02第二章储集层和盖层Word下载.docx
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管形孔隙直径介于0.0002mm-0.5mm之间、缝宽介于0.0001mm-0.25mm之间者。
在毛细管孔中，由于液体质点之间及液体与孔隙壁之间均处于分子引力的作用下，故其中的液体在重力作用下不能自由流动。
要使液体沿毛细管孔移动，需要明显超过重力的外力去克服毛细管阻力。
一般砂岩的孔隙属于此类；
（3）微毛细管孔：
管形孔隙直径小于0.0002mm或裂缝缝宽小于0.0001mm者。
在这类孔隙中分子间的引力往往很大，在油层条件下其中的液体是不能沿微毛细管孔移动的。
泥页岩中的孔隙大多属于此类。
岩石孔隙的发育程度用孔隙度来表示。
孔隙度可分为总孔隙度（绝对孔隙度）、连通孔隙度和有效孔隙度。
总孔隙度（Φt）也称绝对孔隙度，系指岩石中全部孔隙体积（Vt）与岩石体积（Vb）之比值（以百分数表示），即
连通孔隙度（Φc）是指岩石中相互连通的孔隙体积（Vc）和岩石体积（Vb）之比（以百分数表示），即
有效孔隙度（Φe）是指岩石中参与渗流的连通孔隙即超毛细管孔隙和毛细管孔隙之和（Ve）与岩石总体积（Vb）之比（以百分数表示），即
由于储层中，特别是碳酸盐岩储层中，存在孤立的与其它孔隙不连通的“死孔隙”，因此很显然，总孔隙度＞连通孔隙度＞有效孔隙度。
在含油气层工业评价时只有有效孔隙度才有真正的意义，因此习惯上把有效孔隙度简称为孔隙度。
砂岩储集层的有效孔隙度变化在5％-30％之间，一般为10％-20％；
碳酸盐岩储集层的孔隙度一般小于5％。
Levorsen（1954，1967）按孔隙度的大小将砂岩储集岩分为5级（表2-2）。
表2-2
砂岩孔隙度评价
级
别
砂岩孔隙度（%）
评
价
1
2
3
4
5
20—25
15—20
10—15
5—10
0—5
很好
好
中等
差
无价值
岩石的裂缝发育程度用裂缝孔隙度表示。
裂缝孔隙度（φt）又称裂隙率，是指裂缝体积（Vf）与岩石体积（Vb）之比（以百分数表示），即
（2－4）
2.1.2
不同的裂缝模型，裂缝孔隙度有不同的计算公式：
①
板片裂缝模型（图2-1）
图2-1板片裂缝模型
岩石发育一组相互平行的裂缝。
设裂缝的间距为d，裂缝宽度为e，则板片模型裂缝性储集层的裂隙率（Φf）可用裂缝宽度和裂缝间距表示（Nelson，1985）：
式中d为平行裂缝之间的平均间距；
e为裂缝的平均有效宽度。
②火柴杆裂缝模型（图2-2a）
设两组裂缝相互垂直，裂缝间距分别为d1和d2，裂缝宽度分别为e1和e2，则火柴杆模型裂缝性储集层的裂隙率（Φf）按下式计算：
当裂缝间距平均为d，裂缝宽度平均为e时，则：
（2－6）
③立方体裂缝模型（图2-2b）
图2-2裂缝模型图
a）火柴杆式
b）立方网格式
设有三组相互垂直的裂缝，其间距分别为d1、d2和d3，裂缝宽度分别为e1、e2和e3，则立方体模型裂缝孔隙度按下式计算：
④圆柱状褶皱的裂缝模型（图2-3）
图2-3圆柱状褶皱的裂缝模型
构造成因为主的裂缝可根据地层曲率半径和地层厚度来汁算其裂隙率（VanGolf—Racht，T．D.1982）。
设圆柱状褶皱岩层某点内径曲率半径为R，岩层厚度为T，对于小扰度情形（T<
R），则
因为地层的倾角很小，裂缝孔隙度进一步近似按下式计算：
R为该岩层弯曲的曲率半径，
为曲率（为倾角）。
裂缝孔隙度的值一般小于0.5％，最大值不超过2％。
溶蚀裂缝孔隙度可大于2％。
裂缝孔缝度虽然不大，但对渗透率的贡献十分重要。
⑤非圆柱状褶皱的裂缝模型
设非圆柱状褶皱岩层某点两个内径主曲率半径分别为R1和R2，岩层厚度为T，对于小扰度情形（T<
R1和R2），则圆柱状褶皱的裂缝的裂缝孔隙度按下式近似计算：
2.1.3
二、储集层的渗透性
