----> 流体呈线性流动时的渗透率
流体呈线性流动时的渗透率
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&&&&边伟华&&&&&&&&吉林大学地球科学学院&&&&&&&&内容回顾：储集岩的孔隙度&&&&孔隙空间有可能包含流体，如象水、液体或气态碳氢化合物，这些流体可以沿着孔隙空间流动。岩石被称为多孔性的和可渗透性的。&&&&&&&&储集岩孔隙度&&&&为了衡量储集岩孔隙性的好坏和孔隙发育程度，并表征岩石中孔隙总体积的大小，提出了岩石孔隙度(或孔隙率)的概念。孔隙度为岩石孔隙的总体积与岩石总体积之比，常用百分数表示。&&&&&&&&图1-2-1储集层岩石的总体积（V总）与基质体积（V基）和孔隙体积（V孔）&&&&&&&&孔隙度可表示为：&&&&&&&&式中：φ为孔隙度，％；VT为储集岩的总体积；Vp为孔隙体积；Vm为基质颗粒体积。&&&&&&&&孔隙度分为:绝对孔隙度、连通孔隙度、有效(含烃)孔隙度和流动孔隙度。&&&&&&&&绝对孔隙度是指岩石中未被碎屑物质或填隙物充填的&&&&空间与岩石总体积之比。&&&&&&&&连通孔隙度是指岩石中相互连通的孔隙体积与岩石总&&&&体积之比。岩石的有效(含烃)孔隙度是指岩石中烃类体积与岩石总体积之比。岩石的有效(含烃)孔隙度仅是连通孔隙度中含烃类的哪一部分。&&&&&&&&流动孔隙度是指岩石中能够在一般压差下流动的哪一部份液体体积与岩石总体积之比。可随压&&&&&&&&差不同而改变。&&&&连通孔隙度称为有效孔隙度，这两个名词在一般情况下是具有相同意义，但对于气层或稠油储层，“连通”和“有效”则不能相提并论。绝对孔隙度大于连通孔隙度，再依次是有效&&&&&&&&(含烃)孔隙度和流动孔隙度。&&&&&&&&第三节储集岩的渗透率&&&&一、达西定律及岩石的绝对渗透率二、流体呈线性流动时的渗透率&&&&&&&&三、气体在管壁上的滑脱―克林贝格效应&&&&四、流体呈径向流动时的渗透率五、组合层的平均渗透率&&&&&&&&六、渗透率的测定方法&&&&七、渗透率与其它参数的关系&&&&&&&&物质的可渗透与不可渗透之问并不存在明显的界限。一般所指具有渗透性或非渗透性，或者说渗透性好和渗透性差，都是相对的，而且是有条件的。这个条件就是压力。&&&&&&&&一、达西定律及岩石的绝对渗透率&&&&1.达西定律&&&&储集岩是一种多孔介质。多孔介质的渗透性是在一定压差下使液体或气体渗透的能力。因此，所有沉积性储集岩都具有渗透能力。可以用渗透率来衡量岩石的渗透能力的大小，并且可以定量地进行测定。岩石的渗透率定义为“在压力作用下，岩石容许其孔隙中所含流体的流动能力”。&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&1856年，法国水利工程师达西进行了把水压过填满砂粒管子的实验。在直立开口等直径圆管的侧面装有测压管组，简中距底部一定高度处装有滤网，上填颗粒均匀的砂样到一定高度，由筒上部将试验液体引入筒中，借助一定装Z保持稳定水位，液体流过砂子由下部流出，用量筒测出流量。&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&pH?Z?r&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&K:渗透系数，单位m/s&&&&14i:水力坡度，无单位&&&&&&&&达西公式（线性流）&&&&&&&&达西定律：它表示渗流速度和水力坡度之间成一次方关&&&&系，达西定律是对水做实验得出的。对油气渗流而言，粘度变化很大，通过用不同流体进行渗滤的大量实验发现，在保持△H不变时，通过多孔介质的流量与流体的粘度成反比。由于渗滤系数K包括了孔隙介质和液体这两个因素对渗流的&&&&&&&&影响，如果把它们分开表示，则达西定律可以表示为：&&&&&&&&Q?&&&&&&&&K&&&&&&&&?&&&&&&&&A&&&&&&&&?pr?L&&&&&&&&上式称为达西公式（1856年，法国），式中各参数及单位分别为：&&&&Q―通过砂层的渗流流量，cm3/s；&&&&K―砂层渗透率，它反映液体渗过砂层的通过能力，?m2；A―渗滤横截面积，cm2；△pr―两渗流面截间的折算压力差，物理大气压（注：在俄文文献中采用1公斤/厘米，即工程大气压）；?―液体粘度，mPa?s；△L―两渗流截面间的距离，cm。&&&&&&&&达西定律的前提是假定：&&&&1）流体和岩石之间不发生物理一化学反应；&&&&&&&&2）岩石孔隙中只存在一种流体。&&&&渗透率的大小取决于岩石孔隙的大小、形状及连通情况，亦即与孔隙结构有密切关系。在对一个区域或一个油层来评价渗透率时，不能仅&&&&&&&&仅考虑在一个点上所得的渗透率，因为岩石的渗透率还&&&&与水的流动方向、沉积特征以及岩性等有关。渗透率具有方向性。