油层物理答案

1、I、油层物理学的方法进展A油层物理学在研究技术方法上有哪些进展，与常规方法相比的区别及优势ASPE-730自动空隙检测系统常用的恒压压汞仪只能得到喉道大小分布的参数，孔隙则用铸体薄片图象分析系统，应用等效球模型研制的软件研 究孔隙。这样喉道的参数与孔隙的参数只能来自两块不同的岩样，这在一定程度上影响了研究的质量。 ASPE-730系统采用恒速法压汞，使用极低的压汞速度，当在较高压力下进入某一尺寸的喉道后，再进入该喉道所控制 的孔隙时压力下降，最后可获得一条喉道子曲线和一条孔隙子曲线（两条子曲线的总和即为恒压法的压汞曲线）特点 可在同一岩样上同时测得孔隙与喉道大小分布的数据。岩石孔隙结构特征直观

2、研究方法：铸体薄片法与扫描电镜法铸体薄片法很方便地直接观察到岩石薄片中的面孔率、孔隙、喉道及孔喉配位数等扫描电镜能够清楚地观察到储 层岩石的主要孔隙类型：粒间孔、微孔隙、喉道类型和测定出孔喉半径等参数。利用CT扫描技术进行岩心分析CT扫描法又叫层析成像法，是发射X射线对岩心作旋转扫描，在每个位置可采集到一组一维的投影数据，再结合旋 转运动，就可得到许多方向上的投影数据；综合这些投影数据，经过迭代运算就可以得到X射线衰减系数的断面分布 图，这就是重建岩心断面CT图像的基础。CT扫描法的最大优点是对岩心没有损伤，且测量速度快，但是其测量方法复杂，且费用较高。岩心的CT扫描能够 提供岩石孔隙结构、充

3、填物分布、颗粒表面结构、构造及物性参数等。应用：1）利用CT确定油层基本物理参数2）岩石微观特征描述3）岩心地质特征描述 描述裂缝分布和微裂 缝层理判断孔洞连通性岩心污染4）油水驱替动态特征描述孔隙度及其分布特征岩心在不同注入压力下的含水饱和度分布特征核磁共振技术进行岩心分析采用核磁共振技术，可以获得孔隙度（总孔隙度、有效孔隙度、粘土束缚水孔隙度等）、可动流体百分数、孔径分布 以及渗透率等多种岩石物性参数，低磁场（共振频率2MHz和5MHz）核磁共振全直径岩心分析系统，开发了多种适合岩 心分析的脉冲序列及多弛豫反演技术，实现了孔隙度、渗透率、自由流体孔隙度等岩石物性参数的快速无损检测。岩石分析

4、参数（1）岩石孔隙度（2）岩石可动流体及束缚流体饱和度（3）岩石渗透率（4）岩石孔径分布裂缝应力敏感性实验评价方法在断块油气藏和裂缝性油气藏的开采过程中，对断层或者裂缝随所处的应力环境、地层流体压力变化而动态变化 的特征和规律性的认识是十分重要的问题。目前，对于该问题的研究主要有以下几方面：微观上，以Hertz弹性接触模型为依据，从理论上研究裂缝与应力的作用机理及其闭合机理;利用数值模拟计算方法分析裂缝的闭合接触机理；从室内岩心模型测试分析和试井分析来研究裂缝渗透率随压力变化的规律。裂缝应力敏感性评价方法的基本考虑为：裂缝两个表面之间只有少量的岩石骨架支撑，在未受到外在环境条件 影响时，裂缝处

5、于原始状态；当钻开产层并投入降压开发过程中，垂直于裂缝表面的地应力会增加，它可能使处于 原始开启状态的裂缝闭合或变小；在油气井开采过程中，如果孔隙给裂缝的供油气速度变低，也可能使裂缝中流体 压力下降，从而使裂缝趋于闭合。裂缝应力敏感性规律：a、随着有效应力的增加，初期裂缝渗透率急剧下降，应力敏 感严重，至一定压力以后渗透率下降幅度逐渐减小趋于平衡；b、初始裂缝越宽的岩心，应力敏感越严重，即大裂缝容 易闭合。虽然大裂缝容易闭合，但最终大裂缝仍有较高的渗透率，而小裂缝的最终渗透率则很低；c、渗透率的变化与 裂缝的宽度有关，裂缝宽度愈大，则渗透率的变化越明显；d、当储层岩石的应力敏感性较强时，在油气

