储层流体物性参数的确定及应用
有效储层物性下限的确定方法及应用_马松华
内蒙古石油化工 2009年第 9期
图 2 东营凹陷某层位单位厚度日产量与渗透率关系图 1. 2 经验统计法
该方法在美国的油田广泛使用 ,其内容为: 对于 中、 低渗透性油田 ,将全油田的平均渗透率乘以 5% 就可作为该油田的渗透率下限 ; 对于高渗性油田 ,或 者远离油水界面的含油层段 ,则应乘以比 5% 更小的 数字作为渗透率下限 [12]。 这样估算可能造成油层实 际丢失的储渗能力相当可观。 现在较为通行的方法
有效储层的物性下限包括孔隙度、渗透率和含 油饱和度三个参数。其中 ,前两者是储层物性下限最 常用的指示参数。 确定有效储层物性下限有多种方 法 [3- 10] ,但是每一种方法都有其局限性和适用范围 , 所得出的下限值也并不一定代表储层物性的实际下 限。因此 ,在实际过程中应采用多种方法进行对比和
验证 ,综合得出有效储层的物性下限值。本论文在众 多前人研究成果的基础上 ,系统总结了有效储层下 限的确定方法 ,并结合实际进行了应用。 1 有效储层下限的确定方法及实际应用 1. 1 测试法
2009年第 9期 内蒙古石油化工
125
有效储层物性下限的确定方法及应用
马松华 ,田景春 ,林小兵
(成都理工大学沉积地质研究院 ,四川 成都 610059)
摘 要: 有效储层是指现有工艺条件下能获得工业油流的储层。 有效储层的物性下限包括孔隙度、 渗透率和含油饱和度三个参数。 本论文详细讨论了有效储层物性下限的确定方法 ,主要包括测试法、经 验统计法、 含油产状法、束缚水饱和度法、含油量累积法和最好孔喉半径法等。不同方法所依据的原理和 资料不同 ,得出的结论会有所差异。在实际应用中 ,可以根据相关测试数据选取适当的方法 ,从不同侧面 对有效储层物性下限进行综合分析和评定。
有效储层物性下限确定方法综述及适用性分析
有效储层物性下限确定方法综述及适用性分析工程技术机械采油公司，天津市滨海新区东沽石油新村工程技术机械采油公司，300450摘要：有效油气藏物性下限的确定是油水层识别、储量计算和开发方案制定的关键工作。
油田生产中常用的确定有效油气藏物性下限的方法有十多种。
很多方法过于繁琐，单一方法容易造成误差或不确定性。
为了根据各种方法的适用条件准确确定油气藏物性下限，本文对油气藏物性下限确定方法的文献进行了系统调研。
依托对前人研究成果的系统分析，详细总结了实际生产中常用的确定油气藏物性下限的静态方法，对确定油气藏物性下限的动态方法进行了系统梳理和深入分析。
结合作者的科研实践，讨论了各种方法的适用性和优缺点，并展望了这些方法的发展趋势。
关键词:油气藏；物理性质下限；物理属性；测定方法1静态法确定有效储层物性下限静态方法主要有含油产状法、物性参数统计频率法、岩心孔渗关系法、束缚水饱和度法和经验法。
1.1含油姿态法基于测井岩心和岩屑不同含油级别对应不同产油能力的事实，将描述为含油饱和、含油丰富、含油浸泡或含油斑点的储层划分为工业储层，将有油斑或油迹的储层划分为低产储层，将有荧光且无显示的储层划分为干层。
该方法根据目的层岩心物性的孔隙度和渗透率数据，构建不同含油级别的孔隙度。
根据吉林油田某地区取心井孔隙度和渗透率分析数据的统计和岩心含油级别描述数据。
研究发现，当该区油藏含油平面高于油点平面时，油藏可获得工业油流。
因此，以油斑级别为界，确定该储层渗透率下限为0.08mD，孔隙度下限为7.5%。
1.2物理参数的统计频率法1.2.1累积百分比统计法该方法是以孔隙度和渗透率的岩心分析资料为基础，通过计算储层储油能力和油渗透率损失占总累积量的百分比来确定储层物性下限的方法。
利用该方法计算储层物性下限的关键在于统计研究区所有取心井所有岩心的孔隙度和渗透率，制作直方图，计算累积频率曲线，然后根据经验确定储层物性下限。
实践中，经常计算孔隙度储油能力和渗透率产油能力，根据储油能力和产油能力的损失确定有效储层的物理下限。
天然气储层物性参数的预测研究
天然气储层物性参数的预测研究天然气是一种非常重要的能源资源，其具有清洁、高效、安全等诸多优势，逐渐成为了现代能源的主要来源之一。
在天然气的采集、加工、运输等过程中，储层物性参数的准确预测和分析是非常重要的，可以帮助企业更好地进行钻井、开发等工作，提高天然气的采集效率和产量。
储层物性参数包括孔隙度、渗透率、饱和度等多个指标，这些指标的准确预测是非常困难的，需要结合地质勘探、物理测试等多个方面的数据进行分析。
其中，孔隙度是储层中孔隙的总体积与岩石总体积的比值，是评价储层质量的重要指标之一；渗透率是指在单位时间内，单位面积的储层岩石中流体通过的体积，其大小决定了天然气在储层中的流动速度；饱和度则是指储层中可用天然气的体积占储层孔隙总体积的比例，是决定储层产量的重要参数。
