油层物理西安石油大学吐血整理

油层物理学是研究储层岩石、岩石中的流体（油、气、水）以及流体在岩石中渗流机理的一门学科。

油层物理的研究内容①储油（气）岩石的物理性质（包括孔隙度、渗透率、饱和度、储层敏感性等）②油气藏中流体的物理性质（包括油、气、水的高压物理性质及油气相态变化规律）③饱和多相流体的油气层的物理性质及多相渗流机理④提高原油采收率的机理。

储层流体是指储存于地下储层中的石油、天然气和地层水。

石油的元素组成主要元素：C （83%~87%）、H（11%~14%）、次要元素硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）微量元素：钒、铁、钴、镁、钙、铝
石油的化学组成主要元素：C （83%~87%）、H（11%~14%）、O、N 硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）微量元素：金属和其它非金属化合物：烃和非烃化合物烃类：烷烃、环烷烃、芳烃非烃：含O、N、S的化合物，胶质、沥青质
天然气主要成分烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般有硫化氢、二氧化碳、氮和水气和少量一氧化碳及微量的稀有气体，如氦和氩等。

在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。

甲烷是最短和最轻的烃分子。

有机硫化物和硫化氢(H₂S)是常见的杂质
石油天然气组成异同点在化学组成的特征上，天然气分子量小（小于20），结构简单，H/C原子比高（4～5），碳同位素的分馏作用显著。

石油的分子量大（75～275），结构也较复杂，H/C 原子比相对低（1.4～2.2），碳同位素的分馏作用比天然气弱.在化学结构上均为烃类。

描述石油的物理性质的指标（颜色、密度与相对密度、凝固点、粘度、荧光性、旋光性、闪点）
油气藏分类根据烃类的组成、流体的相对密度①气藏（以CH4为主，占85%以上，C2到C4较少）
②凝析气藏（以CH4为主，含有甲烷到辛烷（C8）的烃类，地下原始条件为气态，随压力下降或到地面后凝析油析出，γo=0.72～
0.8）③挥发性油藏（临界油气藏）（含比C8重的烃类，构造上部接近于气，下部接近于油，油气无明显分解面，γo=0.7～0.8）④油藏（液态烃为主，油中溶有气）⑤重质油藏（稠油油藏）（粘度高，相对密度大）
典型油气藏的汽油比和密度汽油比m3/m3 (天然气>18000，凝析气550~18000,轻质油250~550，黑油<250) 地面液体密度g/cm3（天然气0.70~0.80，凝析气0.72~0.82，轻质油0.76~0.83，黑油0.83~1.0）
地层水是指油气层边部、底部、层间和层内的各种边水、底水、层间水及原油同层的束缚水的总称。

矿化度地层水中含盐量的多少用矿化度来表示。

代表水中矿物盐的总浓度，表示水中正、负离子含量的总和，常用mg/L 或ppm来表示。

1ppm=1mg/L
离子毫克当量浓度某离子的浓度除以该离子的化合当量。

例如，氯离子的浓度为7896mg/L ,而氯离子的化合当量＝35，则氯离子的毫克当量浓度＝7896/35＝225.6毫克当量/升。

水型分类-苏林分类根据水中Na+、Cl-、Mg2+、SO42-四种离子之间的毫克当量浓度比，苏林将水划分为Na2SO4型、NaHCO3型、MgCl2型及CaCl2型。

四个水型代表的环境①Na2SO4水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水，环境封闭性差的反映，不利于油气聚集保存②NaHCO3水型：代表陆相沉积环境条件下形成的水型，分布广，作为含油良好标志③MgCl2水型：代表海洋环境下形成的水。

一般多存在于油、气田的内部④CaCl2水型：代表深层封闭构造环境下形成的水。

它所代表的环境封闭性好。

有利于油、气聚集和保存。

水型判断
天然气指从地下采出的，常温常压下相态为气态的烃类和少量非烃类气体组成的混合物。

天然气分类
天然气组成的表示方法及其计算、换算三种方法摩尔组成、体积组成、质量组成
摩尔组成
体积组成
质量组成
天然气的分子量在标准状态下1mol（0℃，1atm，22.4l）天然气具有的质量，即平均分子量。