垂直方向和水平方向的渗透率也由于颗粒填集方式而不相同。&&&&&&&&QK?p?AL&&&&&&&&?pdpLimL?0?LdL&&&&&&&&Kdp?dL&&&&&&&&Kdp?x?dx&&&&&&&&dp与dx方向相反&&&&&&&&三维υm(υx,υy,υz)&&&&&&&&Kdp?dxKdp?y?dyKdp?z?dz&&&&&&&&?x&&&&&&&&m?i?x?j?y?k?z?K&&&&&&&&?&&&&&&&&grad(p)&&&&&&&&柱坐标下(r,θ)&&&&&&&&?r&&&&&&&&Kdp?dr&&&&&&&&例：长为1m的岩心，横截面积为4cm2，渗透率为1μm2，通过流体的粘度为1mPa?s，流量为4cm3/min，那么需要在模型两端建立多大的压差？解：据题意，已知L=1m，A=4cm2=4×10-4m2，K=1μm2=10-12m2，μ=1mPa?s，Q=4cm3/min=6.67×10-8m3/s根据达西定律，&&&&&&&&?PrQ?ALK&&&&&&&&QL6.67?10?8?1?10?3?1?Pr?1.67?105PaK?A10?12?4?10?1&&&&&&&&2.渗透率的单位&&&&渗透率一般采用以下两种单位。&&&&（1）CGS制单位在克、厘米、秒制单位中，流量Q的单位是厘米3／秒；粘度μ的单位是泊或达因?秒/厘米2；长度dx用厘米；面积A用厘米2；压力p用达因／厘米2；此时渗透率K的度量单位是：&&&&&&&&沿长度方向积分后，得其单位为：于是，渗透率的单位是[厘米2]。在实用时，对于油气储集岩来说，这个单位是太大了，应用时不太方便。&&&&&&&&（2）混合制单位&&&&&&&&由于使用CGS制单位时，渗透率的单位是[厘米2]，&&&&&&&&对于油气储集岩来说是过大的，为了避免用分数数值，&&&&因而采用比较实用的混合制单位。在混合制单位中，流量Q的单位是厘米3／秒，粘度μ的单位是厘泊，面积A的单位是厘米2，长度L的单位是厘米，压力P的单位是大气压。亦即，渗透率K等于&&&&&&&&通常，孔隙介质容许粘度为1厘泊的流体，在压力梯度为l大气压／厘米的作用下，通过断面面积为l厘米2，流量为1厘米3／秒时，此时所得渗透率的单位定义为l达西。在实际使用时，达西的单位仍然过大，因此常用毫达西(1达西＝l000毫达西)。&&&&“达西”和“[厘米2]”的关系为：1公斤／厘米2＝1000克／厘米2＝981×1000达因／厘米2，98l是重力加速度，单位是厘米／秒2。1厘泊＝0.0l泊＝0．01达因?秒／厘米2。&&&&&&&&于是渗透率的单位之间关系为&&&&&&&&（3）国家标准计量单位&&&&&&&&国家标准计量单位中规定渗透率的单位是微米2(μm2)。因此l达西≈10-8厘米2＝l微米2l毫达西＝10-3达西＝l0-3微米2&&&&&&&&在计算中，压力的单位应采用兆帕(MPa)，而不能用大气压或公斤／厘米2。两者之间的关系：&&&&lMPa＝9.86923标准大气压＝l0.19715工程大气压或者&&&&&&&&l标准大气压＝O.lOl325MPa＝l.03227工程大气压为了实用方便，规定为&&&&地面标准条件1大气压＝O.l01MPa&&&&&&&&渗流速度和实际平均速度&&&&实际平均速度：流体在砂层中只是在其中的孔隙通道内流动，因此流体通过砂层截面上孔隙面积的速度平均值u反映了该砂层截面上流体流动真实速度的平均值。&&&&u?QAp&&&&&&&&式中：Q―流量；Ap―孔隙截面面积。渗流速度（假想速度）：设想流体通过整个岩层横截面积（实际上流体只通过孔隙横截面积），此时的流体流动速度称为渗流速度υ。&&&&&&&&QA&&&&&&&&渗流速度和实际平均速度&&&&&&&&由&&&&&&&&&&&&&&&&VpV&&&&&&&&Vp?ApL&&&&&&&&&&&&&&&&ApA&&&&&&&&V?AL&&&&Q?Q?uAAp&&&&&&&&得到：&&&&&&&&上式反映了流体渗流速度与实际平均速度间的关系。在渗流力学中经常应用的是渗流速度，用它来研究油井产量等问题，只有在研究流体质点运动规律时，才用实际平均速度。&&&&&&&&二、流体呈线性流动时的渗透率&&&&在油气层中，流体呈多种流动方式，包括有线性流动、径向流动和球面流动。各种流动方式的流线是不一样的，因此其计算渗透率的公式也不相同。在实验室中，一股都采用线性流动的方式。流体呈线性流动时，其模型如图l-3-3所示&&&&&&&&流体在岩石中呈线性流动&&&&&&&&1.不可压缩液体呈线性流动时的达西公式：&&&&当岩石孔隙中由一种不可压缩流体l00％地饱和，流体在岩石的横切面积A内呈均匀分布，液流呈水平流动，则达西公式为:&&&&&&&&移项后得&&&&&&&&两端积分&&&&简化整理得&&&&&&&&2.气体至线性流动时的达西公式&&&&当流体是可压缩的气体时，由于在不同压力下&&&&&&&&气体的体积不同，当压力从pl变化到p2时，气体的&&&&体积和流速都在变化。