致密储层孔隙度测定参数优化
致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述
致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述致密油储层是近年来发展迅速的油气藏类型，它可以大大提高我国石油、天然气收集和开发的技术和经济效益。
近年来，致密油储层成为国内外学者研究热点，受到了产业界和学术界的广泛关注。
随着致密油储层的识别、开发技术、开发要素和评价技术的不断深入研究，致密油储层的开发和利用水平也得到了显著提高。
致密油储层是特殊的碳酸盐岩储集层，它不仅具有高度统一的构造形态，而且具有较小的孔隙尺寸和孔隙度。
这些特性使其具有独特的物性和流体动态性质，同时也使得致密油储层的识别和评价变得更加复杂。
首先，由于致密油储层相对较小的孔隙尺寸和孔隙度，致密油储层的识别和评价技术涉及到孔隙性质的识别和表征。
孔隙性质包括孔隙面积、孔隙度、孔隙体积、渗透率等，这是致密油储层开发的基本参数，因此这些参数的建立以及测量是识别致密油储层的基础。
为此，所开发的技术有混凝土内孔隙测量、模型造模等。
其次，致密油储层具有较大的非均质性，非均质性特征可以用来表征渗流性质，从而对储层性质和开发可行性进行评价。
与此相关的技术有渗流和流动模拟技术、电法测量技术、SEM等介质性质测量技术、识别和评价新技术等。
最后，致密油储层物理性质的表征也很重要，它主要包括温度、岩石密度、岩石抗压强度、重力势能等。
这些参数是致密油储层的开发可行性判断的重要参数，因此对它们的测量和评价是非常必要的。
相关技术有重力探测技术、核磁共振技术等。
总之，致密油储层特征及孔隙评价方法研究已逐渐成为重要的学术研究课题，已开发出许多科学有效的识别和评价方法。
如今，已经涉及到孔隙特征表征技术、非均质性特征识别技术、物理性质表征技术等多个方面，有助于更好地了解致密油储层的特征，为致密油储层的开发提供有力的技术支持。
致密油储层的开发要求我们从深入地理、地质、物理和流体动力学几个方面来综合考虑，并借助多种科学有效的技术手段进行开发与评价。
这样，才能够最大限度地发挥致密油储层的资源潜力，为我国石油和天然气资源的开发利用提供技术支持。
致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例
致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例刘畅;张琴;庞国印;王琪;廖朋;马晓峰【摘要】鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层.由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测.结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高.该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2013(025)005【总页数】6页(P70-75)【关键词】致密砂岩;孔隙度;广义回归神经网络;非均质性;长8油层组;姬塬地区【作者】刘畅;张琴;庞国印;王琪;廖朋;马晓峰【作者单位】中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院大学,北京100049;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院大学,北京100049;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+30 引言目前，我国储层评价技术还处于定性—定量阶段，主要以孔隙度和渗透率为依据。
其中，孔隙度在很大程度上决定了所研究储层质量的好与差［1-3］，但由于钻井取心的限制，孔隙度的岩心测量数据一般较少且不连续。
因此，利用目的层大量连续的测井资料来计算孔隙度成为解决这一问题的主要方法之一。
致密砂岩储层孔隙度较低，非均质性较强，使得利用常规的方法计算出的孔隙度与岩心孔隙度偏差较大。
因此，综合考虑各种因素，采用合理的数学方法才能获得精确的致密砂岩储层孔隙度预测模型。
近年来，国内学者在致密砂岩储层孔隙度定量预测方面进行了大量研究，并取得了一些研究成果。
致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验
石油地质与工程2021年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第2期文章编号：1673–8217（2021）02–0098–05致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验尚立涛1，刘宇2，张杨1，齐士龙2，乔岩1，李存荣2（1．中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京102206；2．中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163453）摘要：致密火山岩储层天然裂缝发育差，低孔、低渗、致密、非均质性强，需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。