储集层的渗透性是指在一定的压差下，岩石允许流体通过其连通孔隙的性质。
换言之，渗透性是指岩石对流体的传导性能。
由于任何岩石都具有一定的连通孔隙，因此均具有一定的渗透性。
通常所谓的渗透性岩石是指在地层条件下，流体能较快地通过其连通孔隙的岩石，如砂岩、砂砾岩、粉砂岩、裂缝灰岩、白云岩等。
如果流体通过的速度很慢，通过的数量有限，就称非渗透性岩石，如泥页岩、石膏、岩盐、致密灰岩等。
所以，这里所渭的渗透性与非渗透性是相对的。
储集层的渗透性决定着油气在其中渗滤的难易程度，它是评价储层产能的主要参数之一。
渗透性好坏用渗透率表示。
实验表明，当单相流体通过多孔介质沿孔隙通道呈层状流动时，遵循直线渗透定律。
可用达西定律来描述，其简单表达式如下：
式中
K――岩石的渗透率，国际单位m2、cm2、μm2，或实用单位d、md，其中
1md≈1×
10-3μm2；
――为单位时间的体积流量，cm3/s；
为岩样两端压差，MPa；
――液体的粘度，10－3Pa·
s；
――液体通过岩石的截面积，cm2；
L――岩样的长度，cm。
因此，渗透率表示在一定压差下，液体通过岩石的能力
由于比例系数K，是一个二阶张量。
流体流速（V）方向的渗透率为：
上式中，p为压力（压强），l为流体流速方向线度。
需要特别指出的是，Vl是岩石中流体的（平均）渗滤速度，通常不是流体的真实流速。
Kl是岩石中流体的（平均）渗透率。
单相流体充满孔隙并且流体不与岩石发生任何物理或化学反应时所测得的岩石渗透率称为绝对渗透率。
绝对渗透率与流体的性质无关，只反映岩石本身的特性。
由于目前主要采用空气或氦气测定储层的绝对渗透率，故又称气体（空气或氦气）渗透率。
储集层的渗透率值一般变化在0.001—1μm2之间，最高可达几μm2。
калинко（1983）按渗透率大小将储集层分为7级（表2-3）。
对石油和天然气储集层评价的标准是不一样的。
表2-3
储集层渗透率分级
级别
渗透率
评价
油层
气层
6
7
＞1000
1000—500
500—100
100—10
10—1
1—0.1
＜0.1
极好
较差
差—可能
不渗透
常
规
储
层
低渗透储层
致密储层
自然界储集层孔隙中的油、气和水往往不是呈单相的，而是两相甚至三相同时存在的。
各相流体之间存在着互相干扰，因而在多相流体共存时，岩石对其中每一相流体单独渗流作用与该相流体单相存在时的渗流作用有很大区别。
为此提出有效相渗透率和相对渗透率的概念。
在多相流体共存时，岩石对其中某一相流体的渗透率叫做该相流体的有效相渗透率。
油、气、水的有效相渗透率分别用Ko、Kc、Kw表示。
相对渗透率是指多相流体共存时某一相流体的有效相渗透率与岩石绝对渗透率之比，通常用Ko/K、Kc/K、Kw/K分别表示油、气、水相的相对渗透率。
岩石对某一相流体的有效相渗透率总是小于其绝对渗透率，所以相对渗透率变化在0-1之间。
有效相渗透率和相对渗透率不仅与岩石的结构有关，而且还与流体的性质和饱和度有密切关系。
一般地说，每一相流体发生渗流时都有一个临界饱和度值，当其饱和度低于其临界饱和度时，不发生渗流，有效相渗透率和相对渗透率为零；
饱和度达到临界值时，才能渗流，而且随着饱和度的增加，其有效相渗透率和相对渗透率增加，直至全部被它饱和时，其有效相渗透率等于绝对渗透率，相对渗透率等于1为止。
图2-4、图2-5是在实验室里用松散砂子测得的油、气、水相对渗透率与它们的饱和度的关系曲线。
图2-4油气饱和度与相对渗透率的关系曲线图
（转引自Levorsen，1954）
图2-5油水饱和度与相对渗透率的关系曲线图
2.1.4
对于裂缝性储集层，其渗透率（Kf）可用裂缝宽度（e）和裂缝间距（D）来描述（Parssons，1966），但不同裂缝模型其渗透率表达时不一样：
①单个裂缝渗透率
按布辛列克方程：
Vx=-（e2/12）×
（1/μ）×
