孔隙度渗透率空气渗透率油和水相对渗透率
储层地质学期末复习题及答案
储层地质学期末复习题第一章绪论一、名词解释1、储集岩2、储层3、储层地质学第二章储层的基本特征一、名词解释1、孔隙度2、有效孔隙度3、流动孔隙度4、绝对渗透率5、相渗透率6、相对渗透率7、原始含油饱和度8、残余油饱和度9、达西定律二、简答题1、简述孔隙度的影响因素..2、简述渗透率的影响因素..3、简述孔隙度与渗透率的关系第三章储层的分布特征一、简答题1、简述储层的岩性分类2、简述碎屑岩储层岩石类型3、简述碳酸盐岩储层岩石类型4、简述火山碎屑岩储层岩石类型5、风化壳储层的结构6、泥质岩储层的形成条件二、论述题1、简述我国中、新生代含油气湖盆中的主要储集砂体成因类型及主要特征..要点：重点针对河流相、三角洲、扇三角洲、滩坝、浊积岩等砂体分析其平面及剖面展布特征第四章储层孔隙成岩演化及其模型一、名词解释1、成岩作用2、同生成岩阶段3、表生成岩阶段二、简答题1、次生孔隙形成的原因主要有哪些2、碳酸盐岩储层成岩作用类型有哪些3、如何识别次次生孔隙..三、论述题1、简述成岩阶段划分依据及各成岩阶段标志2、论述碎屑岩储层的主要成岩作用类型及其对储层发育的影响..3、论述影响储层发育的主要因素有哪些方面..第五章储层微观孔隙结构一、名词解释1、孔隙结构2、原生孔隙3、次生孔隙4、喉道5、排驱压力二、简答题1、简述砂岩碎屑岩储层的孔隙与喉道类型..2、简述碳酸盐岩储层的孔隙与喉道类型..三、论述题试述毛管压力曲线的作用并分析下列毛管压力曲线所代表的含义第六章储层非均质性一、名词解释1、储层非均质性2、层内非均质性3、层间非均质性4、平面非均质性二、简答题1、请指出储层非均质性的影响因素..2、如何表征层内非均质性三、论述题1、论述裘怿楠1992关于储层非均质性的分类及其主要研究内容..2、论述宏观非均质性对油气采收率的影响要点：分析层内、层间、平面非均质性对油气采收率的影响第七章储层敏感性一、名词解释1、储层敏感性2、水敏性3、酸敏性4、速敏性二、简答题1、储层损害的原因2、储层敏感性类型储层地质学期末复习题参考答案第一章绪论一、名词解释1、储集岩：具有孔隙空间并能储渗流体的岩石..2、储层：凡是能够储存油气并能在其中参与渗流的岩岩层即为储层..3、储层地质学：是研究储层成因类型、特征、形成、演化、几何形态、分布规律;还涉及储层的研究方法和描述技术以及储层评价和预测的综合性地质学科..第二章储层的基本特征一、名词解释1、孔隙度：岩样孔隙空间体积与岩样体积之比2、有效孔隙度：指相互连通的;在一般压力条件下允许流体在其中流动的孔隙体积之和与岩石总体积的比值3、流动孔隙度：指在一定压差下;流体可以在其中流动的孔隙体积与岩石总体积的比值4、绝对渗透率：当岩石为某单一流体所饱和时;岩石与流体之间不发生任何物理—化学反应;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5、相渗透率:又称之为有效渗透率;指岩石孔隙中存在两种或两种以上互不相溶流体共同渗流时;岩石对每一种流体的渗透能力的量度;称之为该相流体的有效渗透率6、相对渗透率：岩石孔隙为多相流体饱和时;岩石对各流体的相对渗透率指的是岩石对各种流体的有效渗透率与该岩石的绝对渗透率的比值7、原始含油饱和度：油藏开发前;所测出的油层岩石孔隙空间中原有体积与岩石孔隙体积的比值称为原始含油饱和度8、残余油饱和度：残余油是在油层内处于不可流动状态的那一部分油;其所占总孔隙体积百分数称为残余油饱和度..P139、达西定律:位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比;与液体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比..二、简答题1、简述孔隙度的影响因素..1分选性、粒度对碎屑岩及碎屑结构储集岩的孔隙度有明显的影响；2颗粒磨圆度对储集岩孔隙度的影响；3颗粒的填集作用对储集岩孔隙度的影响；4成岩作用对孔隙度的影响..2、简述渗透率的影响因素..1岩石特征：包括粒度、分选、胶结物及层理等..如疏松砂的粒度越细;分选越差;渗透率越低..2孔隙的影响：岩石孔隙度和渗透率之间有定的内在联系;但没有严格的函数关系;尤其当存在裂缝和溶洞时..;实际上;孔隙度和渗透率的关系在很大程度上取决于孔隙机构;凡影响岩石孔隙结构的因素都影响渗透率..在有效孔隙度相同的情况下;孔隙喉道小的岩石比喉道大的岩石渗透率低;孔喉形状复杂的岩石比孔喉形状简单的岩石渗透率低..一般来说;岩石渗透率与孔隙喉道大小的平方成正比;而与喉道形状复杂程度成反比3压力和温度的影响..温度不变时;渗透率随压力增大而减小;当压力超过某一数值时;渗透率急剧下降;这是泥质砂岩比砂岩渗透率减小的更快..随温度升高;压力对渗透率影响减小..这是因为温度升高;岩石骨架和流体膨胀;阻碍压实..3、简述孔隙度与渗透率的关系大量资料表明;岩石的孔隙度与渗透率之间有一定的相关关系;常规储层相关性较好;致密储层相关性较差;但两者之间通常没有严格的函数关系..岩石的渗透性除受孔隙度影响外;还受孔道截面大小、形状、连通性以及流体性能等多方面因素的影响..一般来说;有效孔隙度大;则绝对渗透率也高;在有效孔隙度相同的条件下;孔隙直径小的岩石比直径大的岩石渗透率低；孔隙形状复杂的岩石比孔隙形状简单的岩石渗透率低..孔隙和喉道的不同配置关系;也可以使储层呈现不同的性质..第三章储层的分布特征一、简答题1、简述储层的岩性分类碎屑岩储层、碳酸盐岩储层、泥质岩储层、岩浆岩储层、变质岩储层2、简述碎屑岩储层岩石类型包括砾岩、砂岩和泥岩3、简述碳酸盐岩储层岩石类型岩性主要为石灰岩、白云岩及其过渡类型..4、简述火山碎屑岩储层岩石类型火山岩储层的岩石类型：集块岩、火山角砾岩、凝灰岩、熔结角砾岩和沉凝灰岩..5、风化壳储层的结构风化壳自上而下分为崩解带、淋滤带、水解带..6、泥质岩储层的形成条件1特定的岩相条件；2压实或欠压实的成岩条件；3断裂或其它的动力造缝条件二、论述题1、简述我国中、新生代含油气湖盆中的主要储集砂体成因类型及主要特征..P18-30我国中、新生代含油气湖盆中的主要储集砂体成因类型包括冲积扇相、河流相、三角洲相、扇三角洲相、湖底扇浊积相、滩坝等..冲积扇沉积以砾岩为主;属于碎屑岩沉积体系中最近源的沉积物;分选性最差;平面连续性较好;物性非均质性严重、层内非均质性剧烈而无序..河流沉积可以提供大量岩石物理性质量好的储层砂体;以中高渗透率为主;经常以高产储层出现;河流砂体几乎成为各类碎屑岩储层之首..其中辫状河广为发育;而一般很难形成大规模的曲流河体系..河流砂体侧向连续性差;以正韵律沉积为特征..三角洲砂体储层包括：三角洲平原上的分流河道砂体;这类砂体与河流砂体大体类似；三角洲前缘发育的水下分流河道;其储层特征于三角洲平原上的分流河道砂体基本一致;正韵律的层内非均性;侧向连续性差的条带状和明显的渗透率方向性;河口坝砂体的特征为反韵律或复合韵律;很好的侧向连续性;平面非均质性较弱；三角洲前缘发育的薄层席状砂;广布的侧向连续性..湖底扇是重力流搬运沉积建造于浪基面以下深湖环境的碎屑岩体;湖底扇储层以浊流砂体占绝大多数;特点是具有鲍玛序列;矿物结构成熟度低;砂体侧向连续性差;连续性较好的扇叶体较少..滩坝储集砂体一般都属于小型沉积、储层体积较小..但储层连续性好;储层物性较好..第四章储层孔隙成岩演化及其模型一、名词解释1、成岩作用：沉积物沉积之后转变为沉积岩直至变质作用之前;或因构造运动重新抬升到地表遭受风化以前所发生的物理、化学、物理化学和生物的作用;以及这些作用所引起的沉积物或沉积岩的结构、构造和成分的变化..2、同生成岩阶段:沉积物沉积后至埋藏前所发生的变化与作用时期..3、表生成岩阶段:处于某一成岩阶段的弱固结或固结的碳酸盐岩、碎屑岩;因构造作用抬升至地表或近地表;受大气淡水的溶滤等作用所发生的变化与作用时期..