2-5岩石渗透率
储层孔隙度与渗透率下限值计算-胡状集胡5块为例
储层孔隙度与渗透率下限值计算 -胡状集胡 5块为例摘要：胡5块为常压低渗油藏，含油井段2700～3300米，孔隙度主要分布在5～17%，平均孔隙度为10%，渗透率主要分布在0.1～4×10-3um2，平均渗透率2.6×10-3um2，属于低孔低渗储层。
以胡5块低孔—低渗型砂岩储层为例，针对砂岩储层物性孔隙结构特征，结合岩心分析的孔隙度、渗透率与含油岩心饱和相渗曲线的关系等方面进行深入研究，采用喉道半径下限法，以及孔隙度、含水饱和度和相渗曲线组合法等方法确定了该储层的物性下限值。
关键词：胡5块低孔低渗储集层物性下限利用高压压汞实验与物性实验相结合，相渗实验与物性实验相结合，确定出低渗储集层的物性下限值。
确定储集层孔隙度及渗透率下限值，是识别油气层、计算储量必需的参数，通过喉道半径下限法、相渗曲线法相结合的方法，求取胡5块的孔隙度和渗透率的下限值。
1喉道半径下限法储集层喉道下限法是根据前人研究成果和研究区的实际情况确定0.05～0.1μm 为储集层的孔喉下限值 [1-4] ，然后根据压汞实验中孔隙度与孔喉半径（孔喉半径中值）的关系求出孔隙度的下限值，最后利用孔渗的关系，求解渗透率的下限值。
图 1 孔隙度与渗透率的相关关系在胡5块共对84块岩心样品进行了压汞实验。
由孔喉半径中值和孔隙度的关系（图2）可看出，在胡5块低渗储层，当孔喉半径中值为0.05μm时，孔隙度为7.85%；当孔喉半径中值为0.1μm 时，孔隙度为8.23%。
考虑前人研究实验，以0.05μm 作为胡5块储集层孔喉下限值，则孔隙度的下限值为 7.85%。
结合胡5块孔渗的相关性（图 1），确定渗透率的下限值为0.36×10-3μm2。
图 2 孔喉半径中值与孔隙度的关系2相渗曲线法将相渗曲线中油水相渗透率的交点所对应的含水饱和度是该层具有原油产能的界限。
利用岩心分析含水饱和度与孔隙度的关系即可求出孔隙度的下限值，根据孔渗的相关关系又可求出渗透率的下限值。
《石油与天然气地质学》复习题1
《石油与天然气地质学》复习题第一章油气藏中的流体——石油、天然气、油田水一、名词解释石油、石油的灰分、组分组成、石油的比重、石油的荧光性；天然气、气顶气、气藏气、凝析气（凝析油）、固态气水合物、煤型气、煤成气、煤层气；油田水、油田水矿化度二、问答题1. 简述石油的元素组成。
2. 简述石油中化合物组成的类型及特征。
3．何谓正构烷烃分布曲线？在油气特征分析中有哪些应用？4. 简述Tissot和Welte 三角图解的石油分类原则及类型。
5. 简述海陆相原油的基本区别。
（如何鉴别海相原油和陆相原油？）6. 描述石油物理性质的主要指标有哪些？7. 简述天然气依其分布特征在地壳中的产出类型及分布特征。
8. 油田水的主要水型及特征。
9. 碳同位素的地质意义。
第二章油气生成与烃源岩一、名词解释沉积有机质、干酪根、成油门限（门限温度、门限深度）、生油窗、烃源岩、有机碳、有机质成熟度、氯仿沥青“A”、CPI值、TTI法（值）；二、问答题1．沉积有机质的生化组成主要有哪些？对成油最有利的生化组成是什么？2．按化学分类，干酪根可分为几种类型？简述其化学组成特征。
3．论述有机质向油气转化的现代模式及其勘探意义。
（试述干酪根成烃演化机制）4．试述有机质成烃的主要控制因素。
（简述时间—温度指数（TTI）的理论依据、方法及其应用。
）5．试述有利于油气生成的大地构造环境和岩相古地理环境（地质条件）。
6．天然气可划分哪些成因类型？有哪些特征？7．试述生油理论的发展。
8．评价生油岩质量的主要指标。
9．油源对比的基本原则是什么？目前常用的油源对比的指标有哪几类？第三章储集层和盖层一、名词解释储集层、绝对孔隙度、有效孔隙度、绝对渗透率、有效（相）渗透率、相对渗透率、孔隙结构、流体饱和度、砂岩体、盖层、排替压力二、问答题1．试述压汞曲线的原理及评价孔隙结构的参数。
2．碎屑岩储集层的孔隙类型有哪些？影响碎屑岩储集层物性的地质条件（因素）。
（简述碎屑岩储集层的主要孔隙类型及影响储油物性的因素。
致密储层岩石的微观结构和力学性质试验分析
83. 4 94. 9 83. 8
9 175. 3 10 534. 5 9 642. 2
泊松比
0. 342 0. 350 0. 336
2 试验结果分析
2. 1 应力与应变的关系 由试验曲线（ 见图 5） 可以看出，川中地区沙溪
庙组砂岩的应力 － 应变曲线形态属于塑 － 弹性变 形； 苏里格砂岩的应力 － 应变曲线形态可分为 3 种 类型： 塑 － 弹性变形，弹性变形和弹 － 塑性变形，其 中又以第一种变形为主。应力 － 应变曲线开始时显 示微向上凹的特征，这主要是岩石内微裂隙和孔隙
苏里格气田储层致密砂岩进行了模拟地层条件的岩石力学性质测试，获得了致密砂岩在储层条件下的弹性模量、泊松比和抗
压强度等岩石力学参数。采用岩石显微组构分析和岩石力学试验相结合的方法，探讨影响岩石力学性质的因素，为该类型储
层条件下岩石力学性质的研究提供了一些基本参数。
关键词：致密砂岩 岩石力学 影响因素 试验研究 参数
编号
R9 － 2 R9 － 3
R2
层位
沙溪庙 沙溪庙 沙溪庙
表 1 沙溪庙岩石三轴试验结果表
长度 / cm
井深均值 / m
围压 / MPa
孔隙压力 / 抗压强度 / 弹性模量 /
பைடு நூலகம்
MPa
MPa
MPa
4. 55 4. 02 4. 94
2 464. 47 2 475. 23