dp/dx
结合公式（2-12），则得：
Kf=e2/12
（2－13）
式中Vx为流体在X方向的渗流速度（图2-6）。
②板片状裂缝模型裂缝渗透率
推广布辛列克方程，在Z和Y方向的渗流速度（图2-7左）：
Vz=-（e2/12）×
（1/μ）×
（dp/dz）×
（e/d）
Vy=-（e2/12）×
（dp/dy）×
Vx=0
则：
Kfz=Kfy=e2/12×
=e2/12×
Φf
Kfx=0
（2－14）
图2-7
板片状和火柴杆状渗流模型
③火柴杆状裂缝模型裂缝渗透率
推广布辛列克方程，在Z、Y和X方向的渗流速度（图2-7右）:
Vz=－（e2/12）×
（e1/d1+e2/d2）
（e1/d1）
Vx=-（e2/12）×
（dp/dx）×
（e2/d2）
当e1=e2、d1=d2时
Kfz=e2/12×
Φf
Kfx=Kfy=e2/12×
=e2/24×
Φf
（2－15）
④立方体裂缝模型裂缝渗透率
推广布辛列克方程，在在Z、Y和X方向的渗流速度（图2-8左）：
Vy=－（e2/12）×
（e1/d1+e3/d3）
Vx=－（e2/12）×
（dp/dx）×
（e2/d2+e3/d3）
当e1=e2=e3、d1=d2=d3时
Kfx=Kfy=Kfz=e2/12×
（2e/d）
=e2/18×
（2－16）
⑤任意方向一组裂缝的渗透率
设一组裂缝平面与压力梯度方向（如：
Z方向）夹角为α（图2-8右），则Z方向的渗流速度：
（e/d）×
cos2α×
（1/μ）
所以，Kfz=e3/（12×
d）×
cos2α
（2－17）
附：
证明如下（s代表单个裂缝，其他符号同前文）：
因为：
Vts=-（e2/12）×
（dp/dl）×
dp/dl=（dp/dz）×
cosα
Vzs=Vts×
所以：
Kzs=（e2/12）×
cos2α
又因为：
Kfz=Kzs×
e/d
所以：
Kfz=e3/（12×
cos2α
图2-8
立方体和任一方向裂缝渗流模型
⑥任意方向多组裂缝的渗透率
设n组裂缝平面与压力梯度方向（如：
Z方向）夹角为αi，同理，Z方向的总渗透率：
Kfz=∑ei3/（12×
di）×
cos2αi（i=1ton）
⑦圆柱状褶皱的裂缝渗透率
设圆柱状褶皱岩层某点内径曲率半径为R，裂缝间距为D，岩层厚度为T（图2-9），对于小扰度情形（T<
R），则平行圆柱状褶皱的裂缝的裂缝渗透率按下式近似计算：
Kf≈（T/R）3×
D2/48
因为地层的倾角很小,裂缝孔隙度可进一步近似按下式计算：
Kf≈（T（d2z/dx2））3×
（2－18）
图2-9圆柱状褶皱裂缝渗流模型
2.1.5
三、储集层的孔隙结构
储集层的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通关系。
岩石的孔隙系统由孔隙和喉道两部分组成。
孔隙为系统中的膨大部分，连通孔隙的细小部分称为喉道（图2-10）。
油气水在储集层复杂的孔隙系统中渗流时，要经历一系列交替着的孔隙和喉道，但主要受流动通道中最小的截面（即喉道断面）的控制。
显然，喉道的大小、分布及其几何形状是影响储集层储集能力和渗透特征的主要因素。
孔隙结构实质上是岩石的微观物理性质，它能够较深入而细致地揭示岩石的特征。
特别是对于低渗透性岩石，仅利用孔隙度和渗透率有时无法正确评价储集层的性质，必须研究岩石的孔隙结构。
测定岩石孔隙结构的方法很多，目前较常用的有压汞法、孔隙铸体法等。
图2-10
岩石孔隙系统示意图
1．岩石颗粒；
2．胶结物；
3．孔隙系统
由于孔喉细小，当两种或两种以上互不相溶的流体同处于岩石孔隙系统中或通过岩石孔隙系统渗流时，必然发生毛细管现象，产生一个指向非润湿相流体内部的毛细管压力，毛细管压力（pc）的大小与毛细管内径（r）、界面张力（σ）、润湿角（θ）之间的简单数学关系如下；