目前，储层物性参数的预测主要采用统计学方法、机器学习方法和物理模型等多种手段。
统计学方法是应用概率统计等理论模型对储层数据进行分析和预测，包括线性回归、主成分分析等方法；机器学习方法则是利用计算机技术进行数据挖掘和模式识别，包括人工神经网络、支持向量机等方法；而物理模型则是基于物理学原理建立的数学模型，包括均值模型、流体流动模型等方法。
这些方法各有优缺点，需要根据实际情况选择合适的方法进行预测和分析。
在储层物性参数的预测中，数据采集和数据质量是极其重要的。
通过地震勘探、岩心采集等手段获取的数据可以帮助人们更好地了解储层的地质特征和物理特性，但是这些数据需要经过准确的处理和分析才能够得到有用的信息。
此外，储层物性参数的预测还受到地质环境、地质构造、地层压力等多个因素的影响，需要进行全面、综合性的分析和预测。
近年来，随着科技的飞速发展和人们对天然气的需求不断提高，储层物性参数的预测和分析也在不断深入。
随着计算机技术的进步，机器学习方法在储层物性参数预测中展示了出色的表现，人工智能、大数据等新兴技术也为储层物性参数预测和分析提供了新的手段和思路。
油层物理2-3
•
Z 是用气体状态方程计算实际气体PVT行为的关键。 是用气体状态方程计算实际气体PVT行为的关键。 类似于相态方程中的平衡常数K （类似于相态方程中的平衡常数K）
天然气的高压物性
（3）压缩因子Z 的求取 压缩因子Z
实验测定 图版法
第2章3节
① 实验测定
在温度T 在温度T下，依据状态方程有： 依据状态方程有： 在低压P 在低压P0下：P0V0 = nRT 在压力P 在压力P下：PV = ZnRT
油层物理
储层流体的物理特性
第二章
储层流体的物理性质 本章内容
§1 §2 §3 §4 §5 §6 油气藏烃类的相态特征 油气的分离与溶解 天然气的高压物性 地层原油的高压物性 地层水的高压物性 地层流体高压物性参数应用
第2章
储层流体的物理性质
§3 天然气的高压物性
天然气的最大特点是具有极大的压缩性。 天然气的最大特点是具有极大的压缩性。
→
Z = PV PV0 0
式中： 1at， 下的体积。 式中：P0＝1at，V0为T、P0下的体积。 → 据此式可测得各种气体不同T、P下的Z。 据此式可测得各种气体不同T 下的Z
天然气的高压物性
② 图版法
单组分气体： 单组分气体：Z－P图版 ——用实验测定的不同 ——用实验测定的不同T、P下的Z绘制 用实验测定的不同T 下的Z 混合气体： Z－Pr通用图版 混合气体： ——据对应状态原理用气体实测数据绘制 ——据对应状态原理用气体实测数据绘制
结论： 结论： PV Z = Zc ⋅ r r • 对比状态下，任何气体Z 相同： 对比状态下，任何气体Z 相同：
•
可用任意一种气体绘制Z 可用任意一种气体绘制Z－pr通用图版
地球物理测井方法课件 流体识别和储层参数计算
达西(D)是渗透率的标准单位，1D相当于在流动方向上压力梯度为1大
气压/cm的条件下，岩石允许粘度为1CP、体积为1cm3的流体，在1s
时间内通过截面积为1cm2的能力。渗透率的常用单位为毫达西(mD)，
1D=103mD。
GaoJ-4-2
18
1. 主要影响因素及分影 为析粒响度K的中主值要、地粘质土因含素量、
Timur的关系式：
K 0.136 4.4
Swi 2
Coates的关系式：
渗透率，10-3μm2
10000 1000 100
10 1 0.1 0.01
5
1
K2
100 2 (1 Swi )
S wi
Swi=5%
Swi=10%
Swi=20%
Swi=30% Swi=40% Swi=50% Swi=60% Swi=70% Swi=80%
S
t tma t f tma
1 Cp
Cp为压实校正系数，Cp≥1
GaoJ-4-2
12
密度测井
b maVma f 1 ma f
D
ma ma
b f
中子测井
N V Nma ma Nf (1 ) Nma Nf
N
N Nf
Nma Nma
GaoJ-4-2
13
GaoJ-4-2
11
(1) 确定单矿物岩性储层的孔隙度 A 含水纯岩石
声波测井 t tmaVma t f
“单曲线方法”
Vma
t (1)tma t f
Vma 1
S
t tma t f tma
（Wyllie公式，适用正常压实和胶结的纯岩石）
对未压实砂岩，声波在颗粒和流体界面发生散射和折射，导致时差增 大。此时，用上式计算的孔隙度数值须进行压实校正：
储层物性特征范文
储层物性特征范文储层物性特征指的是描述储层岩石和流体性质的一系列参数和特征。
这些特征对于石油和天然气储层的勘探、开发和生产具有重要意义。
下面将详细介绍储层物性特征，包括孔隙度、渗透率、饱和度、孔喉结构和岩石力学性质等。