二、简答题1、次生孔隙形成的原因主要有哪些1溶解或溶蚀作用；2成岩收缩作用；3构造应力作用..2、碳酸盐岩储层成岩作用类型有哪些碳酸盐岩的成岩作用可以分为两类：1破坏孔隙的成岩作用;包括胶结作用、机械压实作用、压溶作用、重结晶作用和沉积物充填作用等；2有利于孔隙形成和演化的成岩作用;包括溶解作用、白云石化作用、生物和生物化学成岩作用、破裂作用等..3、如何识别次生孔隙..1岩石学标志通过显微镜观察;可以识别一些重要的岩石学标志来判定次生孔隙的存在及其发育过程..最重要的岩石学标志有以下八种..①部分溶解：颗粒或胶结物的不完全溶解;并在孔隙附近有残余物;残余物质有明显的溶蚀外貌..②印模：指颗粒、胶结物或交代物完全溶解后的铸模..③排列的不均一性：单个残余颗粒或孔隙次生标志不明显时;颗粒或孔隙分布的不均一性是判定次生孔隙的重要标志..这是因为次生溶解作用有选择性;易溶组分被溶解掉包括选择颗粒和胶结物后;未溶物质的分布必然排列上出现不均一..④特大孔隙：直径比相邻颗粒大得多的特大孔隙很常见;它们为次生孔隙提供了很好的证据..大多数特大孔隙是有组构选择的;并且主要是由可溶性沉积碎屑、透镜状基质或其交代物选择性溶解的产物..⑤伸长状孔隙：孔喉明显扩大并串联多个孔隙的伸长孔隙是次生孔隙标志之一;其成因显然是混合成因的..⑥溶蚀的颗粒：主要表现在颗粒边缘参差不齐;并与伸长孔隙、特大孔隙共生..⑦组分内孔隙：很明显组分内溶孔是矿物溶解造成的..按溶解程度分粒内溶孔、蜂窝状孔隙;并逐渐过渡到溶解残余孔隙..组分内溶孔一般遵循结构选择性溶解的原则..⑧破裂的颗粒裂隙：主要是由于压实致密颗粒出现微裂缝;而后进一步溶蚀所致..三、论述题1、简述成岩阶段划分依据及各成岩阶段标志答：碎屑岩的成岩作用可以划分为同生成岩阶段、早成岩阶段、中成岩阶段、晚成岩阶段和表生成岩阶段..1同生成岩阶段的主要标志有：①岩石沉积物疏松;原生孔隙发育；②海绿石主要形成于本阶段；③鲕绿泥石的形成；④同生结核的形成..⑤沿层理分布的微晶及斑块状泥晶菱铁矿；⑥分布于粒间及粒表的泥晶碳酸盐;有时呈纤维状及微粒状方解石；⑦有时有新月形及重力胶结；⑧在碱性水介质盐湖盆地中析出的自生矿物有粉末状和草莓状黄铁矿、他形粒状方沸石、基底式胶结或斑块状的石膏、钙芒硝;可见石英等硅酸盐矿物的溶蚀现象等..2早成岩阶段可分为A、B两期;下面分别对A期和B期进行阐述..1早成岩A期的主要标志有：①古温度范围为古常温小于65℃..②有机质未成熟;其镜质组反射率Ro 小于0.35%;最大热降解峰温Tmax小于430℃;孢粉颜色为淡黄色;热变指数TAI小于2.0..③岩石弱固结—半固结;原生粒间孔发育..④淡水—半咸水水介质的泥岩中富含蒙皂石层占70%以上的伊利石/蒙皂石I/S无序混层粘土矿物有序度R=0;统称蒙皂石带；碱性水介质含煤地层的砂岩中自生矿物不发育;局部见少量方解石或菱铁矿;颗粒周围还可见少量绿泥石薄膜；碱性水介质的自生矿物有粒状方沸石、泥晶碳酸盐;无石英次生加大..古温度低于42℃是石膏及钙芒硝析出;本期末;泥晶含铁方解石和含铁白云石析出；泥岩中粘土矿物以伊利石—绿泥石I—C组合和伊利石—绿泥石—伊利石/蒙皂石混层I-C-I/S组合为主;伊利石/蒙皂石I/S混层为有序混层;也有无序混层;少见蒙皂石;砂岩中可见高岭石..⑤砂岩中一般未见石英加大;长石溶解较少;可见早期碳酸盐胶结呈纤维状、栉壳状、微粒状及绿泥石环边;粘土矿物可见蒙皂石、无序混层矿物及少量自生高岭石..在碱性水介质中可见石英、长石溶蚀现象..2早成岩B期的主要标志有：①古温度范围为大于65℃～85℃..②有机质未成熟;镜质组反射率Ro 为0.35%～0.5%;最大热解峰温Tmax为43℃～435℃;孢粉颜色为深黄色;热变指数TAI为2.0～2.5..③压实强;颗粒可呈点—线状接触;压实作用使原生孔隙明显减少；④泥岩中蒙皂石明显向伊利石/蒙皂石I/S混层粘土矿物转化;蒙皂石层占70%～50%;属无序混层有序度R=0;称无序混层带⑤可见Ⅰ级石英次生加大;加大边窄或有自形晶面;扫描电子显微镜下可见石英小雏晶;呈零星或相连成不完整晶面;书页状自生高岭石较普遍;有的砂岩受火山碎屑颗粒的影响;仍可见蒙皂石3中成岩阶段;中成岩阶段同样可分为A、B两期..1中成岩A期①古温度范围为85℃～140℃..②有机质低成熟—成熟;镜质体反射率Ro大于0.5%～1.3%;最大热解峰温Tmax为435℃～460℃;孢粉颜色为橘黄—棕色;热变指数TAI为2.5～3.7..③泥岩中的伊利石/蒙皂石I/S混层粘土矿物;蒙皂石层占15%～50%;其中蒙皂石层占35%～50%时属部分有序混层R=0/R=1;蒙皂石层占15%～35%时属有序混层R=1..④砂岩中可见晚期含铁碳酸盐类胶结物;特别是铁白云石;常呈粉晶—细晶;以交代、加大或胶结形式出现⑤石英次生加大属Ⅱ级;大部分石英颗粒和部分长石颗粒具次生加大;自形晶面发育;有的见石英小晶体..⑥砂岩中的粘土矿物;可见自生高岭石、伊利石/蒙皂石I/S混层粘土矿物、呈丝发状自生伊利石、叶片状或绒球状自生绿泥石、绿泥石/蒙皂石C/S混层粘土矿物等;蒙皂石基本上消失..⑦长石、岩屑等碎屑颗粒及碳酸盐胶结物常被溶解;孔隙类型除部分保留的原生孔隙外;以次生孔隙为主..三种水介质在中成岩阶段A期;根据泥岩中伊利石/蒙皂石I/S混层粘土矿物演化和有机质热演化特征;以蒙皂石层占35%、镜质组反射率Ro为0.7%或最大热解峰温Tmax为440℃为界;还可以细分为A1、A2两个亚期..2中成岩B期①古温度范围为140℃～175℃..②有机质处于高成熟阶段;镜质组反射率Ro为 1.3%～2.0%;最大热解峰温Tmax为460℃～490℃;孢粉颜色为棕黑色;热变指数TAI为3.7～4.0..③泥岩中有伊利石及伊利石/蒙皂石I/S混层粘土矿物;蒙皂石层小于15%;属超点阵或称卡尔克博格有序混层有序度R≥3;称超点阵有序混层带..④砂岩中石英次生加大为Ⅲ级;特别是富含石英的岩石中几乎所有石英和长石具有加大且边宽;多呈镶嵌状;高岭石明显减少或缺失;有的可见含铁碳酸盐类矿物、浊沸石和钠长石化⑤孔隙类型以裂缝为主;少量溶孔;颗粒间呈线—凹凸状接触或缝合线状接触；碱性水介质中岩石致密;裂缝较发育;颗粒间以凹凸接触和缝合线状接触为主;部分颗粒间为线接触..4晚成岩阶段①古温度范围为175℃～200℃..②有机质处于过成熟阶段;镜质组反射率Ro为2.0%～4.0%;最大热解峰温Tmax＞490℃;孢粉颜色为黑色;热变指数TAI＞4.0..③岩石已极致密;颗粒呈缝合接触及有缝合线出现;孔隙极少且有裂缝发育..④砂岩中可见晚期碳酸盐类矿物及钠长石、榍石等自生矿物;石英加大属Ⅳ级;颗粒间呈缝合线状接触;自形晶面消失..⑤砂岩和泥岩中代表性粘土矿物为伊利石和绿泥石;并有绢云母、黑云母;混层已基本消失;称伊利石带或伊利石—绿泥石带..5表生成岩阶段的主要标志①含低价铁的矿物如黄铁矿、菱铁矿等被褐铁矿化或呈褐铁矿的浸染现象；②碎屑颗粒表面的氧化膜；③新月形碳酸盐胶结及重力胶结；④渗流充填物；⑤表生钙质结核；⑥硬石膏的石膏化；⑦表生高岭石；⑧溶蚀现象;有溶孔、溶洞产生;使不整合面下的次生孔隙发育;改善了物性；⑨断层和裂缝的发育;为地表水的向下渗透及深部地层水和地表水的对流作用提供通道;同时也形成次生孔隙..2、论述碎屑岩储层的主要成岩作用类型及其对储层发育的影响..1压实、压溶作用压实作用是指沉积物沉积后在其上覆水层或沉积层的重荷下;或在构造应力的作用下;发生水分排出、孔隙度降低、体积缩小的作用..随埋藏深度增加;碎屑颗粒接触点上承受的压力超过正常流体压力时;溶解度增加;导致发生晶格变形和溶解;称之为压溶作用..