随着储层物性变差，可缩小压裂裂缝间距保持单井产量；为明确最优改造裂缝间距与施工规模，基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰，确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。
应用压裂后分段产气监测，认识分段产量与改造规模关系，明确致密火山岩储层最优改造规模，有效指导压裂方案优化，提高设计针对性与开发效益。
关键词：大庆油田；致密火山岩；水平井压裂；裂缝间距；产量监测；压裂规模优化中图分类号：TE357 文献标识码：AFracturing parameter optimization and field test of horizontal wells in tight volcanic reservoirs SHANG Litao1, LIU Yu2, ZHANG Yang1, QI Shilong2, QIAO Yan1, LI Cunrong2(1. Engineering Technology Research Institute Co., Ltd., China National Petroleum Corporation, Beijing 102206, China; 2. DaqingOilfield Co., Ltd., PetroChina, Daqing, Heilongjiang 163453, China)Abstract: The tight volcanic reservoir is characterized by poor development of natural fractures, low porosity, low permeability, compactness and strong heterogeneity, which requires the application of large-scale staged horizontal well fracturing technology to achieve effective development. With the deterioration of reservoir physical properties, the fracturing fracture spacing can be reduced to maintain single well production; in order to determine the optimal fracture spacing and construction scale, based on the understanding of reservoir porosity and permeability characteristics, relative permeability characteristics and flow characteristics, and the interference caused by fracturing with different fracture spacing, the optimal fracture spacing of tight volcanic reservoir is determined. Through the application of staged gas production monitoring after fracturing, the relationship between staged production and reconstruction scale is understood, and the optimal reconstruction scale of tight volcanic reservoir is determined, which can effectively guide the optimization of fracturing scheme and improve the efficiency and benefit of the design and development.Key words:Daqing Oilfield；tight volcanic rock; horizontal well fracturing; fracture spacing; production monitoring; fracturing scale optimization致密油气储层可应用缝控压裂技术提高单井产量[1]，通过人工裂缝参数的优化来实现井控单元内储量的最大动用。
致密储层孔隙度测定参数优化
目前孔隙度测定常用的方法为波义尔定律双 室法[17-19] ,致密砂岩与页岩等致密储层孔隙度测 量精度要求较高,有必要对测定仪器参数进行理论 分析,优化测试条件。 本研究通过理论计算,提出 了不同压力区分度条件下,致密储层孔隙度测定参 数的优化值。