56. 68 56. 93
24. 64 24. 75
通过铸体薄片鉴定、扫描电镜观察（ 见图 1 ～ 4） 分析表明，研究区储集空间类型均以以残余粒间孔、
收稿日期：2011 － 04 － 02； 改回日期：2011 － 06 － 16 作者简介：杨海博（ 1984—） ，硕士研究生，主要从事储层保护与油 气田开发试 验 研 究 方 面 的 工 作。电 话： 15805466591，E － mail： lanhai． 2007@ 163． com。
储层“四性关系与电测油层的解释
储层“四性关系与电测油层的解释（一）、储层的“四性”关系储层的“四性”关系是指储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系。
沉积相是控制岩性、物性和含油性的主要因素，电性是对其三者的综合反映，不同的沉积相带，决定了不同岩性、物性和含油性，并决定了不同的电性特征。
只有正确地认识岩性，准确地掌握沉积环境、沉积规律和所处的沉积相带，认清各种岩性在电测曲线上的反应，才能正确地认识它的物性和含油性，才能与电性特征进行有机的结合，正确地进行油水层判断，提高解释符合率和钻井成功率。
测井曲线能反映不同的岩性，尤其对储集层及其围岩有较强的识别能力。
南泥湾油田松700井区长4+5、长6储集层测井显示：自然电位曲线为负异常，自然伽玛低值，微电极两条曲线分开，声波时差曲线相对较低，而且比较稳定，电阻率曲线随含油性不同而变化。
泥岩表现为：自然电位为基线，自然伽玛高值，微电极两条曲线重合，声波时差曲线相对较高，且有波动，电阻率曲线表现为中-高阻。
过渡岩性的特征界于纯砂岩与泥岩之间。
储层的钙质夹层显示为，声波时差低值，自然伽玛低值，电阻率高值；而泥质、粉砂质夹层显示为，自然伽玛增高，电阻率增大。
普通视电阻率曲线的极大值对应高阻层底界面。
感应曲线及八侧向曲线在储集层由于侵入而分开，而在泥岩及致密层3条曲线较接近。
但是，由于该区大部分井采用清水泥浆，所以，井径曲线在渗透层曲线特征不明显，微电极曲线在渗透层特征不明显。
长4+5储层岩性致密，渗透率值比较集中，在渗透性较好的储层段，一般含油性较好。
长4+5油层组含油层的曲线特征比较明显，油、水层的特征总体上便于识别。
电阻率曲线是识别油水层最重要的曲线。
理论上来说，感应曲线因其在地层中的电流线是环状的，那么，地层的等效电阻是并联的，它比普通视电阻率曲线及侧向测井更能识别相对低阻的地层。
所以，一般最好用感应测井曲线识别油水层。
油层电阻率幅度大，含油段的储层电阻率是水层电阻率的1.5—4倍，深、浅探测幅度差小，含油层的深感应电阻率大致为50—150Ωm。
5gc-v2x渗透率
5gc-v2x渗透率5G C-V2X（Cellular Vehicle-to-Everything）是一种基于5G网络的车联网技术，它将车辆与周围环境以及其他车辆进行连接和通信。
而5G C-V2X渗透率则是衡量5G C-V2X技术在车辆中的普及程度和应用广度的指标。
本文将围绕5G C-V2X渗透率展开讨论，从技术、应用和发展趋势等方面阐述其重要性和前景。
一、5G C-V2X技术概述5G C-V2X技术是指通过基于5G网络的车辆间通信，实现车辆与道路基础设施、行人和其他车辆之间的高效交互和信息交流。
它利用5G的高速、低延迟和大连接性等特点，为车辆提供了更强大的通信能力和智能化服务。
5G C-V2X技术包括车辆对车辆（V2V）、车辆对基础设施（V2I）和车辆对行人（V2P）等通信模式，为交通安全、智能驾驶和交通效率等方面带来了革命性的变革。
二、5G C-V2X渗透率的意义1. 提升交通安全性：通过5G C-V2X技术，车辆可以实时感知周围环境，并与其他车辆、行人和道路基础设施进行信息交互。
这有助于提前预警和避免交通事故的发生，大大提升道路交通的安全性。
2. 促进交通效率：5G C-V2X技术可以实现车辆之间的协同行驶和交通流优化。
通过实时交互和信息共享，可以减少交通拥堵、优化信号灯控制等，提高交通效率，减少行程时间和能源消耗。
3. 推动智能驾驶发展：5G C-V2X技术是实现自动驾驶的关键技术之一。
它可以实现车辆之间的高精度定位、车辆自动跟随、自动超车等功能，为智能驾驶提供了强大的技术支持。
4. 促进车联网应用：5G C-V2X技术可以实现车辆与云端的高速连接，为车联网应用提供了更广阔的空间。
通过5G网络，车辆可以获取丰富的互联网服务，如导航、娱乐、在线支付等，提升驾乘体验和车辆的智能化水平。
三、5G C-V2X渗透率的挑战与解决方案1. 技术成熟度：目前，5G C-V2X技术仍处于发展初期，面临着技术标准、频谱分配和设备兼容性等方面的挑战。
石油常用名词解释
石油常用名词解释不同的测井仪器有不同的性能和作用，在某种地质条件和钻孔条件下，根据一定的地质或工程目的，采用多种有针对性的测井仪器组合起来进行测井，称为达到这种目的的测井系列。
电阻率测井是在钻孔中采用布置在不同部位的供电电极和测量电极来测定岩石(包括其中的流体)电阻率的方法。
通常所用的三电阻率测井系列是：深侧向、浅侧向和微侧向电阻率测井。
声速测井声速测井是利用不同的岩石和流体对声波传播速度不同的特性进行的一种测井方法。
通过在井中放置发射探头和接收探头，记录声波从发射探头经地层传播到接收探头的时间差值，所以声速测井也叫时差测井。
用时差测井曲线可以求出储集层的孔隙度，相应地辨别岩性，特别是易于识别含气的储集层。
