩石中，流体分子扩散到岩石表面，分子中核自旋与岩石表面顺磁杂质相互作用而发生弛豫。在扩散足够快时，单个孔道内的弛豫将会是该孔道内所有核自旋弛豫的平均，这样，单个孔道内流体的弛豫为单指数衰减。

根据快扩散表面弛豫模型，计算单个孔道内T1为：

1/T1=(h*S/V)(nM/T1M+τM)=ρ1(S/V)

S/V-孔隙比表面；h-表面厚度；nM-单位表面上顺磁离子浓度；T1M-顺磁离子周围作用半径内核自旋弛豫时间；τM-核自旋在此半径内平均滞留时间；ρ1-纵向表面弛豫强度。

1/T2=ρ2(S/V)+γ2G2Dτ2/3

D-扩散系数；G-内磁场梯度；τ-回波间隔；γ-磁旋比；ρ2-横向表面弛豫强度。

当外场不很强（G不大），且τ足够短时：

1/T2=ρ2(S/V)

在岩石分析中，T2弛豫和T1弛豫时间一样，其弛豫时间分布反映了岩石比表面的分布。由于T2比T1测量速度快，

因此在岩石核磁共振测量中，一般进行T2弛豫时间测量。

岩石多孔介质是由不同大小孔道组成，存在多种指数衰减过程，总的核磁弛豫S(t)为这些弛豫的叠加：

S(t)= ∑Ai exp(-t／T2i )

T2i--第i类孔隙的T2弛豫时间;

Ai--弛豫时间为T2i的孔隙组份所占的比例，对应于岩石孔隙内在的比表面S／V或孔隙半径的分布比例。

实际核磁共振测量中，获取的是T2衰减叠加曲线，总的衰减信号是许多孔隙中流体衰减信号的叠加，采用现代数学反演技术，可以计算出不同大小孔隙中的流体所占的份额，即所谓的弛豫时间谱。

弛豫时间谱纵坐标表示岩心不同弛豫时间组分占有的份额。较大孔隙对应的弛豫时间较长，较小孔隙对应的弛豫时间较短。

弛豫时间谱的油层物理含义为岩心中不同大小的孔隙占总孔隙的比例。从弛豫时间谱中可以得到丰富的油层物理信息。核磁共振岩心分析参数

岩石孔隙度

弛豫时间谱积分面积的大小，与地层岩心中所含流体的多少成正比，只要对弛豫时间T2 谱进行适当的刻度，即可获得地层岩心的核磁孔隙度。

岩石中不同类型孔隙中的流体具有不同的弛豫时间,采用核磁共振方法可以得到岩石的粘土束缚孔隙度(微孔)、毛细管束缚孔隙度（小孔隙）以及可动流体孔隙度（大孔隙），对裂缝、溶洞型岩石还可得到裂缝、溶洞孔隙度。

岩石可动流体及束缚流体饱和度

弛豫时间谱实际上代表了地层岩石孔径分布情况，而当孔径小到某一程度后，孔隙中的流体将被毛管力所束缚而无法流动，因此在弛豫时间谱上就存在一个界限，当孔隙流体的弛豫时间大于某一值时，流体为可动流体，反之为不可动流体。这个弛豫时间界限，常被称为可动流体截止值。

岩石渗透率

既然弛豫时间谱代表了地层岩石孔径分布，而地层岩石渗透率又与孔径(孔喉)有一定的关系，因此可以从弛豫时间谱中计算出地层岩心渗透率，这种计算一般采用一些经验公式来进行。

岩石孔径分布

从油层物理中可知，对球形孔隙模型比表面s／V = 3／r，对管束孔隙模型比表面s／v =2／r(r表示孔隙半径)，因此有：rpore=cT2

c为转换系数，因此从弛豫时间谱T2谱上可以得到岩石孔隙半径的分布情况。

（2）储层流体的核磁共振特征

岩石核磁信号来自于岩石孔隙流体的氢核。不同储层地层水矿化度不同，地层原油组成和粘度也不同，因此，有必要通过室内研究了解地层水矿化度、原油组成和粘度等对核磁共振信号及弛豫时间的影响程度。

地层水矿化度(不含顺磁离子)对核磁共振信号大小、T1 、T2弛豫时间影响均很小。高矿化度条件下的信号强度、T1 、T2值略小于纯净水状态，但相差均不超过5％。

T1 、T2随粘度的增加而缩短，而且T2的变化要比了T1剧烈。粘度对T1 、T2的影响要比矿化度的影响大得多。因此，在实际解释中应该考虑原油粘度的影响，特别是当原油粘度大于30mPa.s后，T2 弛豫时间很短，这会对可动流体计算精度造成较大影响。

（3）核磁共振T2谱响应特征

岩石饱和水状态下的T2谱在油层物理中的含义是岩石内部的孔隙大小分布,因此分析T2谱的特征，可以了解到很多岩石孔隙结构信息。

不同岩性的岩石T2谱具有的响应特征：

砂岩岩石的T2谱呈双峰态；

泥岩的T2谱通常呈单峰态；

砾岩的T2谱通常呈三峰态，由于砾石表面孔隙较大，其中流体的弛豫时间较长，因此T2谱中最右边T2弛豫时间值较大的峰反映的是砾石表面孔隙，其与岩石内其它孔隙之间孔径大小连续性较好；

带有裂缝的岩石T2谱通常呈三峰态，T2谱中最右边T2弛豫时间值较大的峰反映裂缝孔隙，由于裂缝孔隙通常比岩石内的其它孔隙要大得多，裂缝孔隙与岩石内其它孔隙之间孔径大小连续性较差，因此裂缝孔隙峰与其它峰之间的连续性也较差，T2弛豫时间值差别较大。

对于带有溶洞的岩石，其T2谱通常也呈三峰态，最右边T2弛豫时间值很大的峰反映的是溶洞孔隙，由于溶洞孔隙很大，溶洞孔隙与岩石内其它孔隙之间孔径大小没有连续性，因此溶洞孔隙峰与其它峰之间也就没有连续性，溶洞孔隙内流体的T2弛豫时间与流体自由状态下的T2弛豫时间值接近（水在自由状态下的T2弛豫时间约为2.6s）。

（4）砂岩孔径分布与T2谱的关系

T2谱的横坐标是T2弛豫时间，这是一个物理概念，要想从T2谱中了解岩石的真实的孔径大小分布并将其应用到油田开发中，就必须将T2弛豫时间换算成以长度为单位的孔隙半径。

根据核磁共振原理，砂岩的核磁共振T2弛豫时间分布与其孔隙半径分布有密切的联系，它们的对应关系体现为：

1/T2=ρ2(S/V)

r= cT2 (c为转换系数)

因此，核磁共振弛豫时间分布可以换算成以长度为单位的孔隙半径分布。

综合岩心分析结果表明：砂岩的核磁共振T2谱与压汞获得的孔径分布形状相似。因此可采用将T2谱的横坐标乘以一个换算系数的方法获得孔径分布。

将核磁共振T2弛豫时间分布与常规岩石压汞孔径分布相结合，求得其转换系数c后，就可以将核磁共振T2弛豫时间分布换算成以长度为单位的孔隙半径分布。

换算系数c的大小具有地区经验性，国内油田砂岩c值分布在0.01-0.1m/ms，但对同一油田相同层位的岩石c值通常很接近。

核磁孔隙度的影响因素

随着回波时间的延长，核磁总孔隙度减小，减小的程度与岩石的粘土含量有关。

对粘士含量较高的岩石而言，只有当回波时间小于0.3ms时，核磁共振岩心分析才能算出岩石的总孔隙度。

对含粘士的岩石，只有当回波时间小于0.3ms时，核磁共振岩心分析才能测出岩石的全部粘土束缚水信号,并获得真实粘土束缚水孔隙度。

由于现场核磁共振测井所能采用的最短回波时间仅为0.6ms，因此对粘土含量较高的储层而言，核磁总孔隙度通常小于储层真实孔隙度，两者之间的偏差与储层粘土含量有关。

（7）核磁渗透率

岩石渗透率受岩石孔喉大小的控制,核磁共振可以提供岩石孔径分布信息,也就可以用来确定岩石渗透率。

核磁渗透率计算的经验公式：

①Knmr1=(υnmr/C1)4(BVM/BVI)2 (Coates模型，美国NUMAR公司)

