毛管压力曲线特征参数计算

油藏工程原理一、名词解释油田的含水上升率：定义为每采出1％的地质储量含水率上升的百分数。

天然气的体积系数：地层条件下的气体体积与等质量气体在地面标准条件下的体积的比值。

地层水的矿化度：地层水的矿物质含量(单位为g/m3和mg/L)。

毛管压力：弯液面两侧的油水相压力差，定义为毛管压力。

相渗透率：当两相或多相流体同时在地层中流动时，把岩石允许某一相流体通过的能力，定义为该相的渗透率。

储层敏感性：储层敏感性是指储集层岩石的物性参数随环境条件（温度、压力）和流动条件（流速、酸、碱、盐、水等）而变化的性质。

井底流压：油气流动即生产过程中测量的井底压力，称作井底流压。

定容气藏：定容气藏是指天然气开采过程中气藏容积一直都不发生变化的气藏。

稳态水侵：稳态水侵是指水侵速度（或水侵量）不随时间变化的水侵模式。

稳定试井：稳定试井是指在稳定流动过程中对油气井进行的测试。

不稳定试井：在不稳定状态下对油井进行的测试，称为不稳定试井。

相对渗透率：把相渗透率与绝对渗透率的比值定义为相对渗透率。

储量丰度：单位含油面积上的石油地质储量。

原油：以烃类物质为主、并含有少量其他非烃类物质的液体。

水驱气藏：一些气藏，与周围水体（边水、底水）之间保持良好的连通关系，当气藏采出天然气时，边底水会因气藏压力下降而流入（侵入）气藏，从而驱替气藏中的天然气，这类气藏被称为水驱气藏。