放射性测井放射性测井即是在钻孔中测量放射性的方法，一般有两大类：中子测井与自然伽马测井。
中子测井是用中子源向地层中发射连续的快中子流，这些中子与地层中的原子核碰撞而损失一部分能量，用深测器(计数器)测定这些能量用以计算地层的孔隙度并辨别其中流体性质。
自然伽马测井是测量地层和流体中不稳定元素的自然放射性发出的伽马射线，用以判断岩石性质，特别是泥质和粘土岩。
井温测井井温测井又称热测井，它可以进行地温梯度的测量；可以在产液井中寻找产液的井段，在注入井中寻找注入的井段；对热力采油井，可以通过邻井的井温测量检查注蒸汽的效果；可以评价压裂酸化施工的效果等。
地层倾角测井地层倾角测井是在钻孔中测量地层倾斜方向和倾斜角度的方法。
根据测得的数据，可以研究地质构造与沉积环境，从而追踪地下油气的分布情况。
井径测井仪是用来测量钻孔直径的。
在未下套管的井中可以测量井径不规则程度，提供下套管固井施工所需要的水泥用量参数；还可根据钻孔的不规则形态，分析判断地下岩层裂缝的发育程度和裂缝的方向。
在套管受损坏的井中，可以测量套管损坏的位置和变形情况。
自然伽马射能谱测井自然伽马能谱测井是测量地层中放射性元素铀、钍和钾40的伽马射线强度谱，从而确定它们在地层中的含量，用于分析岩石及流体性质。
岩心分析方法
‹烘 干
3、岩心筛选及制备
与原标准推荐的恒温烘箱和恒温恒湿 烘干法，基本方法一致。
砂岩（粘土含量低）
常规烘箱 真空烘箱
116 90
砂岩（粘土含量高）
可控干湿度烘箱，
63
相对湿度40%。
碳酸盐岩
常规烘箱 真空烘箱
116 90
含石膏岩石
可控干湿度烘箱，
60
相对湿度40% 。
可控干湿度烘箱，
页岩或者其它高含粘土岩石 相对湿度40% 。
„蒸馏抽提法：
4、流体饱和度测定
10） 如果岩样中含有大量的石膏或蒙脱石，测得的含水饱和度就会过 高. 如果油藏中存在水化水，在蒸馏和烘干的过程中被除掉了，那 么渗 透率、孔隙度数据就会发生改变（在烘干样品时可以使用湿度 烘 箱）；
11) 如果不知道油的密度，那么在计算中会导致误差，因为在计算中假 定了一个油密度值；
g，e
低渗透岩石
a，b，c，d，e，f
煤
h
页岩
a，b，c
油页岩
a（*）
硅藻土
c，e
图例： a ——常压干馏法；b ——蒸馏抽提法（全直径岩样）；c ——
蒸馏抽提法（柱塞岩样）；d —— 保压岩心分析法；e —— 溶剂冲洗法 /Karl Fisher；f ——海绵取心法；g ——含石膏的岩心分析方法；h —— 煤样分析法； （*）——修改的方法。
12） 岩心颗粒损失； 13） 岩心油清洗得不彻底； 14） 烘干时的温度高于蒸馏时的温度，这样有可能会把结晶水除掉，从
而增大了油体积； 15） 岩石润湿性可能会改变； 16） 粘土的结构可能会改变，从而使渗透率的测定不准确； 17） 对分析的准确性没有检测。
2-5岩石渗透率详解
意义：孔喉的大小和孔隙结构的复杂程度对渗透率 的影响远远大于孔隙度的影响。
第五节
油藏岩石的渗透性
包含在Carman-Kozeny 公式中的τ系数中
岩石孔隙内表面的粗糙度：
孔隙内表面粗糙程度不同,当流体经过时对
流体的滞留和拖曳作用不同,流体所受的阻力也
不同。
第五节
油藏岩石的渗透性
2. 成岩作用
压实作用 ◆压实作用 胶结作用 溶蚀作用
第五节
油藏岩石的渗透性
达西实验的条件：
★岩石孔隙100%为某种流体饱和； ★流体在岩石孔隙中的渗流保持为层流； ★流体与岩石不发生反应。
与所通过的流 K是仅与岩石自身性质有关的参数 , 体性质无关 它只决定于岩石的孔隙结构。
K为岩石的绝对渗透率
第五节
油藏岩石的渗透性
（1）水平线性稳定渗流的达西公式
二、气测渗透率
Q
K g A dP
dx
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。 第五节 油藏岩石的渗透性
玻义尔— 马略特定律
QP Q0 P0 Q1P1 Q2 P2 常数
则：
Q
K g A dP
dx
Q0 P0 Q P Q0 P0 dx K g 气测渗透率的 A PdP
岩石渗透率与平 均颗粒直径的平方 成正比，与颗粒的 标准偏差成反比。
砂岩的粒度分布范围越广,颗粒分选性越差,胶结物质 含量来自多,其渗透率就越低。第五节
油藏岩石的渗透性
构造特征 层理和纹理的发育程度,沉积旋回、韵律等。
●层理的方向性、递变性等构造,导致砂岩渗透率的方向性。
渗透率方向性是指岩石渗透率在水平方向上和 垂直方向上的差异。
渗透率实验报告
中国石油大学（油层物理）实验报告实验日期：2012-11-5 成绩：班级： 石工10-15 学号：10131504姓名： 于秀玲 教师：同组者： 秘荣冉岩石气体渗透率的测定一. 实验目的1．巩固渗透率的概念，掌握气测渗透率原理； 2．掌握气体渗透率仪的流程和实验步骤。
二. 实验原理渗透率的大小表示岩石允许流体通过能力的大小。
粘度为1mPa.s 的液体在0.1MPa （1个大气压）作用下，通过截面积为12cm ，长度为1 cm 的岩心，当被液体的流量为1s cm /3时，其渗透率为12m μ。