首先，孔隙度是指储层岩石中的孔隙体积与总体积之比。
它是评价岩石贮藏岩石孔隙系统开发利用的重要物性参数。
高孔隙度的岩石具有更大的储层容量，可以储存更多的石油和天然气。
孔隙度通常使用插入管法、水饱法和密度法等方法进行测量。
其次，渗透率是指储层岩石中流体通过岩层的能力。
它反映了岩石对流体流动的阻力大小。
渗透率是衡量储层岩石储集性能的重要指标，也是评价岩石渗流性质和油气开采条件的关键参数。
渗透率的测量常使用压汞法、导纳法和核磁共振法等。
第三，饱和度是指储层中孔隙内所含有的有效流体体积与总孔隙体积之比。
饱和度可以分为原油饱和度和水饱和度。
它对评价石油和天然气藏的丰度和储层质量有着重要的意义。
测量饱和度的方法主要有物理推算法、测井法和实验测定法等。
此外，孔喉结构是指储层岩石中孔隙和孔喉的尺寸、形状和连通程度。
不同的孔隙结构对流体的储集和流动具有不同的影响。
例如，细颗粒和细孔喉可以增加流体的剪切力和黏滞力，降低渗透率和渗透能力。
孔隙结构的表征可以使用孔隙度、渗透率、孔喉直径分布和孔隙连通度等参数。
最后，岩石力学性质是指储层岩石的抗压强度、抗剪强度和变形特性。
它们对地层的稳定性和流体运移具有重要影响。
例如，岩石的抗压强度决定了储层的破坏压力，而抗剪强度则影响储层的剪切破裂。
测定岩石力学性质的常用方法包括三轴压缩试验、剪切试验和变形试验等。
综上所述，储层物性特征对于评价储层岩石的储集性能和开采条件具有重要意义。
通过测量和分析储层物性特征，可以更好地理解储层的储存能力、流动性质和稳定性，为石油和天然气的勘探、开发和生产提供科学依据。
储层参数
=
Δt − Δtma Δtφ − Δtma
− Vsh Δtsh Δtφ
− Δtma − Δtma
值得注意是，利用声波时差确定孔隙度时，对非压实或疏松地层需进行压实校正。 对中子测井来说，有：
CNL = CNLφφ + CNLsh Vsh + CNLma Vma 式中，CNL为中子测井值；CNLΦ、CNL sh、CNL ma分别为孔隙流体、泥质和石
Vsh
Vsh
如果 Swb<15, 令 Swb=15
最后 Swb=Swb/100
1
2)
Swb
=
1 φt
⎜⎛ ⎝
Rwb Rt
⎟⎞ ⎠
2
3) Swb = Sw 1+ B
SP
其中：B = 7.5(10 81 − 1)
SSP
SP
(10 81 − 10 81 )
4) lg(Swb) = 0.18 - (1.5lg(Md + 3.6)lg( φ ) 0.18
1 = Vsh − 1 − Vsh
Rt Rsh
Rsd
考虑到纯砂岩部分应该满足尔奇公式，即：
1 = Rsd = Rsdφsd m
S w n Fsd Rw
aRw
将该式代入上式，并整理得：
( ) Sw n
=
aR w
1 − Vsh φm
⎛ ⎜
1
−
Vsh
⎞ ⎟
⎝ R t Rsh ⎠
式中Sw为含水饱和度；φ为有效孔隙度；m、n、a为地区经验系数，一般取 n=2，m=2，a=1。
1、一种孔隙度测井方法确定孔隙度
对泥质砂岩来说，密度测井响应方程为：
DEN = ρφφ + ρsh Vsh + ρ ma Vma
第一篇 第三章 储层流体的物理特性
第三章储层流体的物理特性所谓储层流体，这里指的是储存于地下的石油、天然气和地层水。
其特点是处于地下的高压、高温下，特别是其中的石油溶解有大量的气体，从而使处于地下的油气藏流体的物理性质与其在地面的性质有着很大的差别。
例如，当储层流体从储层流至井底，再从井底流至地面的过程中，流体压力、温度都会不断降低，此时会引起一系列的变化—原油脱气、体积收缩、原油析蜡；气体体积膨胀、气体凝析出油；油田水析盐—即离析和相态转化过程，而这一系列变化过程对于油藏动态分析、油井管理、提高采收率等都有重要的影响。
又如，进行油田开发设计和数值模拟时，必须掌握有关地下流体的动、静态物理参数，如石油和天然气的体积系数、溶解系数、压缩系数、粘度等；在进行油气田科学预测方面，如在开采初期及开采过程中，油田有无气顶、气体是否会在地层中凝析等，都需要对油气的物理化学特性及相态变化有深刻的认识，才能作出判断。
因此可以毫不夸张地说，不了解石油、天然气和水的性质及其问的相互关系，不掌握它们的高压物性参数，那么，科学地进行油田开发、采油及油气藏数值模拟等便无从讲起。
第一节油气藏烃类的相态特征石油和天然气是多种烃类和非烃类所组成的混合物。
在实际油田开发过程中，常常可以发现：在同一油气藏构造的不同部位或不同油气藏构造上同一高度打井时，其产出物各不相同，有的只产纯气，有的则油气同产。
在油气藏条件下，有的烃是气相，而成为纯气藏；有的是单一液相的纯油藏；也有的油气两相共存，以带气顶的油藏形式出现。
