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时间:2020-09-26
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1、第三章油气藏岩石岩石特征矿物特征(地质学)物性特征(石油工程)岩芯分析常规岩芯分析(φ、K、Sogw)特殊岩芯分析(Pc、Cp、Sw-Kr)岩石的物性参数通常通过岩心实验分析确定。第一节岩石孔隙度岩石体积孔隙体积Vp一、定义骨架体积Vs外观体积VbVsVpVbVp+Vs=Vb体积孔隙度孔隙面积Ap固体面积As总面积AbAp+As=Ab面积孔隙度孔隙段长Lp固体段长Ls总长度LbLp+Ls=Lb线孔隙度绝对有效孔隙度通常指有效孔隙度有效孔隙无效孔隙闭(盲、死)孔隙二、测量Vp、Vs、Vb三个中测量任意二个煤油测Vp+Vs=Vb气
2、测压汞法二、测量面和线孔隙度:铸体薄片、扫描电镜和微观照相等。声法和中子法是矿场地球物理测井的常用方法MicroXCT-400型微CT测量X射线沿着不同辐射路线的穿透量,从而获得物体各个断面的图像,从而获得样品内部结构。微CT成像原理示意图美国Xradia公司的高分辨率三维成像设备,也是目前进行岩心样品的内部孔喉结构成像,开展数字岩心技术研究的重要手段之一,理论分辨率最高为1μm。1.岩心CT扫描分析(粗砂岩)(疏松砂岩)(致密砂岩)三维灰度图像三维二值化图像抽取的孔隙网络基于所获取的数字岩心数据体,进一步开发,孔、渗模拟计算
3、结果分级>30%=0~30%=20~30%=10~20%=1~10%<1%特高高中等低特低三、影响因素及分级砂岩地层影响因素之一:排列方式立方体排列菱面体排列47.64%25.95%疏松排列紧凑排列影响因素之二:粒度分布大颗粒47.64%小颗粒47.64%杂排列影响因素之三:应力作用压实变形颗粒大小不变,排列方式变化压缩变形排列方式不变,颗粒大小变化II:压实阶段Dlnab=oe-Do油井实测孔隙度变化曲线×III:压缩阶段Dlnab=inhocinhIIIII:压熔阶段成岩深度固有I压实率:岩
4、石孔隙度的损失百分数。衡量岩石的压实程度,反映岩石骨架颗粒排列方式的致密程度。DlnabocinhII石油地质学正常压实阶段欠压实阶段=sc取心过程本体变形过程中的孔隙度不变性原则DlnIIIbca四、统计平均孔隙度n块min~max非均质程度平均方法算术平均几何平均调和平均对数倒数平均方法加权平均权值可以是厚度、面积或体积,视具体情况而定;更科学。算术平均值标准差变异系数=0~1孔隙度的平均值代表孔隙的平均发育程度;孔隙度变异系数代表孔隙发育的均匀程度。V=0V=0~0.3V=0.7~1V=0.3~0
5、.7完全均质弱非均质强非均质中等非均质V>1.0超强非均质n块样品为孔隙度在之间的分布频数分布曲线孔隙度在之间的分布频率:分布曲线孔隙度的分布密度孔隙度分布密度曲线方程:若为对数正态分布,则孔隙度分布密度曲线满足下面的方程极差级差辅助参数孔隙度分布频率曲线中相邻两个级别的孔隙度差值。最大孔隙度与最小孔隙度(两个端点孔隙度)的差值。极差间接反映了孔隙度的非均质程度。极差越大,说明孔隙度分布范围越宽、非均质性越强。级差是人为确定的,而极差则是客观存在的。孔隙度的统计可以分层、分井或分区块进行;可以在单个方向、多个方向上进行。孔隙
6、度是岩石最重要的物性参数反映岩石的孔隙发育程度和储容性质第二节岩石渗透率一、定义qp渗透率:岩石允许流体通过的能力Darcy方程渗透率是第二个最重要的物性参数二、测量qp[k]=D1D=1m20.01mD渗流指示曲线气测液测三、物理意义Poiseuille定律层流单管流Kozeny-Carman方程管流渗流Kozeny-Carman方程把管流与渗流统一了起来单根管子多孔介质量纲:m2单位:D四、影响因素及分级孔隙度、孔隙半径、迂曲度均匀毛管束孔腹-喉道孔腹-喉道孔喉比裂缝介质kf——裂缝介质的渗透率,D;Φf――岩石的
7、平均裂缝孔隙度,f;b――岩石的平均裂缝开度,µm。理论上,岩石的渗透率在0~∞之间。实际上,油藏工程领域里的岩石渗透率,一般都在0~1D之间,极端情况下可以超过1D。五、非均质性均质油藏非均质油藏f(x,y,z)=f(x,y,z)kf(x,y,z)k=f(x,y,z)五、非均质性地层的非均质性是由骨架颗粒及其分布的非均匀性所造成的。矿场上,平面和垂向非均质。层内、层间和平面非均质是矿场上的三大非均质,也是导致油田开发三大矛盾的原因。在有限地层取样(有代表性,数量保证,取样点分布整个研究区),通过实验分析和统计进行。一
8、般高孔、高渗储层的均质性越强,越有利于驱油,而低孔、低渗储层的非均质性越强,越不利于驱油。评价方法n块平均渗透率算术平均几何平均kmin~kmax加权平均均值标准差变异系数=0~1Vk=0Vk=0~0.3Vk=0.7~1Vk=0.3~0.7完全均质弱非均质强非均质中等非均质V
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