压实、压溶作用使得孔隙缩小..2胶结作用是指孔隙水的溶解组分在砂岩孔隙中沉淀晶出的作用;能将碎屑沉积物胶结成岩..常见的胶结物有氧化硅胶结物、碳酸盐胶结物和粘土胶结物..这些胶结物堵塞了孔隙;使得储层孔隙性变差..3交代作用一种矿物代替另一种矿物的作用称之为交代作用..交代作用对储层有一定的影响;交代矿物化学活泼性很强;很容易发生溶解;易于形成次生溶蚀孔隙有利于孔隙度的增加..4溶蚀作用砂岩中的碎屑颗粒、基质、胶结物;在一定的成岩环境及物化条件下可以发生程度不等的溶蚀作用和形成次生溶蚀孔隙;这些溶孔常常是油气储层的主要储集空间..砂岩的溶蚀作用可发生多次;使砂岩孔隙结构特征发生很大的变化..3、论述影响储层发育的主要因素有哪些方面..1母岩性质及物源供应母岩组合特征影响碎屑岩的成分及岩石类型;如长石砂岩是富含长石的母岩花岗岩等经受风化后被搬运至沉积盆地中沉积形成的；物源供应影响碎屑岩储层及其孔隙的发育;如若物源供应充足时;输沙量大;搬运和沉积作用快速;则碎屑岩相对沉积厚、分布广;近源沉积物粗;成分和结构成熟度低;可能富含基质;从而影响原生粒间孔隙的发育；母岩组分的稳定性影响碎屑岩储层的储集性;若母岩的不稳定组分含量高;在成岩过程中会被溶蚀而形成次生溶孔..2岩石组分、结构与构造对储层发育的影响都表现在对储层孔隙发育的影响..如储层中不稳定成分较多时易形成溶蚀孔隙;粒度较粗、分选好、圆度好的砂岩的原生砂岩粒间孔隙比粒度细、分选及磨圆度差的砂岩发育好;具块状层理的岩石比具斜层理的岩石孔隙度发育好..3构造地质作用对储层发育的影响区域构造背景控制沉积环境与相的展布与变化;进而控制了储集岩的发育与分布；区域性抬升引起不整合面的分化淋滤作用;产生次生孔隙或形成风化壳型储层；构造变动剧烈地区和断裂发育带地区易产生裂隙;有利于储集性能的改善..4气候对储层发育的影响气候影响风化产物的性质与储集岩的成因类型;不同气候条件可引起不同类型风化产物及储集岩的形成；气候影响储集岩岩石类型;如干热或寒冷气候有利于碎屑岩中不稳定矿屑和岩屑的保存..5沉积环境控制储层发育沉积环境可控制储集岩体的发育与分布;对其岩性和物性也有很大影响..一定沉积环境形成一定的储集岩体;且储集岩体的几何形态和分布有一定的规律性..6成岩作用对储集岩及其孔隙发育的影响成岩作用对储集岩及其孔隙的演化与发育可能起促进作用;也可能起破坏作用..产生次生孔隙的作用主要是溶蚀作用、白云石化作用、岩溶作用..破坏孔隙发育的作用主要是压实作用、胶结作用和部分重结晶作用..第五章储层微观孔隙结构一、名词解释1、孔隙结构：是指岩石中孔隙和喉道的几何形态、大小及其相互连通和配置的关系..2、原生孔隙：是岩石沉积过程中形成的孔隙;它们形成后没有遭受过溶蚀或胶结等重大成岩作用的改造..3、次生孔隙：是岩石经过成岩作用改造后产生的孔隙;最主要的类型是溶蚀孔隙;还有少数交代作用和胶结作用形成的晶间孔隙..4、喉道：是孔隙系统中相对较小的、局限在两个颗粒之间连通的狭窄空间部分..5、排驱压力：润湿相北非润湿相驱替所需要的最小压力二、简答题1、简述砂岩碎屑岩储层的孔隙与喉道类型..1孔隙类型：1成因分类①原生孔隙；②次生孔隙；⑧混合孔隙..2按孔隙产状及溶蚀作用分类①粒间孔隙；②粒内孔隙；③填隙物内孔隙；④裂缝孔隙；⑤溶蚀粒间孔隙；⑥溶蚀粒内孔隙；⑦溶蚀填隙物内孔隙；⑧溶蚀裂缝孔隙..3成因及孔隙几何形态分类①粒间孔隙；②微孔隙；③溶蚀孔隙；④裂缝..4按孔隙直径大小分类①超毛细管孔隙；②毛细管孔隙；⑧微毛细管孔隙..5按孔隙对流体的渗流情况分类①有效孔隙；②无效孔隙..2喉道类型：①孔隙缩小型喉道..②颈型喉道..③片状喉道..④弯片状喉道..⑤管束状喉道..2、简述碳酸盐岩储层的孔隙与喉道类型..一孔隙类型1按形态分类：孔、缝、洞..2按主控因素分类1受组构控制的原生孔隙：①粒间孔隙；②遮蔽孔隙；③粒内孔隙；④生物骨架孔隙；⑤生物钻孔孔隙及生物潜穴孔隙；⑥鸟眼孔隙；⑦收缩孔隙；⑧晶间孔隙..2溶解作用形成的次生孔隙：①粒内溶孔和溶模孔隙；②粒间溶孔；③其他溶孔和溶洞；④角砾孔隙..3碳酸盐岩的裂缝①构造缝；②成岩缝；③沉积-构造缝；④压溶缝；⑤溶蚀缝..3按成因或形成时间分类:①原生孔隙；②次生孔隙..4按孔径大小分类按孔径大小可将碳酸盐岩储集空间分为七种类型..溶洞的孔径大于2mm;溶孔的孔径大小为1.0-2.0mm；粗孔的孔径大小05-1.0mm；中孔的孔径大小为025-0.5mm..细孔的孔径大小01-0.25mm;很细孔的孔径大小为0.01-0.1mm:极细孔的孔径小于0.01mm..二喉道类型①构造裂缝型；②晶间隙型；③孔隙缩小型；④管状喉道；⑤解理缝型..三、论述题试述毛管压力曲线的作用并分析下列毛管压力曲线所代表的含义a.未分选；b.分选好、细歪度；c.分选好、粗歪度；d.分选差、细歪度第六章储层非均质性一、名词解释1、储层非均质性：油气储集层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响;在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化;这种变化就称为储层非均质性..2、层内非均质性：包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平／垂直渗透率比值等..3、层间非均质性：包括层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布、层组和小层的划分..4、平面非均质性：包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化及非均质程度以及渗透率方向性..二、简答题1、请指出储层非均质性的影响因素..影响储层非均质性的因素有：1沉积构造的影响;包括储层垂向上的粒序性;生物潜穴及生物扰动;不同类型层理等对非均质性的影响..2层内不连续薄夹层对储层非均质性的影响；3储层的孔喉形状、大小、分布;以及孔隙类型;粘土基质等;是储层微观非均质性的主要影响因素..2、如何表征层内非均质性1渗透率的差异程度——影响流体的波及程度与水窜2高渗透率的位置——决定注采方式与射孔部位3垂直渗透率与水平渗透率的壁纸——控制着水洗的效果4层内不连续薄泥夹层的分布频率、密度和范围——影响开采方式与油气水界面的分布三、论述题1、论述裘怿楠1992关于储层非均质性的分类及其主要研究内容..。
油水相渗曲线异常影响因素的研究
油水相渗曲线异常影响因素的研究2009-7-29 16:48:05 bl在非稳态法油水相对渗透率试验过程中，经常会遇到油水相渗透曲线异常的现象，这些异常曲线形态各异，与岩心空气渗透率大小和岩心的非均质性过程无明显的关系，从表面上看似乎毫无规律。
在试验中这些异常曲线一般只占一批测试样品中相当少的一部分，但有时也会遇到整批样品（同一口井同一层位的取样）的油水相渗曲线表现出比较一致的异常特征。
这些异常现象长期以来一直困扰着试验工作者，也给油田开发工作人员正确使用油水相渗资料带来了很大的困难。
导致油水相渗曲线异常的原因极其复杂，在整个相对渗透率试验过程中，从最初的岩样钻切前期处理到最后的试验数据计算处理要经过十几道工序，其中任何一个环节或某几个环节处理不当都可能引起相渗曲线异常，同时岩心及试验流体自身的某些固有特性也可能导致相渗曲线异常，对于后一类因素引起的异常曲线在一定程度上反映出矿场开发的实际情况，我们称之为“ 合理异常曲线”。
