范文一：各类储层孔隙度与渗透率关系研究

石油化工应用 第 33 卷 第 11 期 Vol.33 No.112014 年 11 月 PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION Nov. 2014

各类储层孔隙度与渗透率关系研究

12胡科先 ,王晓华

:1.中国石油长庆油田分公司技术监测中心,陕西西安 710065; 2.中国石油长庆油田分公司第一采气

厂,陕西西安 710065:

摘 要:一般用孔隙度表示储层储集流体的能力,用渗透率来表示储层的可渗性。储集性影响到储层储量的多少,可渗 性则直

[1]接影响油气的产能。这两个参数对评价储层都是非常重要的。那么储层的孔隙度与渗透率具有什么样的关系呢。本文通过对 鄂尔多斯盆地 W 区块与胜利油田 M 区块 146 块岩心的孔隙度与渗透率关系进行了研究,实验结果表 明,储层的孔隙度与渗透

率具有一定的相关性;在中高渗储层中,孔隙度与渗透率有很好的相关性;在低渗储层中,孔隙 度与渗透率的相关性较低,并且随着渗透率的降低,孔隙度与渗透率的相关性不断的减小,甚至不相关。 关键词:渗透率;孔隙度;级差;相关性;孔隙结构 doi:10.3969/j.issn.1673-5285.2014.11.010

中图分类号:TE122.23 文献标识码:A 文章编号:1673-5285(2014)11-0040-03

Experimental study of various types of reservoir porosity

and permeability relationship

12HU Kexian，WANG Xiaohua

(1.Technical Monitoring Center of PetroChina Changqing Oilfield Company，

Xi'an Shanxi 710065，China;2.Gas Production Plant 1 of PetroChina

Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710065，China)

Abstract:Generally, we use the ability to represent the reservoir porosity reservoir fluid is represented by the permeability reservoir permeable. How much impact the reservoir reser,

[1]voir reserves, can directly affect the permeability of oil and production. These two parame, ters are very important for the evaluation of the reservoir. So reservoir porosity and perme, ability with what kind of relationship yet. Based on the relationship between porosity and

permeability W Ordos basin and Shengli oilfield block M block 146 cores were studied, the experimental results show that the porosity and permeability of the reservoir has some rele, vance, storage in hypertonic layer with good porosity and permeability correlation, in low permeability reservoirs, the correlation is low porosity and permeability, and with lower per, meability correlation, porosity and permeability constant is reduced, or even irrelevant. Key words:penetration;porosity;differential;relevance;pore structure

孔隙度反映了岩石中孔隙的发育程度，表征储集 率反映岩石允许流体通过能力的强弱，是储层渗滤性

[2]能的反映，一般来说喉道是储层的渗流通道。因此通 层储集流体的能力，孔隙是储层储集流体的空间;渗透

* 收稿日期:2014,07-21

第 11 期 胡科先等 各类储层孔隙度与渗透率关系研究 41

隙度级差的差距是不同的，并且随着渗透率的下降，这 过分析储层的孔隙度与渗透率的关系，可以从一定程

种差距总体上在不断的增大。说明了不同类别的储层 度上揭示储层的孔隙与喉道关系，探明储层的微观孔

隙结构变化特征，从而指导油田开发。 孔隙度变化时引起渗透率的变化程度是不一样的，为

了进一步进行比较，对孔隙度与渗透率的相关性进行

分析。 1 实验方法

2(2 各类储层的孔隙度与渗透率相关关系 1(1 实验岩心和流体 柳光弟指出岩心的孔隙度与渗透率有一定的相关

实验岩心为鄂尔多斯盆地 W 区块与胜利油田 M [4]性并且呈幂指数关系，不同类别储层的相关性如何，将 区块储层的岩心，共计 146 块。气测渗透率分布在 各类储层的孔隙度与渗透率进行幂指数拟合分析 (0.012 7,280)mD，孔隙度分布在4.12 % ,27.1 %，实验 (见图1 ,图5 )。

流体为氮气、无水乙醇。 从结果来看，各类储层的孔隙度与渗透率总体上 1(2 实验步骤 表现出正相关关系，即渗透率随着孔隙度的增加而增 加，

(1)钻取直径为 2.5 cm 的标准岩心，洗油烘干; 但是各类储层的相关系数又存在很大的差异。中、 高渗(2)参照石油行业标准 SY/T5337，进行气测渗透率的 储层的相关系数为 0.780 5，其相关性最好;一般 测定;(3)将岩心进行抽真空饱和地层水，采用称重法 350 4.9879 y=29E.-5x测得岩心的孔隙度;(4)比较不同类别岩心的孔隙度与 300 2R=0.6980 渗透率相关性。 250 200 /mD2 实验结果及分析 150 渗透率 100 2(1 各类储层孔渗 [3]50 参照李道品等人对储层的划分标准，并结合实验 0 区块岩心自身物性将所选岩心按照渗透率的大小分为 0 5 10 15 20 25 30 以下 5 类(见表 1)。即:中高渗储层(k>50 mD)、一般低 孔隙度/,