因此，必须考虑采用平均的体积流量Q，亦即：&&&&&&&&假如把气体膨胀视作为等温过程，则按波义耳―马里奥特定律，有：&&&&&&&&式上Qo＝在大气压力po时的气体体积流量；Q＝在平均压力p＝(p1十p2)／2时的气体平均体积流量。由上式可得出：&&&&&&&&把Q值代入式(1―40)中，则有&&&&&&&&一般在实验室中，只要测出Qo、p1和p2，并测量出岩心长度L和面积A，即可计算出。&&&&&&&&三、气体在管壁上的滑脱―克林贝格效应&&&&从理论上来说，用不同的流体测定岩石的渗透率其值应当是相同的。但在实际情况下，气体和液&&&&&&&&体所测的同一块岩石样品可以得到不同的渗透率。&&&&图l-3-4是用甲烷、乙烷、丙烷和蒸馏水测定同一块岩石样品渗透率的结果，由图可见，在不同压力&&&&&&&&下，有不同的渗透率。&&&&&&&&气体渗透率随平均压力和气体类型的变化(据Klinkenberg)&&&&&&&&克林贝格提出了对这一现象的解释。按照气体动力学理论，可以把分子看成是直径约为万分之一微米的微球，在大气压力下，这些微球之间的距离，&&&&&&&&大约是它们自身直径的十倍。这些分子在十分高的&&&&速度下运动(大约是声速)，并且用任意的方式碰撞。其自由运动的平均长度与压力成反比。对于稀薄气体，其平均自由行程的数值是很大的。&&&&&&&&当压力接近大气压力时，由于单位体积内气体&&&&分子的数量仍很多，因而大部分的碰撞仍然限于分子之间，而不是分子与管壁之间。当压力很低时，由于气体分子相互碰撞而导致的内摩擦趋于消失，这时气体流动主要是受到分子与管壁那部分碰撞的影响。此时，所出现的分子流动与粘滞流动无关，粘滞系数已不再具有意义。&&&&&&&&正是由于上述气体流动的特点，由于在低压时粘滞系数不具实际意义。因此，气体在小孔道中呈匀速流动，而液体则不然，在孔道中心的液体分子比靠近孔壁表面的分子流速要高(如图l―32所示)。对比气体和流体流动，气体在孔道中的流动特征称之为气体在管壁上的滑脱现象。亦称为克林贝格效应(Klinkenbergeffect)。&&&&&&&&图1-3-5气体“滑脱效应”示意图&&&&&&&&由上可见，在气体平均流动压力下降时，应用达西定律有愈加增大其误差的趋势。克林贝格用公式1-42将平均压力p，气测的视渗透率Ka和真实的渗透率K1联系起来，得&&&&&&&&其中b=常数，取决于分子在P下的平均自由行程λ&&&&&&&&式中c’≈1；r＝孔道半径。&&&&&&&&上式中的KL为真实渗透率，亦就是气体测定的视渗透率延伸到纵坐标轴上的交点，该点也称为液体渗透率。&&&&&&&&经过用上式将气测渗透率进行校正，并&&&&在图l-3-4上求得液体渗透率，表明利用不&&&&&&&&同气体所测出的Ka与l／p的关系，它们最终&&&&均可聚集在一点，即Kl。于是，可以把该点作为渗透率对比的依据，也就是实际的岩石渗透率，也称为克林贝格渗透率或克氏渗透率。它与用来测定渗透率的流体性质无关。&&&&&&&&气体渗透率随平均压力和气体类型的变化(据Klinkenberg)&&&&&&&&为了求得克氏渗透率，还可用以下几种方法：&&&&1.R.Iffly方法(1956年)当p接近于0.lMPa时，有&&&&&&&&式中C＝常数，单位是微米。由统计确定。如果该样品已测定毛管压力一饱和度关系曲线，则可用下式计算，即C＝7／pe，其中pe是平均毛管压力。&&&&&&&&2.Purcell方法&&&&&&&&式中Ka＝气测渗透率，10-3μm2；φ＝孔隙度，分数；p＝1/2(p1十p2)，平均测定压力，0.lMPa；C＝常数。&&&&&&&&当Ka＝(0―lO)×10-3μm2时；&&&&&&&&C＝2.26；&&&&&&&&当Ka＝(10一lO0)×1010-3μm2时，C＝2.42；当Ka＞l00×lO10-3μm2时，C＝2.72。&&&&&&&&3.Corelab公司的图版法&&&&&&&&以上三种方法都带有经验统计性。针对所研究的油气田的储层特点，建立符合所研究储层的经验统计式。&&&&&&&&四、流体呈径向流动时的渗透率&&&&流体在岩石中呈径向流动时，类似于从一个圆柱体的排液范围流入一口井的井底，如右图所示。&&&&&&&&研究流体在圆柱体中作水平&&&&径向流动时，与线性流动主要不&&&&&&&&同点是其横截面在不断改变，由&&&&外围向内部断面逐渐变小，相应的流速也在不断改变，由外围向内部逐渐增加。&&&&流体径向流入一口中心井的砂岩模型&&&&&&&&如果圆柱体的外部半径为Re，内孔半径为Rw，则不可压缩流体作稳定状态的径向流动时，其流动方程为：&&&&&&&&分离变量并积分&&&&&&&&式中Q＝液体的流量，厘米3／秒；K＝渗透率，微米2；h＝厚度，厘米；μ＝液体的粘度，厘泊；Re＝外边界的半径，厘米；Rw＝内边界的半径，厘米；pe＝排液外边界的压力，0.1MPa；pw＝排液内边界的压力，0.lMPa。