②Knmr2=C2×υnmr4×T2g2 (SDR模型，斯伦贝谢公司)

③Knmr3=C3×υnmr2×T2g2 (王为民等）

④Knmr4=C4×υnmrm×T2gn (王为民等）

BVM—可动流体百分数；BVI—束缚流体百分数；C1、C2 、C3—待定系数，通过室内岩心分析确定，其值大小有地区经验性。

T2g—T2几何平均值（ms）

(8)低磁场条件下天然气的核磁共振特性

在天然气勘探和开发中必须重视的一种物理现象是：在相同体积条件下天然气中氢核的数目要小于油、水，即天然气的含烃因子小于油、水的含烃因子。

在核磁共振测井解释过程中，如果不对天然气的含烃因子进行校正，会导致地层孔隙度和含气饱和度解释结果偏低。研究天然气的含烃因子、T1弛豫时间随温度、压力的变化规律，目的是指导核磁共振测井解释。

不同压力、温度条件下天然气的含烃因子和T1弛豫时间的实验结果：

七、裂缝应力敏感性实验评价方法

1. 裂缝应力敏感性效应

在断块油气藏和裂缝性油气藏的开采过程中，对断层或者裂缝随所处的应力环境、地层流体压力变化而动态变化的特征和规律性的认识是十分重要的问题。

目前，对于该问题的研究主要有以下几方面：

①微观上,以Hertz弹性接触模型为依据,从理论上研究裂缝与应力的作用机理及其闭合机理；

②利用数值模拟计算方法分析裂缝的闭合接触机理；

③从室内岩心模型测试分析和试井分析来研究裂缝渗透率随压力变化的规律。

前两方面的研究理论意义大,但模型常需满足特定的假设条件，难以满足实际储层的复杂条件。所以室内岩心模型测试分析仍然是目前最常采用的手段之一。

裂缝应力敏感性评价方法的基本考虑为：裂缝两个表面之间只有少量的岩石骨架支撑，在未受到外在环境条件影响时，裂缝处于原始状态。

当钻开产层并投入降压开发过程中，垂直于裂缝表面的地应力会增加，它可能使处于原始开启状态的裂缝闭合或变小；在油气井开采过程中，如果孔隙给裂缝的供油气速度变低，也可能使裂缝中流体压力下降，从而使裂缝趋于闭合。2. 裂缝应力敏感性实验

裂缝物理模型（岩心）的制备

直接取含有天然裂缝的岩心；

根据研究区典型裂缝特征，用全直径岩心人工造缝。人造缝的方法很多，可用材料试验机压出裂缝，或用锐利刀具沿岩心轴向劈开造缝；根据实际储层裂缝面的侧向封闭条件，在缝内填充不同类型的限制渗透性的填充材料，控制裂缝宽度，然后固定岩心，制成各种可供测试研究的裂缝物理模型。

裂缝应力敏感评价程序

1）选取带有天然裂缝或人造裂缝的岩心；

2）根据井深和压力梯度（或实际地层压力、温度值）计算测量应施加的有效应力和温度；

3）使用可以模拟不同地层环境相应的压力（围压、孔隙压力）和温度条件的试验系统进行流动测试，测试介质类型可变。

试验系统可对模型进行加-卸围压循环的流动测试，了解不同净围压变化历程下裂缝闭合、开启的条件和变化规律。

试验系统也可定围压，变化孔隙内压，测试模型的渗透率变化，研究地层流体压力变化对裂缝闭合、开启条件及规律的影响。

4）在渗透率和有效应力坐标系中作图并进行计算机拟合，采用数学模型计算相应有效应力下的裂缝宽度。

（3）裂缝应力敏感性规律(实验结果)

随着有效应力的增加，初期裂缝渗透率急剧下降，应力敏感严重，至一定压力以后渗透率下降幅度逐渐减小趋于平衡。初始裂缝越宽的岩心，应力敏感越严重，即大裂缝容易闭合。虽然大裂缝容易闭合，但最终大裂缝仍有较高的渗透率，而小裂缝的最终渗透率则很低。

渗透率的变化与裂缝的宽度有关，裂缝宽度愈大，则渗透率的变化越明显。

当储层岩石的应力敏感性较强时，在油气田的开发中，应当避免过大的压差生产，以免造成裂缝提前闭合而影响产量。裂缝闭合滞后效应

研究裂缝随上覆压力变化的滞后问题，是通过对同一样品作了加压和卸压过程的渗透率测试来实现。

裂缝通常都具有闭合滞后效应，即随着上覆压力的增加，裂缝的渗透率和宽度都急剧下降，但当逐点降低上覆压力时，渗透率却未能恢复到原始值。

裂缝的这种闭合滞后效应是缝面微凸体在压力下塑性变形造成的。国内外许多学者的研究认为，缝面微凸体即使产生微小的塑性变形，也会造成很强的裂缝闭合滞后效应。

施压过程中，在低应力作用下，裂缝两表面接触的微凸体少，这些微凸体承受了所有的应力；由于砂岩中含有一些粘土矿物且相对较软，所以容易产生塑性变形，从而使得裂缝宽度下降较快。当围压增大后，岩心两表面间的接触面增大，抵抗围压的能力也增加，所以裂缝宽度下降变缓。

卸压时，已发生塑性变形的部分不能完全恢复，从而使得裂缝宽度的增量较小，渗透率也就不可能恢复到原始值。

裂缝的闭合滞后程度与岩石类型、裂缝形态、缝面结构、缝内填充物的类型及分布有十分密切的关系。

3.计算裂缝宽度的数学模型

裂缝宽度随有效应力的变化取决于裂缝两个表面的粗糙度和接触点的个数。

对于裂缝表面的粗糙情况，可考虑成不同的几何形状（以充填物粒度分布情况而定），如：半球形轴衬、锥形、契形或者是具有不同高度和横截面积的杆等；对于半球形用半径、锥形用角锥度、契形用契形角来表示。

对于每一种几何形状的材料其弹性性质是可以知道的，如对半球形可用赫兹解。这里把考虑各种形状的粗糙情况而建立的力学模型称作“杆状”（或柱状）模型。

参数求取的步骤

实测岩心上都有一条随机的裂缝；

测定不同有效应力P(x)i下含缝岩心的渗透率Ki；

绘制裂缝渗透率K与有效应力P(x)之间的实测关系曲线；

拟合曲线得到（-α）和s（=lnd）的估计值从而求取K0 ；

根据P(x)i、Ki和K0可求得PI和m ；

由岩心直径D和零应力时的裂缝渗透率K0 ，求出裂缝宽度w0 ；

根据m、w0和PI，即可求出任意有效应力下裂缝宽度的理论值w 。

裂缝宽度预测模型的实验验证

在相应的有效压力下将有机玻璃灌进岩心，让其快速固化，然后制成薄片，即可在镜下准确地测量出裂缝宽度。

八、气藏产能模拟技术

储层产能模拟思路

根据储层类型，例如孔隙性储层和裂缝-孔隙性储层两类来模拟。

在实验模拟中，选择储层井下岩心，首先对无裂缝岩心作全模拟降压开采实验，然后将岩心造缝，再作全模拟降压开采实验，分别确定两种孔隙介质储层的单井产能。

实验程序

将岩心装入岩心室，驱替法造原始水饱和度；

密封岩心室，并将岩心饱和高压气；

保持模拟的上覆压力、地层温度、地层压力一小时以上；

通过回压建立模拟生产压差（由低到高）；

测定相应的气体流速；

将气体流速转换成单井每米有效厚度下的日产气量。

产量转换

设实验室岩心气体流速为QR，岩心渗流面积为A,单井日产气量为Q,有效厚度内气体渗流面积为2πrH，则：Q=(2πrHQR)/A

如果采用深穿透射孔方式完井，采用混和单位代入后:

Q=142HQR (M3/d)