但无论相渗曲线异常是否“合理”，在试验 讨卸家 ×考跎僖斐Ｇ 叩牟 Ｒ 鞯秸庖坏悖 紫缺匦肱 逡斐Ｇ 叩闹苯佑跋煲蛩兀 缓蟛拍苡姓攵孕缘厝ソ饩鑫侍狻１疚墓槟沙隽思钢殖＜ 囊斐Ｏ嗌 撸 ⒗ 檬 的Ｄ獾姆椒ㄑ芯苛说贾录钢忠斐Ｇ 叩目赡艿挠跋煲蛩亍Ｎ 饩鱿嗌 匝橹械囊斐Ｏ窒笞鞒鲆恢钟幸娴某⑹浴? 典型的异常油水相对渗透率曲线形态我们知道，油水相对渗透率是岩石的空气渗透率、孔隙结构、孔隙度、润湿性、油水粘度比及上覆压力等变量的函数，不同井不同层位，或同一口井同一层位的岩样，其油水相对渗透率均会有所不同，甚至用同一块岩样进行两次“同样”的试验，也很难得到两条完全相同的油水相渗曲线，因为我们根本无法找到两块影响相对渗透率函数诸多变量完全相同的岩样。
但无论这些曲线如何千差万别，在正常情况下都具有图1的基本形态，与这种形态有明显差异的，我们就称之为异常现象。
目前，我们所遇到的比较有代表性的异常油水相渗曲线有五类：１、“Ｓ”型曲线水相渗透率和油相渗透率均呈现“Ｓ”形，这类曲线经常会表现为相关岩样曲线的一致性异常。
渗透率、孔隙度、粘度等石油常用参数分级
常用参数分级：空隙度分级：极优：（>30％）、优（30％-25％）、良（25％-20％）、一般（20％-15％）、差（15％-10％）、极差（<10％）渗透率分级极好：（>1000*10-3μ㎡）、好（500-1000*10-3μ㎡）、中等（100-500*10-3μ㎡）、差（10-100*10-3μ㎡）、极差（<10*10-3μ㎡）原油分级：常规原油：粘度<50mPa。
S，相对密度<0.92。
分级：高粘油（20-50 mPa。
S）、中粘油（5-20 mPa。
S）、低粘油（<5 mPa。
S）稠油：粘度>50mPa。
S，相对密度>0.92。
分级：普通稠油（50-10000 mPa。
S、相对密度0.92-0.95）、特稠油（>10000 mPa。
S，相对密度>0.95）轻质油：<0.87;中质油0.87-0.92；重质油>0.92含硫分级：<0.5％低硫原油；0.5-2.0％含硫原油；>2.0％高硫原油含蜡分级：<1.5％低蜡原油； 1.5-6.0％含蜡原油；>6.0％高含蜡原油干气：甲烷含量>95％；湿气：甲烷含量<95％；净气：每立方米天然气含硫<1g；酸气：每立方米天然气含硫>1g含油产状：饱含油：含油面积与岩心面积之比>95％；含油：65-95％；油侵：35-65％；油斑：5-35％；油迹：<5％粒度：（mm）砾：>1000巨砾、100-1000粗砾、10-100中砾、1-10细砾砂：0.5-1粗砂、0.25-0.5中砂、0.1-0.25细砂粉砂：粗粉砂0.05-0.1、细粉砂0.01-0.05粘土：泥<0.01油田分类：>10*108t特大型油田；>1*108t大型油田；0.1-1*108t中型油田；<0.1*108t小型油田>500*108m3特大型气田；300-500*108 m3大型气田；50-300*108 m3中型气田；<50*108 m3小型气田储量丰度：指油（气）藏单位含油（气）面积范围内的地质储量（单位油104t/Km2，气108m3/Km2）油藏：高丰度（>300）、中丰度（100-300）、低丰度（50-100）、特低丰度（<50）气藏：高丰度（>10）、中丰度（2-10）、低丰度（<2）产量划分：千米井深稳定日产油量>15t高产油田、5-15t中产油田、<5t低产油田千米井深稳定日产气量>10*104m3高产气田、3-10*104m3中产气田、<3*104m3低产气田水淹级别的划分：根据计算出的产水率Fw判别水淹层和水淹级别。
第4章4 储层参数测井解释模型讲解
5.4 储层参数测井解释模型
储集层物性相互之间的关系：
储集层的孔隙度与渗透率是密切相关的，但又不是简单的关系，它受颗粒 大小、分选程度、胶结程度等因素的制约。一般中粗颗粒的砂岩孔隙度大，渗 透率也大，而微细颗粒砂岩孔隙度低，渗透率也小。在孔隙度与渗透率的关系 图上，资料点的分布与粒度大小有关，粒度中值Md≤0.2mm，资料点分布在左 下方，也就是孔隙度低，渗透率也小；MD≥0.4mm的资料点分布在右上方，也 就是孔隙度大渗透率也高；0.2<Md<0.4mm的资料点基本上分布在上述两者之间。
5.4 储层参数测井解释模型
自然伽马确定泥质含量
在沉积岩石中，除钾盐层外，其放射性的强弱与岩石中含泥 质的多少有密切的关系。岩石含泥质越多，自然放射性就越强。 这是因为构成泥质的粘土颗粒较细，有较大的比表面积，在沉 积过程中能够吸附较多的溶液中放射性元素的离子。另外，泥 质颗粒沉积时间较长（特别是深海沉积），有充分的时间同放 射性元素接触和离子交换，所以，泥质岩石就具有较强的自然 放射性。这就是我们利用自然伽马测井曲线定量计算地层泥质 含量的地质依据。
三种不同的角度上提供了地层的孔隙度信息。 经验表明，如果形成三孔隙度的测井系列，无论对于高-中
-低孔隙度的地层剖面，以及不同的储层类型，一般都具有较强 的求解能力，并能较好地提供满足于地质分析要求的地层孔隙 度数据。
5.4 储层参数测井解释模型
从前面的分析可知，残余油气特别是气层对声波、 密度以及中子测井计算的孔隙度影响是不同的。
1
Shr
Nhr Nmf
岩石物理实验
摘要油藏岩石和流体的物性参数是油田开发和油藏工程研究的重要基础数据，是编制油气田开发方案和计算储量、研究储层性质、进行油层对比、分析油田动态的重要依据。
油田开发实验是获取这些岩石、流体以及流体与岩石共同作用的物性参数的主要手段，而孔隙度、渗透率和相对渗透率的测量是开发实验中最基本的测量方法和技术。
本文通过文献的调研，总结了近年来国内外开发实验室对低渗和特低渗油藏岩心样品的孔隙度、渗透率以及相对渗透率曲线的测量方法和技术，归纳了实验测试过程中出现的问题，并提出了初步的解决方案，以增强低渗油气田开发实验技术对中国石油可持续发展的技术支撑力度。
0前言油藏岩石和流体的物性参数是油田开发和油藏工程研究的重要基础数据，是编制油气田开发方案和计算储量、研究储层性质、进行油层对比、分析油田动态的重要依据。
油田开发实验是获取这些岩石、流体以及流体与岩石共同作用的物性参数的主要手段，而渗透率和相对渗透率的测量是开发实验中最基本的测量方法和技术。
渗透率是表征流体在储层中流动特性的一个重要参数, 因此准确测定储层的渗透率参数对正确认识储层特性、制定油气藏的开发方案都具有非常重要的意义。
可能受测试手段和解释方法的限制, 目前国内实验室仍主要用达西稳定流的方法对渗透率进行测定。
1渗透率的基本概念对于石油工程师来说,渗透率无疑是一项必须加以重点关注的地层参数。
它是确定一口井是否应当完井和投产的依据。
在确定储层渗透率之前，我们需要先了解渗透率的基本概念以及它对油气储层的意义。
1.1渗透率在有压力差的条件下，岩层允许流体流过其孔隙孔道的性质称为渗透率。
岩石的渗透率的大小是决定油气藏能否形成和油气层产能大小的重要因素。
常用渗透率来定量表示岩石的渗透性。
根据达西定律，岩层孔隙中的不可压缩流体，在一定压力差条件下发生的流动，可由下式表示：（式1-1）式中，—流体的流量，；A—垂直于流体流动方向的岩石横截面积，；L—流体渗滤路径的长度，；∆P—压力差，；μ—流体的粘度，mPa•s；K—岩石的渗透率，。
孔隙度及渗透率测量方法
b直径D测量：垂直于圆柱体轴向，在两个端面上， 互相垂直各测2次，取4次测量的算术平均值。 计算公式：
VT
1 D2 L
4
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(2)封蜡排液法
原理：阿基米德定律。
适用条件：外形不规则或者有孔洞的岩样。
方法：
(1)方法原理 气体在体积Vk与所测压力
Pk下等温膨胀到未知室体积V 中，膨胀后测量最终平衡压
Pk
已知室 Vk
压力表 阀门
岩心室 V
力P，这个平衡压力取决于未
知体积量V，未知体积V可以
P
用波义耳定律求得，有：
Vk .Pk V .P Vk .P
V Vk (Pk P) / P
