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岩石物性测定引言：岩石是地壳中的主要构成部分，其物性参数的测定对于地质勘探、工程建设、矿产资源开发等具有重要的意义。
岩石物性参数包括密度、孔隙度、饱和度、渗透率、抗压强度、抗拉强度、弹性模量等。
本文将介绍常见的岩石物性测定方法及其原理和应用。
一、密度测定：密度是岩石物性中的一个重要参数，通常分为体积密度和真实密度两种。
体积密度可以通过测量岩石的质量和体积来确定，真实密度则是指岩石矿物各个组成部分的密度。
常用的密度测定方法有测重法、气浮法、全自动水浸法等。
测重法需要用到天平、测量容器等设备。
首先，我们将岩石样品放入干燥容器中，并称量其质量。
然后，将容器降入装满水的水槽中，记录水面的变化。
根据浸入前后的体积差和质量差，可以计算出岩石样品的体积密度。
气浮法是通过比较岩石样品在气体和液体中的浮力来测定岩石的密度。
首先，将干燥的岩石样品置于量筒中，注入一定量的液体和气体，测量液位和压强的变化。
通过计算浸没物体的浮力和物体的体积，可以得到岩石样品的密度。
全自动水浸法是一种相对较新的测定方法。
它通过测量岩石样品在液体中的浸入力和浸没力的差异，计算岩石的体积密度。
这种方法具有自动化程度高、操作简单等特点，广泛应用于实际生产和科学研究中。
二、孔隙度测定：孔隙度是岩石中孔隙（包括微孔隙和裂隙）所占的比例。
它是表征岩石透水性和储集性等重要指标。
常用的孔隙度测定方法有曲线法、质量法和气体法。
曲线法是通过岩石样品的吸入曲线或排出曲线来测定孔隙度。
这种方法可以通过测量曲线的上升段或下降段，来计算样品的孔隙度。
曲线法简单易行，非常适用于现场测试。
质量法是利用岩石样品在称重前后的质量差异来测定孔隙度。
首先，将干燥的岩石样品放入烘箱中加热，使其中的水分全部挥发。
然后，将样品放入测量容器中，称量质量，并记录浸泡前后的质量变化。
根据质量差异和岩石的体积，可以计算出孔隙度。
气体法是基于气体在岩石孔隙中扩散的原理来测定孔隙度。
在实验中，我们将岩石样品置于密封的测量装置中，然后注入气体，并测量气体的扩散速率。
磁力仪测定岩(矿)石标本物性参数方案一、物性参数(1) (σ)SI单位为千克每立方米，符号为kg / m3换算单位：103kg / m3＝1 g / cm3(2) 磁性单位(k)磁化率的单位为：SI(k)与CGSM单位换算如下：4πSI(k) = 1 CGSM(k)②(M)磁化强度的单位为：安培每米（A/m）与CGSM单位换算为：A/m=10-3 CGSM( M )③磁化方向的磁偏角(D)与磁倾角(I)的单位均为：°(度) (3)、电性单位(ρ)电阻率的单位为：Ω·m (欧姆·米)(η)极化率的单位为：% (百分数)可见，岩矿石物性标本应具有地质单元的代表性、统计样本的代表性、空间分布的代表性。
岩矿石物性数据应具有地质描述的准确性，参数测定的精确性，数理统计的合理性，构造岩矿石物性数据的可靠性。
专门的岩矿石物性调查工作应单独进行技术设计编写，物探中的物性工作可参考专门的岩矿石物性调查工作编写技术设计，也可作为相应项目的一部分编写设计。
误差计算公式有两种： a) 平均相对误差为：%100BiAi -n1i i n1i ⨯+B A =∑=μb) 均方误差为：nB Ani i i2)(12∑=-±=ε式中：μ — 平均相对误差； ε — 均方误差； n — 检查样品数；A i —— 第i 件样品一次测量结果；B i —— 第i 件样品另一次测量结果。
二、测定物性参数的仪器设备(1) 密度测定仪器①、密度测定仪器其种类包括：大称、密度计和电子天平等。
大称宜用于第四系松散沉积物的密度测定；密度计和电子天平宜用于固结岩矿石的密度测定。
②、测定密度仪器的测程为1000～7000kg / m3。
③、仪器检查与性能测定按仪器使用说明书规定进行仪器检查与性能测定。
根据样品质量的范围，在测定过程中应使用相应质量大小的砝码进行仪器标定。
④、仪器维护维护砝码的清洁，以保证砝码质量的稳定。
岩石物性与储层评价技术岩石物性与储层评价技术是石油地质学中的关键领域，它对于油气勘探和生产具有重要的指导意义。
通过对岩石的物性参数分析和储层评价，可以帮助地质工作者更好地理解油气资源的分布，为储层的有效开发和生产提供科学依据。
一、岩石物性岩石物性是指岩石在地质力学作用下的一些基本物理特征，包括密度、孔隙度、渗透率等。
岩石物性参数的测量和分析是储层评价的基础，也是评价岩石储集性能和油气开发潜力的重要手段。
1. 密度测量岩石的密度与其成分、孔隙度、含水饱和度等因素有关。
通过地震勘探等方法可以获得地下岩石的密度分布情况，进而反演岩石中的油气含量和储集性能。
2. 孔隙度测量孔隙度是指岩石体积中孔隙所占的比例，是评价储层质量的重要指标之一。