图 1 中、高渗储层孔隙度与渗透率相关性分析 渗储层(10.2 mD<><42.3 md)、特低渗储层(1.01="">< 40=""><11.2 md)、超低渗储层(0.109=""><><0.903 md)致密="" 35="" 储层(0.011="" 7=""><><0.092 3="" md)。="" 30="" 根据表="" 1，实验所选岩心中，中高渗储层渗透率级="" 25="" 3.3205="" 差为="" 3.79，孔隙度级差为="" 2.73="" ，渗透率与孔隙度级差="" dy="0.0016x20" 2仅相差="" 1.34="" 倍，几乎一致;一般低渗储层渗透率级差="" r="0.3323" 15="" 渗透率为="" 4.15，孔隙度级差为="" 2.19，渗透率级差与孔隙度级差="" 10="" 差距有一定的增加，为="" 1.89="" 倍;特低渗储层渗透率级="" 5="" 差与孔隙度级差相差="" 4.08，差距有明显的增加;超低渗="" 0="" 储层、致密储层的渗透率级差与孔隙度级差差距分别="" 0="" 2="" 4="" 6="" 8="" 10="" 12="" 14="" 16="" 18="" 孔隙度/,="" 为="" 2.67、4.17。即:不同类别的储层其渗透率级差与孔="" 图="" 2="" 一般低渗储层孔隙度与渗透率相关性分析="">

表 1 各类储层孔渗数据统计 渗透率/mD 孔隙度/% 渗透率级差/孔 储层类别 隙度级差 最大值 最小值 平均值 级差 最大值 最小值 平均值 级差 中高渗储层 221 58.2 89.6 3.79 27.6 10.1 21.9 2.73 0.995 一般低渗储层 42.3 10.2 12.5 4.15 16.7 7.63 12.4 2.19 1.89 特低渗储层 11.2 1.01 2.84 11.1 13.6 5.00 8.75 2.72 4.08 超低渗储层 0.903 0.109 0.39 8.28 13.0 4.17 8.46 3.11 2.67 致密储层 0.092 3 0.011 7 0.052 7.89 7.82 4.12 5.04 1.89 4.17

42 石油化工应用 2014 年 第 33 卷

12 不断的变化。造成这一现象的原因是多种多样的，其主 [5]要原因是孔隙结构的影响。 10 [6]0.8172 渗透率一般由孔隙度、孔隙结构共同决定。中、高 y=0.3939x8 2R=0.0555 渗储层的孔喉连通性好，吼道截面大，孔喉对其渗透率 /mD6 的影响较小，其渗透率的大小主要由孔隙度决定，因此 渗透率孔隙度与渗透率的相关性好;一般低渗储层、特低渗储 4

层、超低渗储层及致密储层属于低孔低渗储层，其喉道 2 截面小，连通性差，孔隙结构复杂，孔喉结构对渗透率 [7-9]0 影响很大，所以孔隙度与渗透率的相关性差。 0 2 4 6 8 10 12 14 孔隙度/,

图 3 特低渗储层孔隙度与渗透率相关性分析 3 结论 0.9 0.8 1.1302 y=0.0320x0.7 (1)随着渗透率的降低，储层的孔隙度与渗透率的 2R=0.1497 0.6 相关性减小。

0.5 /mD(2)不同类别的储层孔隙度与渗透率的相关程度 0.4 不同，中、高渗储层中其相关性最大，致密储层的相关 渗透率0.3 性最小。 0.2 (3)各类储层的相关程度差异主要是由孔隙结构 0.1

引起的。 0.0 0 2 4 6 8 10 12 14 孔隙度/,

参考文献: 图 4 超低渗储层孔隙度与渗透率相关性分析

0.12 ,1, 何更生.油层物理,M,.北京:石油工业出版社,2010:6-7. ,2, 徐同台.保护储集层,M,.北京:石油工业出版社,2003:21- 0.10 23. 0.08 0.4911 ,3, 李道品.低渗透油田高效开发决策论,M,.北京:石油工业 y=0.0194x /mD2出版社,2003:4-5. R=0.027 20.06

,4, 柳光弟.石油地质学,M,.北京:石油工业出版社,2009:5-6. 渗透率0.04 ,5, 罗蛰潭,王允诚.油气储集层的孔隙结构,M,.北京:地质出 版社,2002:77-81. 0.02

,6, 高辉.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构与渗流机理研究,D,. 0.00 西北大学,2009. 0 2 4 6 8 10 12 孔隙度/, ,7, 兰叶芳,黄思静,梁瑞,张雪花.自生绿泥石对砂岩储层孔 图 5 致密储层孔隙度与渗透率相关性分析 隙度-渗透率关系的影响,以鄂尔多斯盆地姬塬,华庆地区 低渗储层的相关系数为 0.388 2，较中高渗储层相关性 三叠系长 8 油层组为例,J,.成都理工大学学报:自然科学 有一定的减弱;随着渗透率的降低，特低渗储层的相关 版:,2011,:3::313-320.