根据达西公式，气体渗透率的计算公式为：1000)(2222100⨯-=P P A LQ P k g μ（2310m μ-） 令A Lh CQ k h Q Q P P P c w r w r g 200,200;)(200000022210==-=则μ （2-5） 式中，K —气体渗透率，;1023m μ- A—岩样截面积，2cm ；L —岩样长度， cm ； 21P P 、—岩心入口及出口大气压力，0.1Mpa;-0P 大气压力, 0.1Mpa; g μ—气体的粘度,s mPa ⋅0Q —大气压力下的流量，s cm /3；r Q 0—孔板流量计常数，s cm /3 w h —孔板压差计高度，mm ； C —与压力有关的常数。
C 值表达式中，g μ取24摄氏度时空气的粘度0.018371mPa.s ，岩心下游压力P 2等于大气压P 0加上200mm 水柱产生的压力，因此C 值只是上游压力P 1的函数。
测出C （或21P P 、）、w h 、r Q 0及岩样尺寸，即可求出渗透率。
三. 实验设备（a）流程图(b)控制面板图1 GD-1型气体渗透率仪四. 实验步骤1. 测量岩样的长度和直径，将岩样装入岩心夹持器；把换向阀指向“环压”，关闭环压放空阀，打开环压阀，缓慢打开气源阀，使环压表指针到达1.2～1.4MPa；2. 低渗岩心渗透率的测定低渗样品需要较高压力，C 值由C 表的刻度读取。
渗透率的理论计算方法
m +2 m
2
2 ×M2 d/ 108 ( 1 - POR )
( 14)
当孔隙度为 20 % ,M d 为 011 mm 时 , 式 ( 14 ) 估算 渗透率为 01231 481 5 D 3 ,即 2311481 5 mD 。这与实际 相差不大 , 究其原因 , 渗透率受比表面的影响是很大 的 ,而式 ( 14) 充分考虑了这个因素 , 所以 , 这个模型是 2 比较合理的 。同时 K L = H / 12 也可以直接用于裂缝的 产能估算 。如裂缝宽度 H = 011 mm 时 , K L = 8331333 333 D 。
ABSTRACT Jia Wenyu , Yan Anyu , Tian Suyue. Theoretical Calculation Method of Permeability. WL T , 2000 , 24 ( 3) : 216 - 219 At present , there is no direct way to acquire accurate formation permeability. The permeability obtained from log interpretation is determined by statistic method , which has not only great errors but also is limited by different regions , therefore causing many difficulties in log interpretation. Comparison with core analysis data shows that the resulted permeability from theoretical model discussed herein is quite proximate to true formation permeability , so it is very practical . Subject Terms : permeability formation factor theoretical model porosity log interpretation
油层物理2-5 第五节 储层岩石的渗透性
Darcy实验
达西通过实验发现：
水通过等粒径填砂柱时，水流量与：
• • • • 砂柱截面积（A）成正比 砂柱两端进出口压差（△p）成正比； 砂柱长度（L）成反比； 流体粘度（m）成反比（流体不同时）。即：
A p Q L
改变填砂柱的粒径，则流体流量不同，
→在上式中引入比例系数K，建立了达西定律 Ap Q k L
气体性质较稳定，不易变化； 不与岩石表面作用而改变孔隙大小； 气体测岩石K的误差容易校正：
• 气体膨胀→流量不稳定校正； • 气体分子扩散→气体滑脱效应校正。
16
四、气测渗透率
17
气测K公式推导
① 设在微单元dL上，气体具稳定的体积流量 在dL上用达西公式的微分式：
A dp Q K dL
24
气测渗透率时，由于气-固间的分子作用力远比液 固间的分子作用力小，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，可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，形 成了所谓的“气体滑动效应”。 克林肯贝格(Klinkenberg)发现了气体在微细 毛管孔道中流动时的滑动效应，故称“克氏效 应”。
油测时：物理吸附→孔隙表面形成油膜→孔隙空间↓→ 岩石K↓； 水测时：水敏性矿物膨胀→岩石K↓ 气测时：气体膨胀、流量变化→达西公式不能用 气体在低压下分子扩散→岩石K↑
依据达西公式，用任何流体测定岩石K 都存在误差。
15
四、气测渗透率
方法：行业标准规定使用气体测量岩石K，即： 在低压下，用干燥空气或氮气气体等温通过岩 心，测定岩石绝对渗透率K。
• 在岩心各断面处有稳定的体积流量
② 流体性质稳定：
油层物理实验报告
油层物理实验报告目录实验一岩石孔隙度的测定 (3)实验二岩石比面的测定 (6)实验三岩心流体饱和度的测定 (9)实验四岩石碳酸盐含量的测定 (12)实验五岩石气体渗透率的测定 (14)实验六压汞毛管力曲线测定 (17)实验一岩石孔隙度的测定一．实验目的1．巩固岩石孔隙度的概念，掌握其测定原理；2．掌握测量岩石孔隙度的流程和操作步骤。