6、田的开发中， 应当避免过大的压差生产，以免造成裂缝提前闭合而影响产量。气藏产能模拟技术选择储层井下岩心，首先对无裂缝岩心作全模拟降压开采实验，然后将岩心造缝，再作全模拟降压开采实验，分 别确定两种孔隙介质储层的单井产能。实验确定单井产量与产层厚度和储层类型以及物性间的关系和储层工业产气下 限。B孔隙结构模型研究的主要思路、特点以及应用价值、研究意义为什么用模型区研究，怎么去做，可以解决的问题等天然储集岩孔隙结构的特点：类型多、连通关系复杂、形状变化大。难度：几乎不可能完全模拟真实的孔隙结构；通过仪器和薄片一视孔隙分布、真实孔隙大小分布；形态复杂，数学 方法计算困难。必要性：简便的、能近似实际孔

7、隙介质的孔隙结构模型，代替实际孔隙介质，求出它的各种有代表性的参数。方法：是将多孔介质抽象为具有理想几何形状的孔隙空间，研究其中的各种过程和规律。网络模型研究微观渗流规律的基本思想：1.建立网络模型近似代替真实储集岩的孔隙空间2.结合微观渗流实验， 建立流体渗流的微观网络机制，并用来描述微观渗流过程。3.求解宏观渗流参数并研究渗流规律一数值实验 C,模拟技术，孔隙结构的各模型缺点及解决问题（1）毛细管束模型（Dulien,1975）：孔隙网络是由一组等长度的、不同直径的毛细管所组成。毛细管束是许多单根毛细管的组合，而 每一支单根毛细管液体的流动都遵循伯稷叶定律；同时，毛细管束集合体在岩石中又遵

8、循 达西定律，结合起来就可以求出有关岩石的渗透率、相渗透率、比表面等参数。其优点是在该模型上有可能做严格的数学推导。存在问题：过于简化；主要缺陷：毛管 之间缺乏横跨的连通性；每一支毛细管都是直的，而且直径不变。改进：采用变直径 设计、迂曲度等一些物理常数来使模型的参数逼近真实。但此模型还是不能完全真实地模 拟实际储集岩的孔隙网络。（2）复合毛细管束模型由大小不同短管子串联而成的毛细管组合。近似储集岩的孔隙是由一串大小不同直径的孔隙和喉道组成。管子网络模型用管子(毛细管)组成网络的方法来表示孔隙结构特征，其中每一支管子都代表孔隙介质 中的一个孔隙空间，与实际岩石不规则形状孔隙的三维不规则网络比较

9、，仍然是近似的。三维网络模型理想的三维网络模型和不规则连通性的网络模型模型中每一条线代表一个孔隙，每个节点上，孔隙流入或流出有一定的随机性，网络中的 流动相当复杂。组成网络的孔隙以各种不同的形状和尺寸不规则的分布，也没有规则的几 何形状。球形孔隙段节(，?，)模型假定孔隙结构的几何性可以近似地由一串相接触的球所组成的三维网络，使截去顶的球在 截去顶端的面上配合在一起即可形成连通网络。在构成的模型中，由截去顶端的球所得到 的圆的直径与球本身的直径相比较来说是小的，这类似于实际储集岩的孔一喉分布。对于 代表性的样品的截面，确定球的大小分布主要是“截面直径”法或“截面弦”法。普通的段节?$)模型实际

10、孔隙不是球，而是不规则的形状。为了修正这个差异，对于不规则形状的物体大小分 布提出了校正公式。在GPS模型中，孔隙结构是假设由不规则的、但是同形的实体相接触 的三维网络所组成。可以使用一个形状函数寸值来进行校正，其结果比SPS模型更为符合 实际。各类微观孔隙结构模型的比较毛管模型虽然能够较好地解释毛细管压力曲线，但是它不能够解释束缚饱和度和残 余饱和度的存在。其最大的缺陷：极端的各向异性，只有沿毛管方向才可渗透，其它方向 均不可渗透。管子网络模型在各个连通的方向均可渗透，而且可以通过捕获机制很好地解释束缚 饱和度和残余饱和度的存在。格子法虽然目前在渗流研究中的应用比较普遍，但由于格子法不是对宏