系数进一步下降为 0.105 9;超低渗储层的相关系数为 ,8, 黄思静,郎咸国,兰叶芳,魏文文.储层孔隙度-渗透率关系 0.242 3;而致密储层的相关系数仅为 0.053 4，其孔隙 曲线中的截止孔隙度与储层质量 ,J,. 成都理工大学学报 度与渗透率几乎不存在相关性。 :自然科学版:,2011,:6::593-602. 2(3 孔隙度与渗透率相关性变化原因分析 ,9, 黄思静,张萌,朱世全,武文慧,黄成刚.砂岩孔隙成因对孔

随着渗透的降低，储层的孔隙度与渗透率的相关 隙度/渗透率关系的控制作用,以鄂尔多斯盆地陇东地区三

叠系延长组为例,J,.成都理工大学学报:自然科学版:, 性基本上呈现出不断减小的趋势。即:孔隙度与渗透率

2004,:6::648-653. 存在一定相关性，但其相关程度随着渗透率的变化在

范文二：利用泥质含量与孔隙度计算砂岩渗透率

利用泥质含量与孔隙度计算砂岩渗透率

摘要：砂岩储层的渗透率受多个因素的影响,单相关模型往往有其局限性,为保证渗透率模型具有优良的解释能力和预测效果,本文提出一种综合利用岩心粒度分析与物性分析资料,根据泥质含量与孔隙度计算渗透率的方法,并且通过实际井资料的试处理验证,说明其计算方法是可靠的。

关键词：渗透率 孔隙度 泥质含量 粒度分析

渗透率是反映储层渗流特性的一个重要参数,准确求取储层的渗透率,对于储层评价和产层开发有着重要的意义。目前最常用的渗透率计算方法是建立渗透率与孔隙度的简单一元相关函数,但由于取心分析的孔隙度包含泥质中的微小孔隙度,而这部分孔隙度对渗透率几乎无贡献,当泥质含量高时,渗透率与孔隙度相关性很差。在这种情况下,综合利用泥质含量与孔隙度计算渗透率是很有必要的。

1 渗透率计算新模型

研究发现,随着地层孔隙度的增加,储集空间、渗透空间增大,渗透率随之增加;随着地层泥质含量的增加,其对渗流通道的阻塞作用增大,渗透率随之减小。故可用渗透率与泥质含量、孔隙度的多元关系来计算渗透率。通过对南海西部DF13-1油田某井区粒度资料与岩心物性资料的相关分析,确定了对储层渗透率最为敏感的测井参数,即孔隙度、泥质含量。

范文三：利用泥质含量与孔隙度计算砂岩渗透率

　　（1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学） 湖北荆州 434023； 2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 3.中石化江汉油田采油工艺研究院 湖北武汉 430035； 4.江汉油田测录井工程公司 湖北潜江 433100） 　　摘 要：砂岩储层的渗透率受多个因素的影响，单相关模型往往有其局限性，为保证渗透率模型具有优良的解释能力和预测效果，本文提出一种综合利用岩心粒度分析与物性分析资料，根据泥质含量与孔隙度计算渗透率的方法，并且通过实际井资料的试处理验证，说明其计算方法是可靠的。 　　关键词：渗透率 孔隙度 泥质含量 粒度分析 　　中图分类号：P631.84 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）03（b）-0130-01 　　渗透率是反映储层渗流特性的一个重要参数，准确求取储层的渗透率，对于储层评价和产层开发有着重要的意义。目前最常用的渗透率计算方法是建立渗透率与孔隙度的简单一元相关函数，但由于取心分析的孔隙度包含泥质中的微小孔隙度，而这部分孔隙度对渗透率几乎无贡献，当泥质含量高时，渗透率与孔隙度相关性很差。在这种情况下，综合利用泥质含量与孔隙度计算渗透率是很有必要的。 　　1 渗透率计算新模型 　　研究发现，随着地层孔隙度的增加，储集空间、渗透空间增大，渗透率随之增加；随着地层泥质含量的增加，其对渗流通道的阻塞作用增大，渗透率随之减小。故可用渗透率与泥质含量、孔隙度的多元关系来计算渗透率。通过对南海西部DF13-1油田某井区粒度资料与岩心物性资料的相关分析，确定了对储层渗透率最为敏感的测井参数，即孔隙度、泥质含量。 　　由于粒度分析数据和物性分析数据实验性质的区别，两者的实验数据点的深度不能一一对应，因此需要根据其中一种数据点的各深度对另外一种数据进行非线性插值，得到同一深度下的岩心分析渗透率、孔隙度、粒度分析的泥质含量，再结合渗透率与孔隙度、渗透率与泥质含量的变化规律，提出了计算渗透率的新模型： 　　（1） 　　式中：为孔隙度；Vsh为泥质含量；K3、K4为经验系数。 　　2 方法验证 　　选取南海西部DF13-1油田某层段粒度资料与岩心物性资料，建立了渗透率与孔隙度和泥质含量关系图，如图1。 　　得到该区的渗透率经验公式： 　　（2） 　　对比测井计算渗透率与常规物性分析渗透率前，需将常规物性分析渗透率校正到地层条件下。然后统计出按层段平均的岩心覆压渗透率与测井计算渗透率进行对比，测井计算渗透率绝对误差平均为11.31 mD，相对误差平均为32.3%，渗透率计算误差没有超过一个数量级。 　　图2为测井计算渗透率与按层段平均的岩心覆压渗透率对比图。由图可见，样品点分布在中间线附近，说明测井计算的渗透率与岩心分析渗透率结果极为接近，证明该渗透率计算模型适用于本地区。 　　3 结论 　　（1）所建立的关于渗透率与孔隙度、泥质含量新模型的拟合相关系数达到了0.88。验证结果表明，该方法计算结果与岩心分析结果两者十分接近，得到的渗透率有较高的可信度。 　　（2）实际应用时，利用岩心物性分析资料和岩心粒度分析资料建立渗透率经验公式，并结合测井解释孔隙度和测井计算泥质含量，可以很方便地计算出对应的渗透率值。 　　（3）该方法在砂岩储层具有一定的适用性。但对于其他类型的复杂储层，如碳酸盐岩储层，由于裂缝、溶洞等因素，该方法的计算结果会受到一定影响。 　　参考文献 　　[1]雍世合，张超谟.测井数据处理与综合解释[M].山东：石油大学出版社，1996. 　　[2]Marion.D，雍世和.砂岩，泥岩和泥质砂岩中声速，孔隙度，渗透率和泥质含量间的模拟关系[J].物探化探译丛，1991（6）：64-67. 　　[3]高楚桥.复杂储层测井评价方法[M].北京：石油工业出版社，2003. 　　[4]曾文冲.确定渗透率的测井解释技术[J].测井技术，1979（3）：1-11. 　　[5]楚泽涵.用测井方法估算渗透率的评述[J].石油勘探与开发，1994，21（1）：46-52.

