石油地质学第2章3

二 储集岩的渗透率
储集岩的渗透性是指在一定压差作用下，储 集岩本身允许流体通过的性能。同孔隙性一样， 渗透性也是储层最重要的参数之一，它不但控制 着储能，而且控制着产能。岩石渗透性的好坏用 渗透率表示，渗透率可分为绝对渗透率、有效渗
透率和相对渗透率。
1. 绝对渗透率
当单相流体充满岩石孔隙，流体不发生任何 物理、化学反应，流体的流动符合达西直线渗滤定 律时，所测得的岩石对流体的渗透能力称为该岩石 的绝对渗透率。
2 各种饱和度的名词解释
1)原始含油、气、水饱和度
原始含油、气、水饱和度分别记为Soi、 Sgi、Swi。原始含油、气、水饱和度是指在油
藏投入开发之前，油藏内流体处于一种相对 的平衡状态，由于重力分异，气位于油上， 水位于油之下，在油藏第一口井所取得的油 层岩心，测试所得的油、气、水饱和度就称 为原始含油、气、水饱和度。
储集岩物性及其 分类评价
§3 储层的岩石物理性质
本节以沉积成因的油气储集岩为例，介 绍储层的主要岩石物理性质，包括孔隙度、 渗透率、饱和度、岩石的比面等。 一 、储集岩的孔隙度
储层岩石的孔隙度定义为岩石的孔隙体 积与岩石总体积之比，或单位体积岩石中孔 隙体积所占的百分数。
1 绝对孔隙度 绝对孔隙度是指岩石总孔隙（包括连通
c

Vc Vr
（2—3）
式中 Φc—裂隙率； Vc—裂缝总体积，cm3； Vr—岩石总体积，cm3。
4. 平均孔隙度 （1）单井平均孔隙度
一般用厚度加权平均方法计算单井平均
孔隙度，其计算公式为：
n
i hi
i1 n hi i 1
（2—4）
式中 —单井平均孔隙度； i —每块岩样分析的孔隙度；
用符号SWC表示。
4） 可动油、气、水饱和度 可动油、气、水饱和度是指在油田开发
所具有的压差下，孔隙中可以流动的油、气、 水的体积占孔隙体积百分数。可流动的流体 必须在孔隙空间中呈连续分布，对于那些孤 立的油、气、水，或者被小孔隙所包围的大 孔隙中的油、气、水不能呈连续状态，因此 它们处于不流动状态。孔隙中油、气、水的 可动性与流体性质、流体与岩石的相互关系 以及与生产压差有关，它也是一个变量，例 如，随着压差增大，一些孤立的油滴可以被 水流带出。
图2－2 1- 压汞曲线 2－ 退汞曲线
毛细管压力曲线呈 单一台阶式、多台阶式 或不规则形等多种形态， 主要取决于孔隙分布的 歪度(或偏斜度)以及孔 隙的分选性两个因素。 歪度是指孔喉分布中以 粗孔喉为主还是以细孔 喉为主。偏于粗孔喉的 称粗歪度，反之为细歪 度。在储集岩中歪度粗， 表明储集性好。孔喉的 分选性是表明孔喉大小 分布的均一程度。毛细 管压力曲线呈水平平台 表明分选好，分选差则 呈斜线（图2－3）。
图2－2 1- 压汞曲线 2－ 退汞曲线
中间平缓段(bc)是主要 的进液段，大部分非润湿相 在该压力区间进入岩石的主 要孔隙。中间平缓段的长短 及位置的高低对分析岩心的 孔隙结构起着重要的作用。 中间平缓段越长，说明岩石 喉道的分布越集中，分选越 好。平缓段位置越靠下，说 明岩石主要喉道半径越大。
So

i 1 n
hi
i 1
（2—14）
式中 hi—样品所代表的厚度，m； Soi—样品的含油饱和度值。
（2）油藏平均值采用体积加权的方法，如下
n
Ai hi i Soi
S oi

i 1 n
Ai hi i
i 1
（2—15）
式饱中 和度Soi平—均单值层；(或油层组或区块或油藏)的含油
油、气、水的相对渗透率分别记为：
K ro

Ko K
K rg

Kg K
（2—8） （2—9）
K rw

Kw K
（2—10）
孔隙度和渗透率是储集岩的两个基本属 性，因此，可根据孔隙度和渗透率的大小对 储层进行评价。我国常见的碎屑岩储层物性 分类评价标准见表2－1。
表2-1 碎屑岩储层物性分类评价标准
a
b
c
d
e
f
图2－3 不同分选及歪度的典型毛细管压力曲线 （据Chlingar，G.V.，1972）
a.未分选；b. 分选好；c. 分选好，偏粗；d. 分 选好，偏细；e. 分选不好，略偏细；f. 分选不 好，略偏粗
（2 ）毛管力曲线的基本 特征
开始的陡段(ab)表现为 随压力的增加，非润湿相 饱和度缓慢增加。此时， 由于外加压力小，非润湿 相尚不能进入岩石的最大 孔隙，非润湿相饱和度的 增加是由于岩样表面凹凸 不平的表面孔或较大的缝 隙等引起的。现场上称此 时的非润湿相饱和度为麻 皮效应。
孔隙和不连通孔隙）体积或绝对孔隙体积 Vp与岩石总体积Vr或视体积的比值表示
t