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是盐水或煤油)。
方法：
a在空气中称取饱和样m1;
b浸没在饱和溶液中称质量m2。
计算公式：
VT
m1 m2
f
式中： f 为饱和溶液密度，g/l。
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2)岩样骨架体积测定
氦气法※
原理：波义耳-马略特定律 P1V1 P2V2 C 。
适用条件：较规则的圆柱形岩样、块状样。
仪器设备：氦孔隙度仪、氦(氮)气、气压计、标准块。
第4章 孔隙度、渗透率测量方法
主讲人: 韩学辉 博士(后)
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1
主要内容
4.1储层的概念——研究储层孔隙度和渗透率的意义 4.2储层孔隙度的基本概念及测量原理※ 4.3储层绝对渗透率的基本概念及测量原理※ 4.4孔隙度和渗透率之间的关系 4.5实验测量孔隙度、渗透率的工程应用※
油藏数值模拟所需要的数据及参数
01.01.1970 perforation (Sand_1) 8110.7 8250.36 0.656001 12
01.05.1972 perforation (Sand_2) 8250.36 8288.12 0.656001 12
05.10.1973 perforation (Sand_3) 8288.12 8300 0.656001 12
油藏数值模拟所需要的数据及参数
1、petrel模型（全井号的完整模型建模文件。）
包括：孔隙度、渗透率、砂岩厚度、有效厚度、网格构架、井轨迹等数据文件（eclipse格式）。
2、原油的高压物性（pvt）：
①地面条件下油、水、气的密度；
②油藏压力、岩石压缩系数；
③干气的PVT性质（包括：气相压力、相应的气体地层体积系数、相应的气体粘度），以数据表的格式提供（不少于2行）；
1、Eclipse中断层的文件格式：
文件名为：*.FLT
内容为：X坐标Y坐标断层号
591999.3125 5949569.000 1
592351.8750 5949687.500 1
………
……….
592272.0000 5954705.000 2
592355.2500 5954484.500 2
……….
3、相对渗透率数据：
1油水相对渗透率（包括：水的饱和度、该饱和度下的水相对渗透率、油水共存时油的相对渗透率、相应的油水毛管压力）；
2油气相对渗透率（包括：气体饱和度、对应的气的相对渗透率、对应的油的相对渗透率、对应的油气毛管压力）。
4、平衡区参数：
1该区溶解气油比与深度的关系（包括：深度、该深度下的溶解气油比，不少于两行数据）；
有效压力对低渗透多孔介质孔隙度、渗透率的影响
有效压力对低渗透多孔介质孔隙度、渗透率的影响一、本文概述本文旨在探讨有效压力对低渗透多孔介质孔隙度、渗透率的影响。
随着石油、天然气等资源的日益枯竭，低渗透油气藏的开发已成为石油工业的重要发展方向。
然而，低渗透多孔介质的复杂性质使得其孔隙度和渗透率受到多种因素的影响，其中有效压力是一个关键因素。
本文将从理论分析和实验研究两个方面，深入探讨有效压力对低渗透多孔介质孔隙度、渗透率的影响机制，以期为低渗透油气藏的高效开发提供理论支持和实践指导。
本文将对低渗透多孔介质的基本特性进行概述，包括其孔隙度、渗透率等基本参数的定义和测量方法。
然后，通过分析有效压力对低渗透多孔介质内部微观结构的影响，揭示有效压力与孔隙度、渗透率之间的内在联系。
接着，本文将通过实验研究，模拟不同有效压力下的低渗透多孔介质孔隙度和渗透率的变化过程，验证理论分析的正确性。
结合实验结果，本文将对低渗透油气藏开发过程中的压力管理提出建议，以提高采收率和开发效益。
本文的研究不仅对低渗透油气藏的高效开发具有重要的理论意义和实践价值，同时也为其他低渗透多孔介质领域的研究提供了有益的参考和借鉴。
二、有效压力与孔隙度、渗透率的关系有效压力对低渗透多孔介质的孔隙度和渗透率具有显著影响。
在低渗透多孔介质中，由于孔喉半径较小，有效压力的变化会直接影响到孔隙度和渗透率的大小。
有效压力的增加会导致孔隙度减小。
这是因为有效压力的增加会使得介质中的固体颗粒受到更大的压缩，从而使得孔隙空间被压缩，导致孔隙度减小。
同时，随着有效压力的增加，介质中的流体也会受到更大的挤压，使得流体在孔隙中的流动受到更大的阻力，进一步减小了孔隙度。
有效压力的变化也会影响渗透率的大小。
渗透率是描述多孔介质中流体流动能力的重要参数，它与孔喉半径的三次方成正比。
因此，当有效压力增加时，孔喉半径的减小会导致渗透率显著下降。
有效压力的增加还会使得介质中的流体变得更加粘稠，进一步减小了渗透率。
为了更深入地理解有效压力与孔隙度、渗透率的关系，我们进行了一系列实验。
油田采油过程中的流体流动特性及其对采收率的影响研究
油田采油过程中的流体流动特性及其对采收率的影响研究摘要：了解和掌握油田中流体流动的特性及其对采收率的影响，对于有效开发和管理油田资源具有重要意义。
本文首先介绍了流体流动的基本概念，探讨了流体流动特性对采收率的影响因素，包括渗透率和孔隙度、流体黏度、油水相对渗透率曲线以及水驱和气驱等因素，以期为油田开发提供一定的理论基础和实际指导。
关键词：油田采油；流体流动特性；采收率；影响一、流体流动特性的基本概念1、流体流动的类型流体流动特性是研究流体在运动中表现出的各种现象和性质的科学。
流体流动的类型可以分为层流和湍流。
层流是指流体在管道、河流等狭窄通道中，流动速度较低且流线平行、有序的流动。
湍流是指流体在高速流动或者通过复杂的几何结构时，流线混乱、随机的流动状态。
层流和湍流的流动特性不同，对于不同的应用场景有不同的影响。
2、流体的黏性和流变性质流体的黏性是指流体内部分子之间的相互作用力，决定了流体的粘滞阻力大小。
黏性使得流体在流动过程中有内部摩擦力的存在，阻碍了流体分子的流动。
黏性大小决定了流体的流动速度和流体层之间的相对运动状态。
黏性较大的流体，流动速度较慢，流线平稳；而黏性较小的流体，流动速度较快，流线较为混乱。
流变性质是指流体在受到外部力作用下，流动特性随应力的变化而发生的变化。
流体可以分为牛顿流体和非牛顿流体。
牛顿流体是指在流动过程中，应力与应变呈线性关系的流体。
即，牛顿流体的流动速度与施加的剪切应力成正比。
而非牛顿流体则不满足这一线性关系，其流变性质会随着剪切应力的变化而发生变化。
非牛顿流体的流动特性较为复杂，包括塑性流体、剪切变稀流体等多种类型。
二、影响采收率的流体流动特性1、渗透率和孔隙度对流体流动的影响渗透率是指单位面积内流体通过岩石储层的能力。
渗透率的大小直接影响了流体在岩石中的流动速度和能力。
当渗透率较高时，流体能够更快地通过储层，提高了采收率。
相反，当渗透率较低时，流体在储层中的流动速度减慢，采收率也相应降低。
渗透率及其测定
渗透率及其测定渗透率：英文：intrinicpermeability释文：压力梯度为1时,动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度。
量纲为[[L2]。
是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
其大小与孔隙度、液体渗透方向上空隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关,而与在介质中运动的液体性质无关。
渗透率（k）用来表示渗透性的大小。
在一定压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。