在原油从地下到地面的采出过程中，还伴随有气体从原油中分离和溶解的相态转化等现象。
那么，油藏开采前烃类究竟处于什么相态，为什么会发生一系列相态的变化，其主要原因是什么？用什么方式来描述烃类的相态变化？按照内因是事物变化的根据，外因则是事物变化的条件，可以发现油藏烃类的化学组成是构成相态转化的内因，压力和温度的变化是产生相态转化的外部条件。
因此，我们从研究油藏烃类的化学组成人手，然后再进一步研究压力温度变化时对相态变化的影响。
利用气测录井资料识别储层流体的研究与应用——以涠西南凹陷探井为例
随着近年来海洋石油勘探开发难度的 日益增大， 勘 探开发的成本也逐步升高。一方面 ， 由于涸西南凹陷地 质构造 、 油气藏类型多、 差异大 ； 而新 的勘探理念“ 优快 钻井” 、 “ 集束勘探” 推进 ， 极大地加快 了勘探开发钻井速 度 。为 了能 够在关 键层 位 、 关 键 时刻 迅速有 效地 评价 油
２ ０ １ ３ 年第 １ 期
西部探矿工程
８ ９
利 用 气 测 录 井 资料 识 别储 层 流体 的研 究 与应 用 以涠 西南 凹 陷探 井 为例
— —
李旭红
（ 中海石油湛江分公 司研 究院地化与成藏室， 广东 湛江 ５ ２ ４ ０ ５ ７ ）
摘 要： 气测 录 井经过 多年 的应 用研 究与 实践取得 了长足 的进展 ， 在 传 统 气 测解 释 的基 础上 ， 探讨 了
图版 １的编绘步骤如下 ： 第一步， 根据 录井气测值数据 做 各单 井 Ｔｇ 、 Ｃ 、 Ｃ ２ 一Ｃ ５和 Ｒ ＯＰ随井 深度 变 化 图 ， 结 合录井综合信息分析 ４ 条曲线 的变化分布形态 ， 初步判 断各种流体相 ， 包括可能的油相 、 气相和水相 。如图 １ 中， Ｗｌ ｌ 一４ Ｎ一６ 井 录 井 气 测气 组 分 随 深度 变 化 图 ， 流 体相 １ 、 ２ 、 ３ 、 ４ 、 ５就是 可 能 的油相 ， 而 Ａ、 Ｂ就是 可 能 的 水相。 第二步 ， 从气测组分 中优选 ４ 个参数 Ｃ 、 Ｃ ２ 、 和 ／ Ｃ ４ ， 建立 Ｃ １ 一Ｃ ２ 、 Ｃ １ 一Ｃ ３ 、 Ｃ ２ 一Ｃ ３ 、 Ｃ １ 一 Ｃ ４四个 十字 坐标系， 先绘制 图 １ 中流体相 ２ 、 ３ 、 ４ 、 ５以及 Ａ、 Ｂ流 体相十字交绘图， 再利用该井的试油结果和测井解释的 油、 气、 水层 ， 在 图中各流体相上标 出各流体相的属性 ， 即油相 或水 相 ， 进行 比较 分析 。图 ２中 １ 、 ２ 、 ３ 、 ５流体相 为油相 ， 而 Ａ流体相 为含油水 泪， Ｂ流体相 （ 在原点叠 加成 团） 为水相 。如 此重 复第一 、 第二 步 ， 共 做 了涠西南 凹陷近十口单井的油相 、 气相和水相的十字交绘图。 第 三步 ， 选 取 十 口井 中 比较 典型 的油相 、 气相 ， 综合
砂岩储层物性研究对油田开发的指导意义
砂岩储层物性研究对油田开发的指导意义引言砂岩储层是目前石油勘探开发中最主要的储层类型之一，对于石油勘探和开发具有重要意义。
合理、全面地研究砂岩储层的物性特征，能够为油田开发提供科学的指导。
一、砂岩储层物性的研究方法1. 岩石力学测试方法岩石力学测试通过测量砂岩储层的力学特性，如抗压强度、弹性模量等，揭示了储层的变形和破坏特性。
这对于选择合适的井场开采参数、评估砂岩储层的稳定性具有重要意义。
2. 岩石物性测试方法岩石物性测试主要包括密度、孔隙度、渗透率等的测定。
这些物性参数对于储量评估、渗透性分析等有着重要的作用。
近年来，随着成像技术的发展，电子探针显微镜和扫描电镜等工具也被广泛应用于岩石物性研究中。
二、砂岩储层物性研究的意义1. 增加油田开发成功率砂岩储层物性研究能够帮助确定油层储量、开采效果等重要参数，从而提高油田开发成功率。
通过合理选择井位、解释地震资料以及分析储层物性特征，可以准确预测储层分布，提高勘探开发的效率和效益。
2. 提高油藏描述精度砂岩储层物性研究对于油藏描述的精度很高。
通过对储层的岩石力学、物性等特征的分析，可以更加准确地刻画储层的属性。
这对于评估储层的流体性质、预测储层的物性分布等都具有重要意义。
3. 指导工程设计砂岩储层物性研究还能够为油田开发的工程设计提供指导。
通过研究储层物性特征，可以确定合适的采油方法、优化生产参数等，从而提高开发的效率和经济效益。
4. 引导油田管理和调整砂岩储层物性研究对于油田的管理和调整具有指导作用。
通过定期监测储层的物性参数变化，可以判断油田开采状态以及油水井的动态情况。
这为合理调整生产方案、优化开采工艺提供了科学依据。
结论砂岩储层物性研究在油田勘探开发中具有重要的指导意义。
通过研究储层的力学特性、岩石物性等参数，可以提高油田开发成功率，提高油藏描述精度，指导工程设计，引导油田管理和调整。