11、观连续方程 的离散化，而是基于细观的动力学模型，通过众多粒子的细观行为给出宏观力学方程，因 而数学上比较复杂。孔隙网络模型的数学求解相对比较简单、物理图像比较清晰，且能够方便地研究非 均匀介质中的渗流规律。球形颗粒堆积模型虽然对毛管滞后、束缚饱和度和残余饱和度提供了简便的定性解 释，但是数学处理及定量计算比较困难，只有在极其简单的排列方式下才能进行数学求解。 前面的模型主要用来研究视孔隙大小分布和流体渗流特性；而SPS和GPS模型则是研究真实孔隙的体积分布。II.油层物理学的应用1、A.如何确定储集层产纯油（气）的最小闭合高根据石油运聚过程，在构造的垂直剖面上，储集岩的水饱和度会有明显的、规律

12、性的变化。在油水界面上有一个 过渡区，过渡区中油水同产，在过渡区以上即可生产纯油。当孔隙空间的水饱和度超过一定值时，石油会停止流动。 相反，当隙间水饱和度低于“临界水饱和度”时，储集层中只有石油流动。闭合高度受那些因素的影响这个闭合高度是受岩石的孔隙度、渗透率及油水密度差的控制。确定闭合高度之后如何与实际产层挂钩提出储集岩要生产纯油所必须的要求的一定的闭合高度，这个闭合高度是受岩石的孔隙度、渗透率及油水密度 差的控制。在一般的储集层中，由于毛管力所造成的这种造成不规则的或倾斜的油水接触面的影响大体上可以正比于 .三圣值，也就是说，可以根据.二值来大致估计所需要的闭合高度以及油水分布的实际情况。

13、控制储集岩所需要 的闭合高度的另外一个因素就是油水密度差，水在毛细管中上升的高度无疑还与水面上各种油柱的重量有关。yinhyonh产出纯油产出水1 高比重油-淡水系统，E临界水饱和度图6-2受密度差控制的所需闭合度0.1 2 低比重油-盐水系统3,气-盐水系统d。yinhyonh产出纯油产出水1 高比重油-淡水系统，E临界水饱和度图6-2受密度差控制的所需闭合度0.1 2 低比重油-盐水系统3,气-盐水系统d。l对于低比重油-盐水听需要的最小闭合度 b.密度差的影响c.毛管压力曲线表示所需耍最小闭合度1964）*蜘褒被黑*蜘褒被黑曰“婪虐箕茉以上是应用毛管压力曲线和相对渗透率曲线来判断储层的产

14、油能力2、毛管力在烃类运移的作用?1)闭合高度石油二次运移的主要动力是浮力，其阻力是毛管力和粘滞力。油滴从一个孔隙运移到另一个孔隙必须 穿过两个孔隙间相互连通的喉道。如果浮力增大，油滴变形并使它的上端通过了孔隙的一半。此时，在 上端的毛细管压力为：Pt=2a/rt此时有：，：二.r.单位油相高度上喉道中的毛管压力与孔隙中的毛管压力之差称为净毛管压力梯度，它是阻止石油向上移动的，设Z为油相的垂直高度，即：NP = (P -P )/Z = 2 (- - )/Z 如果油滴能再向上移动，并有一半穿过孔隙喉道，其上部和下部的半径是相 c t cr r等的，毛管压力梯度为0，油滴在浮力作用下向上移动。如果

15、油滴进一步变形，穿过了一半以上的孔隙 喉道，上端的毛管压力小于下端的毛管压力，毛管压力梯度方向与浮力相同，油滴能快速的向上运动， 从窄的喉道进入较大的孔隙部位。运移问题可以简化为在一个油滴上的浮力必须大到足够克服岩石孔隙 喉道所给予的毛管阻力。当油滴长度增加时，浮力超过了毛管力，油滴可以运动。当浮力和毛管力相平 衡时，Hobson将油柱的垂直高度称为临界油柱高度(Zc)。在临界油柱高度上稍微再有一点增大，就可以促使石油向上运移。临界油柱高度等于：/_ (JgPw-p)2)捕集高度石油从一种砂岩运移到比它的粒径小的岩石时，为了克服在较小的喉道中较高的毛管压力，其垂直油 柱高度进一步增大，其临界高