常用的孔隙度测量方法有压汞法、氦气置换法等，可以准确测定岩石孔隙度并进一步评价其储存流体的能力。
3. 渗透率测量渗透率是指岩石中流体渗透的能力，是评价储集层透水性的重要指标。
常用的渗透率测量方法有渗流模型、试油法等，可以帮助确定储层的渗透能力和产能潜力。
二、储层评价技术储层评价技术是指对储集层进行系统分析和评价的一种方法和手段，用于判断储层的优劣和变化情况，进而指导油气勘探和生产。
1. 相态分析相态分析是通过石油地质学、地震学和油气物性等技术手段，对储层中的油气-水-岩石三相关系进行研究。
通过相态分析可以评价储层的饱和度、物性变化和含油气阶段等参数，为油气勘探提供理论依据。
2. 流体识别技术流体识别技术是通过地球物理学、地层学和岩石物性等综合手段，识别和区分储层中的不同流体类型，如原油、天然气和水等。
通过流体识别技术可以判断储层中油气的产状、储量分布和流体运移规律，为油气开发提供准确的评价数据。
3. 产能评价技术产能评价技术是评价储层产能潜力和储层可采程度的关键方法。
通过地质地球物理参数、流体动力学模拟等技术手段，可以对储层的产能进行定量评价和预测，为油气勘探和生产提供决策支持。
第二章岩心分析岩心分析是认识油气层地质特征的必要手段，油气层的敏感性评价、损害机理的研究、油气层损害的综合诊断、保护油气层技术方案的设计都必须建立在岩心分析的基础之上。
所以，岩心分析是保护油气层技术系列中不可缺少的重要组成部分，也是保护油气层技术这一系统工程的起始点。
第一节岩心分析概述一、岩心分析的目的意义1．岩心分析的目的岩心分析目的有三点：（1）全面认识油气层的岩石物理性质及岩石中敏感性矿物的类型、产状、含量及分布特点；（2）确定油气层潜在损害类型、程度及原因；（3）为各项作业中保护油气层工程方案设计提供依据和建议。
2．岩心分析的意义保护油气层技术的研究与实践表明，油气层地质研究是保护油气技术的基础工作，而岩心分析在油气地质研究中具有重要作用。
油气层地质研究的目的是，准确地认识油气层的初始状态及钻开油气层后油气层对环境变化的响应，即油气层潜在损害类型及程度。
其内容包括六个方面：（1）矿物性质，特别是敏感性矿物的类型、产状和含量；（2）渗流多孔介质的性质，如孔隙度、渗透率、裂隙发育程度、孔隙及喉道的大小、形态、分布和连通性；（3）岩石表面性质，如比表面、润湿性等；（4）地层流体性质，包括油、气、水的组成，高压物性、析蜡点、凝固点、原油酸值等;（5）油气层所处环境，考虑内部环境和外部环境两个方面；（6）矿物、渗流介质、地层流体对环境变化的敏感性及可能的损害趋势和后果。
其中，矿物性质及渗流多孔介质的特性主要是通过岩心分析获得，从而体现了岩心分析在油气地质研究中的核心作用。
图2-1说明了六项内容之间的相互联系，最终应指明潜在油气层损害因素、预测敏感性，并有针对性地提出施工建议。
还应指出，室内敏感性评价和工作液筛选使用的岩心数量有限，不可能全部考虑油气层物性及敏感性矿物所表现出来的各种复杂情况，岩心分析则能够确定某一块实验岩样在整个油气层中的代表性，进而可通过为数不多的实验结果，建立油气层敏感性的整体轮廓，指导保护油气层工作液的研制和优选。
第二章第二章 储层岩石物性参数的确定 及应用第三节特殊岩心分析1、油水界面张力研究内容第一节 取心及分析方法 第二节 常规岩心分析 第三节 特殊岩心分析2、岩石润湿性 3、岩石毛管力曲线 4、岩石相对渗透率曲线第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章1、油水界面张力测定1)界面张力定义1、油水界面张力测定σa(1)吊板法：吊板平衡时受到的拉力为：定义1：界面单位面积上所具有的界面能的大 小。
U σ = s 焦耳= 1牛⋅ m = 牛 m A m2 m2bF = σ1.2COS ⋅ L θL——吊板的周长；定义2： 作用于单位界面长度上的收缩力，亦称为界面张力。
注：吊板为亲水的表 面光滑的人造或天然 材料；所用油、水及 温度应保持与油藏条 件相同。
2)界面张力测定界面张力的测定方法很多，如液滴(气泡)最大压力法、 吊板法,悬滴法等。
第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章(2)最大气泡法原理：2、岩石润湿性测定 (1)吊板法测润湿角 Pc = 2 δ cos θ r (2)光学投影法测润湿角Pc max =2δ rP max = ρghamx cPcmax－液滴形成过程中的最大压差，达因/厘米2 测量时控制分液漏斗的开关，控制气泡或液珠形成的速 度，记录压差计的最大压力。
如何设计测定高温高压下的界面张力？tgθ2=2h D•矿物表面要求十分光滑、洁净，液体必须模拟油藏条件；常用 石英代表砂岩；用方解石表面代表碳酸岩。