收稿日期:2011 -10 -27 ;修订日期:2012 -03 -05 。 作者简介:田华(1986—) ,男,硕士,从事页岩储层孔隙结构研究。 E鄄mail: drawtianhua@ 163. com。 基金项目:国家重大科技专项(2011ZX05007-001) 、国家重点基础研究发展计划(973 计划) 项目(2009CB219601) 、中国石油天然气股份有
用双室法测定颗粒体积,在参考室输入一定的 压力,打开参考室和样品室的阀门,参考室气体向 装有已知体积岩样的岩心体体积, 据此可计算颗粒体积,总体积减去颗粒体积,即为 孔隙体积,进而计算孔隙度( 图 1) [1,11] 。 1. 2摇 测定流程
致密储层孔隙度测定参数优化
田摇 华1,2 ,张水昌1,2 ,柳少波1,2 ,马行陟1,2 ,张摇 洪1,2
(1. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083;2. 提高石油采收率国家重点实验室,北京 100083)
摘要:孔隙度是评价储层物性、计算原始油气储量的重要参数,致密储层孔隙度一般小于 10% ,页岩储层普遍小于 5% ,常规波义 尔定律双室法孔隙度测定仪器很难满足精度要求。 为了提高致密储层孔隙度测定精度,建立了孔隙度压力区分度目标函数,区 分度越大,测定精度越高。 通过数值模拟,对孔隙度测定仪器进行了参数优化,结果表明,欲使得区分度增大,需要满足 3 个条 件:(1) 平衡前参考室压力、平衡前样品室压力尽量大;(2) 取出的标准块体积、样品体积尽量小;(3) 标准块体积尽量与样品体积 相等。 参数优化后孔隙度为 5. 0% 的标准样品测定值相对误差最大可降低 14% ,绝对误差最大可降低 0. 7% ,通过参数优化为致 密储层孔隙度测定提供了技术支持。 关键词:孔隙度;参数优化;数值模拟;页岩;致密砂岩 中图分类号:TE135摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 文献标识码:A
致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述
致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述近年来，随着石油勘探开发技术的不断深入发展，致密油储层的勘探开发遍布世界各地，迅速成为石油勘探开发领域中最具潜力和投资回报最高的勘探对象。
在致密油储层开发中，其最重要的基础技术乃是致密油储层的特征及孔隙评价方法的研究。
本文就致密油储层的特征及孔隙评价方法进行综述，旨在为致密油储层的勘探及开发提供科学依据。
首先，致密油储层的压力特征为何？众所周知，致密油储层具有高孔隙度、低孔隙结构性和较为复杂的压力特征，其压力特征直接影响着致密油储层的流动特性，可以分为几种。
首先，致密油储层的压力一般会比一定深度下的常压更低，这是因为致密油储层的孔隙太小，空气和水分子不容易进入储层内，比较稳定的温度下，压力特征并不易发生变化，而且即使在高温高压下，压力也只能有轻微变化。
其次，致密油储层具有高压厚层特性，一般情况下会出现一层高压层，其下部是低压层，两层压力可能相差几千帕，这是由于孔隙极小所致，开发前需要对其特征进行认识和评估。
第三，致密油储层具有压力差落特性，由于其孔隙极小，油水界面和油水状态分界处会由高压向低压落下，两层水的压力差可能达到几千帕，这也是开发前必须考虑的重要因素之一。
接下来，致密油储层的孔隙评价方法有哪些？一方面，致密油储层的孔隙评价常用的方法有γ辐射技术、热重分析和放电技术等。
归纳起来，γ辐射技术可以较准确地测量油藏中的测井结构，而放电技术可以测量较大孔径油藏的类型和孔隙度，热重分析技术也具有较强的测试准确性和致密油储层的孔隙结构识别能力。
另一方面，借助测井设备的发展，地质学家将已有的测井技术（如曲线计算法、裂缝指数和变速指数）与新型测井技术（如脉动波、模型波、回边波和旋转地震波）成功结合起来，研究出了用于致密油储层孔隙评价的ECD、ECD-EDT和ECD-EDI指数，以及微量磁化仪等新型地震技术，这些技术可以精确掌握致密油储层的孔隙特性，从而为致密油储层的勘探和开发提供有价值的依据。
致密储层孔隙度测井表征方法及应用
127致密油气储层[1]的孔隙度低，准确计算孔隙度的难度非常大，因为较小的绝对误差就可以产生较大的绝对误差。
而且储层中的孔隙类型多样、孔隙结构复杂，进一步加大了测井物性的评价难度。
1 实验室分析及测井解释模型的建立1.1 岩石类型及孔隙度实验室分析从所收集340多块X衍射实验分析数据来看，研究区主要包含4种岩性，包括含碳酸盐油页岩、 云质泥岩、泥质泥晶云岩和含泥泥晶粒屑云岩4种岩性。
岩石的骨架矿物分为四大类，分别是黏土、碳酸盐（包含方解石和白云石）、石英（包含石英和长石）和黄铁矿，岩石图1 不同岩石分析孔隙度分布图从岩心实验分析物性上看，这4种岩性的物性差别较大，见图1。
含碳酸盐油页岩孔隙度平均为3.89%；云岩泥质孔隙度平均为6.54%；泥质泥晶云岩孔隙度平均为4.94%；含泥泥晶粒屑云岩孔隙度平均为6.8%。
研究区目的层由于岩性复杂，岩石骨架参数变化快，物性差，孔隙较小，孔隙度评价极其困难。
1.2 孔隙度测井解释模型从不同测井曲线与岩心分析孔隙度关系可以看出，补偿密度、声波时差、补偿中子、自然伽玛与岩心实验分析孔隙度的关系非常差，而通过多矿物模型计算出来的岩石骨架密度与岩心实验分析孔隙度关系要好于补偿密度、声波时差、补偿中子与岩心实验分析孔隙度的关系，因此本次研究选用了多矿物模型计算出来的骨架密度来对孔隙度进行计算。