式中r为射孔孔眼端部至井中心距离，cm；H为储层有效厚度，米。

（4）结果应用

确定单井产量与产层厚度和储层类型以及物性间的关系

统计孔隙性气藏各种孔隙度条件的单井每米日产气范围，按一定的有效厚度，合理生产压差，计算单井日产气量；

去除孔隙度小于某个下限（如3%）的结果，再作统计。

统计含裂缝气藏各种孔隙度条件的单井每米日产气范围，按一定的有效厚度，合理生产压差，计算单井日产气量；

去除孔隙度小于某个下限（如3%）的结果，再作统计。

确定储层工业产气下限

确定孔隙度大于下限（3%）的孔隙性储层，达到产工业产气标准（1×104m3）时所需的有效厚度（15-20米）、生产压差（＞4MPa）；

确定孔隙度大于下限（3%）的裂缝性储层，达到产工业产气标准（1×104m3）时所需的有效厚度（10-20米）、生产压差（＞0.5-2MPa）。

表中是孔隙度大于3%的3个基质样品根据井深3000—4000米，日产1×104m3工业气标准，当生产压差由1MPa至5MPa变化时，所需的产层厚度计算表。可以看出，当孔隙度大于3%，渗透率大于0.05×10-3μm2，产层厚度大于10-16米，生产压差大于5MPa即可达到产工业气标准。

一、毛管力在油气勘探中的作用

毛管力的概念在油气运移、聚集以及勘探方面有广泛的应用。运用毛管力知识不仅可以预测屏障层的阻挡能力，以及预测储集层中所捕集的油柱高度，还可以对一个地区是否有利于进行勘探做出评估。

找油中的工程概念

在寻找工业性油气田的过程中，在依靠常规地质方法和地球物理方法的同时，也需要引进一些工程概念并用它来帮助找油。所谓工程概念是指:(1)毛管力和相对渗透率的概念;(2)物质平衡法计算的概念；本部分主要研究毛管压力和相对渗透率在找油中的作用。

石油经历二次运移并在圈闭中聚集时，有以下三个过程：

①储集层原始是被水所充满的；

②水部分地被油所置换，石油逐渐聚集在油捕中；

③水的排驱并不完全，为了使毛管压力和重力达到平衡，要残留不同的水量。

根据石油运聚过程，在构造的垂直剖面上，储集岩的水饱和度会有明显的、规律性的变化。在油水界面上有一个过渡区，过渡区中油水同产，在过渡区以上即可生产纯油。

当孔隙空间的水饱和度超过一定值时，石油会停止流动。相反，当隙间水饱和度低于“临界水饱和度”时，储集层中只有石油流动。

过渡区的宽窄取决于储集岩的孔隙结构特征和油水的密度差。在一个储集层中，如果完全是过渡区，该层不可能生产纯油。而当过渡区与构造的闭合高度相比是很小时该层就具有相当厚的层段可以生产纯油。

提出储集岩要生产纯油所必须的要求的一定的闭合高度，这个闭合高度是受岩石的孔隙度、渗透率及油水密度差的控制。

在一个构造中,由于岩石物性变化的影响，可以造成不规则的或倾斜的油水接触面，当然也造成了生产纯油的层段是不规则的。

在一般的储集层中，由于毛管力所造成的这种影响大体上可以正比于

值，也就是说，可以根据 值来大致估计所需要的闭合高度以及油水分布的实际情况。

控制储集岩所需要的闭合高度的另外一个因素就是油水密度差，水在毛细管中上升的高度无疑还与水面上各种油柱的重量有关。

图中表示了三种流体系统的密度差及其所需的最小闭合度。在储层岩石物理性质相同情况下，气-盐水系统所需闭合高度最小，这也是大部分气藏可以生产纯气的原因。

每个圈闭都可以根据储集岩岩样孔喉大小分布测定及该层油水性质，计算出所需的最小闭合度。当实际储层的闭合度很不充分时，可以避免不必要的钻井。

将这些工程概念引入石油勘探中，便可以寻找出在找油中的有利因素和不利因素；以及遇到不利因素可能的补偿。 工程概念在找油中提出的有利和不利因素

对于所遇到的不利因素可能的补偿：

A-1 低渗透率，可以由B-2或者B-3来补偿；

A-2 低密度差，可以由B-1或者B-3来补偿；

A-3 小的垂直闭合度，可以由B-1或者B-2来补偿。

2.毛细管作用在石油运移和屏障中的应用

毛细管过滤作用

勘探地层圈闭的关键是寻找“楔形渗透带”。每个沉积盆地的边缘都有无数公里长的这种楔形渗透带，但并非所有的地层圈闭都有油。

为什么有些尖灭带里有油而有些却只有水呢？可以认为是从压实的沉积物中流出来的水，把该层中呈分散或溶解状态的油带了出来而聚集在储集岩中。

如果载着油的水被挤入孔隙比油滴小的孔隙介质里，就会产生毛细管过滤作用。因为水里的油滴不会进入润湿水的粉沙岩或者页岩的小孔隙中，所以它就从流动的液流中被分离出来。

在沉积过程中，页岩压实时就会把孔隙中的水挤出来，顺着阻力最小的通道流走。流动通道可能会横穿一个透镜状砂岩层(A),因为砂岩的渗透性比页岩要大得多。

如果此砂岩是组成楔形渗透带的一部分，水还会在其上倾的端部重新流进去；在这里，油滴会被挤出而开始聚集。如果没有毛细管阻力(B),油不会聚集，油同水一起将经过颗粒较粗的地层而散失。

一部分水将顺着不整合面流出，如上面覆盖有页岩或其它细粒岩层而使该处的渗透性减小，油也可能会被滤出。 按此假设, 油藏将在有大量水经过毛细管过滤层的地方出现。因此,在石油运移时期作为毛细管屏障的楔形带应该是含油的；可能的圈闭将在大部分水通过的地方。

所以，在勘探地层圈闭时，应该追溯一下过去油、气、水初次运移时的途径。

（2）油气是从高能地区向低能地区流动

油气具有的能量与它们的位置及环境有关，以单位质量度量时，它可以称为流体在任一点的位能。

当地下某处某流体的位能不是常数时，有不平衡的力将作用于流体，使流体向位能减小的方向流动。因此，呈分散状的油气在地下会从高能地区向低能地区运移，最终停止在构成圈闭的位置上。大多数石油圈闭都在低位能的地区，同时被高位能地区和不渗透的屏障所包围。

一般而言，页岩与砂岩间存在毛细管压力差，通过其分界面，石油能够从页岩流到砂岩,除了粘滞阻力外,没有其它障碍。 允许油气进入的压力可以分为各种不同的等级：页岩、粉砂岩、页状砂岩至颗粒越来越大的砂岩。

当油气聚集时，油气藏向上压力会增加，如果超过了低渗透屏障层的排驱压力，油气将流过这个屏障。在储集层与屏障之间毛细管压力差值可以控制油气柱的高度；同时也控制了油气聚集的横向范围。

高的排驱压力不是低孔隙度或无孔隙的同义语。例如：某些构成圈闭屏障的页岩可能比邻近含油气储层具有更多的孔隙。孔隙的大小及它们的连通形状才是重要的因素，而不是孔隙的总量。

（3）关于临界喉道的论述

圈闭的必要条件是能够容纳大量石油的储集层必须与作为屏障的地层共存，能从三维空间有效地把一定容积的低位能岩层封闭起来。而且这种圈闭必须在合适地时间与地点形成，以便阻断运移的石油。

K ΦK Φ

虽然上倾方向的横向变化通常是从储油砂岩变为低渗透页岩，但是，岩性上的差别不一定这么大。有时屏障本身就是一种带有渗透性的细砂岩。问题不在于渗透性的差别，而在于毛细管压力特征上的不同。

屏障能力决定于“临界喉道”，也就是允许油通过时的最小压力对应的喉道。临界喉道可以由测定屏障层岩样的毛管压力的方法来确定。

若存在水动力条件，情况要发生一些变化。如果水动力梯度是沿着下倾方向，则阻挡石油或天然气的能力就会增加；如果水动力梯度是沿着上倾方向，阻挡的能力也就相应减小。因此，局部水动力条件可以影响地层圈闭的产生或地层圈闭油藏的大小。

3. 毛管力在石油运移和聚集中的作用

石油的运移

石油二次运移的主要动力是浮力，其阻力是毛管力和粘滞力。油滴从一个孔隙运移到另一个孔隙必须穿过两个孔隙间相互连通的喉道。

在静水力学环境中,假如石油的球形滴在一个孔隙中停留,则可以把油滴半径近似的看成孔隙的半径（rp ），其毛管力PC 表示为:

PC=2σ/ rp

水是润湿相,水与岩石的润湿接触角为0度。满足上式时，表示浮力不足以使油滴变形并迫使它进入相邻半径为rt 的孔隙

如果浮力增大，油滴变形并使它的上端通过了孔隙的一半。此时，在上端的毛细管压力为：

Pt=2σ/ rt

此时有：

单位油相高度上喉道中的毛管压力与孔隙中的毛管压力之差称为净毛管压力梯度，它是阻止石油向上移动的，设Z 为

油相的垂直高度，即：

如果油滴能再向上移动，并有一半穿过孔隙喉道，其上部和下部的半径是相等的，毛管压力梯度为0，油滴在浮力作用下向上移动。

如果油滴进一步变形，穿过了一半以上的孔隙喉道，上端的毛管压力小于下端的毛管压力，毛管压力梯度方向与浮力相同，油滴能快速的向上运动，从窄的喉道进入较大的孔隙部位。

运移问题可以简化为在一个油滴上的浮力必须大到足够克服岩石孔隙喉道所给予的毛管阻力。

在静水压力环境中，使油滴变形的浮力是由油水密度差造成的，也就是静水压力梯度▽Ph (

或者浮力梯度）： 如果油滴处于停滞状态，则有：

对于特定的储层，流体密度和界面张力保持常数，孔隙和喉道大小也是一定的。方程所表示的力发生不平衡时，油滴也移动了，其中只有垂直高度（Z ）是能够改变的。 如果有许多细小的油珠逐渐汇集起来形成连续油滴，它就可以运移进入孔隙，方程即出现不平衡：

当油滴长度增加时，浮力超过了毛管力，油滴可以运动。 当浮力和毛管力相平衡时，Hobson 将油柱的垂直高度称为临界油柱高度（Zc ）

就可以促使石油向上运移。临界油柱高度等于：

例如：对于细粒砂岩，孔隙度为260.154D 、0.225D 、和0.414D 。砂岩中有两种孔隙交替，喉道直径为0.154D 。

P t r

r

/2/2σσ>

)(o w h g P ρρ-=?c h P P ?=?

通过实验室测定发现，毛管压力曲线上的排驱压力可以用颗粒直径表示： 式中D 为岩石的平均颗粒直径；c 为比例常数，约为16。

将上述参数代入得：

（2）石油的捕集

石油从一种砂岩运移到比它的粒径小的岩石时，为了克服在较小的喉道中较高的毛管压力，其垂直油柱高度进

一步增大，其临界高度由300cm 增加到760cm 。如果油线的垂直高度不能超过此值，石油就会被捕集在这种砂岩中。较细颗粒的岩石就成为该层的屏障。

rt 是在较细粒岩石中的喉道半径。

如果屏障层的颗粒大小为0.05mm ，油水密度差△ρow ＝0.1g/cm3 ，储集岩中将包含约1624厘米油柱。如果

是气体，△ρgw ＝1 g/cm3，则储集岩中只有约162cm 高的气柱。

如果屏障层的颗粒大小为0.05mm ，油水密度差△ρow ＝0.1g/cm3 ，储集岩中将包含约1624厘米油柱。如果

是气体，△ρgw ＝1 g/cm3，则储集岩中只有约162cm 高的气柱。

（3）水动力影响

有地下水流动时，能够影响在地层圈闭中受毛管力所捕集的油柱高度。

在一个规则的水层中，其中有水的下倾流动；且流动平行于水层的边界面，而油线是平行于水的流动方向，并处于停滞状态。

由于地下水的流动，在油线两端具有一个压差△P ＝P2-P1，这是由水柱高度差造成的。

这个压力差与油线两端的静水压头差和油串线两端的标高差有关：

△h 为静水压头之差，△h ＝

h1-h2；△Zo 为油线两端之标高差。

忽略在油线中的毛管压力差，则该压力差也近似等于由于油柱高度所造成的油线压力:

公式是分别从水相以及油相两个角度来分析其压力分布，其压力差在一个油水系统中应当是相等的。因此有：

或

△Zo 也就是由于水的下倾流动而固定的油柱高度。

也可以表示成梯度的形式： 式中θ为石油串线的倾角。

● 水动力流动所捕集的附加油柱：

式中Xo 为油柱的水平宽度。

● 如果水是向上流动的，静水压头h2将大于h1，公式虽然具有同样的形式，但计算符号要相反。即，该Zo 是

由于水的上倾流动所造成的油柱“损耗”。 h g Z g P w o w ?-?=?ρρo o Z g P ?=?ρh g Z g Z g w o w o o ?-?=?ρρρ

●

●水的流动方向是相对屏障而言的。水动力的方向与浮力方向一致时（上倾流动）取负值。水流方向与浮力方向

相反时（下倾流动）则取正值。

（4）计算参数的估计

上述所有计算式的精确度在于合理地估计参数。

Berg的参数估计方法。有实验分析条件时，尽可能地采用分析值。

Berg的参数估计方法：

ρw：根据地层水的含盐量确定或采用实验室分析数据。一般：淡水取1.0，盐水取1.1。

ρo：估算公式ρo＝（γo＋2.17×10－4 Rsrg）/Bo

γo：石油在地表的比重（相对密度）γo＝141.5/API＋131.5

Bo：地层体积系数Bo＝0.972＋0.000147F1.175

F＝Rs（γg/γo）0.5＋1.25T

T：地层温度；γg：产出气的相对密度，一般为0.7

σ：界面张力，一般取30达因/厘米。不同条件时取值会有所变化。

rt、rp：可由毛管压力测量或由颗粒大小估计

rt＝C1De/2 rp＝C2De/2

C1，C2：不同岩性和不同颗粒大小时的常数，对于一般的砂岩储集岩有：

C1＝0.154；C2 ＝0.414。

De：颗粒的平均直径，分析或估计De＝（1.89KΦ－5.1）1/2 (厘米)

Φ：岩心分析或薄片鉴定的孔隙度，％

K：渗透率，毫达西,分析或估计;

地下水的密度ρw以及地下的界面张力σ也可由图查出。

（5）小结

在地层圈闭中所观察到的油柱数值和计算的数值有很好的一致性。如果参数估计越准确，计算值越接近实际值。说明毛管力和水动力的作用对于地下石油的捕集具有相当重要的作用。

例如：密尔巴油田中的凸镜体砂岩，在被发现前，在其下部钻了A井，发现了多孔和高渗的砂坝砂岩，有7.62米厚。但A井并不产油。第二口是钻在上部的B井，打到了渗透率和孔隙度差但仍具有流体生产能力的薄层砂岩，它只含水而没油。

A、B两口井钻在同一砂层而分属不同的的沉积相，说明这两口井之间一定有一个相变界线或相变带，泻湖相应作为砂坝砂岩的的盖层，石油将聚集在紧靠相变带的下方。寻找相变带可根据地震资料结合测井和地质资料来得到。

根据两种沉积相的储集物性计算出可能的油柱高度为10.66-19.5m。按照这一资料在两井之间的探井将会获得工业油气流。

４. 在水湿碳酸盐岩中石油运移的最低条件

Aschenbreener等指出：无论在静水条件下还是在水动力条件下，除非排驱压力超过了孔隙相互连通之间的排驱压力，否则石油不能运移。因为排驱压力是孔隙大小和形状的函数，所以应当通过薄片对各种碳酸盐岩的孔隙结构作详细研究。

孔隙和喉道参数

对取自威利斯顿盆地中的志留纪、泥盆纪、密西西比纪碳酸盐岩的四十个薄片作了孔隙和相应喉道的测量。孔隙大小测量范围0.02-1.4mm，算数平均值为0.195mm，其对数平均值为0.137mm。喉道大小测量范围0.0003-0.132mm，算数平均值为0.0371mm，对数平均值为0.0163mm。

根据薄片观察提出了三种孔隙空间类型

类型Ι：孔隙空间之间是由很细的沟道相连通的，沟道的长度比宽度大十倍以上。

类型Ⅱ：

类型Ⅱ1（受阻塞的）：孔隙之间有晶体或矿物阻塞形成比孔隙较小的喉道。有时喉道很细，但其宽度和长度之比小于1:10。

类型Ⅱ2（缩小的）：孔隙之间的缩小处为喉道，这类喉道一般较粗。

5. 烃类二次运移和捕集机理

一次运移和二次运移

一次运移的定义就是烃类（石油和天然气）从成熟的富含有机质的生油岩迁移到逸出点。在逸出点处油和气聚集成液态烃连续相的微滴或细线，发生二次运移。

生油岩的逸出点是烃类开始以连续相流体通过含水孔隙运移的各点。生油岩靠近储油岩和敞开的断层面或敞开的裂缝都能成为逸出点。

二次运移是烃类以单一连续相通过含水岩石、断层或裂缝的迁移以及流体在被圈闭着的油气聚集中的积聚。

对二次烃类运移及捕集机理的全面了解，在油气勘探中是非常有用的。在勘探领域中，这方面知识对于追溯油气运移路线、解释油气显示、预测垂向和侧向的封闭能力、开采已发现的油气田以及全面掌握地下油气分布都是极为重要的。（2）烃类二次运移和捕集的机理