•液滴要有一定的稳定时间(几天，甚至数月),否则润湿角相差很 大。
1第三节 特殊岩心分析第二章 •岩心饱和油吸水 (5)The plug is then displaced with oil to reduce the remaining water to the irreducible level (Swc). (6)The sample is placed in an imbibition cell under water (吸水仪)and water imbibition is monitored by the amount of oil being drained Vo.第三节 特殊岩心分析第二章(3)自吸及自吸驱替法:(1) The core plug of reservoir rock is cut with (reservoir) water as a coolant in the cutting process. (2) The sample is placed under (reservoir) water, evacuated to remove trapped gas. •岩心饱和水吸油 (3)The sample is flushed with water to residual oil level (Sor); (4)The core plug is placed in an imbibition cell under oil (吸油仪)and oil imbibition is monitored by the amount of water being drained Vw; this may take several days depending on the permeability of the plug.If VW>Vo the core is oil wet； If Vo>Vw the core is water wet；第三节 特殊岩心分析第二章•自吸驱替法:3 毛管力曲线3.1 毛管力公式 毛管中水柱受力平衡：水湿指数 =自动吸水排油量1 VO 自动吸水排油量1 + 水驱排油量 2 VO VO油湿指数 =自动吸油排水量1 Vw 自动吸油排水量1 + 油驱排水量 2 Vw Vw1-0.8 亲油； 0.8-0.7弱亲油； 0.7-0.4中性； 0.4-0.3弱亲水； 0.3-0 亲水PB′ + ρ o gh Pc = PB′ − PB 2σ cos θ Pc = = ρ w − ρ o ) gh （ = PB + ρ w gh = (ρ −ρ )gh r w oPc =For oil-gas interface :2σ cosθ = ρ o gh r第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章3.2 毛管力测定方法：半渗隔板法、压汞法和离心法。
3.2 毛管力测定方法：(1) 半渗隔板半渗隔板法特点：测量压力范围大。
时间长，常作为其它方法的对比标准。
2第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章3.2 毛管力测定方法： (2)压汞法 原理：汞不润湿岩石3.2 毛管力测定方法：(3)离心法S w1 =2 r1 dS ( S w + Pc1 w ) P = 1 (ρ − ρ )ω 2 (r 2 − r 2 ) c1 w o 2 1 r1 + r2 dPc1 2优点:测定速度快；测量范围大。
特点：测定速度快，所采用的流体又接近油藏 实际。
第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章3.3毛管力曲线的应用(1)可以确定岩石的最大孔隙 半径及主要孔道半径 (3)可以判断岩石孔隙的均匀程度及孔隙大小 分布rmax =2σ cosθ P T(2) 确定油藏中任意饱和度下，油、水相 之间的压力差。
水水岩石亲油岩石亲水第三节 特殊岩心分析 (4)确定岩石的孔隙大小分布第二章第三节 特殊岩心分析第二章(5)确定油藏过渡带内流体饱和度的分布Pc =2σ cosθ rPc =2σ cosθ r3第三节 特殊岩心分析第二章a.室内毛管力与油藏条件下毛管力的转换层状油藏 过渡带：如何确定每一口井中 自下到上Sw分布？ 如何确定射孔位置？若室内气驱水： 油藏中 ：PcL =2σ wg cosθwg rWell C2σ cos wo θ PcR = wo rPcR =σ wo cosθwo PcL σ wg cosθwgb.