二．实验原理根据玻义尔-马略特定律，在恒定温度下，岩心室体积一定，放入岩心室岩样的固相(颗粒)体积越小，则岩心室中气体所占体积越大，与标准室连通后，平衡压力越低；反之，当放入岩心室内的岩样固相体积越大，平衡压力越高。
绘制标准块的体积（固相体积）与平衡压力的标准曲线，测定待测岩样平衡压力，据标准曲线反求岩样固相体积。
按下式计算岩样孔隙度：式中，Φ－孔隙度，％； Vs－岩样固相体积，cm3；Vf－岩样外表体积，cm3。
三.实验流程与设备（a）流程图（b）控制面板图1 QKY-Ⅱ型气体孔隙度仪仪器由下列不见组成：①气源阀：供给孔隙度仪调节低于10kpa的气体，当供气阀开启时，调节器通过常泄，使压力保持恒定。
②调节阀：将10kpa的气体压力准确的调节到指定压力（小于10kpa）。
③供气阀：连接经调节阀调压后的气体到标准室和压力传感器。
④压力传感器：测量体系中气体压力，用来指示准确标准室的压力，并指示体系的平衡压力。
⑤样品阀：能使标准室内的气体连接到岩心室。
⑥放空阀：使岩心室中的初始压力为大气压，也可使平衡后岩心室与标准室的气体放入大气。
四．实验步骤1．用游标卡尺测量各个钢圆盘和岩样的直径与长度（为了便于区分，将钢圆盘从小到大编号为1、2、3、4），并记录在数据表中；2．将2号钢圆盘装入岩心杯，并把岩心杯放入夹持器中，顺时针转动T形转柄，使之密封。
打开样品阀及放空阀，确保岩心室气体为大气压；3．关样品阀及放空阀，开气源阀和供气阀。
调节调压阀，将标准室气体压力调至某一值，如560kPa。
岩石两相流体相对渗透率测定方法
3、孔隙度、渗透率的测定
进行相对渗透率测试之前，先测量岩样的基础参数，包括长度、直径 、孔隙度、渗透率。上述参数重复测定两次，误差在规定的范围内。测定 方法按SY／T 5336的规定执行。
2009年5月
中国石油勘探开发研究院采收率所
7
三、岩样和流体准备
4、岩样饱和
将烘干的岩样称重，抽真空饱和模拟地层水。将饱和模拟地层水后的岩 样称重，即可按下式求得有效孔隙体积。
2、恢复润湿性的方法
建立束缚水的岩心用原油驱替精制油。 在地层温度条件下老化最少10天，具体步骤按SY/T 5153“油藏
岩石润湿性测定方法”的规定执行。
将老化好的岩心用精制油驱替干净待用。
2009年5月
中国石油勘探开发研究院采收率所
12
五、油-水相对渗透率测定
1、稳态法油-水相对渗透率测定 1)实验原理
2)实验流程
7 5 4
7
4 12 5
10
8 6 6
„„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„
因此可利用测定岩样进出口压差及油、水流量，由达西定律直接计算出
岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值。用称重法或物质平衡法计算 出岩样相应的平均含水饱和度。
改变油水注入流量比例，就可得到一系列不同含水饱和度时的油、水相
对渗透率值，并由此绘制出岩样的油－水相对渗透率曲线
2009年5月
中国石油勘探开发研究院采收率所
7－三通阀；8－油水分离器；9－压差传感器；10－回压阀。
2009年5月
中国石油勘探开发研究院采收率所
注水压力对低渗透储层渗流特征的影响
提压增注是低渗透油藏改善区块注水效果最 直接的方法 。 ［4，5］ 但高压注水是否会给 储 层 带 来 新 的伤害，是油田开发中可能遇到的问题。 为了深入
了解高注入压力下岩石物性的变化，采用不含悬浮 固相颗粒的清洁注入水进行高压注水岩心流动实 验，研究在不同注入压力下岩石渗透率的变化趋势。 1. 1 实验材料
岩心号
广 11-5-13 广 11-5-11 广 11-5-14 广 11-5-12
粒 度 中 值 （μm）
15.16 15.16 15.16 15.16
注 入 压 力 （MPa ）
15 25 35 50
不 同 侵 入 深 度 处 的 伤 害 程 度 （%）
0～1.87 cm
1.87～4.87 cm 4.87～8.00 cm
15.16 μm，细 菌 含 量 为 2.5×104 个/mL， 实 验 岩 样 采 自王场油田王广区广 11 井的不同层位，实验数据见 表 2。
表 2 不同注入压力下固相侵入深度试验结果 Table 2 The experiment result of the solid invasion in different depths under the different injection pressures
了低渗透油藏渗流规律的复杂性。 通过室内岩心流动实验，研究了注入压力对岩石渗透率和流体渗流规
律的影响。 结果表明，低渗透储集层存在非线性渗流特征，当注入压力较低时，流体在岩心中流动速度随
压力梯度的变化很小，也就是在低压下，注入水很难进入地层；当压力梯度较大时，渗流速度与压力梯度
的关系呈近似的直线关系；在上覆压力和压力梯度不变的条件下，注入压力越高，岩石渗透率就越高。 由
中国石油大学(华东)单向渗流模拟实验
实验一单向渗流模拟实验一、实验目的1、本实验采用的是变截面两段均质模型，通过实验观察不同段的不同压力降落情况。
2、进一步加深对达西定律的深入理解，并了解它的适用范围及其局限性。
二、实验原理一维单相渗流实验以稳定渗流理论为基础，采用变直径填砂管模型，以流体在模型中的流动模拟水平均质地层中不可压缩流体单向稳定渗流过程。
