储层物性数据

有效储层物性下限确定方法综述及适用性分析工程技术机械采油公司，天津市滨海新区东沽石油新村工程技术机械采油公司，300450摘要：有效油气藏物性下限的确定是油水层识别、储量计算和开发方案制定的关键工作。

油田生产中常用的确定有效油气藏物性下限的方法有十多种。

很多方法过于繁琐，单一方法容易造成误差或不确定性。

为了根据各种方法的适用条件准确确定油气藏物性下限，本文对油气藏物性下限确定方法的文献进行了系统调研。

依托对前人研究成果的系统分析，详细总结了实际生产中常用的确定油气藏物性下限的静态方法，对确定油气藏物性下限的动态方法进行了系统梳理和深入分析。

结合作者的科研实践，讨论了各种方法的适用性和优缺点，并展望了这些方法的发展趋势。

关键词:油气藏；物理性质下限；物理属性；测定方法1静态法确定有效储层物性下限静态方法主要有含油产状法、物性参数统计频率法、岩心孔渗关系法、束缚水饱和度法和经验法。

1.1含油姿态法基于测井岩心和岩屑不同含油级别对应不同产油能力的事实，将描述为含油饱和、含油丰富、含油浸泡或含油斑点的储层划分为工业储层，将有油斑或油迹的储层划分为低产储层，将有荧光且无显示的储层划分为干层。

该方法根据目的层岩心物性的孔隙度和渗透率数据，构建不同含油级别的孔隙度。

根据吉林油田某地区取心井孔隙度和渗透率分析数据的统计和岩心含油级别描述数据。

研究发现，当该区油藏含油平面高于油点平面时，油藏可获得工业油流。

因此，以油斑级别为界，确定该储层渗透率下限为0.08mD，孔隙度下限为7.5%。

1.2物理参数的统计频率法1.2.1累积百分比统计法该方法是以孔隙度和渗透率的岩心分析资料为基础，通过计算储层储油能力和油渗透率损失占总累积量的百分比来确定储层物性下限的方法。

利用该方法计算储层物性下限的关键在于统计研究区所有取心井所有岩心的孔隙度和渗透率，制作直方图，计算累积频率曲线，然后根据经验确定储层物性下限。

实践中，经常计算孔隙度储油能力和渗透率产油能力，根据储油能力和产油能力的损失确定有效储层的物理下限。

储层有效厚度物性标准确定方法分析作者：闫华来源：《科学与财富》2018年第03期摘要：有效厚度物性标准是储层评价和储量计算的基础。

本文系统阐述了目前确定有效厚度物性标准的常用方法，并详细分析了各方法的适用条件，为合理制定有效厚度物性标准提供参考。

关键词：有效厚度物性下限影响因素确定方法孔隙度、渗透率和含油饱和度是反映油层储油能力和产油能力的重要参数。

油层有效厚度物性标准是指孔隙度、渗透率和含油饱和度的下限截止值，其中，含油饱和度是基础。

然而，含油饱和度确实最难与石油产量建立量化统计相关关系的参数，这一方面是由于一般岩心资料和测井资料难以求准油层原始含油饱和度，另一方面，试油作业不可能只以含油饱和度为准确量化的依据来选择试油层，同时，油气层试油产能的高低并不唯一或主要取决于含油饱和度，鉴于此，通常用孔隙度和渗透率来反映物性下限。

有效厚度物性标准是指储集层能够成为有效储层应具有的下限截止值，通常用孔隙度、渗透率的某个确定值来表征[1，2]。

确定有效储层物性下限的方法繁多，各有利弊，适用范围也各有差异，必须优选适用的方法。

对物性标准研究的方法大致可分为三类[1，2]：测试法、统计学方法以及借助分析化验资料分析方法。

1 物性标准确定方法1.1 测试法测试资料是确定物性下限的最直接和最可靠的资料。

常用的方法包括：比采油指数与物性关系法和试油法。

（1）比采油指数与物性关系法若原油性质变化不大，建立每米采油指数与空气渗透率的统计关系，平均关系曲线与渗透率坐标轴的交点值为渗透率下限；若原油性质变化较大，可建立每米采油指数与流度的统计关系，平均关系曲线与流度坐标轴的交点值为原油流动与不流动的界限，该交点值乘以原油地下粘度为渗透率下限。

（2）试油法将试油结果中的非有效储储层（干层）和有效储层（油层、低产油层、油水同层、含油水层等）对应的孔隙度、渗透率绘制在同一坐标系内，二者的分界处对应孔隙度、渗透率值为有效储层物性下限值。