&&&&&&&&如果流体是可压缩的气体，虽然在孔隙介质内任意――一个裁面上的质量流量不变，但其体积流量则是不相同的，流量实际上是与线性流动时相同，应采用平均流量Q。对于可压缩流体的稳定流动，上式可改写为：&&&&&&&&或式中Qo＝在大气压下的可压缩气体的体积流量，厘米3／秒；Q在平均压力p=1/2(pe+pw)时可压缩气体的体积流量，厘米3／秒。&&&&&&&&同样有：&&&&式中po=大气压力。近似等于0.1Mpa。&&&&&&&&五、组合层的平均渗透率&&&&&&&&前面的流动方程，都是指均质储层或均匀岩石的渗透率计算公式。实际的油气储集层往往是非均质的，要全面研&&&&&&&&究非均质储层的渗透率是非常复杂的，&&&&这里介绍几种简单的模式，供在实用中&&&&&&&&参考。&&&&&&&&1.并联组合层线性流&&&&&&&&图1-3-8线性流的并联组合层&&&&&&&&1.并联组合层线性流&&&&相当于在储层中有若干平行的小层叠加而成，每个小层有不同的厚度、面积、流量和渗透率，此时，该组合层的平均渗透率厌可以计算如下：&&&&&&&&因为两端压力对各小层都相同，为P1和P2。所以有：&&&&&&&&以有因为，所以有：&&&&&&&&于是得&&&&&&&&2.并联组合层径向流&&&&&&&&图1-3-9并联组合层的径向流&&&&&&&&2.并联组合层径向流&&&&对于并联组合层径向流&&&&&&&&对于第一个小层，有&&&&&&&&因为&&&&&&&&，所以有&&&&&&&&于是：&&&&&&&&3.串联组合层线性流&&&&&&&&图1-3-10串联组合层的线性流&&&&&&&&3.串联组合层线性流&&&&储层或岩石是由一连串不同长度、不同渗透率所组成的体系。每一小层的压降不同，但通过的流量是相同的。对于串联组合层线性流来说，其平均渗透率可以计算如下：因为而Q=Q1=Q2=Q3p1-p2=Δp1+Δp2+Δp3L=L1+L2+L3所以&&&&&&&&同时&&&&于是因为&&&&&&&&最后得&&&&&&&&4.串联组合层径向流&&&&&&&&图1-3-11串联组合层径向流&&&&&&&&4.串联组合层径向流&&&&Q=Q1=Q2=Q3&&&&以及pe-pw=Δp1+Δp2+Δp3&&&&&&&&其平均渗透率等于&&&&&&&&对于其中某一段，有因为Q=Qi，于是有由于，所以最后得：&&&&&&&&六、渗透率的测定方法&&&&在实测室中直接测定岩石渗透率的方法有以下几种:1.气测渗透率仪&&&&对经过抽提、洗净、烘干的岩石样品，预制成长约3厘米，直径为2―2.5厘米的圆柱体，在一定的温度和压力下，用空气、氮气或蒸馏水渗过岩样进行测定。仪器装Z如图l―39所示。&&&&&&&&气测渗透率仪示意图&&&&&&&&图1-3-13气测渗透率是否是层流状态的检验&&&&&&&&2.IFP型可变压头渗透率仪该仪器由法国石油研究所推出，七十年代引入我国。由于仪器简单、测试方便而被广泛应用。仪器的外形如图l一4l所示。仪器主要由岩心夹持器、吸力球以及插入水池的定容流量管组成。流量管自上而下是由细变粗，测定某一岩样的渗透率时，只用其中一段O一0.5毫升或者0一l毫升。当液面自0下降到0.5或l毫升的刻度位Z时，记录时间To利用下面的公式便可计算出样品的渗透率，即&&&&图1-3-14可变压头渗透率计,IFP型&&&&&&&&式中K＝岩样渗透率，10-3μm2；B＝仪器常数，由出厂仪器标定；μ＝空气粘度，厘伯；A＝岩祥&&&&&&&&横截面积，厘米2；L＝岩样长度，厘米；T＝水面&&&&自流量管上标记“0”刻度下降到下标记“o.5”或“l”时所需的时间，用秒表记录，秒。&&&&&&&&3.径向渗透率测定仪为了模拟油气自地层向井底流动，并测得更有代&&&&表性的渗透率，通常将取出的全直径大岩芯，在其中心钻一1.O或0.5厘米的圆孔，使气体自外圆流到中心孔，构成气流的径向渗流，并按径向流公式计算出样品的渗透率。&&&&&&&&4.全直径岩心气测渗透率仪&&&&&&&&由于全直径岩心的两个端面是垂直方向的，因此，通过两个端面所测定的渗透率是岩心的垂直渗透率。对于油气田开发&&&&&&&&来说，流体在地层中的流动是沿水平方向的，因此，在全直&&&&径岩心测定水平方向的渗透率时，必须在岩心的侧面开两个矩形的“窗口”，以便佼气体从一测流到另一侧。&&&&&&&&七、有效应力下的渗透率&&&&根据岩样所承受的有效应力在岩心上施加围限压力，然后用测定渗透率的常规方法进行测定。不同的岩石性质，其渗透率随围限压力增加而下降的幅度各不相同。纯石英砂岩(图l―47中的17号样品)，在30Mpa围限应力下，渗透率下降了大约17％；而泥质砂岩(图1―47中的16号样品)，在30MPa围限应力下，渗透率可下降78％一86％；长石砂岩或石英一长石砂岩则居中间位Z。