浮力是油气在地下通过含水岩石运移的主要驱动力。

在地下，油通过岩石的孔道运移时，存在有烃类运移的阻力。决定这个阻力大小的因素是：

①岩石孔隙喉道的半径；

②油、气－水间的界面张力；

③润湿性。

（3）二次运移的驱动力

静水状态下，浮力是连续相二次烃类运移的主要驱动力。

当两个互不相溶的流体（烃类和水）处于岩石中，由于烃类相和水相之间的密度差而产生了浮力。

密度差越大，对于一定长度油气柱（垂向测定）的浮力也越大。

对于一个静止的连续油气柱，其垂直向上的浮力增大。

4）水动力对驱动力的影响

地下水动力条件可以改变油气柱的浮力，所以也改变着其运移势能。

图中表述了在自流重力型水动力条件下的水体中，具上倾流和下倾流时水相中的压力差别。

水动力条件也会影响到油藏的水相压力－深度关系曲线，下倾流曲线的斜度增加；上倾流的斜度变小。

水动力对油层中一定烃类柱高度的浮力影响

对于地下的油相，下倾流使浮力或运移势能减小，上倾流使浮力或运移势能增加。

封闭能力的变化：由于烃类油丝通过储层的上浮力的减小，下倾流增加运移通道上一定的侧向封闭层的封闭能力。而上倾流将会降低一定层位中的侧向封闭能力。

在地层圈闭中，水动力对烃类捕集有重要的影响。下倾流水动力条件对增加侧向封闭能力和使圈闭具有工业性烃类体积具有有利的作用

(5) 二次运移的阻力

对于烃类细丝或微滴通过岩石移动，需要挤压烃类细丝通过岩石孔隙作功。即油气细丝的表面积必须增加到可以通过岩石为水所饱和的孔隙喉道。

在毛管压力曲线中，排驱压力非常重要。当通过岩石的孔隙已经建立了连续的烃类细丝时，二次运移才发生。

如果可以确定任一个烃类－水－岩石系统的排驱压力，烃类通过这个岩石运移所需要的垂向油气柱就能计算出来。

排驱压力在石油勘探中的重要性，还在于其大小将决定盖层的封闭能力，侧向岩相变化或断层的圈闭能力，或者解释为某一岩石中的油气显示所必需的最小垂向油气柱。

为了确定地下一定的烃类－水－岩石系统的排驱压力或突破压力，必须测定或估算烃类－水界面张力、润湿性以及最大连通孔隙喉道半径。

1)界面张力

随着比重和粘度的降低，油水界面张力一般趋向于降低。

温度与压力的影响是比较复杂的。对于温度，总的趋向是温度增高，油水界面张力降低。对于孔隙系统-原油-地层水, 油水界面张力的降低约为0.1达因/厘米/oF。

对原油－地层水系统，压力约在1500磅/平方英寸以上时，继续增大压力对界面张力没有影响。影响小，可以忽略不计。如果所研究的油－水系统没有取得实验室数据，则必须进行估算。

在大气温度和压力下，甲烷气－地层水界面张力约为70达因/厘米。随着温度的不同，在压力增加每1000磅/平方英寸时，气－水界面张力降低5－10达因/厘米。

随着压力的不同，在温度增加时气－水界面张力降低0.1－1.0达因/厘米/oF。也可利用经验图版进行估算。

当气相含有较多的乙烷、丙烷和其它重烃气体时界面张力会降低。

2)润湿性

由于岩石表面对水的吸附力强，以及沉积物及其早期成岩作用期间孔隙表面是暴露在水中而不是在烃类中，所以一般认为沉积岩主要是水湿的。

如果岩石是部分油湿的，与水湿条件相比，润湿性项将显著地降低排驱压力。储油层中可能的情况是，含油的大孔隙中的颗粒表面油湿为主；在较小孔隙中或大孔隙的角落处，孔隙表面并没有被油所饱和，将仍然是水湿的。

与水湿条件相比，显著减小排驱压力所需要的部分润湿的程度是油湿的颗粒表面要大于25％。

表面油膜可以形成油藏中的部分润湿性。在有些油藏中，岩石油湿性比水湿性更强。含有大量有机物质的生油层，其岩石颗粒表面为部分油湿，因为它能吸附油的表面活性剂。富有含铁矿物的岩石也可以是部分油湿性，因为铁能够从原油中吸附表面活性物质。但大多数沉积岩含铁矿物不多，其量不足以对岩石的润湿性有较大的影响。

3)孔喉半径和排驱压力

估算一定的水-岩石系统的排驱压力时，第三个关键因素是岩石中最大的连通孔喉半径，喉道越细，则排驱压力越大。排驱压力决定着在二次运移中所需要的最小上浮压力。可靠而准确地估算不同岩样的排驱压力，对于定量表示用于勘探目的的二次运移的原理是很关键的。

利用毛管压力曲线可以准确地确定排驱压力。

对于页岩和碳酸盐岩，为运移所需的临界饱和度一般小于10%。为了从标准水银毛管压力曲线精确地估算不同类型岩石的排驱压力，需要补充进行临界饱和度的直接测定(氮气-水突破压力或电导测定水银通过岩样的连续细丝的形成）。（6）封闭能力

在勘探部署中评价盖层封闭能力需要两种资料，第一是所研究的盖层的毛管性质，目的是估算出岩石的孔隙系统能封闭的烃类柱。

另一种资料是岩石的机械性质（即脆性）的评价，以及和所研究岩层的构造特征。如果脆性裂缝在岩层中很多，即使岩石的孔隙系统能封闭烃类柱，它也不会是有效的盖层封闭。

（7）油气显示的定量解释

在勘探工作中应用二次烃类运移和捕集作用可以定量解释油气显示。

当如图所示的井已钻成，下一步是开发油田。在开发期的一个关键问题是生产油水接触面在哪里，或者沿下倾方向在多远的地方钻井而不会产出大量的水。

可以应用二次运移和捕集的机理来估算生产纯油的深度范围。

如果已确切知道由测井所得的含油饱和度，并已知储层的毛管性质，可以计算达到该饱和度所需要的浮力，并计算此浮力所需要的油柱。

如果储层中取得了连续的岩心，在靠近饱和水的岩石处的饱和油的岩石作了岩样毛管压力测定，则可以对饱和油的和不含油的样品所需要的油柱进行比较，可以估算出储层中的油柱。

定量解释有助于勘探的另一种情况是，一口探井钻到了工业性油藏的油水过渡带中。在这个位置上该井试出原油并带有大量水。

井应该向上倾方向移动以得到增大浮力所致的较高的含油饱和度。问题是比第一口井高多少将会遇到无水石油生产或低含水产油。

如果储层的饱和度和毛管性质已知，也可以计算得到工业性的无水石油生产所需要的距第一口井的高度。

二、储集岩的分类和评价

储集岩的分类评价需要广泛的专门知识，包括岩石、岩相、储油物性、孔隙结构、测井、流体性质等一系列的基础知识。早期的评价有助于石油的勘探，中后期的评价有助于合理开发油田和提高最终的石油采收率。由于储集岩孔隙结构的复杂性，使得多数分类评价有地区局限性。

1.砂岩储集岩的分类评价方法

（1）按岩石表面结构和毛管压力特征的分类评价方法

在测定的毛管压力曲线上主要选用了三个参数，即：排驱压力（Pd）；最小非饱和的孔隙体积（Smin）以及毛管压力曲线形状系数（C)，C代表孔喉分选；C值低表示分选好

C值（分选系数）确定方法：

将毛管压力曲线绘制在双对数坐标上，这样绘成的毛管压力曲线非常近似于等轴双曲线，其通式为2xy=c2，而c值就等于双曲线横截轴的一半，可作为描述毛管压力曲线形态的参数。