由于不同层段的骨架密度与岩心实验分析孔隙度关系是不一致的，因此分不同层段建立了孔隙度公式。
在矿物组分计算结果基础上，新构建一条岩石骨架密度曲线，对地层物性进行分析。
骨架密度计算公式如下：S\US\UTXD TXD FDUFDUFOD\FOD\'(19'(19'(19'(19'(10式中：DENM 为骨架密度，g/cm 3；V clay 为粘土含量，%；DEN clay 为粘土密度，g/cm 3；V car 为碳酸盐含量，%；DEN car 为碳酸盐密度，g/cm 3；V qua 为碳酸盐含量，%；DEN qua 为碳酸盐密度，g/cm 3；V pyr 为碳酸盐含量，%；DEN pyr 为碳酸盐密度，g/cm 3。
利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法
利用核磁共振评价致密砂岩储层孔径分布的改进方法刘天定;赵太平;李高仁;石玉江【摘要】Nuclear magnetic resonance (NMR) T2 distribution of core and capillary pressure can be used to characterize pore throat structures of rock in some degree, and core space reflected by NMR T2 distribution is more than that reflected by capillary pressure curves. Determining the transferring coefficient between T2 and pc is the key step when NMR is utilized to study rock pore throat structure. A new method for constructing pore structure from NMR T2 distribution is put forward, and experiential expression is derived. The method uses T2 distribution to construct capillary pressure curves after eliminating some contributions to T2 distribution. Applying the method to 24 cores from Changqing oilfield we did some analysis and comparison. It is believed that the pseudo capillary pressure curves come from NMR T2 distribution can reflect pore throat structure of tight sandstone reservoir completely. Practical tests indicate that the method can provide reliable principle and methodology support for using T2 distribution to evaluate pore structure.%岩心核磁共振(NMR)的T2分布可反映致密砂岩岩样全部孔隙信息,毛细管压力曲线只能反映一部分孔隙信息.提出改进方法,通过对长庆油田致密砂岩储层24块岩样核磁共振T2分布和毛细管压力曲线分析,消除致密砂岩储层微孔隙对T2分布贡献后,研究剩余T2分布与毛细管压力曲线之间的关系,得到了转化系数比较准确的经验公式.核磁共振T2分布得到的伪毛细管压力曲线的改进方法可完整反映致密砂岩的孔隙结构.实例验证表明,该方法能明显提高致密砂岩储层毛细管压力曲线的构造精度.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2012(036)002【总页数】5页(P119-123)【关键词】核磁共振;毛细管压力曲线;致密砂岩储层;孔隙结构【作者】刘天定;赵太平;李高仁;石玉江【作者单位】长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】P631.84核磁共振（NMR）岩心分析已经发展成为一种非常重要的地球物理观测手段。
致密储层孔隙度测定参数优化
（ ． ｅ ａｃ ｎｔｕｅｏ ｅ ｏ ｕ ｘｌ ａｉ １Ｒ ｓ ｒ Ｉｓｔｔ ｆＰ ｔ ｌ ｍ Ｅ ｐｏ ｔ ｎ＆ Ｄ ｖｌ ｍ ｎ， ｅｏ ｈｎ ， ｅｉ ０ ０３ ｈｎ ； ｅ ｈ ｉ ｒｅ ｒ ｏ ｅｅｐ ｅｔ Ｐ ｔ Ｃ ｉａ Ｂ ｌ ｇ１ ０８ ，Ｃ ｉ ｏ ｒ ｌ ｎ ａ
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致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述
