3油藏岩石的物理性质

岩石基本物理性质：孔隙度、渗透率、饱和 度、 压缩性、 润湿性
第一节 砂岩的骨架性质
砂岩是由性质不同、形状各异、大小不等的砂粒经胶结 物胶结而成的岩石。
砂粒 砂岩的骨架 胶结物
一、砂岩的粒度组成 二、砂岩的胶结类型
一、砂岩的粒度组成
1.粒度组成：构成砂岩的大小不同的各种砂粒的百分比含 量。通常用重量百分数表示 2.粒度分析方法：
溶解与两相界面系统中的物质，自发地浓集于两相 界面上并急剧减小该界面层的表面张力的这种过程 称之为“吸附”，被吸附的物质叫做“表面活性 剂”。 固体表面的亲水性和亲油性的相互转化叫做润湿反转。
第七节
油藏岩石的毛管力
1） 毛管压力的概念：由一弯曲界面分开的两种流体之间的压力差
气—液或液—液 2） 毛管力计算公式：
单位体积岩石，当地层压力下降单位压力时，孔隙的缩小和流体 的膨胀量之和。单位同以上的压缩系数。
物理意义：单位体积岩石，当地层压力下降单位压力时，依靠孔 隙的缩小，流体的膨胀采出流体量。
C Cr Cl
计算油藏的弹性采油量：
N AhCPi Pb o / Bo b
第五节 油藏岩石的渗透性
Soi 1 S wi
N Ah 1 S wi o / Bo
三、残余油饱和度 1、残余油
补充 剩余油？
被工作剂驱洗过的地层中被滞留或闭锁 在岩石孔隙中的油。
2、残余油饱和度
残余油占储层的孔隙体积的比例。
S or
残余油饱和度的大小与流体性质以 及岩石的孔隙结构有关
第四节 油藏岩石的压缩系数
2 cos Pc r
油
水
式中：Pc为毛管力； r为毛管半径；
为界面张力；
为润湿角

r
二、毛管力理论的应用 1、油藏中流体界面是过渡带 对于气-液界面：
Pcog o ghog
2 og cos og r
对于油-水界面：
Pcow
2 ow cos ow w o ghow r
渗透率
单位：达西，m 2 粘度为 1mPa s的流体在0.1Mpa(1atm)的压差下， 通过截面积位 1cm 2，长度为 1cm的岩心时，流量 为1cm / s的岩心具有的渗透能力。
3
实例 长度为3cm的岩心，截面积为2平方厘米，水的粘度为1厘泊， 压差为0.2Mpa下的流体流量为0.5立方厘米每秒，求其渗透率。
有关概念 1、上覆岩层压力Pf – 上部岩层对下部岩层作用的压力。 2、地层孔隙流体压力 Ps – 油藏中孔隙流体所受的压力，也称油藏压力或地 层孔隙压力。 3. 岩石骨架压力Pi Pf – 岩石骨架所受的压力。 Pf= Ps +Pi
Pf Pi
Pi Ps Ps
Pi
P
油藏岩石的压缩系数
反映孔隙被压缩的情况
二、油水的微观分布
1、亲水岩石中的油水分布 2、亲油岩石中的油水分布
注水开发油田
亲水岩石: 位于孔道中间的油很容易被驱替出 水驱结束后孔隙空间只剩下被分割的油滴
注水开发油田
亲油岩石: 位于岩石颗粒表面和微孔隙中的油很 难驱替出来
同样条件下 亲水岩石的水驱采收率大于亲油岩石的水驱采收率。
三、吸附与润湿反转
补充 三、碳酸盐岩储层孔隙度
t 1 2
φ t—— 总孔隙度,百分数；
φ 1—— 原生孔隙度,百分数； φ 2—— 次生孔隙度(裂缝或孔洞孔隙度),百分数。
第三节 油藏流体饱和度
一、油藏流体饱和度 单位孔隙体积中流体所占的比例。
Sl Vl / VP Vl / Vr
So S w S g 1
岩石的渗透性： 在一定的压差作用下，储层岩石让流体在 其中流动的性质。 其大小用渗透率表示。 一、达西定律 1856年、法国人、享利· 达西 未胶结砂充填模型
水流渗滤试验
AP Q L
达西方程：
绝对渗透率：
渗透率是油藏岩石的性能参数， 其大小只取决于岩石本身，而 与实验流体无关。
AP QK L
2、孔隙结构： 岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、 分布及其相互连通关系。
正方形排列 菱形排列
①等直径球形颗粒模型
②毛管束模型
③网络模型 (一维、两维)
研究前沿
二、储层岩石的孔隙度 1.定义：岩石孔隙体积与岩石外表体积之比； 或：单位岩石体积中孔隙体积所占的比例。