16、度由也增加，如果油线的垂直高度不能超过此新的临界值，石油就会被捕 集在这种砂岩中，较细颗粒的岩石就成为该层的屏障。有地下水流动时，能够影响在地层圈闭中受毛管 力所捕集的油柱高度。3、储集岩（碳酸盐岩、碎屑岩）的分类评价，主要技术思想以及使用的参数类型有哪些；特殊类型的储集岩的分类评 价（如缝洞型 如何区别于正常的储层）分布特征，在实际应用中的实际有效性砂岩储集岩的分类评价方法（1）按岩石表面结构和毛管压力特征的分类评价方法Robinson对近二千个岩样测定了其孔隙度、渗透率和孔喉 分布等储集性质，并在显微镜下观测了岩石磨光面的表面结构。然后根据岩石的储集性以及表面结构来评价储集岩。I类 轻度交

17、代的砂岩；II类 受压实交代的砂岩；III类 受孔隙充填所交代的砂岩；IV类 高度交代的砂 岩。可以用很简单的办法来估计储集岩的类型、可能的产能以及有效油层厚度。没有岩心时，也可以仅仅根据岩屑薄 片的表面结构观察对储集岩进行分类与评价。（2）根据砂岩的孔隙类型和毛管压力特征的分类评价方法分类评价的主要依据依据：以原生粒间孔及次生溶蚀孔为主要孔隙类型的砂岩具有高的孔隙度、高渗透率和低排驱压力、低饱和度中值压 力以及低的最小非饱和孔隙体积的特征。如含有微裂缝时可以改善渗透率；而当有较多的杂基内微孔时，则会大大降 低渗透率，同时也降低孔隙度。以杂基内微孔、晶体再生长晶间隙为主要孔隙类型的砂岩则具有低

18、一中等的孔隙度、低渗透率和高排驱压力、 高饱和度中值压力以及高的最小非饱和孔隙体积百分数的特征。少量粒间孔的存在并不能改善它的渗透率。分为：I类好的储集岩；II类中等储集岩；III类差的储集岩；IV类 非储集岩实现有效性：实际的砂岩储集岩常常属于组合的孔隙类型，其孔隙大小与喉道大小一般是有密切关系的，孔隙大 而分选好的砂岩，其喉道一般也较大。对于组合孔隙类型的砂岩，可以从它的毛管压力曲线特征来描述由各种孔隙类 型的孔隙喉道所控制的孔隙在总的孔隙体积中所占百分数。碳酸盐储集岩的分类评价方法（1） Stout的分类评价方法Stout在前人对碳酸盐岩地层圈闭孔隙几何性研究的基础上提出了七类具有特色的

19、岩类。 这一分类的特点是运用了有效孔隙度的概念。他指出，储集岩的储集空间是由孔隙与喉道组成的，由岩心分析测得的 孔隙度代表该岩样的总孔隙度。I类有效孔隙度低 孔隙分选好一排驱压力高；孔隙分选差一排驱压力高II类排驱压力低孔隙分选好一有效孔隙度高；孔隙分选差一有效孔隙度低；孔隙分选差一有效孔隙度高。III类排驱压力高隙分选好一有效孔隙度低；孔隙分选好一有效孔隙度高；（2）按岩石表面结构和毛管压力特征的分类类型I部分白云岩化的石灰岩；类型II白云岩； 类型III生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、藻灰岩、细粒一基质灰岩； 类型IV致密的碳酸盐岩（3）根据孔隙结构与岩石类型相互关系的分类评价方法（4）按照岩石学