致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述致密油储层在油气开发中具有重要的现实意义，因其具有高的油藏密度、低的含油属性和复杂的地质结构，在开发中具有重要的挑战性。
为了更充分地利用致密油储层的资源，需要对致密油储层的地质特征和孔隙结构有更深入的认识。
因此，本文将聚焦于研究致密油储层特征及其孔隙评价方法，以更深刻地发掘其开发价值。
首先，从致密油储层定义、分类及特征出发，综述了致密油储层研究的现状。
致密油储层的定义是指油层的岩石质地较密实，孔隙水平较小，油气赋存形式属于纳米质，具有较大的渗透阻力。
分类上，一般将致密油储层分为物理致密油藏和化学致密油藏。
从特征上看，致密油储层具有较高的油藏密度、低的含油属性和复杂的地质结构等特点。
其次，介绍了致密油储层孔隙评价中普遍采用的方法，以及它们研究的视角。
致密油储层孔隙评价方法包括岩石物理性质测试、测井技术、压力油气解吸特性测试、岩石电性测试、岩石形态测试和岩心类型及其核磁共振测试等。
这些方法可以来反映致密油储层孔隙结构、储集空间特征和渗透率变化，从而对其进行有效评价。
第三，本文就致密油储层开发中遇到的技术难题，针对性地进行了相关的技术攻关研究，以提高致密油储层的开发效率。
致密油储层开发中许多技术难点主要包括有效孔隙分析难题、物性测试难题、显示技术难题、产能改造难题和微观机理模拟难题。
为了解决这些问题，人们已经建立了孔隙模型、测试显示方法、量化计算法、产能改造理论和油气显示技术等。
最后，本文对未来致密油藏特征及孔隙评价方法发展进行了展望，指出了相关研究需要深入研究的方向。
未来研究将重点放在以下几个方面：（1）催化剂技术发展将有助于进一步提高致密油藏的开发效率；（2）多孔性介质学的发展将为致密油藏的孔隙评价提供有力的理论支撑；（3）深度地质计算机模拟技术可以更好地反映致密油藏的孔隙结构特征；（4）卫星遥感技术可以更好地发掘致密油藏的地质特征。
综上所述，本文主要从致密油储层特征及孔隙评价方法研究综述，并提出未来发展方向。
《致密油储层孔隙结构特征研究》范文
《致密油储层孔隙结构特征研究》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，致密油储层因其丰富的资源潜力而备受关注。
致密油储层的开采与利用，关键在于对其孔隙结构特征的理解与掌握。
本文旨在深入研究致密油储层的孔隙结构特征，为有效开发利用致密油资源提供理论支持。
二、研究区域与对象本研究选取了多个具有代表性的致密油储层区域，针对其内部孔隙结构进行详细研究。
通过实地考察、文献调研及地质资料收集，我们对研究区域的地理位置、地质背景及储层特征有了较为全面的了解。
三、孔隙结构特征分析方法针对致密油储层的孔隙结构特征，本文采用了多种分析方法，包括物理实验、地质统计及数值模拟等。
物理实验主要借助扫描电镜、压汞实验等手段，观察孔隙形态、分析孔隙大小分布；地质统计则通过对岩心样品进行系统采样，分析孔隙度、渗透率等参数；数值模拟则基于地质模型，模拟致密油在储层中的流动过程，从而更深入地理解孔隙结构对油藏开发的影响。
四、孔隙结构特征分析结果（一）孔隙类型与分布特征通过扫描电镜观察，我们发现致密油储层的孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔及微裂缝等。
其中，粒间孔是主要的储油空间，溶蚀孔则对改善储层物性起到重要作用。
此外，微裂缝的发育程度对油藏的渗流性能具有显著影响。
这些孔隙在储层中的分布具有不均匀性，受成岩作用、沉积环境等多种因素影响。
（二）孔隙度与渗透率特征通过对岩心样品的系统采样与分析，我们发现致密油储层的孔隙度较低，但渗透率差异较大。
孔隙度的分布受岩性、成岩作用等因素影响；而渗透率则主要受控于孔隙结构、微裂缝发育程度等因素。
此外，我们还发现孔隙度与渗透率之间存在一定的相关性，表明二者在某种程度上相互影响。
（三）数值模拟结果数值模拟结果显示，致密油储层的渗流过程受孔隙结构影响显著。
在开发过程中，需要充分考虑孔隙结构对流体流动的影响，优化开发方案，提高采收率。
五、结论与建议通过本文的研究，我们得出以下结论：致密油储层的孔隙结构特征复杂，孔隙类型多样，分布不均匀；孔隙度与渗透率之间存在一定相关性；渗流过程受孔隙结构影响显著。
《2024年致密油气储层岩石参数测试方法研究》范文
《致密油气储层岩石参数测试方法研究》篇一一、引言随着油气勘探技术的不断进步，致密油气储层逐渐成为国内外油气勘探的重要领域。
然而，由于致密油气储层的特殊性质，如低孔隙度、低渗透率等，使得其开发难度较大。
为了更好地了解致密油气储层的物理性质和地质特征，需要进行一系列的岩石参数测试。
本文旨在研究致密油气储层岩石参数测试方法，以期为油气勘探开发提供更加准确的数据支持。
二、致密油气储层概述致密油气储层是指具有低孔隙度、低渗透率等特征的储层，其成因主要与地质构造、沉积环境、成岩作用等因素有关。
由于致密油气储层的特殊性，其开发难度较大，需要采用一系列的测试方法了解其物理性质和地质特征。
三、岩石参数测试方法（一）孔隙度测试孔隙度是评价致密油气储层的重要参数之一，其大小直接影响着储层的储油能力和采收率。
常见的孔隙度测试方法包括密度法、声波法、电阻率法等。