因此，在油田勘探开发过程中，充分重视砂岩储层物性研究是十分必要的。
第四章储层流体的高压物性
地面 Vgs s
Voi油藏原始条件下地层油体积 Vof ＝P时，地层油中分离出的
油的体积
Vgf ＝P≤Pb时, 从Voi中分离出的气体体积 Vgs为Vf体积地层油在地面分离出来气体体积 Vos为Vf体积地层油在地面脱气后体积
三、地层原油的体积系数 (2)Bt 的求取
Pi>Pb VPo>i Pb
Cw
1 Vw
Vw p
T
★Cw一般为3.7~5×10-4/MPa
Cw Co Cg
三、地层水的压缩系数
2. 影响Cw因素：
压力 P↑→Cw↓
温度 T<50℃, T Cw T>50℃, T Cw
天然气溶解度 Rw↑→Cw↑
矿化度 矿化度↑→Cw↓
三、地层水的压缩系数
3.Cw求取：图版法 查图版确定无溶解气时Cw； 查图版确定溶解气量Rw； 对Cw校正 根据溶解气量Rw查图版确定Cw的校正系数，对Cw校 正
原始溶解 气油比
三、地层原油的体积系数 1. 定义
原油在地下体积Vof与其在地面脱气后的体积Vos之比
Vof－地层油体积，m3
1 m3
Bo
V of V os
Vos－地面脱气油体积，(标)m3 Bo－地层油体积系数，(标)m3／m3
★Bo反映了地层油→地面后的体积变化幅度 在高压下，原油会受到压缩，但地层原油Bo＞1
本节重点 ➢ 地层油高压物性参数定义、影响因素及确定
方法 本节难点 ➢ 两相体积系数的定义及计算公式推导 ➢ 各高压物性参数的影响因素分析
二、地层油的密度和相对密度
1. 地层油密度
定义
地层油的密度是指单位体积地层油的质量
o
mo Vo
碎屑岩储层物性研究及其在油气勘探中的应用
碎屑岩储层物性研究及其在油气勘探中的应用碎屑岩储层是油气勘探和开发中非常重要的储层类型之一。
在碎屑岩储层的物性研究中，主要关注的是岩石的孔隙度、渗透率、孔隙结构和孔隙类型等参数的测定和分析。
本文将探讨碎屑岩储层物性研究的方法和技术，并介绍其在油气勘探中的应用。
一、碎屑岩储层物性研究方法1. 岩心分析岩心是碎屑岩储层研究的重要样本，可以通过分析岩心样品的物性参数来获得储层的基本特征。
常用的岩心分析方法包括岩心薄片观察、岩心孔隙度测定和渗透率测定等。
岩心薄片观察可以获取岩石的孔隙结构和孔隙类型信息，孔隙度测定和渗透率测定则可以获得储层的孔隙度和渗透率数值。
2. 流体测试流体测试是通过实验室测试来获取储层渗透率和渗透率测井参数的方法。
常用的流体测试方法包括注水法和气体测井法。
注水法是通过人工注入水来测定储层的渗透率和渗透率测井参数，而气体测井法则是利用气体在储层中的渗透性差异来推断储层的渗透率和渗透率测井参数。
3. 地震反演地震反演是一种非侵入式的物性研究方法，通过采集地震数据和地震波传播模拟来推断储层的孔隙度和渗透率等物性参数。
地震反演方法可以提供储层的连续性和空间分布等信息，对于大规模地质储层的研究具有重要意义。
二、碎屑岩储层物性研究的应用1. 储层评价碎屑岩储层物性研究是储层评价的重要组成部分。
通过对岩石的孔隙度、渗透率和孔隙结构等参数的测定和分析，可以评估储层的储集性能和渗流能力，为油气勘探提供重要的依据。
2. 储层建模碎屑岩储层物性研究可以用于储层建模。
储层建模是指根据储层物性参数和地质结构特征等信息，利用数学方法构建储层模型。
通过储层建模，可以模拟储层的渗流规律和储集层分布等特征，为油气开发和生产提供可靠的参考。
3. 油藏开发优化碎屑岩储层物性研究对于油藏开发的优化具有重要意义。
通过分析储层的物性参数和渗透率分布等信息，可以优化油藏的开发方案，提高油气的产量和采收率。
综上所述，碎屑岩储层物性研究在油气勘探和开发中起着重要的作用。
油气储层流体相行为研究及应用
油气储层流体相行为研究及应用油气储层是指地下岩石中存储着可以开采的石油和天然气的地层。
在油气储层中，流体相行为的研究非常重要，它可以帮助我们了解油气在地下的运移规律，进而指导油气的勘探和开发。
油气储层流体主要包括两个相：油相和气相。
油相一般是指石油，它主要由碳氢化合物组成，具有黏性和可流动性。
气相一般是指天然气，它主要由甲烷等轻烃组成，具有低密度和强大的膨胀性。
油气储层中流体相的行为受到温度、压力、孔隙度等因素的影响，因此研究流体相的行为需要考虑多个因素的综合作用。
研究油气储层流体相行为的方法包括实验室实验和数值模拟。
实验室实验可以模拟储层中流体相的行为，例如测定流体相的相态、温度和压力效应等参数。
数值模拟则可以通过建立流体相的物理模型，利用计算机模拟流体相的运移规律，从而预测油气的产量和开采效果。
油气储层流体相行为的研究可以帮助我们了解油气在储层中的分布规律和储存形式。
通过研究不同流体相的地层流动性和渗透性等参数，可以评估储层的可开采性和开采效果。