未饱和油藏：未饱和油藏是指原油中没有被气体饱和即没有气顶的油藏。

弹性驱动：是指开采原油的驱动能量，全部来自于油藏的弹性膨胀能。

天然气：以烃类物质为主、并含有少量其他非烃类物质的气体。

原油体积系数：定义为某个地层压力下的原油体积与地面脱气原油体积的比值。

封闭气藏：封闭气藏是指那些无相连水体的气藏。

非稳态水侵：非稳态水侵是指水侵速度（或水侵量）随时间变化的水侵模式。

均值油藏：均质油藏是指油藏储集层物性参数不随空间位置而变化的油藏类型。

岩石本体变形：本体变形是指因骨架颗粒自身的形变而导致的岩石整体变形。

储层条件毛管压力电阻率测试系统油藏含油气饱和度是储层评价和油藏储量计算的重要参数。

自1942年阿尔奇公式公开发表以来，应用测井资料评价储层含油气饱和度的方法得到了广泛地应用。

最初是应用于纯砂岩，而后以阿尔奇公式为基础，后来的测井分析家提出了许多改进公式，使它得应用范围扩大到泥质砂岩的饱和度评价。

将方程中的参数统称为阿尔奇参数，起初人们假定这些参数不受温度、压力、流体性质等因素的影响，但随着实验技术水平的提高，应用领域的延伸，这一假设受到人们的质疑。

不仅如此，已有的实验研究表明，饱和度指数n还受润湿性和饱和度史、流体平衡条件的影响。

因此，实验室准确地确定阿尔奇公式参数，需要充分考虑上述影响因素，尽可能地模拟岩石储层条件下的原始状态进行岩电实验。

随着油田开发的不断深入，国内各主要油田已进入高含水期。

从发展趋势来看，国内各油田都认识到加强油田水淹机理研究、提高对不同地质条件下水淹层的认识水平是解决问题的关键。

以前的一些研究工作都只是表象的，没有揭示深层次的理论问题；要解决水淹层问题必须应用新理论、新方法和新思维。

油田长期注水必然导致油层的润湿性、含油性、孔渗性和电性等都发生变化，传统的方法对于一般的简单系统是可行的，而对于水淹层这样动态变化的系统就会遇到困难。

因此，加强基础理论和实验研究，提高对油层水淹机理及岩电关系变化规律的认识，进而针对性地选择测井系列和解释方法，是今后一个时期水淹层测井技术的面临重要问题。

复杂岩性（火成岩、裂缝性储层等）油气储层油气资源是目前国内勘探重点。

但是还没有建立与之相适应的测井解释模型，长期以来，复杂岩性油气储层饱和度测井解释成为捆绕测井分析家的难题。

储层岩石物理特性及其导电机理实验研究是建立有效的测井解释模型基础。

因此，有必要加强基础实验研究，深入研究不同岩性、不同开发过程的岩石电性变化特征，为测井解释储层含油气饱和度提供理论基础。

美国岩心实验系统公司（Coretest Systems, Inc.）生产的RCS-760储层条件毛管压力-电阻率测试系统是一套基于毛管平衡理论研究岩石电性特征的实验设备。

文章编号:1000-2634(2003)06-0009-04核磁共振T2谱法估算毛管压力曲线综述Ξ阙洪培,雷卞军(西南石油学院基础实验部,四川南充637001)摘要:用油藏实测NMR T2谱换算毛管压力曲线,首先需正确确定T2截止值,将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱,然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正,校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得S W为1条件下的T2谱,然后用换算系数κ将T2谱直接转换成毛管压力曲线。

经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明,碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠,与岩心压汞毛管压力曲线吻合,其精度相当于常规测井解释。

应用这一方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油(气)深度范围的饱和度—高度关系,确定油藏自由水面位置。

关键词:核磁共振T2谱;毛管压力曲线;碎屑砂岩;测井解释中图分类号:TE135 文献标识码:A 油藏毛细管性质决定油水分布,因此毛管压力的测定是油藏表征的基本要素。

迄今毛管压力曲线的测定仅限于岩心分析,通常岩心数量非常有限;其次取心有机械风险,且费用高,实验室岩心分析常常不能完全代表井下的渗透条件;第三只能取得小块岩心,不一定能代表目的层段。

用油藏NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线,其优点是不用取心,也不采用电缆测井连续取样,不失为缺乏岩心的油井获得毛管压力曲线的一种新方法,同时开辟了一种确定油藏饱和度—高度关系的新途径。

本文综述了根据NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线的方法及烃对T2谱影响的校正方法[1],举例介绍了这一方法的应用效果。

1　NMR T2谱直接换算毛管压力曲线的理论基础NMR测井工具测量氢核自旋磁化强度感应信号的强度及其随时间的衰减。

对于真实岩石,由于岩石的孔隙分布是非均匀的,弛豫时间呈多指数特征衰减。

核磁信号强度与测量体中的流体(水或烃)的氢原子量成正比,对100%水饱和的岩石而言,弛豫时间与孔隙大小成正比,孔隙越小,弛豫时间越短,反之弛豫时间越长,这样孔隙大小的分布就决定了弛豫时间的分布。