为了确定c值，绘制了样板曲线族，使用时可将实测曲线与其重叠，并使二者x、y轴平行，即可确定c值。

岩石的表面结构描述：

表面光滑：表示岩石致密、孔隙度低、渗透率和储集性差。

颗粒状多孔结构外观：表示颗粒分选好、粒间孔发育和储集性好。

颗粒状致密结构外观：表示具有压实的粒间孔及差的储集性。

颗粒状充填结构外观：表示颗粒分选差、分选差的粒间孔隙以及差的储集性。

有数量较多的可见孔隙空间，孔隙直径小于0.2mm：表示中等的孔隙度和渗透率。

晶间孔隙在大于0.2mm到5mm范围：表示低孔隙度和可能是高的渗透率

各种表面结构可以出现几种。对于砂岩储集岩来说，其孔隙是粒间的，孔隙空间的变化主要是由于颗粒的压实或者孔隙被充填。

较好的砂岩储集岩是由极细到细粒大小的石英颗粒所组成，它经过轻度压实后，造成了某些溶解以及石英在颗粒接触点上的增生。继续压实就会使石英颗粒连接在一起，并且使其它矿物在接触点上溶解而降低孔隙空间。

孔隙充填的原因，或是由于颗粒大小分选差，或是由于从地层溶液中析出胶结物的沉淀所致。

（2）根据砂岩的孔隙类型和毛管压力特征的分类评价方法

分类评价的主要依据依据：

①以原生粒间孔及次生溶蚀孔为主要孔隙类型的砂岩具有高的孔隙度、高渗透率和低排驱压力、低饱和度中值压力以及低的最小非饱和孔隙体积的特征。如含有微裂缝时可以改善渗透率；而当有较多的杂基内微孔时，则会大大降低渗透率，同时也降低孔隙度。

②以杂基内微孔、晶体再生长晶间隙为主要孔隙类型的砂岩则具有低－中等的孔隙度、低渗透率和高排驱压力、高饱和度中值压力以及高的最小非饱和孔隙体积百分数的特征。少量粒间孔的存在并不能改善它的渗透率。

颗粒内溶孔及胶结物晶间溶孔一般为数不多，不会是砂岩储集岩的主要孔隙类型。层理及纹理缝、胶结物的晶间隙、粘土或其它组分的收缩孔隙只占总孔隙体积的很小一部分，它往往表现在毛管压力注入曲线的尾部或者是水银不能压入的空间。

实际的砂岩储集岩常常属于组合的孔隙类型，其孔隙大小与喉道大小一般是有密切关系的，孔隙大而分选好的砂岩，其喉道一般也较大。

对于组合孔隙类型的砂岩，可以从它的毛管压力曲线特征来描述由各种孔隙类型的孔隙喉道所控制的孔隙在总的孔隙体积中所占百分数

砂岩储集岩的主要储集类型：

I类：好的储集岩

主要孔隙类型为原生的粒间孔或次生的溶蚀孔。主要的孔喉半径都大于37.5μm,各种微裂缝及层理缝的存在可以进一步改善其渗透率，使产能增加。其中再根据杂基含量和胶结物含量的多少，以及各种缝隙的数量，可以将该类储集岩分成三个亚类。

该类砂岩的毛管压力曲线为粗歪度、分选好的类型。当杂基及胶结物充填部分孔隙时，呈现出孔喉分选不太好的趋势，总体仍属粗歪度。

其粒度范围主要是细粒和中粒，有些粗砂岩也可以是好的储集岩。铸体薄片鉴定此类型储集岩的孔隙较大，而喉道半径则随着杂基和胶结物含量不同可以由大到中等。主要呈颗粒支撑，部分为杂基支撑。

孔隙度大于20％。渗透率大于100毫达西。储集潜能大，渗滤能力强，一般单井产能可达50～100吨/天以上。Pd很低，P50一般在1.5MPa以下，Swi小于30％。

II类：中等储集岩

主要的孔隙类型为杂基内微孔隙、胶结物充填未满孔隙及胶结物的晶间隙，并具有一定数量的粒间孔和溶蚀孔。由于杂基含量增多，部分粒间孔或溶蚀孔隙受杂基内微孔隙喉道所控制。最大连通孔喉半径在1～7.5μm的范围内。其中，粒间孔和溶蚀孔数量增多可以改善储集性，而构造裂缝比较发育则可以改善其渗透率，使油井产量增加。

岩样的毛管压力曲线为歪度略粗，一般具有中等或小的孔隙和细的喉道。孔喉分选变化大，从差到好的都有。按其变化也分成三个亚类。

粒度范围从粉沙到细砂，许多是泥质胶结。砂粒为杂基支撑同时也具有颗粒支撑。

孔隙度一般在12％～20%,渗透率从1～100毫达西。其储集潜能和渗滤能力均为中等。一般单井产能从每天几吨到数十吨不等。由于其P50一般为3MPa左右，说明其产能只能是中等。

III类：差的储集岩

主要孔隙类型为杂基内微孔隙或者是晶间再生长晶间隙。在薄片内几乎见不到粒间孔或溶蚀孔。

粒度为细砂到粉砂，杂基及胶结物含量明显增多。或者是粒间几乎全部为杂基及胶结物所充填，或者是石英的次生加大非常发育，使粒间孔隙缩小成次生石英加大之间的晶间隙。孔隙和喉道都非常小，在薄片下很难区分，最大连通孔喉半径一般在0.68～1.07μm的范围内。

该类砂岩为杂基支撑或者胶结物充填成基底式胶结。孔隙度大都变化在7～11％，渗透率很小，一般只有0.1毫达西到

5毫达西。

其储集潜能和渗滤能力均很差。P50高达6～9MPa，此类储集岩自然产能低，必须考虑进行压裂或酸化的措施来投产。在评价这类储集岩时，观察其各种裂缝、层理缝及收缩孔等的存在具有很大的意义。裂缝的存在可以使油气井有短时间的高产期。但是没有裂缝或裂缝很少时，其产能即使采用压裂也不会很大。根据裂缝发育程度，可将此类储集岩分成两个亚类。

IV类：非储集岩

主要孔隙类型依然是杂基内微孔或者晶体再生长晶间隙，裂缝不发育。

颗粒为粉到极细粒、基底式胶结。微孔隙十分细小，晶间孔镶嵌很紧密，在镜下几乎看不到任何孔隙。

压汞资料指出其最大连通孔喉半径都小于0.68μm。

毛管压力曲线特征表现为细歪度，饱和度中值压力非常高。

孔隙度一般小于6％（油层）或4％（气层），渗透率小于0.1毫达西。Swi超过50％。

这类储集岩即使可能含油，在目前无工业价值。

2. 碳酸盐储集岩的分类评价方法

（1）Stout的分类评价方法

Stout在前人对碳酸盐岩地层圈闭孔隙几何性研究的基础上提出了七类具有特色的岩类。这一分类的特点是运用了有效孔隙度的概念。他指出，储集岩的储集空间是由孔隙与喉道组成的，由岩心分析测得的孔隙度代表该岩样的总孔隙度。在地层条件下，总孔隙空间是被两相流体（隙间水和油）所占据。对于水湿油层，水呈薄膜状包围着所有的岩石颗粒。虽然石油是非润湿相，仍然会有少量油滴粘附在岩石表面呈液环状分布，也有孤岛式的油滴，它只有当驱动力足以克服贾敏效应并迫使油滴通过孔隙喉道时才能采出。

如果小油滴逐渐结合成为大油滴，那么由于油柱的浮力和储层的水动力将造成石油运移。对于任何一种储集岩，石油能将一定量的隙间水排驱开而占据储集空间，它都需要大于某一临界油柱高度。在这一驱动压力作用下，储层才显示出对石油具有相渗透率。

由于石油侵入岩石孔隙空间，迫使水流出，使岩石这一部分体积中的隙间水变成不连续的，它将在油层中残留下来作为不可降低的水饱和度。

如果小油滴逐渐结合成为大油滴，那么由于油柱的浮力和储层的水动力将造成石油运移。对于任何一种储集岩，石油能将一定量的隙间水排驱开而占据储集空间，它都需要大于某一临界油柱高度。在这一驱动压力作用下，储层才显示出对石油具有相渗透率。

