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压汞曲线参数说明1、 汞饱和中值压力：是指在50P %50=Hg S 时相应的注入曲线的毛细管压力。
这个数值是反应孔隙中存在油、水两相时，用以衡量油的产能大小。
一般来说，排驱压力越小，也越低。
越大，则表明岩石致密程度越高（偏向于细歪度），虽然仍能出油，但生产能力很小；越小，则表明岩石（对油的）渗滤性能越好，具有高的生产能力。
d P 50P 50P 50P 2、 中值孔隙半径：饱和度中值压力对应的孔隙半径。
该数值反应了总的孔隙喉道大小受到岩石的物理、化学成因及随后的任何变化的影响。
50R 50P 5050/735.0P R =3、 排驱压力和最大孔隙半径：是指孔隙系统中最大的连通孔隙的毛细管压力。
即沿毛细管压力曲线的平坦部分做切线与纵轴相交就是值，与值相对应的就是最大连通孔隙喉道半径。
排驱压力是划分岩石储集性能好坏的主要标注之一。
因为它既反映了岩石的孔隙吼道的集中程度，同时又反映了这种集中的孔隙吼道的大小。
（本油田采用：若，则拐点i-1即为该岩样的排驱压力，对应孔隙半径为最大孔隙半径）。
d P max R d P d P max R %11≥−−Hgi Hgi S S d P max R d P R /735.0max =4、 平均孔隙半径R ： HGin i HGi i S S R R ∑==12 5、 孔隙分布峰位和孔隙分布峰值：Rv Rm 即孔隙大小分布曲线上最高峰相对应的孔隙半径为孔隙分布峰位，其孔隙大小分布最高峰之峰值为孔径分布峰值。
Rv Rm 6、 渗透率分布峰位和渗透率分布峰值：Rf Fm 即渗透率分布曲线上最高峰相对应的孔隙半径为渗透率分布峰位，其渗透率贡献最高值为渗透率分布峰值。
Rf Fm7、 孔隙吼道半径的ψ值：2ln /500ln 2log i i R D =−=ψ ——第i 点的孔隙吼道直径（i D m μ）； ——第i 点孔隙吼道半径（i R m μ）。
8、 分选系数（或称标准偏差）Sp ：这是样品中孔隙吼道大小标准差的量度，它直接反应了孔隙吼道分布的集中程度。
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。
利用毛管压力曲线分析姬塬油田长6油层微观孔隙结构特征李永胜;章志锋;刘学刚;王荣【摘要】孔隙结构是影响储层物性的重要因素.采用压汞分析技术,对姬塬油田长6油层组储层微观孔隙结构特征进行了深入的研究.结果表明,姬塬油田长6储层属于中孔、特低渗储层,孔喉分选性、连通性一般.根据孔隙结构特征相关参数将毛管压力曲线分为4类,研究区主要以Ⅰ类和Ⅱ类为主.从Ⅰ类到Ⅳ类,排驱压力和中值压力逐渐增大,中值半径和平均喉道半径逐渐减小,反映出储层的孔隙结构和渗流能力由好变差.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2013(032)002【总页数】6页(P16-20,24)【关键词】孔隙特征;毛管压力曲线;长6油层组【作者】李永胜;章志锋;刘学刚;王荣【作者单位】低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006【正文语种】中文【中图分类】TE122.2姬塬油田位于陕西省定边县、吴起县和宁夏盐池县境内。
工区总面积9 792.64km2。
区域构造位置横跨陕北斜坡与天环坳陷中部，构造平缓。
区内长6油层组属于三角洲沉积体系，发育大面积储集砂体。
孔隙结构是影响并决定储层微观孔喉内流体流动和油气运移的重要地质条件，加强储层微观特征的研究，对油气田的开发相当重要。
本文通过物性和毛管压力资料对姬塬油田长6油层组微观孔隙结构特征进行分析研究，并对储层进行划分。
1 长6油层物性特征通过对姬塬油田长6油层205块岩石样品的孔渗测试结果进行分析汇总，得出该区长6油层的孔隙度最大为17.20%，平均为12.04%，主要分布在10%～16%之间，占所测样品的85%（见图1a）；渗透率最大值5.62 mD，平均为0.61 mD，主要分布在0.1～1.0 mD，占所测样品的75%（见图1b）。
油藏岩石润湿性测定(征求意见稿)修订说明一.任务来源本标准根据石油工业标准化技术委员会秘书处文件油标委字[2005]5号转发《关于下发2005年石油天然气行业标准制修订项目计划的通知》的通知修订本标准，序号为。
（有待确定）二. 修订本标准的目的意义油藏岩石的表面形式即润湿性是岩石与流体综合特性的体现，是油藏描述的重要内容之一，它影响油藏的原始油水分布、束缚水及残余油饱和度的大小，同时也对相对渗透率曲线、毛管压力曲线、油藏电性和三次采油具有一定的影响。
因此准确测量油藏岩石的润湿性对于油田开发动态模拟和选择提高采收率方法具有重要意义。
国内现行的油藏岩石润湿性测定行业标准为SY/T 5153-1999。
该标准至今已使用6年，随着技术的发展，取芯方式不断改进，实验方法不断完善。
原标准已经不能适应当前生产和科研的需要，部分内容需要修改和增加，为了保持标准的综合性、完整性，将该标准进行修订是非常有必要的。