Vp Vr
（2—1）
式中 Φt—绝对孔隙度； Vp—总孔隙体积，cm3； Vr—岩石总体积，cm3。
2. 有效孔隙度 有效孔隙度指那些参与渗流的、互相连
通的孔隙总体积（即有效孔隙体积）与岩石 总体积的比值。可用下式表示：
pc

2σ cos
r
pc—毛细管压力；
—水对管壁的润湿角；
r —毛管半径； σ—水的表面张力。
（2—16）
2、 毛细管压力曲线
储集岩的孔隙系统极为复杂，由一套不 规则的毛细管网络组成，饱含油、气、水的 岩石具有显著的毛细管现象，因此可以通过 毛细管性质的研究，了解储集岩的孔隙结构。
（1） 基本原理
5）残余油饱和度 残余油饱和度这一概念主要用于描
述油藏中高含水期的地下含油饱和度。 在国内外文献中对残余油有明确的定义， 即被工作剂驱洗过的地层中被滞留在岩 石孔隙中的油。该部分油占储层的孔隙 体积的百分数称为残余油饱和度。
§4 储集岩的分类评价
一、基础知识
1、毛细管压力（Capillary pressure）
绝对渗透率可用下列公式表示：
K QL 10 1
Ap
（2—6）
式中 K—岩石的绝对渗透率，m2； A—岩样截面积，cm2； L—岩样长度，cm； μ—流体粘度，mPa·s； p—岩样两端压力差，Mpa； Q—压差为p 下的流量，cm3/s。
在实际工作中人们发现，同一岩样、 同一种流体，
类别
孔隙度 ( %) 渗透率 (10-3μ m2)
高孔高 中孔中 中孔低 低孔低 特低孔特低
渗
渗
渗
渗
渗
≥25 15～25 15～25 10～15
﹤10
≥500 10～500 1～10 1～10
﹤1
三、储集岩的流体饱和度
储集岩的流体饱和度是描述岩石孔 隙中充盈流体的程度。该参数影响油气 藏储量的大小。因此，它与孔隙度、渗 透率一起，被称为岩石的孔、渗、饱参 数，用来评价储层的优劣。
Ai—含油面积，m2； hi—有效厚度，m； Φ i—有效孔隙度； Soi—原始含油饱和度。
n
Ai hi i Soi
S oi

i 1 n
Ai hi i
i 1
（2—15）
3） 束缚水饱和度
从油气运移角度考虑，当油气从生油层运移到 砂岩储层时，由于油、水、气对岩石的润湿性差异 和毛细管力的作用，运移的油气不可能把岩石孔隙 中的水完全驱替出去，会有一定量的水残存在岩石 孔隙中。这些水多数分布和残存在岩石颗粒接触处 角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面。由 于特殊的分布和存在状态，这一部分水几乎是 不流动的，因而被称为不可动水。又由于这部分水 的存在与分布明显受固体性质影响，所以也称为束 缚水或残余水，相应的饱和度称为束缚水饱和度，
压汞法是目前国内外测定毛细管压力的
常用方法。水银是一种非润湿相流体，将水 银注入被抽空的岩样孔隙空间中去时，一定 要克服岩石孔隙系统对水银的毛细管压力。
显然，注入水银的过程就是测量毛细管压力 的过程。注入水银的每一点压力就是代表一 个相应的孔喉大小下的毛细管压力。
在这个压力下进入孔隙 系统的水银量就代表这 个相应的孔喉大小在系 统中所连通的孔隙体积。 将实验获得数据绘制成 毛细管压力曲线，它可 反映毛细管压力、孔隙 喉道半径与水银饱和度 的关系（图2－2）。该曲 线的坐标系统一般采用 半对数直角坐标，纵坐 标使用对数值，其特点 是将储集岩的粗孔部分 放宽，细孔部分缩窄， 便于确定毛细管压力的 各种参数。
hi—每快岩样控制的厚度，m； n—样品块数。
（2）区块或油田平均孔隙度
用岩石体积加权平均方法计算区块或
油田平均孔隙度，其计算公式为：
n
Ai hi i
i1 n Ai hi i 1
式中 —区块或油田平均孔隙度； Ai—单井控制面积； Φ —单井平均孔隙度；
（2—5）
hi—单井油层厚度，m； n—井数。
所谓岩石有效渗透率是指当岩石孔隙为多
相流体通过时，岩石对每一种流体的渗透率。 分别用符号 、 K、OK表g 示Kw油、气、水的有效渗 透率。岩石的有效渗透率之和小于该岩石的 绝对渗透率。
3 相对渗透率 在实际应用中，为了应用方便将渗透率
无因次化，也为了便于对比出各相流动阻力 的比例大小，又引入了相对渗透率的概念。 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，它是衡量某 一种流体通过岩石的能力大小的直接指标。
最后陡翘段(cd)表示随 着压力的升高，非润湿相将 进入越来越细的孔隙喉道， 但进入速度越来越小，最后 曲线与纵坐标轴几乎平行， 即压力再增加，非湿相不再 进入岩样。
Q0 —大气压力下 p0 气体的体积流量，cm3/s；
p1 、p2 —气体通过岩样两端的压力，Mpa；
A—岩样截面积，cm2；
L—岩样长度，cm；
μ—流体粘度，mPa·s。
2 有效渗透率 在实际油层内，岩石孔隙并非只被单相流体所