天然气的视分子量计算
天然气的密度在一定温度、压力下，单位体积天然气的质量。

天然气的相对密度在石油行业标准状况下（20℃，0.101MPa），天然气的密度与干燥空气密度之比。

理想气体的状态方程据波义尔－查理定理：理想气体状态方程为PV=nRT
理想气体有两个假设前提及条件A气体分子无体积B气体分子间无作用力C在低压情况下，实际气体近似满足。

D在高压情况下，分子间距减小，不能忽视分子大小和分子间有作用力
真实气体的状态方程表述真实气体的P、V、T之间的关系很多，油藏工程上常用的是在理想气体状态中，加一个系数Z，即为PV=ZnRT 其中Z——压缩因子（偏差系数，偏差因子）
真实气体的状态方程特点①保留了理想气体状态方程的基本形式，广为工程计算上采用②不受压力的限制，在很高的压力也可以采用。

偏差系数（压缩因子，偏差因子）给定压力和温度下，实际气体所占的体积与等量理想气体所占有的体积之比(同温同压)。

Z=V真实/V理想
偏差系数物理意义反映真实气体与理想气体压缩性的差异性
偏差系数Z 的求取方法实验测定、图版法Z值的大小与气体的性质有关、温度和压力有关。

偏差系数Z 的求取步骤查图版确定天然气Z的步骤①根据已知天然气的组成或相对密度计算视临界参数：Tpc，Ppc②如含有非烃CO2，H2S ，对视临界参数进行校正③根据给定的温度、压力计算视对比参数：Tpr，Ppr④查图版求出偏差系数Z。

对比状态原理：在相同的对比压力pr、对比温度Tr下，所有纯烃气体的许多内涵性质（如压缩因子、粘度）也近似相同。

对于化学性质相似而临界温度相差不大的物质，该原理具有很高的精度。

天然气的地层体积系数（Bg）一定量的天然气在油气层条件（某一p、T）下的体积VR与其在地面标准状态下（20℃，0.1MPa）所占体积Vsc之比。

Bg—天然气体积系数，m3/m3；Vsc—天然气在标准状况下的体积，m3；VR—同量的天然气在油气层条件下的体积，m3。

天然气等温压缩率（弹性系数、压缩系数）在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。

单位：MPa-1
天然气等温压缩率物理意义当温度一定，当体系压力改变单位压力时，单位体积的天然气其体积改变量。

天然气的粘度天然气内部某一部分相对另一部分流动时摩擦阻力的量度。

粘度越大，流动阻力越大。

第三章油气藏烃类的相态及汽液平衡
相体系内部物理性质和化学性质完全均匀的部分成为“相”。

一相中可含有多种成分。

油气藏烃类体系相态的控制因素①内因：烃类体系的化学组成②外因：烃类体系所处的温度、压力环境
状态方程油气体系的相态不仅与体系中烃类物质的组成有关，而且还取决于油气体系所处的温度、压力，对于一个组成不变的体系，可用状态方程表示相态与状态变量的关系：F（P压力,T , V比容）=0
组分组成油藏烃类的每一类分子。

组成体系中所含组分以及组分在总体系中所占的比例
相图将状态方程以图示法表示就是相图。

相图类型①立体相图（三维相图）②平面相图（二维相图）P-v图P-T图
泡点压力在温度一定的情况下，压力降低过程中开始从液相中分离出第一批气泡的压力。

露点压力温度一定时，压力升高过程中开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。

临界点饱和蒸汽压线的终点（C），它所对应的温度为临界温度（Tc），它所对应的压力为临界压力（pc）。

是汽液两相能够共存的最高温度点和最高压力点
饱和蒸汽压它表示气、液两相平衡共存的温度和压力条件
饱和蒸汽压线单组份体系汽液两相共存的区域是一条线
气液两相的“溶解”或“分离在油气藏形成、演化及油气藏开发过程中，随着油气藏温度、压力的变化，油气藏烃类体系发生的相态变化
天然气从原油中的分离方式闪蒸分离差异分离微分分离
天然气在原油中的溶解天然气在原油中溶解量的度量天然气在原油中的溶解规律
一次脱气：闪蒸分离，接触分离。