范文四：多孔岩芯渗透率与孔隙度的MRI研究

多孔岩芯渗透率与孔隙度的MRI研究

々弓波谱学杂志

第15卷第5期

1998年10月ChineseJouri',alofMagneticResonance

V0】.15No.5

Oct.1998

多孔岩芯渗透率与孔隙度的MRI研究'

,

谌丛菊岳勇邓风

(中国科学院武祝物理与螽军磊瘩写再_分子物理国采重点实验室.武祝430071) ,rE

3

摘要运用自旋回波序列,得到一系列用盐水饱和的多孔岩芯的磁共振自旋密度象,可以直

观,准确地观察岩芯的结构,并对象的信号强度与渗透率和孔隙度之阃的相关关系进行了分

析.发现它们之间存在良好的定性关系.得到了较好的结果.

美-词塑'c由锄荔

1引言

岩芯是油气储藏的基本结构单元,石油工业中用渗透率和孔隙度来表征其储藏流体

的渗流性和储集性.渗透率是指粘性流体通过多孔介质的难易,孔隙度指多孔介质中孔所

占的体积比例.核磁~(NMR)一般利用饱和在岩石中流体的核磁共振参数与岩石渗流

储集参数间的相关关系,来定量检测一些岩石物理参数.例如利用NMR方法,通过

测量

流体弛豫时间,初始磁化强度来得到渗透率和孔隙度[1,2】.磁共振成象作为NMR的一个

分支,更具有直观显示和观测的优点,在石油测井工作中的应用正引起普遍关注[,1.本文

利用MRI方法,得到同一系列岩石样品的自旋密度微成象,直观描述了岩石的内部馓孔

结构,并认为岩心的渗透率和孔隙度与象的信号强度之间存在相关关系.得到了良好的定

性结果..

2实验部分

微成象实验在BrukerMSL-400超导NMR谱仪微成象附件上进行.仪器磁场强度 9.4T,对应质子共振频率400.13MHz.岩石样品为圆柱形粉砂岩,直径为8ram,长度为20

,

烘干,抽真空状态下用3%NaCI溶液饱和.采用标准自旋回波脉冲40mm,处理干净,

序

列,得到象的信号强度"为

收蔷日期1998-04.03收謦破藕日期1998.05.26

'国家自然科学基金资助项目

谌丛蒲.女.25岁.疆土研究生.

,

438波谱学杂志第i5卷

S("rE,T'尺)=p[1—2exp(一TR/T1)exp(TE/2T1)+exp(一R/T1)】exp(一TE/T2) (1)

其中丁R为实验重复时间,TE为回波时间,p为核的自旋密度,Tl,T2分别为纵向,横向

弛豫时间.当丁R》T,他《T2时,S(TE,丁R)=P.象的信号强度仅是自旋密度P的函

数,得到的象即为自旋密度象.实验中取他=2s,TE=192ms.文中所用渗透率为稳态 法测得的空气渗透率,孔隙度为使用氦气由波义尔定律确定的氦孔隙度.纵向弛豫时间

T的测量采用反转恢复法.磁场强度0.26T,对应质子共振频率11.4MHz,横向弛豫时

间T2的测量采用CPMG序列测得.磁场强度0.12T,对应质子共振频率5MHz.数据见

表1..