此外，研究流体相的行为还可以指导油气开采过程中的增产技术和改善开采效果的方法。
油气储层流体相行为的研究在实际应用中具有广泛的意义。
首先，研究流体相行为可以为油气储层的发现和勘探提供指导。
通过研究油气储层中流体相的行为，可以识别潜在的油气储层，并评估其勘探价值。
其次，研究流体相行为可以指导油气开采中的工艺选择和优化。
根据流体相的属性和行为特点，可以设计出适合的开采工艺，提高油气的采收率。
最后，研究流体相行为还可以指导储层工程的设计和优化。
根据流体相的渗透性和流动性等参数，可以确定适当的井网布置和注采方案，实现高效的油气开采。
总之，油气储层流体相行为的研究对于油气勘探和开采具有重要的意义。
通过研究不同流体相的物理特性和行为规律，可以为油气的发现、勘探和开采提供科学依据，实现高效、安全、可持续的油气资源开发利用。
石油储层物性参数识别与分析研究
石油储层物性参数识别与分析研究一、引言石油是人类生产和生活的重要能源，储量和产量对于国家经济发展和国际政治地位具有重要意义。
石油储层物性参数是评价储层油藏性质的重要指标，包括孔隙度、渗透率、孔喉结构、饱和度等一系列因素。
近年来随着勘探难度的增加和开发深度的逐步加深，石油储层物性参数的识别与分析变得越来越重要。
本文从物性参数的定义、识别与分析三方面对石油储层物性参数进行综合研究。
二、石油储层物性参数的定义石油储层物性参数是指影响石油流体在储层中迁移和扩散的因素，主要包括孔隙度、渗透率、孔喉结构、饱和度等。
孔隙度是储层有效孔隙空间占总孔隙空间的比例，是评价储层贮油能力的重要指标；渗透率是储层中流体渗透的速度系数，是表征储层渗透能力的指标；孔喉结构是储层孔隙结构的分类与特征描述，是评价储层物性参数的一种方法；饱和度是储层中的油水比例，是评价储层有效贮油量的重要指标。
三、石油储层物性参数的识别石油储层物性参数的识别是石油勘探开发的第一步，既需要通过野外地质调查、钻探和室内实验等手段，也需要运用地震勘探和数值模拟等现代技术手段。
野外地质调查是石油勘探和开发的基础，通过对岩石的形态、结构、组分、分布等特征进行观察和分析，可以确立储层地质层位和物性参数的范围和分布。
钻探是确定储层物性参数的主要手段之一，通过钻探岩芯，可以获得物性参数的相关数据，例如孔隙度、渗透率、孔隙类型和孔径分布等。
室内实验主要是通过采集储层岩石样品，进行物理和化学实验，如岩心切割、膨胀、含油性试验、孔隙空间样品观测等，获得储层物性参数的实验数据。
地震勘探是一种非侵入性的方法，通过地震波在地下岩石中传播的速度和波形等特征，根据岩石属性和多种参数反演理论，可以识别和表征储层、地层和构造等信息。
数值模拟是一种基于计算机模型的方法，通过设计合理的数学模型和建立储层几何构型模型，模拟石油流体运移和扩散的过程，得到储层物性参数的计算数据。
四、石油储层物性参数的分析石油储层物性参数的分析是石油勘探和开发的重要环节，主要目的是确定储层的油气含量、分布、总量和开发潜力，为油藏评价和开发决策提供科学依据。
《特低渗储层物性参数测试方法及应用研究》范文
《特低滲储层物性参数测试方法及应用研究》篇一一、引言特低滲储层是石油、天然气等能源勘探开发中常见的一类储层，其物性参数的准确测试对于提高油气开采效率和经济效益具有重要意义。
本文旨在介绍特低滲储层物性参数的测试方法，并探讨其在实际应用中的效果和价值。
二、特低滲储层概述特低滲储层是指渗透率极低，储层内流体流动困难的储层。
其特点为孔隙度低、渗透性差、非均质性强等，给油气勘探开发带来了较大的难度。
为了有效开发和利用这类储层，需要对其物性参数进行准确的测试和评估。
三、特低滲储层物性参数测试方法（一）常规物性参数测试方法常规物性参数测试方法包括岩心分析、测井资料分析等。
岩心分析是通过取样岩心，进行物理性质和化学性质的测试，从而得到储层的孔隙度、渗透率等参数。
测井资料分析则是通过分析测井数据，得到储层的电阻率、声波时差等参数。
（二）新型物性参数测试方法新型物性参数测试方法包括核磁共振测井、脉冲核磁共振技术等。
这些方法能够更准确地反映储层的孔隙结构和流体分布情况，为特低滲储层的开发提供更可靠的依据。
四、物性参数测试方法的应用研究（一）在油气勘探开发中的应用通过物性参数的测试，可以更准确地评估特低滲储层的开采潜力和经济效益。
在油气勘探开发中，可以根据物性参数的测试结果，制定合理的开发方案和工艺措施，提高油气的采收率和经济效益。
（二）在储层评价中的应用物性参数的测试结果可以用于储层的评价和分类。
通过对特低滲储层的物性参数进行综合分析，可以了解其孔隙结构、流体分布、非均质性等特点，为储层的评价和分类提供依据。
这有助于确定合理的开发策略和措施，提高油气的开采效率。