由于石油侵入岩石孔隙空间，迫使水流出，使岩石这一部分体积中的隙间水变成不连续的，它将在油层中残留下来作为不可降低的水饱和度。

Stout的分类评价：

I类有效孔隙度低

①孔隙分选好－排驱压力高：基质颗粒十分细，晶间有少数孔隙被硬石膏晶体充填。白云岩化仅产生少量沟道，并不改善整个岩石的渗透率。水银毛管压力曲线指示出孔隙分选好、Pd高。

②孔隙分选差－排驱压力高：白云岩化可以造成对岩石储集能力的伤害。菱形晶体的紧密连接，造成了较高的排驱压力。高的排驱压力降低了这种岩石含油的可能性。

II类排驱压力低

①孔隙分选好－有效孔隙度高：当白云岩化进一步发展时，岩石会有最佳的储集性，孔隙度达到25％，而其中有95％可被油饱和。排驱压力很低，孔隙分选很好。稍微增加压力或侵入油柱时，饱和度可以超过50％，其有效孔隙度高。

②孔隙分选差－有效孔隙度低：这类岩石低于作为储集岩的要求，它属于细的、隐晶的物质包围着比较密集的粒屑，其中饱和有隙间水。如果一个储集层含有许多这种类型岩石时，那么在生产石油的同时要产出许多水。

③孔隙分选差－有效孔隙度高: 由于白云岩化改善了有效孔隙度,孔喉分布比较广泛，使分选变差。几乎所有的孔隙喉道都穿过了各种胶结物质。这种岩石虽然在10－12英尺油柱下仅仅饱和了整个岩石体积的15％，但它仍然具有工业价值。

III类排驱压力高

①孔隙分选好－有效孔隙度低: 是隐晶白云岩储集能力的一个例子，其50％以上的孔隙都是无效的。低渗透率和特别高的排驱压力都证明了它不是储集岩，而只能作为盖层。

②孔隙分选好－有效孔隙度高: 是针孔状孔隙岩石的毛管压力曲线，这种岩石的孔隙度和渗透率都是较好的，但是需要100ft油柱才能迫使石油明显进入该类岩石。针孔孔隙只有当油柱相当大时才有效，但由于其排驱压力仍然过高，所以它只能作为盖层。

（2）按岩石表面结构和毛管压力特征的分类

Robinson对碳酸盐储集岩的分类评价：

类型I部分白云岩化的石灰岩

白云石含量低，由致密、光滑的表面结构来表征，具有玻璃光泽及针孔。

随着白云岩化增加，表面结构变得不太致密，光泽降低，孔隙空间增大，白云石含量低的岩石其Φ低、K低、孔隙空间分选差。

随着白云岩化增加，Pd、C系数均降低。因此，在部分白云岩化的灰岩中含有可见的孔隙空间，并呈现出较好的储集性。

岩石的基质孔隙度很小，可见的孔隙空间起主要作用。如果可见孔隙的Φ有15％左右，就表明可见孔隙十分丰富。

渗透率一般低于1－3毫达西。由于这类岩石的孔、渗均很低，故只有低的生产能力。当白云石含量较高时，有可能变成具有中等的生产能力。

类型II白云岩

糖粒状白云岩是由象砂糖一样的表面结构来表征的。经过淋滤后，有可能出现可观的孔隙空间。这类岩石有较高的白云岩化特征，并具有晶间孔隙。Pd、C系数以及最小非饱和的孔隙体积百分数都很低。孔隙分选好并相互连通。

当白云岩由较大的菱面体所组成时，就丧失了糖粒状白云岩的表面特征，而变成具有粗糙的粒状表面结构。Pd低、K 高，但是Φ是比较低的。

这类储集岩有相对好的生产能力，Φ范围从20－35％，K一般小于50毫达西，有时可以达到100毫达西。

类型III 生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、藻灰岩、细粒－基质灰岩

岩石具有晶洞空间以及致密的岩石基质。晶洞可以大于0.2mm，常被误认为具有较大Φ和K。实际上这种晶洞灰岩只有3－8％的孔隙度，以及小于1毫达西的渗透率。但是渗透率有时可达1达西，这取决于岩石中晶洞的排列和连通性。当这类岩石只包含有较小的、但是数量多的空穴时，一般可以有较高的Φ以及比较均匀但是比较低的K，其Pd低，但是最小非饱和孔隙体积高，这意味着虽然洞穴可以是大的，但分选差或者排列不好。

虽然Φ值低，最小非饱和的孔隙体积高，但灰岩储集层中大量的产量是从这种类型的岩石中产出的。在每一个灰岩地区都有这种岩类，其孔隙度和产能变化很大。经验指出：晶洞灰岩一般初产能很大，但Φ值并不很大。除非生产层非常厚或者储层内裂缝很发育时才例外。

类型IV 致密的碳酸盐岩

这种岩类经历过孔隙充填以及矿物交代的过程。其表面结构光滑、致密，没有可见孔隙。实质上它没有有效孔隙空间和可观的渗透率，只能作为盖层岩石。

（3）根据孔隙结构与岩石类型相互关系的分类评价方法

Jodry曾对北达科他蒙大拿地区几百口井的岩心薄片以及毛管压力曲线进行了详细研究，他发现按照岩性、岩相以及成岩作用特性分类的岩石，具有相似的毛管压力曲线；渗透率和孔隙度可以变化很大，但产能却明显一致。泥质支撑和颗粒支撑以及淋滤过的岩石具有显著不同的曲线族。根据每一类岩石孔隙喉道大小的不同，这些曲线的位置也有所不同。

利用孔隙度、渗透率、毛管压力资料、岩石薄片以及孔隙喉道大小，毛管压力曲线族，就能对碳酸盐岩进行分类。用这种方法对美国西威利斯屯盆地密西西比系碳酸盐岩进行了分类评价，它表明按产能进行岩石分类的相互关系及其有效性。

分类划分了十一个曲线簇，分成四个类型，依次代表从非生产的岩石到好的储集岩类型。每一类型又根据它的毛管压力曲线形状及位置再细分成三簇。

每一类型的毛管压力曲线有以下特点：

①细粒岩石没有大孔隙喉道。毛管压力曲线与Y轴的交点总是大于0，这一曲线族总是凹向左方（细歪度）。随着

孔隙喉道的增大，曲线向左移，但仍然保持着细歪度。

②粗粒岩石具有与X轴相交的典型毛管压力曲线，它表明至少有一些是大的孔隙喉道。此类曲线都凹向右方（粗

歪度）。

③有明显的溶解作用，然后重结晶的所有岩石均属于细粒这一类，虽然这类细粒岩石包括最好的储集岩，但在其中

没有发现大的孔隙喉道。毛管压力曲线表现为显著的粗歪度，而曲线总是在高于0的位置与Y轴相交，表明这种岩石中的孔隙喉道的大小非常均一。

这项讨论的范围限于北达科他-蒙大拿州地区的密西西比系的查尔斯组，这是一个灰岩滩和岛湖沉积区域。这种分类评价的方法以及岩性和曲线类型的关系，对任何碳酸盐岩地区都是适用的。

我国拥有广阔的碳酸盐岩分布的地区，特别是四川盆地的主力产气层，几乎都是碳酸盐岩储集层。国内对其分类评价，大多是参考上述分类原则得出的。

（4）按照岩石学特征和毛管压力参数的分类评价方法

⑴岩石学特征通过镜下染色塑料铸体薄片的观察，内容包括：颗粒大小、形状和表面形态；孔隙和喉道的大小、形态和连通情况；岩石的矿物成分及定名；孔隙成因及次生变化；胶结物及胶结类型；各种裂缝的发育情况；测定面孔率；确定孔隙及组合类型、配合数等。

薄片观察有助于定量解释毛管压力资料，并可以说明为什么这种岩石性质具有这种类型的毛管压力特征。而树脂铸体的电子扫描显微照片则可以定量统计孔隙和喉道的数量、三维空间的配合数以及它们之间的连通情况。这种定量关系可以直接用来对比及解释毛管压力特征。