20、特征和毛管压力参数的分类评价方法I类：好的储集岩；II类：中等产能的储集岩；III类：小产能储集岩；IV类：很差的储集岩；V类：非储集岩（5）用综合参数进行分类评价研究表明，碳酸盐储集岩的孔隙度是重要的储集性质。然而，低孔隙度的碳酸盐往往 由于次生作用而形成肉眼可见的局部溶孔或溶蚀缝，这就大大改变了其毛管压力曲线的形态和它的特征参数。在低孔 隙度岩石中的溶孔或溶蚀缝仍然可能是有效的储集空间。因此，任何一种单一参数都不能全面地描述这种岩类，因而 需要使用孔隙度和孔隙结构的综合参数才更符合客观实际。4、确定储层下限：为什么要确定；储层下限有哪些类别；常用的储层下限类型方法有哪些。储集下限：指能储集

21、油气的最小物性参数值，储层物性参数大于该下限可以聚集油气，也可产出油气，但不一定 能达到工业产量。有效下限：指在当前工艺技术和允许的生产压差条件下，能使储集层稳定产出工业油（气）流的物 性参数最小值或起始值。在应用容积法计算原始地下石油储量时，要求确定油藏有代表性的孔隙度、隙间水饱和度和 有效厚度等数值。为了准确地确定上述参数，应扣除对井的产量贡献不大的低孔隙度和低渗透率层段所含油气量，由 此提出了以下一些方法来确定储层下限。用孔隙度来划分储层下限常用方法是根据分层试油资料来定出该地区储集岩的孔隙度下限。（1）用平均毛管压力曲线 确定孔隙度下限（2）用常规含水饱和度和孔隙度的关系确定储集下限（

22、3）用无水石 油生产下限 可以确定出生产无水石油所必须的孔隙度下限。用渗透率来划分储层的下限（1）用油水的相渗透率曲线根据对油（非润湿相）的相渗透率曲线的下部拐点来作为储集岩下限的标准。这个拐点是对油的相渗透率的突变 点。拐点所对应的水饱和度则是该储集岩是否具有石油产能的标志。（2）利用毛管压力-渗透率-饱和度关系分析不同渗透率岩样的毛管压力特征，绘制过渡带以上高度和水饱和度的关系曲线，再根据不同渗透率的曲线组 就可以确定生产无水石油的下限。综合下限指标 在比较复杂的储油气层中，通常使用的是综合的下限指标。J函数由于综合了孔隙度渗透率以 及毛管力等诸多因素，就更适合描述岩石性质。根据储集岩的孔

23、隙结构参数来划分储层下限对于极不均质的油藏，使用单一喉道半径作为下限有时也会产生误差，但可以使用孔隙度和孔隙结构的综合指标。 储层下限是一个变数。随着生产技术发展，储层下限标准可以浮动。必须因地制宜，根据具体情况和资料来确定下限 值。曲志浩关于孔隙喉道含油下限的确定曲志浩根据Berg论述的油气二次运移具有水动力影响的基本公式，进一步提出了孔隙喉道含油下限。其依据是Berg 公式可以计算盖层的最大油柱高度，如已知油藏最大油柱高度，则可计算油藏的最小含油喉道半径。各参数全部是现今地质条件下取值，而在成藏历史中，各参数可能有变化，特别是水动力条件、圈闭高度等。历 史上，油可能进入比目前更小的喉道。但

24、按现今地质条件计算的最小含油喉道半径还是能够反映目前的油藏实际。默雷和斯托特划分储集岩下限的方法提出的工业性储集岩的临界油柱高度标准是，毛管压力等于18.29m油柱（该地区构造闭合度48.8m），有效孔隙度 超过50%时，该储集岩才具有工业价值。一个是生产纯油能力标准，一个是有部分水产出标准。构造闭合度及连续油柱 高度不同，其储集岩的下限标准也不同。碳酸盐岩（气藏）储集下限的确定 储集下限确定的方法：用油基泥浆取心，微波法或抽提法测定束缚水体积， 对同一样品用高压压汞法（400MPa以上）及吸附法测定孔喉的比表面。束缚水体积除以比表面得束缚水膜厚度。气藏有效下限的确定 （1）单层试气法 （2）生产测井法1）孔隙型储集层；2）裂缝-孔隙型储集层（3） 产能系数（地层系数Kh）法优点