一次脱气概念(又称接触分离、闪蒸分离) 在等温条件下，将体系压力逐渐降低到指定分离压力，待体系达相平衡状态后，一次性排出从油中脱出的天然气的分离方式。

一次脱气特点一次性连续降压，一次性脱气.油气分离过程中体系总组成不变，油气两相始终保持接触。

多级脱气(差异分离) 在脱气过程中，分几次降低压力，直至降到最后的指定压力为止。

而每次降低压力时分离出来的气体都及时地从油气体系中放出。

多级脱气特点分次降压，分次脱气；每次脱气类似于一次独立的闪蒸分离；脱气过程中体系组成要发生变化。

一次脱气和多次脱气对比
小
大
结论多次脱气比一次脱气得到的气更干，气量更少；多次脱气比一次脱气得到的油更重，油量更多
微分分离在脱气过程中，微小降压后立即将从油中分离气体放掉，保持体系始终处于泡点状态的分离方式。

微分分离特点气油分离在瞬间完成，气油两相接触极短；不断降压，不断排气，系统组成不断变化
溶解度：某一温度、压力下单位体积液体溶解的气量(标准状况下的体积)。

单位(标准)米3/米3
Rs=αp α—溶解系数，单位压力、单位体积液体中溶解气量(标准状况下的体积)
天然气在石油中的溶解规律①压力的影响：压力越大，溶解量越大，关系为斜率非恒定的曲线②温度的影响：压力、体系
的组成一定时温度越高，天然气在油中溶解量下降③天然气、油的组分的影响：同压力、同强度下，油、气的组分越接近，气在石油中溶解量越大，即高比重天然气和低比重油溶解量大。

体系压力越高，天然气的Rs 越大。

体系温度越低，天然气的Rs 越大；油越轻，气越重，天然气的Rs 越大；
第四章储层流体的高压物性
地层油的相对密度①相对密度r0②API相对密度API=141.5/r0-131.5 r0地层原油的相对密度
地层原油的溶解气油比一定量的地层原油在地面降压脱气（标准状态下），平均单位体积的脱气原油所分离出来天然气的体积。

单位：(米3/米3或米3/t Vg—地层油在地面脱出的气量，（标）m3；Vos—地面脱气原油体积，m3 ；
Rsi—在地层压力条件P、温度Ti时原油的溶解气油比，m3/ m3。

Rs表示地层原油中溶解天然气量的多少
地层原油体积系数Bo原油在地下的体积（即地层油体积）与其在地面脱气后的体积之比。

VOR—原油在压力p、温度T下的体积，m3；Vos——原油在地面（0.1MPa，20℃）脱气后的体积，m3.Bo：原油在地下的体积与其在地面脱气后体积之比。

地层油气两相体积系数Bt当油层压力低于饱和压力时，地层中原油和析出气体的总体积与它在地面脱气后原油体积之比。

地层原油的压缩系数是指地层原油随压力变化的体积变化率。

在等温条件下原油的压缩率为
Co：表示每降低单位压力单位体积原油膨胀所具有的驱油能力；定量描述了地层油的弹性能大小。

地层原油压缩系数的影响因素①溶解气油比：地层溶解气油比大，压缩系数也大②温度：温度越高，石油越轻，密度越小，压缩系数也越大③压力：在不同的压力区间，压缩系数不同。