其中，密度法通过测量岩样的密度和岩石骨架密度来计算孔隙度；声波法则是通过测量岩样中声波传播速度的变化来推算孔隙度；电阻率法则利用岩样的电性差异来计算孔隙度。
（二）渗透率测试渗透率是描述储层中流体流动能力的参数，对于致密油气储层的开发具有重要意义。
渗透率测试方法主要包括稳态法和非稳态法。
稳态法是通过在恒定的压力差下测量流体的流量来计算渗透率；非稳态法则是通过观察流体在储层中的非稳态流动过程来计算渗透率。
（三）岩石物理性质测试岩石物理性质测试包括岩石力学性质测试和地球化学性质测试。
岩石力学性质测试主要涉及岩石的抗压强度、抗拉强度、弹性模量等；地球化学性质测试则包括元素分析、同位素分析等，这些测试有助于了解储层的成因和演化过程。
四、测试方法的应用与优化针对致密油气储层的特殊性，需要综合运用多种测试方法，以获得更加全面、准确的岩石参数数据。
同时，还需要对测试方法进行优化，以提高测试精度和效率。
例如，可以通过改进孔隙度测试方法中的测量技术，提高密度法和声波法的测量精度；通过优化渗透率测试过程中的流体选择和压力控制，提高非稳态法的测试精度等。
致密储层孔隙结构表征技术及发展趋势
基于致密储层孔隙结构的特点，在对孔隙结构分析中，掌握正确的分析技术，按照分析要求进行储层分析，能够解决孔隙结构的分析难题，确保孔隙结构分析能够达到准确性要求，提高孔隙分析的有效性。
从目前表征技术的分类及应用来看，表征技术类别多，对整个孔隙结构的分析能够起到积极作用，对表层技术进行深入研究，并掌握表征技术的特点和表征技术的类别，对于推动致密储层孔隙结构分析和解决技术应用问题具有重要意义。
一、孔隙结构二维扫描技术1.扫描电子显微镜技术。
在孔隙结构的分析中，二维扫描技术是重要的技术种类，二维扫描技术主要分为电子显微镜技术和激光共聚焦显微镜技术。
电子显微镜技术在扫描中能够实现对致密储层孔隙结构细节的扫描，在扫描的全面性和扫描的快速性方面能够满足分析需要。
同时，利用扫描电子显微镜技术能够实现对地层的快速分布，能够生成扫描图像，对整个孔隙结构的分析和孔隙特性的逻辑具有重要作用。
因此，掌握扫描电子显微镜技术，并在致密储层正确应用该技术，对提高致密储层孔隙结构的分析效果具有重要作用。
２.激光共聚焦显微镜技术。
激光共聚焦显微镜技术能够实现对储层结构的聚焦分析，通过激光共聚焦的方式，能够对孔隙细节的点进行分析，在细节成像和细节分析有效性方面能够达到准确性要求，在激光共聚焦显微镜技术应用中，技术应用难度较低，能够根据技术应用情况和分析需要，采取具体表征技术，对于提高整个孔隙结构的分析效果和分析孔隙结构中细节点位的变化情况往往能够取得积极效果。
因此，正确应用激光共聚焦显微镜技术，能够提高整个孔隙结构的分析效果。
二、孔隙结构三维重构技术１.聚焦离子束显微镜技术。
为了提高孔隙结构的分析效果，三维重构技术是重要的分析方法，在技术应用中，聚焦离子数显微镜技术是重要的技术类型。
聚焦离子束显微镜技术能够实现对孔隙结构的聚焦，能够根据孔隙结构的特点和表现进行纳米级的分析，同时，根据孔隙的特点和孔隙的具体情况，以三维图形的方式呈现，对提高整个分析质量和满足分析需要，以及解决孔隙结构分析中存在的问题具有重要作用。
致密油储层孔隙度测定方法
致密油储层孔隙度测定方法王磊;李克文;赵楠;张辉;褚岩岩【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2015(022)004【摘要】致密油储层孔隙结构以微孔和纳米级孔隙为主,孔隙度一般小于10％.常规孔隙度测定方法很难准确、快速测定致密油储层孔隙度.因此,基于波义耳定律,同时引入孔隙度测定压力区分度函数,分析不同参数对孔隙度测定精度的影响,优化实验仪器参数,设计出适合致密油储层孔隙度测定的实验装置.利用该实验装置测定致密油储层岩心样品孔隙度为2.55％,而利用压汞法测定的孔隙度为2.40％,2种方法的测定结果相差不大.为了验证优化后的实验装置的准确性,利用该实验装置对已知孔隙度为25.16％的人造岩心的孔隙度进行测定,其值为25.56％,表明优化后的实验装置能够快速、准确测定致密油储层岩心样品的孔隙度.【总页数】5页(P49-53)【作者】王磊;李克文;赵楠;张辉;褚岩岩【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江524057;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江524057【正文语种】中文【中图分类】TE112.23【相关文献】1.致密油储层可动流体饱和度计算方法--以合水地区长7致密油储层为例 [J], 喻建;杨孝;李斌;刘小静;田建锋2.致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系 [J], 李伟峰;刘云;于小龙;魏浩光3.致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法 [J], 郑建东;王晓莲4.利用测井交会图法定量表征致密油储层成岩相——以鄂尔多斯盆地华池地区长7致密油储层为例 [J], 冉冶;王贵文;赖锦;周正龙;崔玉峰;代全齐;陈晶;王抒忱5.页岩油储层核磁有效孔隙度起算时间的确定——以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层为例 [J], 王伟;赵延伟;毛锐;孙中春;牟立伟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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石摇 油摇 实摇 验摇 地摇 质