（2-19）
压汞法就是根据这种毛细管现象的原理设计的。
在不同压力下，把非润湿相的汞压入岩石孔隙系统中，根据所加压力（相当于毛细管压力）与注入岩石的汞量，绘出压力与汞饱和
度关系曲线，这种曲线称为毛细管压力曲线或压汞曲线（图2-11）。
再按上述公式可计算岩石孔喉等效半径，结合事先测得的岩石总孔隙度资料，就可做出孔喉等效半径分布图（图2-12）。
运用这两张图可对岩石的孔隙结构进行分类评价。
定量描述孔隙结构的参数有以下几个：
图2-11毛细管压力曲线图
图2-12孔喉等效半径分布图
（1）排驱（替）压力（Pd）
是指压汞实验中汞开始大量注入岩样的压力。
换言之，是非润湿相开始注入岩样中最大连通喉道的毛细管压力。
在毛细管压力曲线压力最小的拐点（图2-11中A）所对应的压力即为排驱压力。
岩石排驱压力越小，说明大孔喉越多，孔隙结构越好；
反之，孔隙结构就越差。
（2）孔喉半径集中范围与百分含量
利用孔隙等效半径分布图，可选取孔喉半径集中范围，计算出它的百分含量。
在毛细管压力曲线上，曲线平坦段位置越低，说明集中的孔喉越粗；
平坦段越长，说明集中的孔喉的百分含量越大。
孔喉半径的集中范围与百分含量反映了孔喉半径的粗细程度和分选性。
孔喉越粗，分选性越好，其孔隙结构越好。
（3）饱和度中值压力（）
是指非润湿相饱和度为50％时对应的毛细管压力。
与
（）相对应的喉道半径称为饱和度值喉道半径（r50）。
越低，r50越大，则孔隙结构越好。
当岩样喉道半径接近正态分布时，r50可粗略地视为平均喉道半径。
（4）最小非饱和的孔隙体积百分数（Smin％）
当注入汞的压力达到仪器的最高压力时，仍没有被汞侵入的孔隙体积百分数，称为最小非饱和的孔隙体积百分数（Smin％）。
这个值与仪器的最高压力、岩石的润湿性，岩石颗粒大小及均一程度、孔隙度与渗透率，甚至胶结类型，都有密切关系，不一定总是代表束缚水饱和度。
在不同条件下，Smin％的测试值可在0一l00％之间变化。
为了对比方便，一般将小于0.04μm的孔隙都称为束缚孔隙。
束缚孔隙含量愈大，储层的渗流性能就越差。
四、流体饱和度
储集岩的孔隙是为油、气、水所充填的。
油、气、水的含量分别占总孔隙体积的百分数称为油、气、水的饱和度。
绝大多数储集层属于沉积岩，它们最初完全饱和水，油气则是后来通过排驱原生水而进入孔隙的。
在油藏中的油、水分布反映出毛细管压力同油、水两相压力差相平衡的结果。
显然，在油藏的不同高度上的油、水饱和度是变化的。
实验室中测定的岩样水饱和度数值常可能由于取心技术不佳而被歪曲。
为了获取较为真实的油、气、水饱和度资料，最好根据新钻取的或是密闭取心的试样作饱和度测定。
也可以研究水饱和度与孔隙度、渗透率以及其他参数之间的关系。
这些关系是很复杂的，但对于许多地区常常可以找出简单的经验关系。
2.2.1
储集层类型
世界上绝大多数油气藏的含油气层是沉积岩层，其中又以砂岩和碳酸盐岩最为重要，只有少数储集在其他岩类中。
因此按岩石类型常将储集层分为砂岩储集层、碳酸盐岩储集层和其他岩类储集层3类。
按主要储集空间类型又可将储集层分为孔隙型储集层、裂缝型储集层和裂缝-孔隙型储集层。
按渗透率大小还可划分出常规储集层、低渗透储集层和致密储集层等。
一、砂岩储集层
砂岩中可以作为储集层的岩类包括粗砂岩，中砂岩、细砂岩、粉砂岩以及未胶结或胶结松散的砂层。
其中以中、细砂岩和粗、粉砂岩分布最广，储集物性也较好。
世界上众多大油田的储集层都是砂岩层。
（一）砂岩储集层的孔隙类型
尽管早在1934年Natting已发现砂岩中的次生孔隙，50年代末到60年代初苏联的челиков等进一步介绍了识别次生孔隙的5种标志，但是在相当长时间内，大多数油气地质学家仍将原生粒间孔隙作为砂岩的主要类型。
直至1977年Schmidt等对砂岩的成岩过程和次生孔隙作了较全面的讨论后，才发生了根本性的变化。