附录：参数意义、公式1. P d 排驱压力(MPa)： 指非润湿相开始进入岩样最大喉道的压力，也就是非润湿相刚开始进入岩样的压力。

2. r max 最大孔喉半径(μm)： 压力为排驱压力时非润湿相进入岩石的孔喉半径为最大孔喉半径，与P d 一起是表示岩石渗透性好坏的重要参数。

3. P 50 饱和度中值压力(MPa)： 非润湿相饱和度50%时相应的毛管压力为P 50，它越小反映岩石渗滤性越好，产能越高。

4. r 50 孔喉半径中值(μm)： 非润湿相饱和度为50%时相应的孔喉半径为r 50，它可近似地代表样品的平均孔喉半径。

5. r 孔喉半径平均值(μm)： 它是表示岩石平均孔喉半径大小的参数。

采用半径对汞饱和度的权衡求出。

6. α 均质系数： 均质系数表征储油岩石孔隙介质中每一个孔喉(ri)与最大孔喉半径的偏离程度，α在0～1之间变化，α愈大，孔喉分布愈均匀。

7. F 岩性系数： 它是岩样实测渗透率与计算渗透率之比，反映喉道的迂曲情况。

8. Smax 最大汞饱和度（%）： 实验最高压力时的累计汞饱和度%。

9. We 退汞效率（%）： 在限定的压力范围内，从最大注入压力降到起始压力时，从岩样内退出的水银体积与降压前注入的水银总体积的百分数。

它反映了非湿相毛细管效应采收率。

10. φp 结构系数： 它表征了真实岩石孔隙特征与假想的长度相等、粗细不同的圆柱形平行毛管束模型之间的差别，它的数值是影响这种差别的各种综合因素的度量。

11. 1/Dr φp 特征结构系数： 它是相对分选系数Dr 与结构系数φp 乘积的倒数，既反映孔喉分选程度，又反映孔喉连通程度，此值愈小，岩样孔隙结构愈差。

12. S KP 偏态（又称歪度）： 表示孔喉大小分布对称性的参数，当S KP =0时为对称分布；S KP >0时为正偏（粗歪度）；S KP <0时为负偏（细歪度）。

13. K P 峰态： 表示孔喉分布频率曲线陡峭程度的参数，当S KP =1时为正态分布曲线；S KP >1时为高尖峰曲线；S KP <1时为缓峰或双峰曲线。

中国石油大学（油层物理）实验报告实验日期：2012.12.24 成绩：班级：石工10-15班学号：10131504 姓名：于秀玲教师：张俨彬同组者：宋文辉秘荣冉压汞毛管力曲线测定一．实验目的1．了解压汞仪的工作原理及仪器结构；2．掌握毛管力曲线的测定方法及实验数据处理方法。

二．实验原理岩石的孔隙结构极其复杂，可以看作一系列相互连通的毛细管网络。

汞不润湿岩石孔隙，在外加压力作用下，汞克服毛管力可进入岩石孔隙。

随压力增加，汞依次由大到小进入岩石孔隙，岩心中的汞饱和度不断增加。

注入压力与岩心中汞饱和度的关系曲线即为毛管力曲线，如图4-1所示。

图1 典型毛管压力曲线三．实验设备图2 压汞仪流程图(岩心尺寸：φ25×20--25mm，系统最高压力50MPa) 全套仪器由高压岩心室，汞体积计量系统，压力计量系统，补汞装置，高压动力系统，真空系统六大部分组成。

1、高压岩心室：该仪器设有一个岩心室，岩心室采用不锈钢材质，对称半螺纹密封，密封可靠，使用便捷；样品参数：φ25×20--25mm岩样；可测孔隙直径范围：0.03~750μm。

2、汞体积计量系统：采用高精度差压传感器配合特制汞体积计量管进行计量，精度高、稳定性好；汞体积分辨率：≤30μl；最低退出压力：≤0.3Psi(0.002MPa)。

3、压力计量系统：采用串联阶梯式计量的方法，主要由四个不同量程的压力表串联连接，由压力控制阀自动选择不同量程的压力表计量不同压力段的压力值，提高了测量的准确性；压力表量程：0.1、1、6、60MPa各一支；可测定压力点数目：≥100个。

4、补汞装置：主要由调节系统，汞面探测系统及汞杯组成，并由指示灯显示汞面位置。

图3 压汞仪设备图5、高压动力系统：由高压计量泵组成；工作压力：0.002~50MPa；压力平衡时间：≥60s。

6、真空系统：主要有真空泵以及相关的管路阀件组成；真空度：≤0.005mmHg；真空维持时间：≥5min。

压汞法测定岩石毛管压力曲线一 作用1、描述孔喉分布及大小的系列特征参数2、确定各孔喉区间对渗透率的贡献二 特点由于其仪器装置固定，测定快速准确，并且压力可以较高，便于更微小的孔隙测量，因而它是目前国内外测定岩石毛细管压力的主要手段。