渗透率在10MPa以前的围限应力下，其下降幅度很陡，而在10MPa以后，趋于平缓，甚至基本不变。&&&&&&&&图1-3-20渗透率随围限压力增加而降低&&&&No17纯石英砂岩No18长石岩屑砂岩No5含泥长石砂岩No15泥质长石砂岩No16泥质长石砂岩&&&&&&&&一般可以采用地面条件测定的渗透率K与在围&&&&限压力下测定的渗透率K’的比值来衡量渗透率的变化，亦即使用&&&&&&&&在使用渗透率比值或者渗透率降低百分数时，必须注明是在什么围限压力下的数值。&&&&&&&&表1-3-1样品随围限压力增大渗透率下限的数据&&&&&&&&八、确定渗透率的间接方法&&&&小松之斡（1978）概括了用岩石学参数和孔隙度来间接确定渗透率的若干经验式，包括：&&&&&&&&对于砂岩储集岩来说，间接确定渗透率的方法大都是根粒度分析或者薄片鉴定资料来建立经验统计式，但这些统计式又受到地区资料的局限而不能广泛推广使用。因此，各个地区都必须建立适合本地区的经验式，否则会导致很大的误差。&&&&&&&&十、渗透率和孔隙度的关系&&&&影响渗透率和孔隙度的地质因素有许多是共同的，大量资料表明，渗透率和孔隙度之间有一定的相关关系。渗透率与孔隙度有较好的相关性(见图l-3-21)。&&&&图1-3-21渗透率对孔隙度的交会图左图为道格统?砂岩右图为上石炭统砂岩(Füchtbauer,1963)&&&&&&&&各种不同颗粒直径的砂子的渗透率同孔隙度之间的关系各不相同(见图1-3-22)。随着粒径变小，在同样的孔隙度下，渗透率要减小。对于每一种粒径的砂子，随着孔隙度的增大，渗透率也相应地增大。&&&&&&&&图1-3-22不同粒径的孔隙度和渗透率的关系图&&&&1.粗的和十分粗的颗粒2.粗的和中等的颗粒3.细颗粒4.淤泥5.粘土(Chlilngarian和Wolf,1964)&&&&&&&&每个地区有不同的情况,在成岩作用强烈、次生变化复杂的情况下，Levorsen总结了一句名言：“孔隙度和渗透率之间的定量关系是模糊的和可变的”。&&&&&&&&
岩石的比面是指单位体积的岩石内颗粒的总表面积，或单位体积岩石内总孔隙的内表面积，单位用平方厘米/立方厘米表示。岩石中细颗粒愈多，它的比面就愈大，反之，就愈小。砂岩细砂岩粉砂岩小于950厘米2／厘米厘米2／厘米3大于2300厘米2／厘米3&&&&&&&&油层岩石比面的大小，对流体在岩石孔隙中的流动具有明显的影响。油层岩石的比面是表征岩石孔隙结构重要参数之一，岩石―油―气―水系统中的表面现象与表面性质，都与岩石的比面密切相关。&&&&&&&&
按孔隙度和渗透率估算比面&&&&由于比面与孔喉半径和渗透率有关，如果孔喉半径和渗透率越小，则比面值越大，考虑到孔喉半径是孔隙度和渗透率的函数．因此有：&&&&S?7000&&&&&&&&&&&&K&&&&&&&&式中孔隙度单位是小数，渗透率用um2。&&&&&&&&十一、裂缝性岩石的渗透率&&&&对于含有裂缝的岩石，如何估价裂缝的渗透率是一个重要的问题。一般来说，裂缝的渗透率远大于基质的渗透率。岩石的总渗透率将等于基质渗透率和裂缝渗透率的总和。&&&&单一的裂缝渗透率，是指液体沿两块不渗透的平板之间的裂缝进行流动时的渗透率。据E.C鲍姆研究提出了下列计算式，即&&&&&&&&Kf=8.43×106bm2φf&&&&式中Kf=裂缝渗透率，um2；bm=裂缝的宽度，mm；φf=裂缝率，小数。&&&&&&&&但是，自然界中岩石既含有裂缝，且基质又是孔隙介质，对于这种情况，Parsons(1996)所提出的公式具有一定的代表性。他提出裂缝岩层系数总的渗透率KfT等于：&&&&bmacos2?bmbcos2Km12A12B&&&&33&&&&&&&&KfT&&&&&&&&式中KfT=系统的总渗透率；Km=基质渗透率；bma和bmb=分别为a组和b组的裂缝宽度；α和β=分别为裂缝组与液体流动方向之间的夹角；A和B分别为a组和b组的裂缝之间的垂直距离。&&&&&&&&第五节储集岩石的其它物理性质&&&&一、岩石的颗粒组成&&&&岩石的颗粒组成或称粒度组成，是指构成岩石的各种大小不同的颗粒含量。以百分数表示。岩石的粒度组成可以决定岩石的许多物理性质。&&&&&&&&二、岩石的比面&&&&岩石颗粒的粒度组成，可以表征出油层岩石粒度的分散程度。砂岩油层粒度的分散程度，亦可用岩石的比面来表示。&&&&&&&&三、岩石的碳酸盐含量&&&&油层岩石的碳酸盐含量，就是指岩石中的碳酸岩、钠盐（Na2CO3）、钾盐（K2CO3）、石灰岩（CaCO3）、白云岩（CaCO3?3）和菱铁矿MgCO（FeCO3）等的总含量。碳酸盐在油层岩石中的含量变化很大。例如，碳酸盐岩储层就是全由碳酸盐类所组成。亦有可能完全不含碳酸盐类，或者含量很小的情况，如象石英砂岩。研究油藏岩石中的碳酸盐含量，对于油层的增产措施（例如，酸处理），有着十分重要的作用。碳酸盐含量作为研究油层的对比标志，也具有相当重要的意义。