分类：油藏空气渗透率/(mD)气藏空气渗透率/(mD)特高≥1000≥500高≥500～＜1000≥100～＜500中≥50～＜500≥10～＜100低≥5～＜50≥1.0～＜10特低＜5＜1.0绝对渗透率用空气测定的介质渗透率叫绝对渗透率，也叫空气渗透率。
它反映介质的物理性质。
有效渗透率（相渗透率）英文：Effectivepermeability释文：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。
多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。
相对渗透率多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。
孔隙渗透率是单根孔隙的渗透率,地层渗透率是孔隙渗透率折算到整个地层截面积之上的渗透率。
孔隙渗透率通常很大,但地层渗透率却不大。
地层渗透率是岩石孔隙特性的综合反映。
孔隙半径、孔隙密度和孔喉比对地层渗透率均产生影响。
孔喉比对渗透率的影响很大,喉道大小是制约渗透率的重要因素。
压汞仪是测定岩心孔径分布及计算渗透率等参数最便捷有效的工具。
从压汞仪软件上可以直接得到以下数据：累积孔体积－压力或孔直径曲线累积比表面积－压力或孔直径曲线微分的孔体积－压力或孔直径曲线孔分数－压力或孔直径：孔径分布图颗粒大小分布（MS和SS理论）孔曲率渗透率孔喉比分形维数（表面粗糙度的指标）还可以计算得出以下孔隙结构特征参数：为了对不同类型的岩心的孔隙结构进行定量分析，根据恒速压汞实验结果，结合国内外近十年来恒速压汞的应用成果，我们对相关孔隙结构特征参数的定义如下。
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
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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
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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
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7
4 12 5
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8 6 6
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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
渗透动力学参数
渗透动力学参数渗透动力学参数是指影响渗透过程的各种参数，包括孔隙度、渗透率、渗透压、渗透率等。
这些参数对于理解和描述渗透过程的特性和规律具有重要意义。
本文将从以下几个方面介绍渗透动力学参数的基本概念和作用。
一、孔隙度孔隙度是指岩石或土壤中的孔隙空间占总体积的比例。
孔隙度的大小直接影响着渗透的速率和程度。
孔隙度越大，渗透速率越快；孔隙度越小，渗透速率越慢。
孔隙度的大小还与岩石或土壤的类型和组成有关。
例如，砂岩的孔隙度相对较大，而泥岩的孔隙度相对较小。
二、渗透率渗透率是指单位时间单位面积内流体通过岩石或土壤的能力。
渗透率与孔隙度、孔隙连通性和介质的渗透性有关。
渗透率越大，岩石或土壤的渗透能力越强。
渗透率的测量方法有多种，常用的有压汞法和渗透试验。
三、渗透压渗透压是指溶液在渗透过程中产生的压力。
渗透压是影响渗透过程的重要参数，它与渗透液的浓度和温度有关。
渗透压差是导致水从高浓度溶液向低浓度溶液渗透的驱动力。
在植物生理过程中，渗透压起着调节细胞内外水分平衡的重要作用。
四、渗透速率渗透速率是指单位时间内流体通过单位面积的量。
渗透速率受到渗透压、渗透液的浓度、温度、渗透介质的渗透性等多种因素的影响。
渗透速率的测量方法有多种，常用的有渗透试验和渗透模型的建立。
渗透动力学参数是研究渗透过程的重要依据和工具。
了解和掌握这些参数对于研究渗透过程的特性和规律具有重要意义。
在水资源管理、土壤保育和环境工程等领域，渗透动力学参数的研究和应用有着广泛的应用前景。
在水资源管理中，通过研究渗透动力学参数，可以评估地下水资源的可持续利用性和管理效果，为地下水开发和利用提供科学依据。
在土壤保育中，渗透动力学参数的研究有助于了解土壤水分的运移规律，优化土壤水分管理措施，提高土壤保水能力和农作物产量。
在环境工程中，渗透动力学参数的研究可以用于地下水污染的防治和修复，提高环境保护的效果。
渗透动力学参数是研究渗透过程的重要指标。
通过对孔隙度、渗透率、渗透压和渗透速率等参数的研究，可以深入了解渗透过程的特性和规律，为水资源管理、土壤保育和环境工程等领域的实践提供科学依据，促进可持续发展。
页岩孔隙度、渗透率和饱和度测定
页岩孔隙度、渗透率和饱和度测定
页岩的孔隙度、渗透率和饱和度是评估其储层性质和有效性的关键参数。
1. 孔隙度（Porosity）：指的是岩石中的孔隙空间相对于总体积的比例。
在页岩中，孔隙度通常比较低，一般在1%到10%之间。
常用的测定方法包括密度测定、核磁共振等。
2. 渗透率（Permeability）：指的是岩石中孔隙连通并能够流体通过的能力。
在页岩中，由于其细粒结构和复杂的孔隙系统，渗透率通常非常低。
直接测定页岩渗透率较困难，常采用压汞法、气体吸附法、核磁共振等方法进行间接测定。
3. 饱和度（Saturation）：指的是在岩石孔隙中被流体占据的比例。
在页岩中，饱和度通常是指液体（如原油或天然气）在孔隙中占据的比例。
饱和度的测定可以通过岩心采样后实验室测试，包括重力法、电阻率法、核磁共振法等。
需要注意的是，由于页岩储层的特殊性质，传统的测井方法在评价页岩储层时可能存在一些局限性。
因此，针对页岩储层通常需要采用多种测试方法和综合分析手段来获得准确的数据和参数。
另外，不同区域的页岩储层性质也会有所差异，因此需要根据具体地质条件和实际情况进行相应的测定和评价。
国家“石油天然气储量规范”储层孔、渗分类表
国家“石油天然气储量规范”储层孔、渗分类表中华人民共和国地质矿产行业标准，DZ/T0217-2005,《石油天然气储量计算规范》中华人民共和国地质矿产行业标准，DZ/T0217-2005,《石油天然气储量计算规范》下面是赠送的团队管理名言学习，不需要的朋友可以编辑删除谢谢1、沟通是管理的浓缩。
2、管理被人们称之为是一门综合艺术--“综合”是因为管理涉及基本原理、自我认知、智慧和领导力；“艺术”是因为管理是实践和应用。
3、管理得好的工厂，总是单调乏味，没有任何激动人心的事件发生。
4、管理工作中最重要的是：人正确的事，而不是正确的做事。
5、管理就是沟通、沟通再沟通。
6、管理就是界定企业的使命，并激励和组织人力资源去实现这个使命。
界定使命是企业家的任务，而激励与组织人力资源是领导力的范畴，二者的结合就是管理。
7、管理是一种实践，其本质不在于“知”而在于“行”；其验证不在于逻辑，而在于成果；其唯一权威就是成就。
8、管理者的最基本能力：有效沟通。
9、合作是一切团队繁荣的根本。
10、将合适的人请上车，不合适的人请下车。
11、领导不是某个人坐在马上指挥他的部队，而是通过别人的成功来获得自己的成功。
12、企业的成功靠团队，而不是靠个人。
13、企业管理过去是沟通，现在是沟通，未来还是沟通。
14、赏善而不罚恶，则乱。
罚恶而不赏善，亦乱。
15、赏识导致成功，抱怨导致失败。
16、世界上没有两个人是完全相同的，但是我们期待每个人工作时，都拥有许多相同的特质。