气藏采收率大致范围表单位：f注：来源于《天然气储量规范》气藏采收率大致范围表单位：f注：来源于加拿大学者G.J狄索尔斯(Desorcy)归纳的世界不同类型气藏的采收率1. 石油(1) 按产能大小划分单井工业油流高产—特低产标准千米井深的稳定日产量[t/(km.d)]高产中产低产特低产>15 >5-15 1-5 <1(2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准：地质储量丰度(1x104t/km2)高丰度中丰度低丰度特低丰度>300 >100-300 50-100 <50(3)按油田地质储量大小划分等级标准：石油地质储量(1x108t)特大油田大型油田中型油田小型油田>10 >1-10 0.1-1 <0.1(4)按油气藏埋藏深度划分标准：油气藏埋藏深度(m)浅层油气世故(田) 中深层深层超深层<2000 2000-3000 >3200-4000 4000此外，还有几种特殊石油储层的划分标准：稠油储量指地下粘度大于50mPa·S的石油储量。

高凝油储量指原油凝固点在40℃以上的石油储量。

低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大，经济效益低的石油储量。

又有称为边界经济储量。

超深层储量指井深大于4 000m，开采工艺要求高的石油储量。

2.天然气(1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准：千米井深稳定产量［104m3/(km·d)］高产中产低产>10 3-10 <3(2)天然气田储量丰度划分标准：天然气储量丰度(108 m3/km2)高丰度中丰度低丰度>10 2-10 <2(3)天然气田总储量划分大小标准：田天然气田总储量(108m3)大气田中气田小气田>300 50-300 <50(4)按气藏埋藏深度划分标准：天然气藏埋深(m)浅层气藏(田) 中深层深层超深层<1500 1500-3200 3200-4000 >4000此外，还有特殊天然气储量，例如：非烃类天然气储量：二氧化碳、硫化氢及氦气。

地区层位 砂体类型 砂岩累厚 孔隙度 渗透率 伊 盟地 区西部 东 部西缘逆冲带天环北段陕北中段陕北南段渭北晋西4.3 储层物性特征争论区石炭～二叠系砂岩储层属于一套低渗、特低渗透致密型、非均质性格外强的储集层。

孔隙度一般＜1%～21%，渗透率＜0.01×10-3μm 2～561×10-3μm 2 之间，争论区南北，东西都具有很明显的差异。

不同的区块，不同的沉积相带， 储集物性差异较大(表5〕。

鄂尔多斯盆地上古生界各地区、不同沉积相带物性统计表 表5(m) 〔％〕 〔×10-3μm 2〕 下石盒子组 河道砂体 60～150 7～13 0.3～1.3 山西组 冲积扇砂体 20～80 5.5～8.0 0.1～0.6 太原组 扇三角洲砂体 40～90 6～11 0.1～0.4下石盒子组 河道砂体40～1008～20>0.6 山西组 冲积扇砂体 25～55 6～10 0.3～2.5 太原组 扇三角洲砂体 10～30 5～10 0.1～1.0 上石盒子组 湖泊三角洲砂体50～80 12～16 6.9 下石盒子组 河道砂体50～70 6～16 6.6 山西组 河道、分流河道砂体20～80 4～12 5.0 太原组 扇三角洲砂体 60～90 7～12 15.0 下石盒子组 扇三角洲砂体 50～60 5～8 0.3～2.8 山西组 近海三角洲砂体20～30 2～4 0.1～0.8 太原组 潮坪砂坝10～20 2～3 0.1～3.0 下石盒子组 河道砂体、分流河道砂体 40～80 6～11 0.3～2.0 山西组 分流河道砂体、河口砂坝 30～50 4.5～8.0 0.15～1.3 太原组 潮夕砂坪、障壁砂坝 10～20 5～10 0.25～2.0 下石盒子组 分流河道砂体、河口坝砂体 40～70 5～10 0.4～2.0 山西组 湖泊三角洲分流河道砂体25～50 4～8 0.15～0.12 太原组 三角洲前缘砂体 5～25 5～90.2～1.5 本溪组 河口坝砂体 0～10上石盒子组 浅湖三角洲砂体 30～50 4～6 0.1～0.6 下石盒子组 浅湖三角洲砂体 15～35 5～7 0.1～0.35 山西组 浅湖三角洲砂体 10～25 3～7 0.1～0.15 太原组 宾浅海障壁砂体 10～30 1.24 <0.01 下石盒子组 河道、三角洲砂体 30～70 / / 山西组 河道、三角洲砂体 30～50 //太原组 三角洲浅海砂体 10～15/ /本溪组海相三角洲、潮坪砂体4～8 6～1013.09〔据杨俊杰，2023年〕4.3.1 佳县—米脂地区：盒7孔隙度分布区间主要在6%～12%，平均8.9%， 渗透率分布区间〔0.1～0.5〕×10-3μm 2,平均0.18×10-3μm 2；盒8上部储层孔隙度分布区间4%～8%，平均6.21%，渗透率主要分布区间〔 0.1～0.2〕×10-3μm 2, 平均0.17×10-3μm 2；盒8下部砂岩储层孔隙度主要分布于 6%～10%之间，平均7.2%，渗透率主要分布区间〔0.2～0.5〕×10-3μm 2,平均0.3×10-3μm 2；山1孔隙度主要分布区间<4%～6%之间，平均4.97%，渗透率〔0.1～0.2〕×10-3μm 2,平均0.15×10-3μm 2；山2砂岩储层孔隙度主要介于4%～6%至8%～12%之间，平均6.41%，渗透率主要分布区间〔 0.2～0.5〕×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2，盒8下、山2 砂体物性好于其它层位。