计算水柱上升高度P = cR 2σwocosθwo = ( ρw − ρo )gh rh=(ρw − ρo )gP cR第三节 特殊岩心分析 （6）影响过渡带高度的因素：第二章 （6）影响过渡带高度的因素：第三节 特殊岩心分析第二章(1)岩石渗透 率的高低Pc = (ρ w − ρ o )gh =2σ1.2 cos θ r(3)油水的密度差（2）油藏流体的界面张力第三节 特殊岩心分析 Example:第二章第三节 特殊岩心分析第二章A well penetrates a reservoir. From cuttings is known to consist of rock types A and B from which a set of air-mercury capillary pressure curves are available, figure1. During logging the lowest 100% Sw was found in rock type B , The porosity at this level is 15%. Specific gravities of the water and oil are 1.03 and 0.80 respectively at reservoir conditions.Questions:1. Determine the Free Water level and locate it on figure 2. 2. Construct the water saturation profile. 3. Estimate permeabilities. 4. Which intervals would you recommend for completion based on the criteria (Sw<50%, k>0.1mD).Fig.14第三节 特殊岩心分析 •Estimate permeabilities第二章Fig.2第三节 特殊岩心分析第二章第三节 特殊岩心分析第二章4、岩石的相对渗透率曲线相对渗透率曲线：相对渗透率与岩心中流体饱和度的关系曲 线。
4.1相渗曲线测定方法： (1)稳定法a. 岩 心 饱 和 水 ， 水 测 岩 石 渗 透 率；油驱至束缚水饱和度； b.将油水按一定比例泵入 岩心，待稳定后测：4.1相对渗透率曲 线测定方法：（1）稳定法 （2）不稳定法⎧ΔP ⎪ ⎨Qo、Qw ⎪S ：物质平衡法、称重法 、电阻率法 ⎩ wc.改变泵入油水的比例，重复步骤b.Ko =Kw =Qo μ o L AΔP Qw μ w LAΔP第三节 特殊岩心分析第二章4.1相渗曲线测定方法： (2)不稳定法：4.1相渗曲线测定方法：第三节 特殊岩心分析第二章Swe = Swi +Vo (t) − fo (Swe) •V(t) ⎛ 1 ⎞ d⎜ ⎜ V (t ) ⎟ ⎟ ⎠ K ro (S we ) = f o (S we ) ⎝ ⎛ 1 ⎞ d⎜ ⎜ I V (t ) ⎟ ⎟ ⎝ ⎠V(t ) =Vt VPVo (t ) =K rw (S we ) = K ro (S we )I=μouL μo LQ(t ) = KΔP(t ) KA P(t ) Δμ w f w (S we ) μ o f o (S we )Vo VP54.2 影响相渗曲线的因素：4.2 影响相渗曲线的因素：温度影响：1 0.8 油 相 相 对 渗 透 率 ,%1 0.870℃0.6 0.4 0.2110℃ 20℃0.6 0.4 0.2 0(a)Water-wet润湿性影响(b) Oil-wet绝对渗透率影响0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 含水饱和度,%水 相 相 对 渗 透 率 ,%温度升高，束 缚水饱和度增 大，残余油饱 和度减小，曲 线右移。
第三节 特殊岩心分析 4.2 影响相渗曲线的因素：流度比影响：1 0.8 0.6 1 0.8 0.6第二章4.3 相对渗透率曲线的应用4.3.1计算产水率 产水率：油水同产时，产水量在总产液量中所占的比例。
水 相 相 对 渗 透 率 ,%不同温度下， 油水粘度比保 持不变。
油 相 相 对 渗 透 率 ,%120℃0.4 0.2 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1fw =60℃Qw Qo + QwQo =KKro AΔP KK AΔP Qw = rw μo L μwLKro0.418℃0.2 0含水饱和度,%k w A∂p Qw μ w ∂x fw = = Qw + Qo k w A∂p k o A∂p + μ w ∂x μ o ∂xk w = k ⋅ k rw ko = k ⋅ k roFractional flow equation(分流量方程)k rw实验中必须模拟油藏条件(油水性质、温度），条件达不到 时必须模拟油藏温度下的油水粘度比。