Vp Vr
一般以百分数表示
第三章 油藏岩石的物理性质
储集油气的岩石 油气储集层（油藏） 碎屑岩储集层 沉积岩 岩石 岩浆岩 碳酸盐岩储集层 我国大部分油田 波斯湾盆地
华北古潜山油田
变质岩
已发现油气储量的99%以上集中在沉积岩中 而沉积岩又以碎屑岩和碳酸盐岩为主。
孔隙 岩石 裂缝 溶洞
为油气提供
储集空间 渗流通道
孔隙性 渗透性
一、油藏岩石的压缩系数
油藏压力每变化单位压力时岩石孔隙体积的变化率。 单位体积岩石，当油藏压力每变化单位压力时岩石孔隙 体积的变化量。
C r
V p Vr
1 P
岩石： 水： 原油：
Cr 10 5
Cw 10 4
(1 MPa) (1 MPa) (1 MPa)
Co 10 3
二、油藏的综合压缩系数
润湿角θ
油水对固体表面的润湿平衡 1－水 2－油 3－固体
界面张力：由于界面上的物理化学性质与相邻各 相内部的性质不同，在界面上产生迫使界面面积 达到最小的一种力，单位长度上这种收缩力称为 界面张力。
1－水 2－油 3－固体
油水对固体表面的润湿平衡
由于 所以
23 13 12 cos
10.0)×10-3μm2的储层称为特低渗透储层。
五、影响岩石渗透率的因素
1、岩石的有效孔隙度Φ e： – Φ e越大，K 越大。 2、岩石的孔隙半径 – 孔隙半径越大，K 越大。 3、岩石的矿物成分 – 泥质含量越高， K 越小。 4、岩石的层理或裂缝 – 平行于层理或裂缝方向的渗透率大于垂直方向；
滑动效应 或 Klinkenberg效应 气体滑动效应示意图
气体渗透率大于液体渗透率的根本原因
a-孔道中的液体流动； b-同一孔道中气体流动
(1)不同平均压 力下测得的气体 渗透率不同； (2)不同气体测 得的渗透率不同；
(3)不同气体测 得渗透率和平均 压力的直线关系， 当平均压力趋于 无穷大时，交纵 坐标于一点。 等价液体渗透率 或
第二节 油藏岩石的孔隙性
一、储层岩石的孔隙和孔隙结构 1.空隙:指岩石中未被碎屑颗粒、胶结物充填的空间。 常称为孔隙 孔隙 孔隙 空洞 裂隙(缝) 单重介质：含一种孔隙类型 双重介质：含两种类型孔隙 多重介质：含有两种以上类型孔隙
(微观上)粒间空隙空间由孔隙主体和喉道组成。
喉道 孔隙主 体 孔隙－控制着岩石储油能力； 喉道－控制着孔隙的渗流能力。 配位数：与一个孔隙相连的喉道的数目。
六、有效渗透率和相对渗透率
1、有效渗透率
– 定义：多相流体同时流动时，岩石允许每一相流体 通过的能力。如：三相时：Ko、Kw、Kg
A P 2、相对渗透率
–
Kl
l LQl
Ko K w K g K
定义：多相流体共存时，每一相的有效渗透率与岩 石绝对渗透率的比值。如三相时：Kro、Krw、Krg
AP QK L QL 0.5 1 3 2 K 0.375 m AP 2 2
二、气测渗透率
1. 用气体测渗透率的原因：液体常与岩石发生某些反应（如岩石中的粘 土遇水发生膨胀、油中活性物质在孔隙壁面上吸附等，使岩石孔隙通 道变小），因此用不同的液体测得的渗透率往往不同
在岩石长度L的每一断面的压力不同，气体体积流量在岩 石内各点上是变化的，是沿着压力下降的方向不断膨胀。
补充 波义耳-马略特定律 Qp=Q0p0 气测渗透率的计算公式：
2Q0 P0 L Kg 2 2 A P P2 1


三、克林肯柏格效应
实践发现： 同一岩石，气测渗透率总比液测 渗透率高。 液 在孔道中心的液体分子比靠近孔 体 道壁表面的分子流速要高；而且, 越靠近孔道壁表面,分子流速越低； 气 靠近孔壁表面的气体分子与孔道中 体 心的分子流速几乎没有什么差别。
S oi S or 可采储量 ＝ 最终采收率 ＝ S oi 地质储量
②计算含水率
K w AP wL K w AP K o AP wL o L
Qw fw Qw Qo
=
K rw
=
w

K rw
w
K ro
=
o
w K ro 1 o K rw
1
第六节 油藏岩石润湿性和油水微观分布
σog很小,故气-液过渡带高度较小。
薄片法: 主要用于粒度较大的砂岩。 筛析法：分析中小粒径的砂粒； 沉降法：分析直径<40μm的砂粒。
3. 粒度组成表示方法及评价
•表格法：
•粒度组成分布曲线：
曲线峰值越高，说明粒度组成越均匀。
累积曲线：直径小于某一值的所有颗粒的质量％。
曲线越陡，说明岩石粒度组成越均匀。
二、砂岩的胶结类型
1.砂岩的胶结物种类 – 泥质：粘土矿物（遇水膨胀） – 灰质：碳酸盐类矿物（遇酸反应） – 硫酸盐：石膏（高温脱水） – 硅质：硅酸盐（胶结最结实） 2.砂岩的胶结类型：胶结物在岩石中的分布状况以及与碎 屑颗粒的接触关系称为胶结类型。 – 基底胶结 – 孔隙胶结 – 接触胶结 – 杂乱胶结
Kl K rl K
K ro K rw K rg 1
3、相对渗透率曲线 (1)定义：相对渗透率与流体饱和度关系曲线
(2)典型的相对渗透率曲线
A区： Sw≤Swi； B区： Swi<Sw<1-Sor； C区： Sw≥1-Sor；