17、首先是管好自己，对自己言行的管理，对自己形象的管理，然后再去影响别人，用言行带动别人。
18、首先要说的是，CEO要承担责任，而不是“权力”。
你不能用工作所具有的权力来界定工作，而只能用你对这项工作所产生的结果来界定。
CEO要对组织的使命和行动以及价值观和结果负责。
19、团队精神是从生活和教育中不断地培养规范出来的。
研究发现，从小没有培养好团队精神，长大以后即使天天培训，效果并不是很理想。
孔隙度,渗透率和饱和度的关系
孔隙度,渗透率和饱和度的关系孔隙度（Porosity）、渗透率（Permeability）和饱和度（Saturation）是描述岩石或土壤介质物理性质的重要参数，它们之间存在密切的关系。
以下是它们之间的基本关系：
1.孔隙度（Porosity）：孔隙度是介质中所有孔隙的体积与总体积之比。
它表示介质中的空隙程度，即可容纳流体的空间。
孔隙度的计算公式为：
孔隙度（φ） = （孔隙体积 / 总体积） * 100%
孔隙度越高，介质中的空隙越多。
2.渗透率（Permeability）：渗透率是介质对流体渗透的能力，即流体在介质中传导的速度。
它受孔隙结构、孔隙连接性、流体黏度等因素的影响。
渗透率与孔隙度之间的关系可由Carman-Kozeny 方程等经验公式描述：
渗透率（k） = C * φ³ / (1 - φ)²
其中，C是与介质形状和结构有关的常数。
3.饱和度（Saturation）：饱和度表示介质中孔隙空间被流体填充的程度。
饱和度的范围通常在0到1之间，0表示无饱和，1表示完全饱和。
饱和度与孔隙度之间的关系可以由以下公式表示：饱和度（S） = （流体相体积 / 孔隙体积）
饱和度可以是不同流体（例如水、油、气体等）的比例。
综合来看，孔隙度、渗透率和饱和度之间的关系可以总结为：在相同的孔隙结构下，随着孔隙度的增加，渗透率也可能增加，同
时饱和度受流体填充程度的影响，可能会发生变化。
在实际地质工程和油气勘探中，这些参数的测定和分析对于预测地下介质中流体运移的性质和行为至关重要。
储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率(相渗)
Kg
g
ddpgLggddZL
代表流动方向上的位能项 水平流动时该项为0
下标 o、w、g——分别表示油、水、气；
v ——流速矢量〔单位面积的体积流量〕；
k ——渗透率；
——粘度；
p ——压力；
——密度；
Z ——垂直方向上的高差〔向上为正〕；
L ——在流体流动方向的距离.
v f( p 1 、 p 2 、 p c 、 r 、 L 、 L 1 、 1 、 2 、 t )
孔隙结构越复杂,曲线 整体向右偏移且向下凹.这 说明：润湿相的起始饱和度 越大,流动初期相对渗透率 上升慢,后期上升迅猛.
高渗大孔隙连通性好的岩心,二相渗流区范围大,共存水饱和度低,端 点〔共存水饱和度点及残余油饱和度点〕相对渗透率高.而低渗小孔隙岩 心及大孔隙连通性不好的岩心正好与此相反.这是因为连通性好的大孔隙 比小孔隙或连通性不好的大孔隙具有更多的渗流通道,油水都不能流动的 小孔道都比较少.
实际储油〔气〕岩中不仅同时存在两相,也可能三相 共存.在三相共存时,可以把三相划分为润湿相和非润湿 相两相,原则上可以用上面的两相相对渗透率与饱和度关 系来表示.简化的基础是各相饱和度的大小及它们对岩石 的润湿程度.
例如当岩石亲水时,若出现三相,而且假如气相饱和 度比较低,不参与流动,可把气相归入到油相饱和度中去, 视为油水两相.如果水相饱和度低,成束缚状态不参与流 动,则可将水相看成是岩石的固体一部分,即相当于孔隙 度变小,这时可视为油-气两相,其中油为润湿相,气为非 润湿相.
一、两相体系相对渗透率曲线特征
运用达西公式首先研究相渗 透率的是和〔1936〕,他们以水作 为润湿相,以二氧化碳作为非润湿 相在未固结的砂层中实验的〔曲 线1〕.随后〔1940〕同样以水作 润湿相,二氧化碳作非润湿相在固 结的砂岩上所作的试验如曲线2. 这两条曲线由于孔隙介质不同稍 有差异,但总的特征是一致的.
相对渗透率及相对渗透率曲线应用课件
根据相对渗透率曲线和油藏类型，预测油田的采收率，评估油田的 开发潜力和经济效益。
动态监测
通过实时监测油田的动态数据，如产液量、注水量等，结合相对渗透 率曲线，分析油田的开发效果和存在的问题。
油田开发方案调整
层间调整
根据相对渗透率数据，了解各油层的渗透率和孔隙度，对层间差 异较大的油田进行层间调整，以提高开发效果。
开发方案优化
井网优化
根据相对渗透率曲线和油藏工程 模型，可以优化井网布置方案，
提高开发效果和经济效益。
采收率预测
通过相对渗透率曲线和油藏工程 模型，可以预测不同开发方案下 的采收率，为制定合理的开发方
案提供依据。
开发策略调整
根据相对渗透率曲线的变化趋势 和开发效果，可以及时调整开发 策略和措施，提高开发效益和油
产能预测
单井产能预测
根据相对渗透率曲线和油藏工程 模型，可以预测单井在不同生产 条件下的产能，为制定合理的开
发方案提供依据。
区块产能预测
通过对区块内各单井的产能进行预 测，可以评估区块的整体产能和开 发潜力，为制定区块开发方案提供 参考。
产能变化趋势分析
通过分析相对渗透率曲线在不同开 发阶段的形态变化，可以了解产能 变化趋势和规律，为优化开发方案 提供依据。
意义
相对渗透率是描述多相流体在多 孔介质中流动特性的重要参数， 对于油藏工程、采油工程和渗流 力学等领域具有重要意义。
计算方法
理论计算方法
基于达西定律和渗流力学理论，推导 相对渗透率公式。
实验测定方法
通过实验测定多相流体在多孔介质中 的渗透率，再计算相对渗透率。
影响因素
孔隙结构
孔隙结构直接影响多相流 体的流动特性，从而影响
渗透率单位(渗透率的单位md的换算)
渗透率单位（渗透率的单位md的换算）渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
渗透率是储油（气）岩的物性基础，不论对油气运移聚集，还是油（气）田开发都是基础数据。
但其数值在不同的油（气）层中差别是很大的。
由几个毫达西（md)到几千个毫达西（md）不等。
渗透率单位：其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。
渗透率（k）用来表示渗透性的大小。
压力梯度为1时，动力黏滞系数为1的液体在介质中的渗透速度。
量纲为L2。
渗透率单位是长度的平方，即与面积的单位相同。
但我们称之为达西（D），常用的单位为毫达西（md）。
渗透率的定义用于表示孔隙介质中流体在其孔隙中流动难易程度的量称为该介质的渗透率。
孔隙介质中单相稳定流的流量，原则上可以由达西公式（H.Darcy，1856）描述：储层岩石物理学式中：Q是通过介质的流体流量，m3/s；μ为流体的黏度，Pa·s；A为垂直于流体运动方向的介质横截面，m2；L为流体穿过介质的厚度，m；ΔP为流体两端的压力差，Pa；K为渗透率，它具有面积量纲，m2，但是显得过大，通常以μm2作为单位，过去采用达西（D）或毫达西（mD）作为单位。
因渗透率具有面积的量纲，可以将其理解为介质中孔隙通道面积的大小。
多孔介质孔道面积越大，渗流越容易，渗透率越高。
当岩心全部孔隙为单相液体所充满并在岩心中流动，岩石与液体不发生化学和物理化学作用的条件下，对同一岩心，比例系数值K的大小是与液体性质无关的常数。
对不同孔隙结构的岩心，K值不同。
因此，在上述条件下，由式（1－22）定义的渗透率K是仅仅取决于岩石孔隙结构的参数，我们把这一系数称为岩石的绝对渗透率。
需要注意的是，达西定律是有一定的适用条件的，当渗流速度增大到一定程度之后，除产生黏滞阻力外，还会产生惯性阻力。
此时流量与压差不再呈线性关系，达西定律不再适用。