&&&&&&&&测量岩石和土壤中的碳酸盐含量的方法，主要是使所含的各种碳酸盐起化学分解，然后计量分解时所放出的二氧化碳气体。在测量碳酸盐含量时，一般计算均折算为CaCO3。测定碳酸盐含量，主要在实验室进行。岩石的碳酸盐含量，可根据求出的CO2的体积，按下式求出&&&&VG?C?G?4.4&&&&&&&&式中C―岩石中CaCO3的含量，%；V―所求出的CO2的体积，M3；G’―在实验温度及大气压下，1M3的CO2的重量，毫克；G―岩样重量，克。&&&&&&&&四、岩石的压缩性&&&&研究岩石的压缩性，可研究整个岩样体积对原始体积的变化，或者研究其孔隙空间容积对其原始孔隙容积的变化，或者研究孔隙空间容积对整个岩样的原始体积的变化。&&&&1?VT?VT?p1?VpCp?Vp?p1?VpCpVT?pCT&&&&&&&&式中VT=岩样体积；Vp=孔隙体积；△VT=当压力变化△p时，岩样体积的变化值；△Vp=当压力变化△p时，孔隙体积的变化值；△p=压力差。&&&&&&&&同样，也可以推导出孔隙度的变化公式，可&&&&以用以下形式表达，即&&&&?cp(p2?p1)&&&&&&&&?21e&&&&&&&&?式中?2=相应于压力为P2时的孔隙度；1=相&&&&应于压力为p1时的孔隙度。&&&&&&&&五、岩石的导电性&&&&岩石与其它物质一样，具有传导电流的特性，这就是岩石的导电性。岩石的这种特性，可用比电阻ρ的大小来确定。当横截面积为1平方厘米、长度为1厘米的岩样，其电阻的欧姆数即为岩样比电阻的量值。由此，ρ因次可用欧姆?米或欧姆?厘米来表示。&&&&电导率是比电阻的倒数，因次为[欧姆?厘米][欧姆?-1。米]&&&&-1或&&&&&&&&岩石比电阻的变化范围很广，可从零点几欧姆?米到几十万甚至几百万欧姆?米。岩石的比电阻相差这样悬殊，乃是由于它们的矿物组成、孔隙度、含油和含水饱和度、水的化学组成以及岩石的温度不同所致。&&&&&&&&在实验室测定电导率和比电阻的基础上，可&&&&以得到一些统计数据，各种岩石的比电阻范围如下：粘土约在0.16～30欧姆?米；砂层在0.5～1000欧姆?米；砂岩在20～109欧姆?米；石灰岩在200～109欧姆?米；方解石在5×107～5×1012欧姆?米，石英在1.2××1014欧姆?米；砾岩在52～4.4×103欧姆?米；页岩约在10～1000欧姆?米。油层中粘土含量越高，则其电导性愈大。&&&&&&&&七、岩石的力学性质&&&&对于裂缝性储集层以及要对油气层进行压裂改造，岩石的力学性质将起重要的作用，关于这方面是一个专门的学科，这里仅讨论沉积岩岩石力学性质的常用参数。通常用以描述岩石力学性质的参数有以下几种，即（1）静弹性模量：它定义为岩石承受应力后所形成的应力―应变曲线的斜率。在许多砂岩储层中，静弹性模量与岩石孔隙度常有密切关系，可以建立两者之间的统计公式，或者是根据静弹性模量来预测孔隙度，或者是用孔隙度来预测静弹性模量。&&&&&&&&（2）泊松比：定义为岩石受力后的水平应变（径向应变）和垂直应变（轴向应变）之比。泊松比是反映岩石强度的重要性质，泊松比也与岩石物性有间接关系，凡是岩石孔隙度高，则其强度一般较弱。目前在用地震资料求取岩层孔隙度时，常用泊松比作为中介值。&&&&&&&&（3）抗张强度：定义为岩石受力后发生裂开时的强度。它与岩石的岩性、胶结程度、物性等有密切的关系，抗张强度直接反应了岩层形成断裂或裂缝的难易，它也是人工制造地层―裂缝时所必须的基础资料。&&&&（4）抗压强度：它定义为岩石承受压应力而被压碎时的强度，这一强度数值在建筑业上特别重要。&&&&&&&&八、岩石的热学性质&&&&岩石的热学性质包括岩石的热容量、导热性&&&&及温度传导性等等。研究岩石的热学性质，无论是对油田的地质、钻井、以及开采工艺，或提高石油采收率都有着十分重要的意义。例如，注水开发的油田，由于把地面冷水注入油层，总会使油层温度发生变化。这样，也就导致地下流体的性质发生变化。对于油层的开采和开发过程以及提高石油的采收率都会带来甚大的影响。各种热&&&&&&&&力采油方法的应用，都与油层岩石的热学性质关&&&&系非常密切。&&&&&&&&岩石的热容量就是使岩石的温度升高一度所需要的热量。把1克岩石的温度提高一度所需的热量，叫作岩石的比热容量。可用下式表示:&&&&&&&&QC?m(t?t0)&&&&式中C――比热容，卡/克℃；Q――温度从t0升到t时所需要的热量，卡；m――岩石的质量，克；t0――起始的温度；t――最终的温度。岩石的导热性，即岩石传递热量的能力。岩石的热传导系数主要取决于岩石的矿物组成，以及它的孔隙度与含水饱和度。岩石的热学性质、主要是在实验室条件下根据岩心来进行研究。&&&&&&&&第四节储集岩的油气水饱和度&&&&作为油气生成、运移、聚集等多种因素形成的结果，在油气储集层中存在1液态烃类2气态烃&&&&&&&&类3地层水等流体，它们以各种方式分布在储集岩&&&&的孔隙空间之中。