地层原油的粘度流体的粘度（动力粘度或绝对粘度）为流体中任一点上单位面积上的剪应力与速度梯度的比值。

粘度越大，流动阻力越大。

地层水的压缩系数
地层水的体积系数
地层水的粘度影响因素
第五章储层多孔介质的孔隙特征
碎屑岩的四部分①碎屑颗粒②杂基（与粗碎屑发生机械沉积形成的细粒物质。

有粘土、粉砂、碳酸盐灰泥）③胶结物（对
碎屑颗粒起胶结作用的化学沉淀物质。

杂基和胶结物称为填隙物）④孔隙
砂岩的粒度组成不同粒径范围（粒级）的颗粒占全部颗粒的百分（含量），以质量百分数来表示。

用筛析法和沉降法测定储层砂岩粒度。

粒度组成的表示方法数表法、作图法
粒度组成分布曲线表示各种粒径的颗粒所占的百分数。

曲线尖峰越高，表明该岩石以某一粒径颗粒为主，岩石粒度组成越均匀，曲线尖峰越靠右，表明岩石中粗颗粒越多，越靠左，岩石中细颗粒越多。

上升段越陡表明岩石颗粒越均匀。

岩石的比面单位体积岩石内岩石骨架的总表面积，或单位体积岩石内孔隙的总内表面积。

细颗粒物质的比面显然比粗颗粒物质的比面大得多，骨架分散程度也越高。

岩石比面的表达式S=A/V S（岩石比面，cm^2/cm^3）A(岩石孔隙的总内表面积，cm^2)V(岩石外表体积或称为视体积，cm^3)
影响岩石比面的因素粒径、颗粒排列方式、颗粒形状、胶结物含量。

如，圆球形颗粒的比面要比扁圆形颗粒小，颗粒间胶结物含量比面大
胶结物概念碎屑岩中除碎屑颗粒以外的化学沉淀物。

胶结物含量增加使岩石的储油能力和渗透能力变差。

胶结物成分泥质、灰质、硫酸盐、硅质、铁质、钙质、。

粘土矿物中的三种水吸附水（吸附在粘土矿物表面）层间水（存在于粘土矿物单元晶层之间）结构水（以羟基形式存在于晶格内部）
岩石胶结类型及其划分依据①基底式胶结②孔隙式胶结③接触式胶结依据（胶结物成分及其含量，沉积条件和沉积后变化因素）
基底式胶结（胶结物含量高，其总体积大于碎屑颗粒体积，颗粒孤立的分散于胶结物中，彼此不相接触或很少有颗粒接触，胶结物与碎屑颗粒同时沉积，故称原生胶结，胶结强度很高，孔隙类型为胶结物内的微孔，储集油气的物性差）
孔隙式胶结（胶结物含量不多，仅填充于颗粒之间的孔隙中，颗粒呈支架状接触，胶结物多是次生的，分布不均匀，多填充于大的孔隙中，胶结强度次于基底胶结）
接触式胶结（胶结物含量很少，仅分布于颗粒互相接触的地方，颗粒呈点状或线状接触，胶结物多为原生或碎屑风化物质，常见的为泥质，孔隙性渗透性好）
基底式胶结&孔隙式胶结&接触式胶结对比
胶结物含量：高＞不多＞少
胶结强度：强＞中等＞弱
孔、渗物性：差＜中等＜好
孔隙度，%：8~17 18~28 23~30
渗透率：<1 1~150 50~1000
空隙岩石颗粒间未被胶结物充满或未被其它固体物质所占据的空间。

空隙的分类按几何尺寸或现状可分为孔隙（一般指砂岩）、空洞（一般指碳酸盐岩）和裂缝，笼统地将空隙称为孔隙。

孔隙按成因分类①粒间孔隙（由颗粒围成）②杂基内微孔隙③晶体次生晶间孔隙④纹理及层理缝⑤裂缝孔隙⑥溶蚀孔隙
岩石孔隙按孔隙大小分类①超毛细管孔隙②毛细管孔隙③微毛细管孔隙
超毛细管孔隙孔隙直径大于0.5mm或裂缝宽度大于0.25mm。