Schmidt等参照研究程度较高的碳酸盐岩孔隙类型（结构类型），结合碎屑岩的具体特点，将碎屑岩中孔隙类型分为5种类型：
（1）粒间孔隙
局限于粒间的孔隙。
（2）特大孔隙
按照Schmidt的标准，超过相邻颗粒直径1.2倍的孔隙属于特大孔隙。
（3）铸模孔隙
是指砂岩中具有一定特征几何形状的介壳碎屑、碳酸盐粒屑、结晶矿物（如盐、石膏、菱铁矿等）被溶蚀后，仍保持原组构外形的那些孔隙。
（4）组分内孔隙
一切组分，如颗粒、杂基、胶结物内出现的孔隙，都属于这一类。
组分内孔隙可以是原生的（沉积的和沉积前的），也可以是成岩过程及其后新生的。
（5）裂缝
与碳酸盐岩相比，碎屑岩储集层中的裂缝较为次要，但也不可忽视，当沿裂缝发生较强烈溶蚀作用时，它的作用就十分重要。
我国对砂岩次生孔隙的研究也有较大发展。
如吕正谋等（1985）根据东营凹陷下第三系砂岩次生孔隙作了较深入的研究，提出12种识别次生孔隙的标志（图2-13）。
类似的研究在我国其他油气区也已广泛开展。
图2-13东营凹陷下第三系砂岩次生孔隙识别标志综合示意图
（据吕正谋，1985修改，转引自陈荣书，1989）
1．部分溶解；
2．受溶蚀颗粒及过量孔隙；
3．溶蚀残骸；
4．铸模孔隙；
5．贴粒孔隙；
6．残余胶结物；
7．f申长型孔隙；
8．不均匀性填集；
9．超粒大孔隙；
10．油浸碳酸盐；
11．破碎颗粒；
12．岩石裂缝；
13石英；
14．长石；
15．砂屑；
16．碳酸盐胶结物；
17．碳酸盐基质；
18．孔隙
（二）影响砂岩储集性因素
1．沉积作用对储集层的影响
沉积作用对砂岩的矿物成分、结构、粒度、分选、磨圆、填集的杂基含量等方面都起着明显的控制作用。
这些因素对储集性都起着程度不等的影响。
一般认为，石英比长石颗粒更有利于储集性的改善。
因为石英亲水性比长石弱，表面束缚薄膜的厚度比长石颗粒薄些；
石英抗风化能力强。
但大量研究表明，除长石风化严重，表面有较多的粘土矿物和绢云母的特殊情况外，一般颗粒矿物成分对储集性影响甚微。
在假定颗粒为等球体的前提下，孔隙度大小与球体半径无关，仅与排列方式有关。
其孔隙度值可按下述公式计算：
粒度对储层物性有一定影响。
一般颗粒较粗的碎屑岩中孔隙较粗，排驱压力（Pd）和饱和度中值压力（Pc50）较低，有利于改善流体渗滤条件，比细粒碎屑具有更好的渗透性。
图2-14表示了分选系数一定时渗透率的对数值和粒度中值呈线性关系，粒度愈大，渗透率愈高。
在粒级相近似情况下，渗透率的对数与分选系数呈线性关系（图2-15）。
图2-14分选系数一定时，渗透率与粒度中值关系图
（据Bcard&
Wcyl，1978）
图2-15粒度中值一定时，渗透率与分选系数关系图
Weyl，1973）
虽然上述因素对砂岩储集性有一定影响，但也常被其他更重要因素掩盖，而不能表现出明显的相关性。
在与沉积作用有关的诸因素中，最为重要的要数杂基含量。
所谓杂基是指颗粒直径小于0.0315mm的非化学沉淀颗粒。
杂基含量是沉积环境能量最重要标志之一。
一般杂基含量高的碎屑岩，分选差，平均粒径也较小，喉道也小，孔隙结构复杂。
因此，杂基含量是影响孔隙性、渗透性最重要的因素之一。
2．成岩后生作用对砂岩储集性的影响
成岩后生作用经历的时间比沉积作用要长得多。
在漫长地质历史时期，随着沉积岩埋深增加，上覆地层负载、地温、地下水化学环境等因素发生变化，而引起一系列成岩后生作用，并对砂岩储集性产生重大的影响。
（1）压实作用
包括早期机械压实和晚期的压溶作用。
机械压实是指在上覆沉积负荷作用下岩石逐步致密化的过程。
Smith（1984）等通过圣路易斯安娜州南部中新统砂岩的研究，认为孔隙度降低的总量三分之一左右是由机械压实造成的。
Bal
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