有的孔隙空间可以完全是地层水，有的则是烃类和水共存。研究孔隙空间中各&&&&&&&&种流体所占比例，也就是储集岩的油气水饱和度。&&&&它也是烃类储量计算中的一个重要参数。&&&&&&&&一、流体饱和度&&&&1.油气水饱和度的定义&&&&油气储集岩的孔隙中，某种流体所占的数量占总的孔隙体积的百分数，称为该种流体的饱和&&&&&&&&度。对于油气储集层来说，油所占的体积、气所&&&&占的体积以及水所占的体积占孔隙体积的百分数，分别称为含油饱和度So、含水饱和度Sw、含气饱&&&&&&&&和度Sg。&&&&&&&&如用公式表示,即&&&&含油饱和度So=Vo/Vp×100%含水饱和度Sw=Vw/Vp×100%含气饱和度Sg=Vg/Vp×100%式中Vp=孔隙体积,M3；Vo、Vw、Vg=分别为油、气、水所占的体积，M3。&&&&&&&&如果孔隙中只有油和水或者只有气和水，则有So+Sw=1或者Sg+Sw=1&&&&&&&&如果孔隙中油气水三相共存，则有Sg+So+Sw=1以及Vp=Vo+Vw+Vg&&&&&&&&油气水饱和度是储量计算的必要参数，也是勘探中评价储层的主要依据之一，也是油田开发部署井网以及确定产量的主要依据。因此准确的确定油气水饱和度是至关重要的。&&&&&&&&2.储层中油（气）水饱和度的分布&&&&绝大部分储油（气）层属于沉积岩，它们最初是完全为水所饱和的。油气则是以后通过从侧向或底部向储层中运移，油气的上升逐步排驱原来饱和在孔隙中的水。这个过程是受油、水―孔隙系统所控制的。油柱向上移动并排驱水时所能排出的水量取决于油（气）及水的性质和岩石的孔隙大小和分布。&&&&对于一个背斜系统，石油（或气）在运移及聚集的过程中，是由流体之间的密度差所产生的“浮力”来驱使水从毛管孔隙喉道中排出，并让烃类通过孔隙系统。在油藏中的油水分布反映出毛管压力同油水两相压力差相平衡的结果。&&&&&&&&确定水饱和度的变化是为了准确地进行储量计算，影响水饱和度的因素很多，还包括了油气性质、粘度、表面张力、温度和压力等因索，它们均可在不同程度上影响油（气）水饱和度在储层中的分布。油水在油藏不同位Z储集岩孔隙中的分布状态如图1－52所示。在油藏顶部的产油带，含油饱和度可达80％左右，油呈大块分布在孔隙空间的中央，而水则分布在颗粒表面呈薄膜状；在过渡带，含油饱和度大约在50％左右，油呈滴珠状分布在孔隙中央，水膜厚度加大；在含水区，含油饱和度只有10％一20％，油呈很小的圆滴处在孔隙中央，且与其它孔隙中的油滴不连续，而水则占据孔隙中的大部分位Z。&&&&&&&&图1-4-1油作为非润湿相在孔隙中的分布示意图&&&&&&&&二、几个重要的饱和度概念&&&&按石油总公司颁发的“油气藏工程常用参数符号及计量单位”中规定：油气水饱和度要明确它所代表的意义以及用规定的符号表示。所以在实际使用时需要特别注意。1.含油、气、水饱和度规定的符号为Soi、Swi、Sg。所谓原始含油、气、水饱和度是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。简言之，油藏中处于原始地层压力和温度条件下油、气、水占孔隙空间的百分数称为原始含油、气、水饱和度。&&&&&&&&2.平均含油、气、水饱和度规定的符号为，和。所谓平均含油、气、水饱和度有两种含义。一种是指单井储层段或产层段的平均值；另一种是指整个油层平面上的平均值。单井平均值采用厚度加权的方法，即&&&&&&&&So?&&&&&&&&?hS&&&&j?1j&&&&&&&&n&&&&&&&&oj&&&&&&&&H&&&&&&&&式中A=油层总面积，O；Ak=单井所控制的油面积，O；=单井平均饱和度。&&&&&&&&必须注意的是，所谓“平均”应有一个时间概念，如对原始状态的平均，则称为“平均原始含油、气、水饱和度”；如对开发过程某一时间的平均，则称为“目前平均含油、气、水饱和度”；如对开发末期的平均，则称为&&&&&&&&“平均残余油、气、水饱和度”。&&&&&&&&3.残余油、气、水饱和度规定的符号为Sor，Sgr和Swr。油田开发的过程中，&&&&&&&&随着油层能量的下降以及油气水的采出，而最终将&&&&进入衰竭期。在达到某一经济极限时，油层便要停止开采。此时，残存在地层孔隙中的油、气、水量&&&&&&&&占孔隙体积的百分数称为残余油、气、水饱和度。&&&&4.气顶区的油、水饱和度规定的符号为Sog和Swg。在油藏上部的气顶区中主要是天然气，但它还有部份轻馏份的油析出，固此气顶区还有油、水饱和度。&&&&&&&&5.束缚水饱和度常用的符号与原始含水饱和度的符号相同―&&&&&&&&―Swi。&&&&油气层顶部岩石孔隙中未被最大油气浮力&&&&&&&&排出的水，称为束缚水饱和度。在勘探和开发&&&&中为了方便起见，定义束缚水饱和度为“油层过渡带上部产纯油或纯气部份中岩石孔隙中的&&&&&&&&水饱和度，称为束缚水饱和度。”