岩石中的大裂缝、溶洞及未胶结或胶结疏松的砂层孔隙
毛细管孔隙（孔隙直径介于0.5～0.0002mm或裂缝宽度介于0.25～0.0001mm。

砂岩的孔隙大多属于此类）
微毛细管孔隙（孔隙直径小于0.0002mm或裂缝宽度小于0.0001mm。

粘土、页岩中的孔隙。

这类孔隙称为无效孔隙）岩石孔隙按生成时间分类①原生孔隙（与沉积过程同时形成的孔隙）②次生孔隙（沉积作用后由于各种原因形成的）
孔隙按组合关系的分类①孔道—较大的孔洞（简称孔）②喉道—连接大孔隙之间的细小通道（简称喉）。

孔隙组成的表示方法孔隙体积分布曲线和孔隙体积累积分布曲线。

孔隙结构是指岩石孔隙的大小、形状、孔间连通情况、孔隙的类型、孔壁粗糙程度等全部孔隙特征和它的构成方式。

孔隙结构参数①孔隙大小及其分选性②孔喉比（孔隙与喉道直径的比值）③孔隙配位数（每个孔道所连同的喉道数。

如一个孔道与三个喉道相连，则配位数为3。

一般砂岩配位数为2-15之间）④孔隙迂曲度（τ）（用以描述孔隙弯曲程度。

流体质点实际流经的路程长度l与岩石外观长度之比值。

在1.2~2.5之间）
孔隙度指岩石中孔隙体积Vp（岩石中未被固体物质充填的空间体积）与岩石总体积Vb的比值。

Φ=Vp/Vb *100% 其中Vb是岩石的总体积，又称外表体积、视体积，由孔隙体积Vp及固相颗粒体积（基质体积）Vs两部分组成Vb=Vp+Vs,因此Φ=（Vb-Vs）/Vb *100%=[1-(Vs/Vb)]*100%
岩石总孔隙体积Va可分为①连通孔隙体积又称为有效孔隙体积Ve②不连通孔隙体积，其中连通孔隙体积又可分为（可流动的孔隙体积Vf和不可流动的孔隙体积）
岩石的绝对孔隙度(总孔隙度、完全孔隙度φa) 是岩石的总孔隙体积Va与岩石外表体积Vb的比值。

岩石的有效孔隙度(φe) 岩石有效孔隙的体积Ve与岩石外表体积Vb之比。

计算储量、评价油气层特性时指有效孔隙度。

岩石的流动孔隙度(φf)在含油岩石中，流体能在其中流动的孔隙体积Vf与岩石外表体积之比。

流动孔隙度与有效孔隙度不
同，不仅排除了死孔隙，也排除了微毛细管孔隙，还排除了岩石颗粒表面上液体薄膜的体积。

绝对孔隙度>有效孔隙度(φe)> 岩石的流动孔隙度(φf)
砂岩储层的孔隙度一般为5%~25%，碳酸盐岩基质的孔隙度一般小于5%。

储层孔隙度分级（孔隙度，% ）25~20极好,20~15好,15~10中等,10~5差,5~0无价值
岩石外表（视）体积的测定方法①几何测量法②水银法③封蜡法④饱和煤油法
几何测量法最常用，适用胶结较好，钻切过程中不跨、不碎的岩石。

封蜡法对于较疏松的易跨、易碎的岩石。

对外表不规则的岩样，先称其质量w1，再放入融化的石蜡涮一下，取出后称其质量w2.后置于水中记下w3,Vb=[(w2-w3)/ ρw –(w2-w1)/ ρp] （Vb —岩石外表（视）体积，cm3; w1—岩样的质量,g, w2—覆盖一层蜡膜后岩样的质量,g, w3—已封蜡的岩样置于水中称的质量,g.ρw ρp——分别为水和石蜡的密度,g/cm3）
饱和煤油法适用于外表不规则的岩心。

将岩心抽真空后，浸入煤油中，将已饱和煤油的岩心在空气中称质量w1，在煤油中称质量w2. Vb=(w1-w2)/ ρ0 (w1—已饱和煤油的岩心在空气中称的质量；w2—已饱和煤油的岩心在煤油中称的质量；ρo——煤油的密度。