表1岩石样品的部分参数

Tab.1Some坤"mfsofrocksample~

3结果与讨论

3.1象的信号强度与渗透率的相关性

我们选择一套样品中的三块L】,,0.L22,其部分参数如表1所示.这三块样品孔隙 度基本相同,渗透率相差较大.图1是这三块样品的单片tl旋密度象.图象x和Y方向可

视域(FOV)均为12ram,象紊矩阵128×128,片厚2ram,空间分辨率94/xm×94/xm×

2000,am.累加32次以提高信噪比,每个样品数据采集时间136min32s'.图中亮区对应孔

隙中水信号,暗区对应岩石骨架.从图1可看出,当孔隙度一定时.随着渗透率的逐渐增

大,单个孔的体积增大,象的总信号强度逐渐增加.这可解释如下:当孔隙度相同时.即单

位体积中孔的总体积相同时,若样品渗透率较大,则必然是因为单个孔体积较大,或连通

性较好.或是两者同时存在,这从样品的弛豫时间逐渐增长可以得到证实因为弛豫时间

越长.孔的体积越大[51.表现在自旋密度象上.若单个孔较大,或连通性较好.多个小孔连

接在一起,则所得自旋密度象的信号强度越大.

应该指出的是,尽管文中的TT都是在低磁场下测得,其值与磁场强度有关,但样 品之间T,T2变化的趋势在不同场强下是相同的,因而低场下测得的TT2值的变化 趋势在成像实验所处的高场下也是同样适用的.

3.2象的信号强度与孔隙度的相关性

选择一套样品中两块:,Im,其部分参数如表1所示,这两块样品渗透率相近.孔隙 度相差较大.得到这两块岩芯样品的单片自旋密度象如图2所示,所有实验参数与图1

同从图2可以看出当渗透率相同时,孔隙度小的样品信号反而强.起初看来.这是一个比

渡谱学杂志第15卷

参考文献

BanavarJR.Schwar~LM.PhysRevLett,l粥7.38(14):1411—1414

PeyronM,Pierre,sGK,LucasAJ,alJMagnR~or.1996,A118:214—220

ChenS.KimKH,QinF,,MagnResortImag.1992.10:815—83.6

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RothwellWP,VinegarHJAp0p6,1985,24(23):3969—3972

MRISTUDIES0FPERMEABlLITYAND

P0RoSrrYlNP0R0USC0RE

(Congju.YueYongandDengFeng

(SmteKeyLabora~yol"MagneticRem?andAtomicandMolecul~P~sics.WtdmnInstitute .fP~ics&?l1eIlIaTheChLues~Academy.fSclences.Wtdmn430071)

Abstrlct

Byemployingspin-echosequence,theprotonspindensitymicro-imagesofaseriesof

sandstonesamplessaturatedwithbrinewereobtained.Theimagesprovideddetaileddescrip.

tionofinternalstructureofporousODl"e.TheseresultsshowthatMRImethodnotonlycan providequalitativedescriptionofsomepropertiessuchasporosityandpermeability,andisa1 sopossibleinthefuturetomeesul~dphysicalparametersquantitatively

KeywordsPorouscore,MRI,Permeability,Porosity

范文五：低渗透砂岩储层孔隙度_渗透率与有效应力关系研究_代平

作者简介 :代平 , 1978年生 , 博士研究生 ; 现主要从事低渗 透油气 田开发 及数值模 拟研究 工作。地 址 :(610500) 四川省 成 都市新都区西南石油大学研究生院。电话 :(028) 83034269。 E -mail:daiping96@sina. co m

低渗透砂岩储层孔隙度 、 渗透率与

有效应力关系研究

代 平 孙良田 李 闽

(/油气藏地质及开 发工程 0国家重点实验室 #西南石油大学 )

代平等 . 低渗透砂岩储层孔隙度 、 渗透率与有效应力关系研究 . 天然气工业 , 2006, 26(5) :93-95.

摘 要 随着油气藏的开采 , 储层的应力状 态发生变 化 , 从而引起 储层孔 隙度及 渗透率 发生相 应变化 。 大 量 的实验表明 , 孔隙度随有效应力的变化而产生的 变化范围较 小 , 而 渗透率 的变化 范围较 大 。 应用 T erzaghi 有效 应 力理 论得到的结论是低渗透砂岩具有很强的渗透率应 力敏感 性以及弱 孔隙度 应力敏 感性 。 引入 双重有 效应力 理 论 , 对孔渗随应力的变化关系进行重新校正和评价 , 表明 随着应 力变化 , 低渗 透砂岩 储层的 孔隙度 变化不 大 , 而 渗 透率变化较大 。 而用双重有效应力计算出来的结果比用 T erzaghi 有效应力计 算结果要小得多 , 表明 低渗透储层 对 有效应力并不是非常敏感的 , 这在于按照双重有 效应力理论 , 在计 算本体 有效应 力时已 在孔隙压 力前乘 上了一 个 修正因子 , 故在开发过程中地下岩石有效应力的 变化范围就 减少了 很多 , 所以渗 透率的 变化幅度 也就相 应地减 小 了很多 。

主题词 低渗透储集层 砂岩 应力 渗透率 孔隙度 实验室试验

一 、 孔隙度与有效应力的关系

采用某油气田的岩心作为研究对象 , 其基本数 据如表 1所示。

表 1 实验测试样品基础数据表

岩样号 实测孔隙度 (%)