三. 起草工作的简要过程中国石化胜利油田分公司地质科学研究院承担了原标准的修订工作，200 年月申请立项修订该行业标准。
由于长期从事油藏岩石物理性质和渗流特性的测试与研究工作，了解掌握国内外本行业的现状和发展方向，从年月起到2006年6月，先后多次到油田、石油院校调研，向有关专家征求意见，收集资料。
在原标准的基础上修订了油藏岩石润湿性测定行业标准，并完成了征求意见稿。
于2006年7月13日分别给个标准化委员和有关专家寄去了标准的征求意见稿。
四.修订本标准的依据本标准在原标准的基础上，根据油层物理学的基本概念和基本理论及国内同行业生产研究中对润湿性测定的要求，参考了美国岩心公司关于该参数测定的操作规程和质量控制方法进行修改。
五.新旧标准的比较本标准与修订前的标准相比，新标准主要做了如下重要修订：1.增加了弱胶结或未胶结油藏岩石类型的取样、样品制备及保存方式；2.明确了自吸法润湿性测定的测定范围；3.将自吸流动驱替法和自吸离心驱替法的实验步骤进行合并；4.将原标准中有关自吸离心驱替法和自吸流动驱替法的报告格式进行了合并；5.对原标准中的文字表述进行了必要的修正。
页岩气储层毛管压力曲线分形特征郭春华;周文;林璠;张城玮;曹煜【摘要】Compared to the conventional reservoirs,the pore structure of shale reservoirs is more complex and heterogeneous.A new method is developed to analyze the capillary pressure curve in shale samples.In studying the mercury-injection curve of the shale samples from the Upper Triassic shale gas reservoir in the West Sichuan depression of China,the authors find that the mercury-injection curve can be divided into two classes,and they also demonstrate how to adopt polynomial segmentation fitting to calculate the fractal dimension.After the characteristic of each segment is analyzed,they find that only a short segment with reasonable fractal dimension can describe the real distribution of pores.This proves that the capillary pressure curve can only reflect the distribution of the pore whose radius is >150 nm.%通过分形理论利用毛管压力曲线分析页岩储层的孔隙分布特征，研究储层内部的复杂孔隙结构。
1.根据毛管压力曲线形态对储层定性分类
（1）大孔粗喉型储层
特点：孔隙个体大，喉道粗，分选连通好，歪度偏大，孔隙度、渗透率均好。
（2）小孔粗喉型储层
特点：喉道粗，孔隙个体小，分选连通较好，孔隙度低--中，渗透率中等--低。
（3）大孔细喉型储层
特点：孔隙个体大，喉道偏细，孔隙度中等，渗透率偏低。
（4）小孔细喉型储层
特点：孔隙个体小，喉道偏细，细歪度，孔隙度低，渗透率低。
粗喉、中喉、细喉、微喉的分级：
级别主要流动喉道直径um
特粗喉>30um
粗喉20~30
中喉10~20
细喉1~10
微喉<1
美国岩心实验室(Core Laboratories)根据孔喉半径大小将孔喉分为三种类型:
1.大孔喉(Macropores)—孔喉半径大于1.5μm;
2粗微孔喉(Coarse micropores)—孔喉半径在0.5～1.5μm;
3.细微孔喉(Fine micropores)—孔喉半径小于0.5μm。
于是该实验室在压汞毛管压力资料分析时计算这三类孔喉在岩石中所连通的孔隙体积百分数, 即:
1.大孔喉(>1.5μm)的孔隙体积百分数;
2.粗微孔喉(0.5～1.5μm)的孔隙体积百分数;
3.细微孔喉(<0.5μm)的孔隙体积百分数。
根据 E.S.米赛尔和W.V.安琪哈尔特的研究，吸附水膜的厚度一般可达0.1μm(有时可以变厚)。
这就意味着, 在自然条件下, 水膜可以把半径≤0.1μm的管道全部堵死, 使石油无法进入。
马丁·雷克曼也曾明确宣称:应当把半径<0.1μm 的孔隙当成岩石固体部分看待, 祝总祺等建议扬弃了半径<0.1μm的孔隙之后, 其余的半径大于0.1μm的孔隙空间代表石油能够进入的孔隙空间, 并将这部分空间体积称为“有用孔隙体积”。
笔者认为, 可将半径小于0.1μm的孔喉称作极细微孔喉, 可从压汞毛管压力曲线上计算出极细微孔喉连通的孔隙体积百分数, 把
它作为反映岩石孔喉大小分布的第四个参数。
即:
4.极细微孔喉(<0.1 m)的孔隙体积百分数。