五、案例分析以某特低滲储层为例，介绍物性参数测试方法的应用。
首先，通过常规物性参数测试方法和新型物性参数测试方法，得到该储层的孔隙度、渗透率、电阻率等参数。
然后，根据这些参数的综合分析，确定该储层的开采潜力和经济效益。
最后，制定合理的开发方案和工艺措施，成功实现了该特低滲储层的开采。
第2-4章储层流体的物理特性(地层水的高压物性)
离子化合物顺序简图
2.水型划分 2.水型划分
rNa >1 rCl
rNa − rCl <1 rSO4 rNa − rCl >1 rSO 4
Na2SO4水型
NaHCO3水型
rNa <1 rCl
rCl − rNa <1 rMg rCl − rNa >1 rMg
MgCl2水型
CaCl2水型
所谓某种水型， 所谓某种水型，即以水中某种化合物 出现的趋势而定名， 出现的趋势而定名，不在于出现的数量多
少而在于出现的趋势。
判断水型
井号 靖5 塞157 塞413 塞450 沿25 总矿化度 g/l） （g/l） 80.82 97.54 72.35 90.71 61.76 钠离子+ 钠离子+钾 离子 （mg/l） ） 10937 26374 7878 15146 10536 钙离子 （mg/l） ） 18832 9452 18303 18330 12111 镁离子 （mg/l） ） 179 953 345 199 298 氯根 （mg/l） ） 50363 58494 44750 54659 37850 硫酸根 （mg/l） ） 236 2161 961 1961 784 碳酸轻根 （mg/l） ） 269 101 113 418 177
87-90页 四、地层水的高压物性（87-90页） 天然气在地层水中的溶解度：概念； 天然气在地层水中的溶解度：概念； 影响因素 地层水的体积系数： 概念 ；影响因素 地层水的体积系数： 地层水的压缩系数：概念 ；影响因素 地层水的压缩系数：
综合弹性压缩系数：概念；研究意义 综合弹性压缩系数：概念； 地层水的粘度：概念 ；研究意义 地层水的粘度：
储层流体高压物性参数计算方法
式中： 式中：
∂Z 1 5 2 2 2 4 2 = 5aρr + 2bρr + cρr + 2eρr (1+ fρr − f 2ρr ) ⋅ exp(− fρr ) ∂ρr ρrTpr
[
]
5、天然气的体积系数
天然气的体积系数就是指在地层条件下， 天然气的体积系数就是指在地层条件下，某一摩尔气体 占有的实际体积， 占有的实际体积，除以在地面标准条件下同样摩尔量气体占 有的体积，由下式表示： 有的体积，由下式表示： pscZTf VR B = = g V pZscT sc sc 在实际计算时，通常取 在实际计算时，通常取Zsc=1.0，而当 sc=0.101MPa， ，而当P ， Tsc=293K时，由上式得： 时 由上式得：
什么是储层流体高压物性？ 什么是储层流体高压物性？
储层流体物性是指储层内流体的物理化学性质及 其在地层条件下的相态和体积特征。 其在地层条件下的相态和体积特征。 储层流体高压物性是指储层内流体在地层条件 高温、高压条件下 的物理化学性质。由于原油、 条件下） 下（高温、高压条件下）的物理化学性质。由于原油、 天然气以及地层水都不是单一物质，而是混合物 混合物。 天然气以及地层水都不是单一物质，而是混合物。因 它们都不可以采用固定的模式去评价。所以， 此，它们都不可以采用固定的模式去评价。所以，只 具体问题具体解决” 有 “具体问题具体解决”。
ω = 66.67 ( yc + yH )0.9 −( yC + yH )1.6 +8⋅ 33 yH0⋅5 − yH4.0
[
]
(
)
修正后的拟临界压力和温度公式为: 修正后的拟临界压力和温度公式为:
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
Stock tank gravity ˚ API
40.5 40.7 40.4 40.1
Bob bbl/STB
1.481 1.474 1.485 1.495
(1) Initial gas oil ratio Rsi:
(2) Formation volume factor at bubble point Bob:
3. Gas-oil Separation
At each step below the bubble point， the liberated gas is removed from the cell stepwise(逐步地). At each step below
the bubble point the quantity of gas, oil volume are determined.