实测渗透率 (10-3L m 2)

611. 2517. 386. 20. 030112

5. 84

0. 309

实验中采用逐步改变围压的方法来改变有效应 力。共取了 11个围压压力步 , 从 2M Pa 开始 , 依次 增加到最大围压 40M Pa 后 , 按相同的围压依次降压 直到最小围压 2M Pa 。

孔隙度随有效应力的变化关系通常用指数式表 示 , 即

U =b 1#e -A

1$p (1) 式中 :b 1

为 回归常 数 ; A 1为 孔隙度 应力 敏感 系数 , MPa -1; $p 为 T erzaghi 有效应力 , 即上覆岩层压力 与孔隙流体压力之差 , M Pa 。

对图 1中增加围压的实验数据进行回归 , 得到

的回归系数如表 2所示。

图 1 孔隙度随有效应力变化关系曲线图

表 2 孔隙度敏感性实验数据回归系数表 岩心号 b 1A 1R 2613. 57810. 00160. 98638

7. 69490. 00050. 989212

7. 1485

0. 0011

0. 9811

代入回归系数到式 (1) , 储层埋深 2000m, 岩石 密度为 2. 65g/cm 3, g 取 10m /s 2, 流体压力梯度为 10M Pa/km, 则上覆岩层压力为 53MPa, 初始流体 压力为 20MPa 。取不同的孔隙流体压力计算 , 得到 储层在开发的各个阶段的孔隙度。将这些孔隙度与

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93#第 26卷第 5期 天 然 气 工 业 开发及开采

初始孔隙度进行比较 , 可以判定储层孔隙度的应力 敏感程度。表 3为在不同流体压力下计算得到的孔 隙度。

表 3不同流体 压力下的孔隙度表

流压

(M Pa)

20151085岩心 612. 879812. 777112. 675312. 634812. 5743岩心 87. 56907. 55017. 53127. 52377. 5124岩心 126. 89376. 85596. 81826. 80336. 7809李传亮定义了储层敏感指数 , 用该指数来表征 储层参数的变化程度 :

SI f =i

f i

(2) 式中 :f 代表不同的储层参数 , 一般指孔隙度和渗透 率 ; f i 为原始状况下的储层参数值。

得到表 4中不同流体压力下的孔隙度敏感指数 (SI U ) 。

表 4不同流体压力 下的孔隙度敏感指数表

流压

(M Pa)

20151085岩心 6-0. 00800. 01590. 01900. 0237岩心 8-0. 00250. 00500. 00600. 0075岩心 12-0. 00550. 01090. 01310. 0164根据双重有效理论 [1], 认为作用在整个多孔介 质上并能使多孔介质产生本体形变的应力是本体有 效应力 , 即

R p eff =R -U p (3) 式中 :R 为上覆岩层压力 , M Pa; p 为流体压力 , M Pa 。 用本体有效应力来代替式 (1) 中的 Terzag hi 有 效应力 , 那么不同流体压力小的孔隙度敏感指数如 表 5所示。

用 Terzag hi 有效应力计算的孔隙度敏感指数都 很小 , 最大的也没有超过 3%。 而用本体有效应力计

表 5本体有效应力计算的孔隙度敏感指数表

流压

(M Pa)

20151085岩心 6-0. 00090. 00180. 00220. 0027岩心 8-0. 00020. 00040. 00050. 0006岩心 12-0. 00040. 00080. 00090. 0012算出的孔隙度敏感指数 更小 , 最大的仅为 0. 27%。 这是因为 , 根据双重有效应力理论 , 在油气藏开发孔 隙流体压力不断下降的过程中 , 由于在孔隙压力前 乘上了一个修正因子孔隙度 , 那么有效应力的变化 远没有 Terzag hi 有效应力所计算出来的那么大。因 此 , 作为有效应力的函数 , 孔隙度的变化幅度也就相 应的减小了很多。

比较而言 , 物性较好的岩心 6比物性较差的岩 心 8和岩心 12具有更强的孔隙度应力敏感性。这 是因为孔隙度较高的岩心相对来说有更多的可压缩 余地 , 而物性很差的岩心其可供压缩的空间已经很 小了。因此物性好的岩心会比物性差的岩心具有更 高的孔隙度应力敏感性。

总的来讲 , 孔隙度在开发过程中变化幅度是很 小的。这是因为决定孔隙度的主要因素是孔隙体体 积 , 而孔隙体为拱形结构 [2], 尽管在有效应力的作用 下 , 岩石颗粒之间的胶结物会产生一定的塑性变形。 但颗粒之间结构会变得更为稳定 , 具有较强的抗挤 压能力 , 变形量较小。因此在有效应力的作用下 , 孔 隙体体积变化不大 , 所以孔隙度也不会有太大的变 化 , 我们可以把它看作是一个常数。

二 、 渗透率与有效应力的关系 实验中将围压从 2MPa 逐渐增加到 40M Pa, 最 后得到的实验结果如表 6所示。

采 用指 数式 对表 6数据 进行 回 归分 析 , 公式 如下 :