五、储层“四性"关系与电测油层的解释（一)、储层的“四性”关系储层的“四性”关系是指储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系。

沉积相是控制岩性、物性和含油性的主要因素，电性是对其三者的综合反映，不同的沉积相带,决定了不同岩性、物性和含油性,并决定了不同的电性特征.只有正确地认识岩性，准确地掌握沉积环境、沉积规律和所处的沉积相带，认清各种岩性在电测曲线上的反应，才能正确地认识它的物性和含油性，才能与电性特征进行有机的结合，正确地进行油水层判断，提高解释符合率和钻井成功率.测井曲线能反映不同的岩性,尤其对储集层及其围岩有较强的识别能力。

南泥湾油田松700井区长4+5、长6储集层测井显示:自然电位曲线为负异常，自然伽玛低值，微电极两条曲线分开，声波时差曲线相对较低，而且比较稳定，电阻率曲线随含油性不同而变化。

泥岩表现为:自然电位为基线，自然伽玛高值，微电极两条曲线重合，声波时差曲线相对较高,且有波动，电阻率曲线表现为中-高阻.过渡岩性的特征界于纯砂岩与泥岩之间.储层的钙质夹层显示为,声波时差低值，自然伽玛低值，电阻率高值；而泥质、粉砂质夹层显示为，自然伽玛增高，电阻率增大。

普通视电阻率曲线的极大值对应高阻层底界面。

感应曲线及八侧向曲线在储集层由于侵入而分开，而在泥岩及致密层3条曲线较接近。

但是,由于该区大部分井采用清水泥浆，所以，井径曲线在渗透层曲线特征不明显，微电极曲线在渗透层特征不明显。

长4+5储层岩性致密，渗透率值比较集中，在渗透性较好的储层段，一般含油性较好。

长4+5油层组含油层的曲线特征比较明显，油、水层的特征总体上便于识别.电阻率曲线是识别油水层最重要的曲线。

理论上来说，感应曲线因其在地层中的电流线是环状的，那么，地层的等效电阻是并联的，它比普通视电阻率曲线及侧向测井更能识别相对低阻的地层。

所以，一般最好用感应测井曲线识别油水层.油层电阻率幅度大，含油段的储层电阻率是水层电阻率的1。

储层物性特征范文储层物性特征指的是描述储层岩石和流体性质的一系列参数和特征。

这些特征对于石油和天然气储层的勘探、开发和生产具有重要意义。

下面将详细介绍储层物性特征，包括孔隙度、渗透率、饱和度、孔喉结构和岩石力学性质等。

首先，孔隙度是指储层岩石中的孔隙体积与总体积之比。

它是评价岩石贮藏岩石孔隙系统开发利用的重要物性参数。

高孔隙度的岩石具有更大的储层容量，可以储存更多的石油和天然气。

孔隙度通常使用插入管法、水饱法和密度法等方法进行测量。

其次，渗透率是指储层岩石中流体通过岩层的能力。

它反映了岩石对流体流动的阻力大小。

渗透率是衡量储层岩石储集性能的重要指标，也是评价岩石渗流性质和油气开采条件的关键参数。

渗透率的测量常使用压汞法、导纳法和核磁共振法等。

第三，饱和度是指储层中孔隙内所含有的有效流体体积与总孔隙体积之比。

饱和度可以分为原油饱和度和水饱和度。

它对评价石油和天然气藏的丰度和储层质量有着重要的意义。

测量饱和度的方法主要有物理推算法、测井法和实验测定法等。

此外，孔喉结构是指储层岩石中孔隙和孔喉的尺寸、形状和连通程度。

不同的孔隙结构对流体的储集和流动具有不同的影响。

例如，细颗粒和细孔喉可以增加流体的剪切力和黏滞力，降低渗透率和渗透能力。

孔隙结构的表征可以使用孔隙度、渗透率、孔喉直径分布和孔隙连通度等参数。

最后，岩石力学性质是指储层岩石的抗压强度、抗剪强度和变形特性。

它们对地层的稳定性和流体运移具有重要影响。

例如，岩石的抗压强度决定了储层的破坏压力，而抗剪强度则影响储层的剪切破裂。

测定岩石力学性质的常用方法包括三轴压缩试验、剪切试验和变形试验等。

综上所述，储层物性特征对于评价储层岩石的储集性能和开采条件具有重要意义。

通过测量和分析储层物性特征，可以更好地理解储层的储存能力、流动性质和稳定性，为石油和天然气的勘探、开发和生产提供科学依据。