)
岩石孔隙体积Vp的测定，液体（水或煤油）饱和法①岩样准备—取岩样（一般直径2cm），岩样抽提和烘干，在空气中称干重w1②岩样抽真空饱和煤油后称重w2③饱和煤油岩样在煤油中称重w3。

Vp=(W2-W1)/ ρ0 Φ=(w2-w1)/(w2-w3) 影响孔隙度大小因素①颗粒的排列方式及分选性②颗粒的分选程度，岩石分选差，会降低孔隙度和渗透率③岩石矿物成分与胶结物质④埋藏深度与压实作用，孔隙度随埋深的增加而降低⑤成岩后生作用。

从大的方面来说，是沉积作用、成岩作用、构造作用。

流体饱和度储层岩石孔隙中某种流体所占的体积与岩石孔隙体积的比值。

原始含水饱和度—束缚水饱和度Swi 油藏开发以前所测的含水饱和度，原始含水体积Vwi和岩石孔隙体积Vp的比
束缚水储层内部含有一定数量的不流动水
原始含油饱和度Soi 油藏投入开发以前所测出的含油饱和度，含油体积Voi与岩石孔隙体积Vp的比值此时，Soi=1-Swi 当前油、气、水饱和度是指在油田开发的不同时期、不同阶段所测得的油、气、水饱和度。

残余油饱和度Sor 残余油—经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油。

其体积在岩石孔隙中所占的体积百分数为残余油饱和度。

残余油是处于束缚状态、不可流动的。

剩余油饱和度剩余油—主要是驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂波及到了但仍驱不出来的残余油，剩余油体积与孔隙体积的比值为剩余油饱和度。

测定油、气、水饱和度的方法①油层物理方法：常规岩心分析法（常压干馏法、蒸馏抽提法（溶剂抽提法）、色谱法）和专项岩心分析方法②测井方法③经验统计公式或经验统计图版法
蒸馏抽提法（溶剂抽提法）优点岩心清洗干净、方法简单、操作容易、水体积测量精确。

第六章储层岩石的流体渗透性
达西定律(线性渗流规律) 公式（Q—在压差△P下，通过岩心的流量，cm3/s，A—岩心截面积，cm2；△P—流体通过岩心的压力差，10-1MPa；L—岩心长度，cm；μ—流体粘度，mPa ·sK—是比例常数，仅与岩性有关，即渗透率，μm^2）
渗透率可由达西定律推导得到，公式单位是达西，D。

大多数情况下，储层渗透率不高于1达西，因此常用毫达西表示单位达西或毫达西，1达西(D)＝1000毫达西(mD)，1 mD ＝1×10－3μm2，1D＝1μm2
绝对渗透率当岩心全部孔隙为单相液体所充满并在岩心中流动时，对同一岩心，K是仅取决于岩石孔隙结构参数，与液体性质无关，比例系数K称之为~。

绝对渗透率的大小反映了岩石允许流体通过能力的强弱，理解为多孔介质中孔隙通道面积的大小和孔隙弯曲程度。

达西定律物理意义粘度为1mPa·s的流体，在压差1atm作用下，通过截面1cm2长度一厘米的多孔介质，流量为1cm3/s，渗透率就是一达西。

岩石渗透率的测定条件①流体不可压缩，单相、稳定流（在岩心各断面处有稳定的体积流量）②流体性质稳定（不与岩石表面发生物理化学反应）③流体为线性流动（Q～△p 呈线性关系）只有严格满足上述三个条件测得的渗透率才为岩石的绝对渗透率。

K才是常数
绝对渗透率和相对渗透率绝对渗透率: 岩芯中100%被一种流体所饱和时测定的渗透率. 某一相流体的相对渗透率是指该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值。

气体滑动效应（克氏效应）气体滑脱效应气测渗透率时，由于气固间分子作用力远比液固间分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态，另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向作定向流动，管壁处流速不为零，气体在岩石孔道中的这种渗流特性称之为气体滑动效应。