K =b 2#e -A 2$p (4) 得到回归系数如表 7所示。

表 6围压与渗透率的关系实验数据表

围压 (M Pa) 246810152025303540

岩心 623. 0922. 9622. 8422. 7322. 6322. 4322. 1821. 9521. 7121. 5721. 46岩心 80. 03590. 03430. 03300. 03200. 03080. 02880. 02680. 02500. 02380. 02250. 0214岩心 120. 3440. 3110. 2930. 2780. 2580. 2200. 1920. 1660. 1520. 1330. 120

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开发及开采 天 然 气 工 业 2006年 5月

表 7渗透率敏感性实验数据回归系数表

岩心号 b 2A 2R 2 623. 1040. 00190. 9887 80. 03580. 01350. 9904 120. 34450. 02750. 9927

与孔隙度敏感指数的计算类似 , 计算出不同流 体压力下的渗透率并得到渗透率的敏感指数如表 8所示。

表 8不同流体压力 下的渗透率敏感指数表

流压

(M Pa)

20151085岩心 6-0. 00950. 01880. 02250. 0281岩心 8-0. 06400. 12510. 14840. 1822岩心 12-0. 12840. 24030. 28100. 3379

而用本体有效应力计算得到的渗透率敏感指数 如表 9所示。

表 9本体有效应力计算的渗透率敏感指数表

流压

(M Pa)

20151085岩心 6-0. 00110. 00210. 00260. 0032岩心 8-0. 00420. 00830. 01000. 0125岩心 12-0. 00770. 01570. 01880. 0235

显然 , 渗透率比孔隙度具有更高的应力敏感性 , 在流体压力变化相同时渗透率的变化率大于孔隙度 的变化率。低渗透砂岩之所以出现应力敏感性 , 一 是岩石中孔隙、 喉道受净压力作用收缩变形 ; 二是因 为岩石存在微裂缝 , 这些微裂缝在一定的净压力下 易于闭合 , 闭合后的微裂缝在卸压过程不易恢复张 开 , 宏观表现为岩样应力滞后效应。而渗透率又不 同于孔隙度 , 喉道的结构和大小才是决定渗透率大 小的因素 , 喉道的结构与孔隙体的结构相反 , 为一反 拱形结构 [2]。在有效应力的作用下 , 喉道壁表面层 岩石极易变形 , 尤其是泥质含量较高的岩石。这种 变形 , 使岩石变 得更加疏松 , 颗粒间的结 构更不稳 定。在应力增加的情况下 , 胶结物产生较大的变形 , 使喉道直径急剧减小 , 甚至完全闭合。因此 , 渗透率 的应力敏感指数要高于相同条件下的孔隙度应力敏 感指数。

用 Terzag hi 有效应力计算出来的渗透率敏感指 数比用本体有效应力计算出的高很多 , 特别是对于 低渗透岩心。这个现象仍然可以用本体有效应力的 定义来解释 , 由于在孔隙压力前乘上了一个修正因 子孔隙度 , 因此在开发过程中有效应力的变化就减 少了很多 , 所以渗透率的变化幅度也就相应的减小 了很多。

低渗透岩心的渗透率敏感指数要高于高渗透岩 心的。一些研究者 [3]认为 , 对于低渗岩心 , 小孔道占 多数 , 大孔道相对较少。即影响岩心渗透率的平均 孔喉半径较小 , 而在有效应力的作用下闭合的主要 是小孔 道。因此 低渗透岩 心对有效 应力是很 敏感 的。而中、 高渗岩心中大孔道相对较多 , 对岩心渗透 率起主要作用的是大孔道 , 那么被压缩的小孔道就 基本可以忽略不计。因此 , 有效应力对中、 高渗岩心 的渗透率影响不明显。

三 、 结 论

(1) 在开发过程中 , 孔隙度的变化率远小于渗透 率的变化率。可以把孔隙度看作常数。

(2) 低渗透储层的应力敏感性要比中高渗层的 应力敏感性强 , 因此在低渗透油气田开发中 , 尤其要 注意开发压差。

(3) 用本体有效应力计算得到的应力敏感指数 比用 Terzaghi 有效应力计算的应力敏感指数小 , 这 是因为用双重有效应力理论计算得到的有效应力变 化范围比用 T er zaghi 有效应力 公式计算的 值小很 多 , 因此储层物性参数变化范围也就相应减小。

参 考 文 献

[1]李传 亮 , 等 . 多孔 介 质的 双 重有 效 应 力 [J].自 然杂 志 , 1999, 21(5) .

[2]何秋轩 , 等 . 低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因 素 [J]. 油气地质与采收率 , 2002, 9(2) .

[3]张新红 , 秦积舜 . 低渗岩心物性参数与应力关系的试验 研 究 [J]. 石油大学学报 :自然科学版 , 2001, 25(4) .

[4]王志伟 , 张宁生 , 吕 洪波 . 低渗透 天然气 气层损害 机理 及 其预防 [J]. 天然气工业 , 2004, 24(4).