⑵毛管压力曲线参数根据不同岩类的特点，一般可以将毛管压力曲线参数分成四组来考虑。不同情况可以使用不同的参数组对储集岩进行分类和评价。

I类：好的储集岩

主要特征是发育有数量较多的溶孔。主要岩类有重结晶针孔状云岩、溶孔粉-细晶含灰质云岩、溶孔淀晶生物砂屑云岩、粒内溶孔藻屑、藻团粒云岩。

毛管压力特征：分选好、粗歪度。含气饱和度可达80%以上。Φ大于8%，K为几到几十毫达西，产能高,其储集类型属于孔隙型的，并不多见。

II类：中等产能的储集岩

这类储集岩仍然以发育溶孔为主要特征，也含有一定量的粒间孔。主要的岩类有溶孔细晶介屑灰岩、溶孔藻屑白云岩、粒内溶孔淀晶负鲕灰岩、淀晶砾屑灰岩。

毛管压力特征：歪度较粗、分选性好。含气饱和度可达60%以上，Φ为6—10%，但K较小，小于1毫达西。这说明溶孔或粒间孔被细小的喉道所控制，排驱压力Pd显著升高。由于K低，必须采用增产措施才能提高气井的产能。

III类：小产能储集岩

主要的孔隙空间是部分溶孔、局部较大的晶间孔及负鲕孔。代表性的岩类为淀晶介屑负鲕灰岩，还有生物细粉晶灰质云岩、细粉晶含泥质云岩、溶孔藻屑白云岩。

毛管压力特征：中到细的歪度、中到差的孔喉分选。含气饱和度可达60%，Φ变化较大，为4-10%，K小于0.1毫达西，Pd高。只有很低的自然产能，增产措施后也只能达到中等产能。

IV类：很差的储集岩

这类储集岩在四川二叠系、三叠系中有广泛分布。其孔隙主要是晶间孔，只发育有少量的溶孔。主要的岩类有泥晶藻-介屑白云质细粉晶灰岩、似蠕虫状细粉晶含云质灰岩、线纹藻细粉晶天青石灰岩、淀晶负鲕灰岩、泥晶豆粒灰岩等。毛管压力特征：细歪度、分选差。Φ为1—4%，K小于0.1毫达西。含气饱和度只有30%左右。说明这类储集岩只有很低的储集潜能和很微小的气体产能。Φ较高的岩石在增产措施后可达低产能，有的则只能生产微量的气。

V类：非储集岩

当岩石中细结晶占75%以上时，该储集岩就可以定为非储集岩。主要岩类为泥晶藻介壳灰质云岩、亮晶红藻灰岩、微晶-隐晶白云岩、泥晶或微晶灰岩。

毛管压力特征：曲线紧靠坐标右侧，Sw ＞70%。Φ＜2%,K低于10－3～10－4毫达西，说明它只能作为盖层岩石。该类岩石在四川二叠系特别发育，在大多数气井的纵剖面上，占到了80%以上。在计算储量时，要扣除这类岩石的厚度。

（5）用综合参数进行分类评价

罗蜇谭等对川东中石炭统白云岩进行研究时，由于它属于溶孔白云岩，其溶孔发育程度可以决定储集岩储集性能的好坏，为此提出了用孔隙度和孔隙结构综合参数描述的方法。

研究表明，碳酸盐储集岩的孔隙度是重要的储集性质。然而，低孔隙度的碳酸盐往往由于次生作用而形成肉眼可见的局部溶孔或溶蚀缝，这就大大改变了其毛管压力曲线的形态和它的特征参数。在低孔隙度岩石中的溶孔或溶蚀缝仍然可能是有效的储集空间。因此，任何一种单一参数都不能全面地描述这种岩类，因而需要使用孔隙度和孔隙结构的综合参数才更符合客观实际。

三、储集岩下限的确定方法

储集下限：指能储集油气的最小物性参数值，储层物性参数大于该下限可以聚集油气，也可产出油气，但不一定能达到工业产量。

有效下限：指在当前工艺技术和允许的生产压差条件下，能使储集层稳定产出工业油（气）流的物性参数最小值或起始值。

在应用容积法计算原始地下石油储量时，要求确定油藏有代表性的孔隙度、隙间水饱和度和有效厚度等数值。

为了准确地确定上述参数，应扣除对井的产量贡献不大的低孔隙度和低渗透率层段所含油气量，由此提出了以下一些方法来确定储层下限。

1. 用孔隙度来划分储层下限

常用方法是根据分层试油资料来定出该地区储集岩的孔隙度下限。

用平均毛管压力曲线

Rockwood等提出的扣除方法：用平均毛管压力曲线求出油-水界面以上不同高度的孔隙度和水饱和度的关系图，然后在图上根据不同层段的关系曲线的转折点来确定孔隙度下限。即在含水饱和度急剧增加的范围内选出孔隙度的扣除边界。

扣除的边界孔隙度会随着油-水界面以上高度而变化。

（2）用常规含水饱和度和孔隙度的关系确定储集下限

（3）用无水石油生产下限

进一步分析孔隙度、水饱和度及无水石油生产下限之间的关系，可以确定出生产无水石油所必须的孔隙度下限。

2. 用渗透率来划分储层的下限

(1)用油水的相渗透率曲线

对于确定的水饱和度，它相应有对油和对水的相渗透率。当对水的相渗透率占主导地位时，此时储集岩在开采条件下主要是产水的。

根据对油（非润湿相）的相渗透率曲线的下部拐点来作为储集岩下限的标准。这个拐点是对油的相渗透率的突变点。拐点所对应的水饱和度则是该储集岩是否具有石油产能的标志。

当实际上从某一深度取出的岩心在分析中所测得的水饱和度大于拐点所对应的水饱和度时，该储集岩即为产水的、无价值的储集岩。

由于对油的相渗透率曲线的下部拐点往往与油水相渗透率曲线的交叉点相靠近，因此在拐点不易区分的情况下，也可以使用交叉点所对应的水饱和度作为储集岩的下限。

（2）利用毛管压力-渗透率-饱和度关系

分析不同渗透率岩样的毛管压力特征，绘制过渡带以上高度和水饱和度的关系曲线，再根据不同渗透率的曲线组就可以确定生产无水石油的下限。

由于低渗透剖面的产能很低，即使存在高产水率的层段，但对整个含水量只有很小的影响。

3. 综合下限指标

在比较复杂的储油气层中，通常使用的是综合的下限指标。

例如：美国近年来对于特低渗透率气层的大型压裂改造的选层下限标准使用了四个参数，即：

渗透率K＝0.01－0.1md；

孔隙度Ф＝6－12％；

气饱和度Sg＞50％；

地层系数Kh＝0.5-0.15 md?m。

对于油层则可以加上原油的粘度，使用Kh/μ来作为参数。这种综合下限指标的划分方法考虑得比较全面。

在地层极不均质得情况下，还提出了一种综合的对比方法。因为此时无论孔隙度或渗透率都不能满意的作为对比参数，此时可以考虑结合Leverett提出得“J”函数。J函数由于综合了孔隙度渗透率以及毛管力等诸多因素，就更适合描述岩石性质

4.根据储集岩的孔隙结构参数来划分储层下限

在一个储油气层中，连续含油剖面上有不同岩性的储集岩，此时，截然将储集岩划分成储集性或无储集性两类是比较困难的。因为储集岩的孔隙结构十分复杂，在低孔隙度、低渗透率的岩石中还存在少量的，可以储集和渗滤石油的孔隙空间。

可以用喉道大小作为储集岩的下限标准。这一喉道大小是指能储集并且能在现有工艺技术条件下可以采出石油的最小孔喉半径。在确定这一最小半径时，需要同时具有相渗透率的资料以及含水饱和度的资料。同时，这一最小半径还受到原油粘度的影响。

例如：玉门老君庙油田M层，使用0.691μm作为有效孔隙喉道半径的下限。该喉道半径所对应的Sw为60％。

王允诚等（1981）对四川碳酸盐岩储气层的研究，曾提出使用0.1μm作为储气层岩石的孔隙喉道宽度下限。用常规方法测定的孔隙度均应扣除0.1μm喉道宽度所控制的孔隙空间，才是有效的储集空间。

无论储油层或者储气层所扣除的喉道半径均应随着含油（气）剖面的高度而改变。在产纯油段的扣除值应小于靠近油（气）水界面附近的段。

对于极不均质的油藏，使用单一喉道半径作为下限有时也会产生误差，但可以使用孔隙度和孔隙结构的综合指标。5.曲志浩关于孔隙喉道含油下限的确定

曲志浩根据Berg论述的油气二次运移具有水动力影响的基本公式，进一步提出了孔隙喉道含油下限。其依据是Berg

公式可以计算盖层的最大油柱高度，如已知油藏最大油柱高度，则可计算油藏的最小含油喉道半径。