Vol. 34,No. 3
摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇
2012 年 5 月
PETROLEUM GEOLOGY & EXPERIMENT
May,2012
文章编号:1001 -6112 ( 2012 ) 03 -0334 -06
用双室法测定颗粒体积,在参考室输入一定的 压力,打开参考室和样品室的阀门,参考室气体向 装有已知体积岩样的岩心室膨胀,测定平衡后的压 力,根据压力变化测得进入样品孔隙的气体体积, 据此可计算颗粒体积,总体积减去颗粒体积,即为 孔隙体积,进而计算孔隙度( 图 1) [1,11]。 1. 2摇 测定流程
(3) 气体吸附等温线法。 对于压汞法不能测定 的孔隙区域,尤其是纳米级孔隙的测量,采用气体吸 附等温线法,其最小探测范围为所使用的探测气体 分子的直径,一般为大于 0. 5 nm 的开口孔隙。 主要 采用 CO2 低温吸附(D-R 方法)与 N2 低温吸附(BET 理论)。 但由于每个方法的假设与理论模型存在差 异,重叠部分的符合度不是很高[2-3] 。
后参考室压力差( 平衡后减平衡前)。 Dpy1 = Pcy1 -
Py1 ;Dpy2 = Pcy2 - Py2 。 Dpy1 、Dpy2 为第一、 第二次步骤
平衡前后样品室压力差( 平衡后减平衡前) 。
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摇 摇 摇 摇 摇 摇 石摇 油摇 实摇 验摇 地摇 质摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 第 34 卷摇 摇
其中,只有 V1 、V2 为未知数,由公式(3)、(4),利用 波义尔定律计算参考室体积 V1 和充满标准块后样 品室自由体积 V2 :
V1 = Vb0( Rdp1 -Rdp2 )
(5)
V2
=
-RVd1p1
=
V1 Vb0( Rdp2 -Rdp1 ) R dp1
(6)
式中: Rdp1 = Dpy1 / Dpc1 ; Rdp2 = Dpy2 / Dpc2 。 Dpc1 = Pcy1 Pc1 ;Dpc2 = Pcy2 -Pc2 。 Dpc1 、Dpc2 为第一、第二次平衡前
限公司科技攻关项目(2011A-0203) 资助。
摇 第 3 期摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 田华,等. 致密储层孔隙度测定参数优化摇 摇 摇 摇
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摇 摇 (4) 核磁共振法( NMR) 。 核磁共振对孔隙中 氢原子存在响应,通过低磁场核磁共振 T2 谱,反映 不同大小孔隙的体积占总孔隙体积的比例,计算得 到孔隙度[1-2] 。 由于核磁共振只能通过 T2 谱间接 测得孔隙分布,而且设备昂贵,目前未能大量分析 样品。
Abstract: The porosity is an important parameter to evaluate reservoir physical properties and calculate petroleum reserves. The porosity of tight reservoir is less than 10% , and that of gas shale is usually less than 5% , which is a great challenge of porosity determination apparatuses. Currently the Boyle爷 s Law Double鄄Cell ( Matrix Cup) Method is widely used. The porosity determination for gas shale and tight sandstone needs ultra high accuracy, and it is necessary to carry theory analysis and optimize determination parameters. The objective pressure distinc鄄 tion function is established and numerical simulation is carried out. To obtain higher accuracy, it is necessary to set higher reference cell primary pressure, higher sample cell primary pressure, lower standard bulk volume and lower sample bulk volume. The relative error of experimental porosity of the standard sample of 5. 