保持填砂管两端恒定压力，改变出口端流量，在稳定条件下测量填砂管不同位置处的压力值，可绘制压力随位置的变化曲线；根据一维单相稳定渗流方程的解并计算两段填砂管的渗透率。
三、实验流程图1-1 一维单相稳定渗流实验流程图1～10－测压管 11－供液阀 12－供液筒 13－溢流管 14－供液控制阀15－水平单向渗流管（粗）16－支架17－水平单向渗流管（细）18－出口控制阀 19－量筒四、实验步骤1、记录渗流管长度、渗流管直径、测压管间距等相关数据。
2、关闭出口控制阀“18”，打开供液阀“11”，打开管道泵电源，向供液筒注水。
3、打开并调节供液控制阀“14”，使各测压管液面与供液筒内的液面保持在同一水平面上。
4、稍微打开出口控制阀“18”，待渗流稳定后，记录各测压管的液面高度，用量筒、秒表测量渗流液体流量，重复三次。
5、调节出口控制阀“18”，适当放大流量，重复步骤4；测量不同流量下各测压管高度，共测三组流量。
6、关闭出口控制阀“18”，关闭供液控制阀“14”，结束实验。
注：待学生全部完成实验后，先关闭管道泵电源，再关闭供液阀“11”。
五、实验要求与数据处理1、实验要求（1）根据表1-1，记录取全所需数据，计算三个不同流量下的测压管水柱高度（举例）。
（2）绘制三个流量下，测压管压力与流动距离的关系曲线，说明曲线斜率变化原因。
（3）绘制渗流截面不同的两段地层流量与岩石两端压差的关系曲线，观察线性或非线性流动规律。
（4）根据达西定律，分别计算两段地层的平均渗透率。
2、实验数据处理 测压管压力计算公式gh P ρ=∆ （1-1）式中：P ∆—测压管中水柱高度h 对应的压力（表压），Pa ； h —测压管中水柱高度，m ； ρ—水的密度，kg/m 3； g —重力加速度，g=9.8m/s 2。
油层物理实验讲义(比面、孔隙度)
实验一 储层岩石比面的测定一、实验目的1．掌握储层岩石比面的概念及物理含义。
2．了解岩石比面的影响因素。
3．了解BMY-II 型岩石比面测定仪的测定原理。
4．加深理解岩石比面与孔隙度、渗透率的关系。
二、实验原理由高才尼-卡尔曼方程()2232231r s s s S S S S S S K φττφττφττφφ-'='='=得：()KS S s r 231φττφ-'=经单位换算并代入管子形状系数（S '取平均值2.5）、颗粒形状校正系数（s τ取平均值1.4）、毛细管迂曲度（τ取平均值1.4）得比面的计算公式如下：()μφφ111423⋅⋅⋅-=Q H L A S r 式中 r S ──以岩石颗粒体积为基础的比面，32cm cm；φ──岩石的孔隙度，小数；A ──岩石的横截面积，2cm ； L ──岩石长度，cm ；Q ──通过岩芯的空气流量，s /cm 3；μ──室温下空气的粘度，s Pa 101⋅⨯-；H ──岩芯两端的压差，厘米水柱。
由上式可以看出，当岩样的孔隙度为已知时，岩样的横截面积A 和长度L 可以用游标卡尺直接量出，而室温下空气的粘度μ可由表查得，只要计量通过岩芯的空气流量Q 和岩芯两端对应的压差H 便可算出岩样的比面r S 。
三、实验仪器1．比面测定仪：主要由岩芯夹持器、空气唧筒和压力计组成，其结构原理如图1-1所示：2．秒表。
3．量筒。
4．烧杯。
图1-1 岩石比面测定仪流程图四、实验步骤1．用游标卡尺量出干燥岩样的长度和直径（十字交叉法），并计算出岩样的横截面积。
2．将岩样放入岩芯夹持器，加环压0.7～1.0MPa（确保岩样与夹持器之间不发生窜流）。
3．打开进液阀门和排空阀门，向唧筒内灌水，大约2/3唧筒的体积为宜，关闭进液阀和排空阀。
4．检查仪器是否有漏气现象：打开排水阀，放出少量水后，关闭排水阀及岩芯夹持器进气阀，观察压力计的液面是否变化，若不变，则表示仪器不漏气，否则应进行检查直到不漏气为止。
2-5岩石渗透率讲解
P P
2 1
2 2
0
200
第五节
油藏岩石的渗透性
五、渗透率的影响因素
1.沉积作用
(1)岩石结构和构造特征
岩石结构
C d a K
K Cd e
2 1.35 a
— 常系数,具体数值与岩石粒度有关； — 岩石平均颗粒直径,μm； — 岩石颗粒的标准偏差； — 岩石渗透率, × 10-3μm2。
Klinkenbeger实验结果
等价液体渗透率 或
Klinkenberg渗透率
第五节
油藏岩石的渗透性
Klinkenberg渗透率： K
式中
Kg 1 b / P
b— 与岩石孔隙结构及气体分子平均自由程有关的系数,亦称 Klinkenberg系数。
4c P b r
c— 比例系数； λ— 气体分子平均自由程； r— 岩石孔隙半径； P — 平均气体压力。
流体的渗流速度过高
第五节
油藏岩石的渗透性
六、油藏岩石渗透率的评价
储层渗透率评价
级 别 K × 10 -3μ m 2 储 层 评 价
1
2 3 4 5
>1000
1000 ～ 100 100 ～ 10 10 ～ 1 ＜1
渗透性极好
渗透性好 渗透性一般 渗透性差 渗透性极差
第五节
油藏岩石的渗透性
七、非均质储层渗透率的计算
在距井轴半径为r，宽度 为dr，厚度为h的微元上，由 定义得：
kA dP k 2rh dp Q dr dr
p r rw pw 边界条件 p p r r e e
第五节
2KhPe Pw Q lnre rw
鄂尔多斯化子坪地区长2储层孔喉特征
隙 图像 分析 分选 系数
０ ． ７ ４
Ｏ ． ５ ９