三相渗透率
三相渗透率
三相渗透率是指在地层流体力学中，描述一个介质中三种不同相（比如水、油和气）之间相对流动的能力。
一般来说，地下储层中通常同时包含水、油和天然气，它们的相对流动性大小会影响地层中多相流体的行为。
三相渗透率受到一些复杂因素的影响，包括介质孔隙度、孔隙结构、介质表面性质以及不同相之间的相互作用等。
三相渗透率的准确度需要通过实验分析和模拟计算来确定，以便更好地了解多相流体在地层中的行为。
从实际应用的角度来看，油藏工程师一般会关注介质中三相渗透率的大小，因为它对于石油、气田的开采和开发有着重要的影响。
较低的三相渗透率可能会导致相对不利的流体分布和驱替效率，从而影响开采效率。
三相渗透率是一个重要的地质工程参数，它对于研究地下储层中多相流体行为以及开采工程的设计和优化都具有重要意义。
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第一节 剩余油饱和度测井解释基础
（1）剩余油饱和度及水淹层分类 饱和度概念
开发中，含油饱 和度不断变化。
油层原始含油饱和度So：开采前油层中油气体积占总有效孔隙体积的百分 数，So=1-Swb。Swb称为束缚水饱和度。
水淹油层剩余油饱和度Sos：在注水开采中，油层水淹后剩余的油气体积 占有效孔隙体积的百分数，Sos=1-Sw。
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剩余油饱和度测井解释与水淹层评价
学习内容
第一节 剩余油饱和度测井解释基础 第二节 水淹油层的特征 第三节 水淹油层的定性识别 第四节 水淹油层的定量识别 第五节 应用实例
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剩余油饱和度测井解释与水淹层评价
学习内容
第一节 剩余油饱和度测井解释基础 第二节 水淹油层的特征 第三节 水淹油层的定性识别 第四节 水淹油层的定量识别 第五节 应用实例
注入井中，根据观察井中监测到的示踪剂间分异程度来确定平均剩余油饱和度。 井间测量法所需测量时间长、精度较低。
8
第一节 剩余油饱和度测井解释基础
（2）测量剩余油饱和度方法概述 ③ 物质平衡法 采用整个储集层初始估计储量减去已生产的油量来估计平均剩余油量。 ④ 生产模拟法 用实际岩心和原油在实验室模拟实验，用油田实际井网、注采关系、储集层岩性、
（1）剩余油饱和度及水淹层分类 ② 按油层水淹程度来划分水淹级别的方法，属于定量评价水淹程度法，目前有两
种分类方法。
一是根据驱油效率η划分油层水淹级别：η=（Sw-Swb）/（1-Swb）。根据驱油 效率可将水淹层划分为三种级别：弱水淹η≤35％；中水淹35％≤η≤55％；强水淹 η>55％。η综合了测井资料对水淹层的反映，是定量评价油层水淹级别比较可靠的 参数。
水淹油层的地质特征
4及水淹层分类
水淹层分类 测井评价水淹层是通过用测井资料计算Sw、Swb、Sor来确定So、Sos、Som、Sor。
油层水淹分类是分析油层水淹的重要问题。目前对水淹层的分类大体有两类：即按 驱动水特征分类和按油层水淹程度分类。
① 按驱动水(注入水)特征分类：便于分析注入水引起油层物理性质的变化、选择 计算水淹层含水饱和度的模型和方法。
层非均质性的影响，还要受水驱油进程非均质性的影响。必须应用多学科多种方法 结合，才能提高确定剩余油饱和度的精度。
研究储集层剩余油分布方法有很多，大致可分为单井测量、井间测量、物质平 衡、生产模拟与数值模拟等。
① 单井测量确定剩余油饱和度(ROS)方法有岩心分析(常规取心、密闭压力取心 和海绵取心)、回流示踪剂测试、单井不稳定测试、测井分析等。
按驱动水特征分类目前有两种方法： 一是按地层水淹时所产生的混合地层水电阻率Rwz与原始地层水电阻率Rw的相对 大小，将水淹层分三种类型：Rwz>Rw型；Rwz≈Rw型；Rwz<Rw型。 二是按驱动水本身的性质，将水淹层划分为淡水水淹型、污水水淹型、地层水 (边水、底水)水淹型三种类型。
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第一节 剩余油饱和度测井解释基础
其中测井分析法是获取可靠的单井剩余油饱和度剖面最广泛、最经济有效的方 法。
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第一节 剩余油饱和度测井解释基础
（2）测量剩余油饱和度方法概述 ② 井间测量法 包括电阻率法和井间示踪剂测试。 电阻率法是在裸眼井间通以电流，测量井间电位求得地层电阻率，再计算出井
间流体饱和度分布。 井间示踪剂测试是将两种或多种在油相和水相之间具有不同分配系数的示踪剂
残余油饱和度Sor：当前开发技术、经济条件下无法采出的油气占有效孔 隙体积的百分数。从理论上说，它应当是Sw很高、Sos很低、油的有 效渗透率为零时的含油饱和度，多用实验分析资料求Sor。
可动油饱和度Som：油层中可采出的油气饱和度。对未开采油层，Som= So-Sor；对水淹油层，Som=Sos-Sor。
剩余油饱和度测井解释与水淹层评价
学习用参考书
1. 赵军龙.测井资料处理与解释[M].北京:石油工业出版社，2012.1 2. 雍世和,张超谟. 测井数据处理与综合解释[M].东营:中国石油大学出版社,1996 3.《测井学》编写组. 测井学[M]. 北京:石油工业出版社,1998 4. 李舟波. 地球物理测井数据处理与综合解释[M]. 长春:吉林大学出版社,2003 5. 洪有密. 测井原理与综合解释[M].东营,中国石油大学出版社,2007
二是根据产水率Fw划分油层水淹级别：根据油藏物理学理论导出两相共渗系统各 相流体的相对流量，得出储集层的产水率Fw：
FW
Qw QO Qw
1
1 Kro
•
w
Krw o
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第一节 剩余油饱和度测井解释基础
（2）测量剩余油饱和度方法概述 剩余油饱和度在钻井剖面上和井间的变化很大，这是因为剩余油分布不仅受地
物性参数和生产资料进行历史拟合和数值模拟计算。 ⑤ 地质上还根据储集层岩性、物性、含油性和沉积相资料，应用地质规律来确定
剩余油分布。但多属推理性，分析不够精细，与油田实际常有一定偏差且花费较大。
9
第一节 剩余油饱和度测井解释基础
（2）测量剩余油饱和度方法概述 相对来说，用测井方法确定储集层剩余油饱和度，是应用最广泛、经济有效的方
④ 测井成本低、应用广泛。
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剩余油饱和度测井解释与水淹层评价
学习内容
第一节 剩余油饱和度测井解释基础 第二节 水淹油层的特征 第三节 水淹油层的定性识别 第四节 水淹油层的定量识别 第五节 应用实例
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第二节 水淹油层的特征
在油田开发工程中，由于注水驱油或是边底水推进，油层都要发生不同程度的水 淹，引起储集层物性、电性一系列的变化。主要有以下特征……
法。具有以下优点（四点）： ① 测井是直接研究地下储集层剩余油饱和度的有效方法。 ② 在裸眼井和套管井中均能进行测井，且测井资料能连续地研究钻井剖面的地
层性质，具有高的垂直分辨率和细分层能力。 ③ 利用多井分析能从宏观上研究一个砂岩体、一个开发层系、一个油层组、一
个含油区块和一个油田的储集层参数与剩余油空间分布，具体指出剩余油分布的层 位、厚度和含油量多少，为确定调整井、加密井的井位及射孔部位提出具体方案， 又能为制定全油田合理开发调整方案提供可靠的基础数据。