三 基本原理原理是汞对大多数造岩矿物为非润湿，对汞施加压力后，当汞的压力和孔喉的毛细管压力相等时，汞就能克服阻力进入孔隙，根据进入汞的孔隙体积百分数和对应压力就得到毛细管压力曲线。

压力和孔喉半径的关系为：⑴Pc=0.735/r ； ⑵Pc 为毛管压力，MPa ； ⑶r 为毛管半径，μm 孔径与毛细管压力关系m r mp P a c μ毛管半径，毛细管压力，-- ;r P c θσcos 2=02140/480==θσcm 达因cc P r r P 735.735.=→=四 压汞试验所用岩样岩样一般为直径2.5cm ，长2.5cm 左右的柱塞(柱状岩心），测定前将油清洗干净，测定氦气法孔隙度、岩石总体积和岩石密度。

五 三个关键特征参数① 排驱压力Pd②饱和度中值管Pc50管压力Pc50③最小非饱和孔体积百分数S min参数含义：排驱压Pd 最大尺寸连通孔隙所对应的毛管压力。

反映了孔隙和喉道的集中程度和大小，是划分岩性好坏的重要指标之一。

p p 100%50 S Hg 汞饱和度 毛细管压力Pc饱和度中值毛管压力 Pc50 注汞量达到孔隙体积50％时对应的毛细管压力。

反映了孔隙中存在油水两相时，产油能力的大小,Pc50越小，岩石对油的渗透性越好，产能越高。

最小非饱和孔隙体积百分数Smin注汞压力达到仪器的最大压力时，未被汞饱和的孔隙体积百分数。

Smin 越大，小孔隙占的孔隙体积越多，对油气渗透不利。

孔隙结构特征参数排驱半径rd:排驱压力对应的最大孔喉半径；中值半径r50：饱和中值压力对应的半径；平均孔喉半径rc：汞所占据部分喉道的平均半径；主喉道半径r主：渗透率大于5％之后的孔喉平均半径。

压汞参数对比(勘探院与大庆油田研究院结果对比)2010年7月1 压汞法原理及孔隙结构参数定义与计算压汞法以毛管束模型为基础，假设多孔介质是由直径大小不相等的毛管束组成。

汞不润湿岩石表面，是非润湿相，相对来说，岩石孔隙中的空气或汞蒸气就是润湿相。

往岩石孔隙中压注汞就是用非润湿相驱替润湿相。

当注入压力高于孔隙喉道对应的毛管压力时，汞即进入孔隙之中，此时注入压力就相当于毛细管压力，所对应的毛细管半径为孔隙喉道半径，进入孔隙中的汞体积即该喉道所连通的孔隙体积。

不断改变注入压力，就可以得到孔隙分布曲线和毛管压力曲线，其计算公式为2cos c P rσθ=（1） 式中，P c ——毛细管压力，MPa ；σ——汞与空气的界面张力，σ=480dyn/cm ； θ——汞与岩石的润湿角，θ＝140º，cos θ=0.765； r ——孔隙半径，μm 。

可得孔隙半径r 所对应的毛管压力为0.735cr P =（2）实验过程严格按照石油天然气行业标准SY/T 5346-2005《岩石毛管压力曲线的测定》执行，常见毛管压力曲线特征见图1。

C a p i l l a r y P r e s s u r e , P P o r e -T h r o a t R a d i u s ,rmax S minRP 50100MercuryWetting Phase Saturation (%)c图1 毛管压力曲线特征图定量描述孔喉大小分布定量指标主要有以下参数：排驱压力、中值压力、最大连通孔隙半径、孔隙半径中值、平均孔隙半径、半径均值、最大汞饱和度、最终剩余汞饱和度、仪器最大退出效率、分选系数、结构系数、孔隙度峰位、渗透率峰位、渗透率峰值、孔隙度峰值、歪度、相对分选系数、特征结构参数、均质系数等，其定义及计算公式如下：1. P d 排驱压力(MPa)：指非润湿相开始进入岩样最大喉道的压力，也就是非润湿相刚开始进入岩样的压力。