Ｏ ． ５ ８
ｔ
原生 、次生 原生、次 原生孔 隙 以微孔 孔 隙极发 生孔隙发 分布不均 为主 ， 孔隙组合 育
，
匀， 次生 仅 见零 分布较 育 ，但分 孔 隙常不 星孤立
均匀
Ｏ ． １ ７
消耗渗透率
消耗渗透率消耗渗透率是指在一定条件下，流体压力和孔隙流体压力之差产生的能量消耗率。
在岩石力学和地质工程领域中，消耗渗透率是衡量岩石或岩土体对流体渗流的阻力大小的一个重要参数。
本文将从消耗渗透率的定义、计算方法和影响因素等方面对其进行相关参考内容的介绍。
首先，消耗渗透率的计算方法主要有二维情况下的Darcy定律和三维情况下的Forchheimer定律。
Darcy定律是描述岩石渗透性的基本方程，其含义是单位时间内通过岩体垂直单位面积的流体体积，与岩体前后端的流体压差成正比。
Darcy定律可以表示为：q = -kA(ΔP/L)其中，q是单位时间流体通过单位面积的体积；k是渗透性系数；A是岩体的面积；ΔP是岩体前后端的压差；L是岩体的长度。
Forchheimer定律是对Darcy定律的修正，考虑了岩体孔隙中流体的非线性行为。
该定律引入了惯性项和阻力项，可以表示为：q = -kA(ΔP/L) - αγv^2其中，α是Forchheimer系数；γ是单位体积静止液体的质量；v是流体的速度。
除了计算方法的不同外，消耗渗透率还受到多种因素的影响，包括孔隙度、孔隙结构、孔隙液体的性质、压力梯度和温度等。
首先，孔隙度是指岩石中孔隙的体积与总体积的比值。
孔隙度越大，岩石的渗透性越好，因为流体流经岩石时在孔隙中受到的阻力较小。
其次，孔隙结构是指岩石中孔隙的形态、大小和分布等特征。
孔隙结构的复杂性会增加流体流动的阻力，降低岩石的渗透性。
此外，孔隙液体的性质也会影响消耗渗透率，比如液体的黏度和密度等。
黏度越高，流体流动时摩擦力越大，渗透性越差。
最后，压力梯度和温度也是影响消耗渗透率的因素。
压力梯度越大，流体通过岩石时受到的阻力越大，从而降低了渗透性。
温度的变化会改变岩石内流体的黏度，进而影响渗透性。
综上所述，消耗渗透率是评价岩石或岩土体对流体渗流阻力大小的重要参数。
计算方法包括Darcy定律和Forchheimer定律，影响因素有孔隙度、孔隙结构、孔隙液体的性质、压力梯度和温度等。
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lnRe Rw lnRe Rw lnR K w n lnR2 R1 lnRe R2 1 R ln Ri Ri 1 K K1 K2 K3 Ki i 1
第五节 油藏岩石的渗透性
第五节
油藏岩石的渗透性
若各层流体性质相同,由达西公式：
KbhP1 P2 K1bh1 P1 P2 K 2bh2 P1 P2 K 3bh3 P1 P2 L L L L
K1h1 K 2 h2 K 3h3 K h
K h
i 1 n i
第五节
油藏岩石的渗透性
在孔道中心的液体分子比靠近孔道 液 壁表面的分子流速要高；而且,越靠 体 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。
气体滑动效应示意图
a-孔道中的液体流动； b-同一孔道中气体流动
滑动效应 或 Klinkenberg效应
n
i
h
i 1
i
纵向非均质储层平面线性渗流 平均渗透率计算公式
第五节 油藏岩石的渗透性
（2）平面径向渗流
若地层厚度、流体流量、流体性质等 与平面线性流相同,驱动压差为Pe-Pw, Re、 Rw分别为供给边缘半径和井筒半径。 由径向流达西公式知：
2KhPe Pw Q lnre rw
K h
i 1 n i
n
i
h
i 1
i
第五节
油藏岩石的渗透性
2.横向非均质储层
（1）平面线性渗流
设地层横向不均匀,有三个不同渗 透率地层带。
由模型知： Q=Q1=Q2=Q3 各层流量相等： h=h1=h2=h3 各层厚度相等： 地层总长为各层长度之和： L=L1+L2+L3 各层渗透率分别为K1,K2,K3； 各层长度分别为L1,L2,L3； 压差为：Pe-Pw=ΔP=ΔP1+ΔP2+ΔP3 ；
第五节
油藏岩石的渗透性
3.构造(地应力)作用
储层岩石在地下应力场的作用下,会形成断裂和微裂缝。
K f 0.085b r
2
低渗,特低渗储层
第五节
油藏岩石的渗透性
4.流体—岩石系统的相互作用
淡水或低矿化度水 流体中的悬浮物 原油中的胶质、沥青 质和石蜡等成分 液体的吸附膜厚度 粘土矿物膨胀 滞留在孔隙系统中 吸附在岩石孔隙表面 微毛细管对液体渗透率 的贡献为零 孔隙表面的微粒剥落沉 积或滞留在孔喉部位
K K 0e
ak P P0
αk—— 渗透率变化系数。
渗透率随上覆压力增加而降低。
第五节
油藏岩石的渗透性
◆胶结作用
胶结物质的沉淀和胶结作用
岩石的孔隙通道变小 喉道变细 孔隙曲折性增加 孔隙内表面粗糙度增大
岩石渗透率显著降低
第五节
油藏岩石的渗透性
◆溶蚀作用
溶蚀作用
岩石孔隙度增大
次生孔隙通道规则性差 孔喉比增加 孔道曲折性增加 孔隙内表面粗糙度增加 溶蚀对岩石渗透率的影响不太显著 一般使其变大
kA dp Q dx
分离变量并积分得：
AP QL 1P 2 QK 或 K L AP 1P 2
第五节 油藏岩石的渗透性
p g h L （2）垂直线性稳定渗流的达西公式
p gL
p gh
关键：确定 p1-p2
第五节 油藏岩石的渗透性
（3）平面径向渗流的达西公式：