(收稿日期 2006-02-07编辑 韩晓渝 ) # 95 #

第 26卷第 5期 天 然 气 工 业 开发及开采

built fro m a condensat e g as reserv oir that is dev elo ped by circulatio n g as inject ion, and used for peak -shav ing and safety o f g as deliver y. In o rder to guarantee the long operating life o f the underg r ound gas st orag e, it is necessar y to study the por osity and per meabilit y var iatio n o f the gas reserv oir in the process o f r epeated str ong injectio n and pr oduction. So, the ex per iments to measure the por osit y and permeability r epeatedly under the differ ent ov erburden pr essures and the ex per iments of repeated gas/ water displacement are co nducted. T he r esults o f the ex per iments to measure the po rosity and permeability r epeatedly under the differ ent over bur den pr essure show the variation magnitude o f t he poro sity and permeability of the reserv oir is less in the r ang e of the operating pressur e o f the underg ro und g as st orag e, and the v ariation is basically rever sible. T he r esults of the ex per -i ments of r epeated g as/w ater displacement show the effective permeability o f gas phase r ev eals downtr end in the pro cess of re -peated g as/w ater displacement, the co -flo wing zones o f w ater and gas decrease as the displacement times increase, and bot h the gas permeability under residual water and the water per meabilit y under residual gas reduce. T her efor e, so long as wer e injec -t ion -product ion wells lo cated at the culmination o f the g as r eser vo ir structur e, the r educe of the reserv oir per meability caused by repeat ed g as/wat er displacement can be contr olled, w hich can no t o nly reach the purpose o f hig h pro duction with few wells, but also guarantee the no rmal operatio n o f the gas stor age. It is demo nstr ated by t he o per ation practice of t he g as sto rag e. SUBJEC T HEADINGS:underg r ound gas stor age, gas r eco very , g as transmission, displacement, poro sity , permeability, life He Shunli (pro fesso r) , bor n in 1952, is eng aged in the r esear ch on r eser vo ir eng ineering and dev elo pment eng ineer ing of oil/g as fields.

Add:China U niversit y of P etro leum, Xuefu Rd. , Chang ping Dist rict, Beijing 102249, P. R. China

Tel:86-10-89734267E -mail:ltianshen@sina. com

STUDY ON RELATION BETW EEN POROSITY /PERMEABILITY AND EFFEC TIVE STRESS OF SAND RESERVOIR WITH LOW PERMEABILITY

Dai Ping, Sun Liangtian, Li M in (State Key Laboratory of Reser voir Geolog y and Dev elo pment Eng ineer -ing, Southw est Petro leum Institute). N A T UR. GA S I N D. v. 26, no. 5, pp. 93-95, 05/25/2006. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

ABSTRAC T:T he r eser voir str ess state w ill change resulting fr om the dev elopment o f r eser voir, w hich induces the chang e o f reservo ir ' s physical pr operties such as permeability and po rosity. T he chang e r esult ing fro m the change of effect ive st ress of po -r osity is smaller than that of per meabilit y. By T erzaghi effect ive str ess principle, it is concluded that the lo w -permeability sand -sto ne has st rong st ress -sensibility fo r permeability and weak stress -sensitiv e fo r por osity. A cco rding to the dual effect ive stress theo ry , the relatio n between poro sity/permeability and effectiv e st ress is re -co rrected and r e -evaluated. T he r esults sho w that the change of permeability is lar ger than t hat of por osity as the effectiv e str ess chang es in the sand reserv oirs w it h low permea -bility. T he r esult s calculated by the dual effect ive stress are much sma ller than that calculated by T erzag hi effectiv e stress. I t implies the lo w -permeability reservo ir s ar e no t stress sensitive. It is why the conclusio n is pro duced t hat acco rding to the dual effective stress theo ry the po re pressur e is multiplied by a co rrection fact or w hile calculating the effective str ess, which makes the changing range decreasing much fo r the effective str ess, so do es that fo r the per meability.

SUBJEC T HEADINGS:low -per meabilit y r eser voir, sandsto ne, stress, permeability, poro sity, lab test

Dai Ping, bor n in 1978, is study ing for a P h. D deg ree and engag ed in the r esear ch on dev elo pment and numerica l simulatio n o f oil/g as fields with low permeability.

Add:Southwest P et roleum I nstit ute, Xindu Dist rict, Chengdu, Sichuan Pr ov ince 610500, P. R. China

Tel:86-28-83034269E -mail:daiping96@sina. co m

PERFORMANCE ANALYSING MODEL OF PRODUCTION SYSTEM WITH HORIZONTAL WELLS FOR GAS RESERVOIRS

Li Xiaoping 1, Gong W ei 2, T ang Geng 3, Shun W anli 3, Cheng N i 2(1State Key Laboratory of Reservoir Ge -o logy and Dev elo pment Eng ineering , Southw est Petroleum Institute; 2Southw est Petroleum Institute; 3Gas Recovery Eng ineering Institute of Petro China Southw est Oil &Gasfield Company ). N A T UR. G AS I N D. v. 26, no. 5, pp. 96-98, 05/25/2006. (ISSN 1000-0976; In C hinese)

ABSTRAC T:A s for the g as reserv oir s develo ped by hor izontal wells, the pro ductio n system consists o f the 2par ts i. e. the per -N A T URA L GA S I N D US TR Y , vol. 26, no. 5, 2006May 25, 2006

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