不同的油&&&&气藏，因其岩石和流体性质不同，油气运移条件的差异，因而束缚水饱和度亦相差很大。&&&&&&&&6.可动油、气、水饱和度是指孔隙中油、气、水体积中在油田开发所具有的压差下，可以流动的油、气、水体积占孔隙体积百分数。可动的流体必须在孔隙空间中呈连续分布。7.不可降低的水饱和度&&&&&&&&据Stout（1964）的定义：由于石油侵入岩石的孔隙空间，迫使水流出，使岩石这一部份体积中的间隙水变成不连续的，它将在油层岩石中残留下来作为不可降低的水饱和度。由于这一定义与束缚水饱和度的定义基本一致，故不可降低的水饱和度也可理解为束缚水饱和度。&&&&&&&&在实验室中确定束缚水和不可&&&&降低的水饱和度的方法是相同的。&&&&&&&&其它还有一些饱和度的名称，&&&&如临界水饱和度、平衡饱和度等将在有关章节中论述。&&&&&&&&三、含油、气、水饱和度的测定方法&&&&由钻井取得的岩心在井场自岩心筒取出后应立即钻取一个小块，并立即用石蜡将其包裹以防止流体蒸发而影响精度。实验室中测定岩含油、气、水饱和度的方法有以下几种：1.溶剂抽提法（Dean―Stark蒸馏）&&&&&&&&结合岩样抽提和蒸馏的方法，用来测定岩心中&&&&的含水量，根据孔隙体积可计算出岩样的含水饱和度。&&&&&&&&仪器由一个装岩样的烧并以及一支用来收集蒸馏出来水的ASTM蒸馏捕集器组成，在捕集器上方还按装有一个水循环的冷凝器，以便将蒸馏出的水份凝结成水流入捕集器。整个装Z见图1－55。在烧并内装有溶剂，溶剂的比重应小于水，而沸点要比水高，且既能溶于油又能溶于水的流体。如甲苯（比重为0.897，沸点为110℃）。&&&&图1-4-4ASTM蒸馏抽提装置(RAP修改)&&&&&&&&2.烘干法&&&&这是对天然气储集岩测定含气、水饱和度所特有的简易而准确的方法。从井中取出的岩心，钻成圆柱或块成小块，首先称量出总重量，然后放在烘箱内在102℃下烘干。&&&&&&&&3.常压蒸馏法测定油、水&&&&&&&&饱和度&&&&把一块取自井中的新&&&&&&&&鲜岩心，测定其总体积和&&&&重量后破碎成小碎块，放入可调温度的加热炉中，&&&&&&&&如图1-4-5所示。在温度不&&&&断升高的过程中收集蒸馏出来的油和水。&&&&图1-4-5常压蒸馏炉(Core,Lab公司)&&&&&&&&4.真空蒸馏法测定油、水饱和度&&&&与常压蒸馏法的区别在于：1）该方法主要是对全直径岩心进行测试；2）为了使&&&&&&&&全直径岩心中央部分的油水能够蒸馏出来，&&&&因此设备上增加了真空装Z。装Z如图1-&&&&&&&&4-8示。&&&&&&&&5.利用与氢化钙反应测定含水量这个方法由S.N.RePal和法国国家阿基坦石油学会提出，其测试步骤为：首先把样品放在试管内，然后再放入了克重量&&&&&&&&的氢化钙粉末。&&&&&&&&四、间接确定含油、气、水饱和度的方法&&&&各种测定毛管压力的方法都可以确定含水饱和度，在生产实际中，常常利用孔隙度和渗透率的资料来确定束缚水饱和度。&&&&储油气层中岩石含水饱和度的数值与油气性质、表面张力、岩石中的颗粒分布、油水接触面及取心位Z、粘土含量、孔吼分布等有关。用常规孔、渗资料来确定水饱和度的关系式有多种形式，如：Sw=AlgK+B或Sw=Aφ+BlgK+CSw=Aφ+Bφ2+ClgK+DlgK2+E&&&&&&&&五、实验室测定的水饱和度值的代表性分析&&&&在地层所处的温度、压力和应力条件下，岩石的油、气、水饱和度由于获取岩心的手段和技术不&&&&&&&&同，取到地表上来并送到实验室分析，其油、气、&&&&水饱和度的数值与地层条件下的原状数值就不相同。虽然目前现场上都使用实验室的测定值作为依据，&&&&&&&&但是，在使用时必须谨慎地考虑到两者之间的区别。&&&&&&&&这种区别的原因很多，例如：在钻井中使用&&&&水基泥浆时，泥浆滤液的冲刷使得含油饱和度降低，含水饱和度增加；此外，当岩心从井中取到地表时，应力释放（围压降低）导致石油和天然气的压力降低，原来溶解在石油中的天然气发生&&&&&&&&膨胀并以气相析出。气体析出使石油总休积缩小，&&&&也就使得岩心的饱和度降低。目前使用密闭取心技术也可以使油、水饱和度的变化变小。&&&&&&&&裂缝性油气藏的流体饱和度&&&&裂缝性油气藏中如何计算裂缝和基质中的流体饱和度是一个很复杂的问题。其原因在于裂缝的形成时期和分布规律在各油气藏中是不相同的。&&&&&&&&确定束缚水饱和度的经验关系&&&&砂岩储层的束缚水饱和度（Swi）和粒度中值（Md）及连通孔隙度（φ）之间存在着统计关系。&&&&&&&&图1-4-9不同油田岩心束缚水含量随渗透率变化的曲线&&&&&&&&图1-4-10束缚水饱和度渗透率同孔隙度之间的经验关系(Musket,1949)&&&&&&&&分享给好友:
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