在距井轴半径为r，宽度 为dr，厚度为h的微元上，由 定义得：
kA dP k 2rh dp Q dr dr
p r rw pw 边界条件 p p r r e e
第五节
2KhPe Pw Q lnre rw
油藏岩石的渗透性
意义：孔喉的大小和孔隙结构的复杂程度对渗透率 的影响远远大于孔隙度的影响。
第五节
油藏岩石的渗透性
包含在Carman-Kozeny 公式中的τ系数中
岩石孔隙内表面的粗糙度：
孔隙内表面粗糙程度不同,当流体经过时对
流体的滞留和拖曳作用不同,流体所受的阻力也
不同。
第五节
油藏岩石的渗透性
2. 成岩作用
压实作用 ◆压实作用 胶结作用 溶蚀作用
气体渗透率大于液体渗透率的根本原因
第五节
油藏岩石的渗透性
第五节
油藏岩石的渗透性
四、储层岩石渗透率的求取
实验室方法测定
*测井方法或油藏工程方法测定
CQor hw L K 200 A
式中 C——称“C值”,为该仪器上读数；
★常规小岩心渗透率测定 ★全直径岩心渗透率测定 ★径向渗透率测定
C
2Q0 P0 L Kg A P12 P22 Q h 2000Pa Q or w
第五节
油藏岩石的渗透性
若各层流体性质相同,由达西公式：
QL Q1L1 Q2 L2 Q3 L3 bhK bh1K1 bh2 K 2 bh3 K3
L L1 L2 L3 K K1 K 2 K 3
K Li
i 1
n
Li i 1 K i
n
第五节
油藏岩石的渗透性
（2）平面径向渗流
流体的渗流速度过高
第五节
油藏岩石的渗透性
六、油藏岩石渗透率的评价
储层渗透率评价
级 别 K × 10 -3μ m 2 储 层 评 价
1
2 3 4 5
>1000
1000 ～ 100 100 ～ 10 10 ～ 1 ＜1
渗透性极好
渗透性好 渗透性一般 渗透性差 渗透性极差
第五节
油藏岩石的渗透性
七、非均质储层渗透率的计算
第五节
油藏岩石的渗透性
达西实验的条件：
★岩石孔隙100%为某种流体饱和； ★流体在岩石孔隙中的渗流保持为层流； ★流体与岩石不发生反应。
与所通过的流 K是仅与岩石自身性质有关的参数 , 体性质无关 它只决定于岩石的孔隙结构。
K为岩石的绝对渗透率
第五节
油藏岩石的渗透性
（1）水平线性稳定渗流的达西公式
纵向非均质储层 横向非均质储层
第五节
油藏岩石的渗透性
1.纵向非均质储层
（1）平面线性渗流
设有三个渗透率不等的地层,流体作 平面线性渗流,求地层平均渗透率。 由模型知： 地层总厚为各层厚之和： h=h1+h2+h3 地层流体总量为各层流量之和： Q=Q1+Q2+Q3 各层渗透率分别为K1,K2,K3； 地层驱动压差为P1-P2； 地层宽度为b ； 地层长度为L ；
若地层厚度、流体流量、流体性质 等与平面线性流相同,井径为Rw,从井 中心到各带的半径分别为R1、R2、Re。
Q lnRe Rw Q lnR1 Rw Q lnR2 R1 Q lnRe R2 K 2h K1 2h K 2 2h K 3 2h
2KhPe Pw 径向流达西公式： Q lnre rw
P P2 1ຫໍສະໝຸດ 2 20200
第五节
油藏岩石的渗透性
五、渗透率的影响因素
1.沉积作用
(1)岩石结构和构造特征
岩石结构
C d a K
K Cd e
2 1.35 a
— 常系数,具体数值与岩石粒度有关； — 岩石平均颗粒直径,μm； — 岩石颗粒的标准偏差； — 岩石渗透率, × 10-3μm2。
岩石渗透率与平 均颗粒直径的平方 成正比，与颗粒的 标准偏差成反比。
砂岩的粒度分布范围越广,颗粒分选性越差,胶结物质 含量越多,其渗透率就越低。
第五节
油藏岩石的渗透性
构造特征 层理和纹理的发育程度,沉积旋回、韵律等。
●层理的方向性、递变性等构造,导致砂岩渗透率的方向性。
渗透率方向性是指岩石渗透率在水平方向上和 垂直方向上的差异。
Klinkenbeger实验结果
等价液体渗透率 或
Klinkenberg渗透率
第五节
油藏岩石的渗透性
Klinkenberg渗透率： K
式中
Kg 1 b / P
b— 与岩石孔隙结构及气体分子平均自由程有关的系数,亦称 Klinkenberg系数。
4c P b r
c— 比例系数； λ— 气体分子平均自由程； r— 岩石孔隙半径； P — 平均气体压力。
计算公式
分离变量并积分，则：
P2
P1
K g PdP
L
0
Q0 P0 dx A
2Q0 P0 L Kg 2 2 A P1 P2
第五节
油藏岩石的渗透性
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。
(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 和平均压力呈直线关系， 当平均压力趋于无穷大时， 交纵坐标于一点。
K 2hPe Pw K1 2hPe Pw K 2 2hPe Pw K 3 2hPe Pw lnRe Rw lnRe Rw lnRe Rw lnRe Rw
K1h1 K 2 h2 K 3h3 K h
●沉积旋回、韵律特征导致岩石渗透率在纵向上的差异。
一般正韵律沉积的砂岩其渗透率明显上低下高， 而反韵律沉积刚好与之相反。
第五节
油藏岩石的渗透性
(2)岩石孔隙结构
主要作用
岩石的孔隙可分成孔隙和喉道两部分。
Carman-Kozeny公式
r2 K 2 8
φ—— 岩石孔隙度,小数； r—— 孔喉半径,μm； τ—— 迂曲度,表示孔道的曲折程度,τ=1.5～5.5。