1 Vob Vof 1 Bob Boi Co Vof Pb Pi Boi Pi Pb
Co=10-140 MPa-1 for reservoir oil
Vof—volume of oil at prevailing pressure p, m3;
（4）The thermal expansion factor
The manner of separation（油气分离方式）：
(i) the flash vaporisation or relative volume tests—闪蒸脱 气、接触分离 (ii) the differential test--微分分离. (iii) the separator tests--多级分离.
• 2 components - solution gas and stock tank oil • Bo, Rs, etc. • Empirical correlations(经验公式)
Compositional Models
• N components based on paraffin series • Equation of state based calculations
Flash Vapourisation.
3. Gas-oil Separation
The steps of flash vaporization test:
（1）The PVT cell is filled with a certain quantity of reservoir liquid at a pressure above the estimated bubble point and room temperature. After the PVT cell has been filled (about 90 ml), it is immersed in a temperature bath and heated to reservoir temperature (p=constant). Thermal expansion:
Bo
Bt B oi
P<Pb:
Vf Bt Bob Vb
Pb
P
（3） The Coefficient of Isothermal Compressibility of oil (原油的等温压缩系数)
The compressibility of the oil phase above the bubble point can now be calculated from the graph.
Gas Solubility and Formation Volume Factors are associated with the black oil model .
Figure 1 "Black Oil Model"
2、Comparison of Two Models Below gives a summary comparison of the two approaches. Black Oil Models
1、The black oil model The black oil model considers the fluid being made up
of two components – gas dissolved in oil and stock tank oil.
The compositional changes in the gas when changing pressure and temperature are ignored. To those appreciating thermodynamics this simplistic two component model is difficult to cope with.
第三节 储层流体按组分模型处理时物性参数 的确定及应用 1、储层流体密度的确定 2、凝析气藏体积系数、地下流体组 成、储量等参数的确定
第一节 储层流体的黑油模型与组分模型的区别；
In order to predict reservoir and well fluid behaviour, two approaches that are commonly used are the multicomponent compositional model and the two component black oil model. The latter simplistic approach has been used for many years to describe the composition and behaviour of reservoir fluids. It is called the “Black Oil Model”.
By plotting the volume of the system versus pressure a break is obtained in the slope. This occurs at the Bubble Point pressure.
(2) Differential Vaporisation
V2 , V1 = volume of the oil at reservoir temperature T2and T1
3. Gas-oil Separation（油气分离）
The main purpose of separation is to get PVT data. main applications of the PVT data: •to provide data for reservoir calculations, • to provide physical property data for well flow calculations • for surface facility design. the
R si
V1 V2 676 92 768(ft 3 / STB) L2
Bob Vres / L 2
2、parameters from flash vaporization test
Vf Vb
Pb
Bo
Vf Vsock tan k
Vf Vb
Bob
Vf Bt Bob Vb
3. Gas-oil Separation
(1) Flash Vaporization (Relative Volume Test)
The pressure on a liquid is reduced suddenly, causing a flash separation of gas from oil and an equilibrium between oil and gas is established immediately.
2、parameters from flash vaporization test
(1)bubble point(地层油的泡点压力) Pb Bubble point(泡点 ) is the pressure when first bubble of gas forms in the liquids. (2) Formation volume factor (地层油体积系数): P>Pb :
3. Gas-oil Separation
Equipment for the Study of Subsurface Samples
3. Gas-oil Separation
（2）Reduce the pressure and calculate the P~V relationship
At reservoir temperature
Schematic of a Two Stage Separator Test
With the equipment available, a single test or a multiple separation test can be carried out.
Steps of Separator Tests:
3. Gas-oil Separation
/The starting point is reservoir bubble point. /Fluid is displaced from the PVT cell ensuring that the PVT cell contents remain at bubble point pressure. /The gas and liquids are collected from the separation stage(s) and their respective properties measured. /The final stage is at stock tank conditions.The resulting fluid is termed stock tank oil.