0% can de鄄 cline as much as 14% , and the absolute error can decline by 0. 7% . This study developed a theory calculation model, which will be useful for technical support for tight reservoir porosity determination. Key words: porosity; parameter optimization; numerical simulation; shale; tight sandstone
收稿日期:2011 -10 -27 ;修订日期:2012 -03 -05 。 作者简介:田华(1986—) ,男,硕士,从事页岩储层孔隙结构研究。 E鄄mail: drawtianhua@ 163. com。 基金项目:国家重大科技专项(2011ZX05007-001) 、国家重点基础研究发展计划(973 计划) 项目(2009CB219601) 、中国石油天然气股份有
1. 2. 2摇 岩样测试 (1)用游标卡尺分别测量岩心的直径 D 和长
度 L,计算得到岩样的总体积为:
1摇 波义尔定律双室法测定原理与流程
1. 1摇 基本原理 孔隙度定义为物质的孔隙空间体积与总体积
之比。 波义尔定律双室法测量岩石孔隙度的基本 原理是:根据波义尔定律,当温度为常数时,一定质 量理想气体的体积与其绝对压力成反比[1-4] 。 公 式如下:
V1 / V2 = P2 / P1 或 P1 V1 = P2 V2
(1) 将参 考 室、 样 品 室 和 管 线 的 气 体 排 空; 关 闭进气阀门 1、岩心室阀门 2 和排空阀门 3;在样品 室放满标准块,打开进气阀门 1,向参考室注气,初 始压力为 0. 1 ~ 0. 9 MPa,关闭进气阀门 1,待压力 表稳定后读数 Pc1 和 Py1 ;打开样品室阀门 2,到达 一定压力后,关闭样品室阀门 2,稳定后并记录压 力表读数为 Pcy1 ;打开排空阀门 3 进行放空。
Parameter optimization of tight reservoir porosity determination
Tian Hua1,2 , Zhang Shuichang1,2 , Liu Shaobo1,2 , Ma Xingzhi1,2 , Zhang Hong1,2
(1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China; 2. State Key Laboratory of EOR, Beijing 100083, China)
(1)
式中:P1 为初始绝对压力;P2 为平衡后的绝对压 力;V1 为初始体积;V2 为平衡后的体积。
为了准确测定颗粒体积,考虑温度的变化和非 理想气体特征,扩展的公式如下:
P1 V1 / Z1 T1 = P2 V2 / Z2 T2
(2)
式中:T1 为初始绝对温度;T2 为平衡后的绝对温 度;Z1 为 P1 和 T1 时的气体偏差因子;Z2 为 P2 和 T2 时的气体偏差因子。
致密储层孔隙度测定参数优化
田摇 华1,2 ,张水昌1,2 ,柳少波1,2 ,马行陟1,2 ,张摇 洪1,2
(1. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083;2. 提高石油采收率国家重点实验室,北京 100083)
摘要:孔隙度是评价储层物性、计算原始油气储量的重要参数,致密储层孔隙度一般小于 10% ,页岩储层普遍小于 5% ,常规波义 尔定律双室法孔隙度测定仪器很难满足精度要求。 为了提高致密储层孔隙度测定精度,建立了孔隙度压力区分度目标函数,区 分度越大,测定精度越高。 通过数值模拟,对孔隙度测定仪器进行了参数优化,结果表明,欲使得区分度增大,需要满足 3 个条 件:(1) 平衡前参考室压力、平衡前样品室压力尽量大;(2) 取出的标准块体积、样品体积尽量小;(3) 标准块体积尽量与样品体积 相等。 参数优化后孔隙度为 5. 0% 的标准样品测定值相对误差最大可降低 14% ,绝对误差最大可降低 0. 7% ,通过参数优化为致 密储层孔隙度测定提供了技术支持。 关键词:孔隙度;参数优化;数值模拟;页岩;致密砂岩 中图分类号:TE135摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 文献标识码:A
摇 摇 孔隙度是评价储层物性、计算油气储量的重要 参数。 随着非常规油气的勘探开发,致密储层所占 比例越来越高,与常规储层相比,致密储层孔隙度 较低,一般小于 10% ,页岩储层普遍小于 5% [1-6] 。 致密储层孔隙度测定成为一个被广泛关注的问题, 出现了一系列测定方法[7-10] ,主要包括:
由公式(1) 、(2) 可得:
Pc1 V1 +Py1 V2 = Pcy1( V1 +V2 )
(3)
(2)打开岩心室取出标块 1,并记录其体积为 Vb0 ,重复(1) 步骤,分别得到参数 Py2 、Pc2 和 Pcy2 。