气体滑脱效应的结果、可以解释的现象小题①同一岩石的气测渗透率大于液测的岩石渗透率②平均压力愈小，气测渗透率愈大③不同气体所测得渗透率值也不同④岩石不同，气测渗透率与液测渗透率差大小不同。

致密岩心的滑脱效应严重
应用气体滑动效应所解释的现象大题（1）同一岩石的气测渗透率大于液测的岩石渗透率。

液测时孔隙壁上不流动的液膜占去了一部分流动通道。

气测时是由于气体滑动现象的存在，使得管壁处的气体也参加流动，与液测时相比岩石孔道提供了
更大的孔隙流动空间，因此气测渗透率一般比液测渗透率大，气测法测出的岩石渗透率更能真实反映出岩石的渗透性。

（2）平均压力越小，所测渗透率值Kg越大。

平均压力越小，气体密度越小，气体分子间的相互碰撞就越少，“气体滑脱现象”也就越严重，因此测出的渗透率值大。

反之亦然（3）不同气体所测得渗透率值不同。

气体的滑脱效应还与气体的性质有关。

不同气体其分子量不同，分子直径不同，自由行程也不同。

使得滑脱系数b不同。

分子量小，则b大，滑脱效应严重。

（4）延时不同，气测Kg与液测K差值大小不同。

只有在气体分子的平均自由行程和它流动所在的孔道直径相当时，气体滑动的这一微观机理才可能表现出来，滑动所造成的影响也才会突显出来。

纵上所述可知，气体滑脱现象对气测渗透率有较大的影响，特别是对于低渗透岩石，在低压下测定时影响更大。

气体滑动效应的使用条件对气测渗透率有较大影响，特别对低渗岩石在低压下测定影响更大，因此在高渗透率岩石（大于100mD）在高压下测定比较准确
影响岩石渗透率的因素小题1、沉积作用①岩石骨架构成、岩石构造（岩石的粒度、分选、胶结物和层理）②岩石孔隙结构的影响2、成岩作用①地层静压力②胶结作用③溶蚀作用3、构造作用和其它作用
影响岩石渗透率的因素大题（1）沉积作用: （a）岩石骨架构成，岩石构造岩石的颗粒粒度，颗粒分选型，胶结物和层理等特性对渗透率均有影响，岩石构造对渗透率影响很大。

（b）岩石孔隙结构的影响粒度细，孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低。

孔隙的连通性，迂曲度，内壁粗糙度等对岩石的渗透性也有影响。

岩石比面大小也取决于组成砂岩的粒度和孔隙半径。

岩石的渗透率越低则束缚水饱和度就越高。

(2)成岩作用:(a)地层静压力的影响作用于岩样上的有效覆盖越大，测得的渗透率越小，有效覆压在一定范围内时，渗透率就急剧下降。

（b）胶结作用胶结物质的沉淀和胶结作用使孔隙通道变小，孔吼比增加，粗糙度增大，因而使渗透率降低。

(c) 溶蚀作用溶蚀作用使孔隙度增大，但对于渗透率来说，有的可能增大有时增大不显著。

这是因为溶蚀作用的次生孔隙一般很不规则，孔吼比和曲折度大。

(4)构造作用与其他作用: 构造作用形成的断裂和裂隙使储层孔隙度和渗透率均增大。

储层敏感性四种速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性
敏感性矿物对油藏开发过程中进入油层的水、酸、盐等物质及流体流速产生敏感，导致储层渗透性降低的各类矿物。

敏感性矿物类型①水敏性矿物②温敏性矿物③酸敏性矿物
储层伤害在油气田勘探、开发过程的各个环节，储层都会与外来流体以及它所携带的固体颗粒接触；如果这些流体与储层不匹配，则导致储层渗透率降低，损害储层的生产能力。

储层伤害主要受储层胶结物中的敏感性矿物的影响。

速敏性评价目的了解储层渗透率的变化与渗流速度的关系
临界速度当注入流体的流速逐渐增大到某一数值而引起渗透率下降的流动速度。