油层物理教材word版

第一章储层岩石的物理特性

油气储层为地下深处多孔岩层，因此油气地下储集空间的特征——储层多孔介质的结构、性质决定了油藏的赋存特点、油气的储存丰度与储量、油气井的产能，也决定了油藏开发的难易程度和最终效果。研究和掌握储层物性是认识储层、评价储层、保护和改造储层的基础，是从事石油勘探、钻井、油田开发开采及提高油气采收率工作所必需掌握的基础知识。

石油与天然气储层主要为沉积岩储集层，而沉积岩又分为碎屑岩和碳酸盐岩储集层（表5—1）。世界上主要含油气区的储集层多为碎屑岩储集层，它包括各种类型的砂岩、砾岩、砾砂岩以及泥岩。碎屑岩储集层分布广、物性好，是主要的储层岩石。

碳酸盐岩储集层是另一类重要的油气储集层。根据全球资料统计，以碳酸盐岩为储集层的油气储量，约占总储量的一半，油产量达到总产量的50％以上。波斯湾盆地是世界碳酸盐岩油田分布最集中的地区，我国也发现了一批碳酸盐岩油气藏。实践向人们展示了在碳酸盐岩中寻找油气资源的广阔前景。本篇将以碎屑岩（砂岩）、碳酸盐岩为主要研究对象。

表5—1储层岩石的分类与实例

砂岩储层是由砂粒沉积并经胶结物胶结而成的多孔介质，颗粒固体物质构成骨架，颗粒之间存在的间隙为空隙或称孔隙。本篇研究砂岩的粒度组成、比面等骨架性质，以及孔隙性、渗透性、饱和度、压缩性、热学性质、电学性质、放射性、声学特性等各种性质。

这些性质或参数并非一成不变的，而是受钻井、开发开采作业的影响，储层敏感性(速敏、水敏、酸敏等)及其评价问题，也是本篇研究的一个内容。

第一节储层多孔介质的几何特性

本章主要介绍储层岩石的颗粒粒度、孔隙性与流体饱和度等，这些都与多孔介质的几何特性有关。

§1 砂岩的构成

砂岩是由性质不同、形状各异、大小不等的砂粒经胶结物胶结而成的。储层性质主要受颗粒的大小、形状、排列方式、胶结物的成分、数量、性质以及胶结方式的影响。地质师可以根据粒度分布参数和曲线判断沉积环境，油藏工程师可以根据粒度分布参数和曲线评价储层的优劣。这里先研究砂粒的粒度与储层物性间的关系。

1.1 岩石的粒度组成

1.粒度组成的概念

用橡皮锤将砂岩捣碎、分解成单个的砂粒，可以发现砂岩是由大小不同的各种颗粒组成。岩石颗粒的大小称为粒度，用其直径来表示（单位mm或μm）。按砂粒大小范围所分的组称为粒级。划分粒级的方法很多，表5—2是常见的一种。

表5—2 粒级的划分

砂岩的粒度组成是指不同粒径范围（粒级）的颗粒占全部颗粒的百分数（含量），通常用质量百分数来表示。一般用筛析法和沉降法来测定砂岩的粒度及粒度组成。

(1)筛析法

筛析法是将由粗至细的一套筛子叠放、固定在震动筛分机上，对已破碎、分解的岩石颗粒进行筛析，每一个筛子的筛上剩余颗粒质量可由天

平称得，得到颗粒粒级质量分布。

筛子的筛孔尺寸有两种表示方法：（1）以每英寸长度上的孔数表示，称为目或号，例如200目表示每英寸长度上有200孔；（2）以毫米直接

来表示筛孔孔眼的大小。成套筛子的孔眼大小排列有一定的规则，例如相邻两级筛孔孔眼大小的级差为4

2或2。显然，粒度分级取决于该套筛

子的尺寸。

储层砂岩颗粒的直径一般在1~0.01mm 之间。例如，L 油田岩样的筛分结果见表5—3。(2)沉降法

最细一层筛子筛下的颗粒是极细的软泥，需要再细分其粒级时，可采用沉降法（用于确定岩样中小于72~53μm 的粒级含量）。其原理是根据不同直径的颗粒在液体中具有不同的沉降速度，因而到达底部所需时间不同。 假设（1）砂岩颗粒坚硬、为球形颗粒；

（2）微粒在粘性、不可压缩液体中的运动相当缓慢，且距离容器壁及底面为无穷远； （3）微粒以恒速沉降；微粒在沉降时呈单粒分散；

（4）在运动着的微粒与分散介质之间介面上，不发生滑动。

在上述假设条件下，根据流体力学斯托克公式，颗粒的沉降速度为：

)

1(182-=L s

gd V ρρν （5—1）

由此导出粒径的计算式：

)1(

18-=

L

s

g V d ρρν （5—2）

式中：d ——颗粒直径，cm ；

V ——粒径为d 的颗粒在液体中的下沉速度，cm ／s ；

ρs ——颗粒密度，g ／cm 3； ρL ——液体密度，g ／cm 3；

v ——液体的运动粘度，cm 2／s ； g ——重力加速度，g =981cm ／s 2。

由上式可知，选定悬浮液(常用清水)后，ρL 和v 为已知数，颗粒密度ρs 可用比重瓶等方法测得。如果再测出颗粒在液体中的下降速度V ，则颗粒直径d 便可按(5—2)式求得，并用计数法测出直径d 的颗粒在颗粒中所占的个数百分比。

经验表明，当颗粒直径为50~100μm 时，该方法有足够的精度。此外，颗粒的浓度对颗粒在分散液中下沉速度影响较大，测定时要求岩石颗粒在悬浮液中的重量浓度不超过1％。

筛析法或沉降法所得出的粒径d 值只是一个范围，它们比上一级筛孔的直径d 1'小，又比下一级筛孔的直径d i ''大，其平均值d 可用下式求得：

)1

1(211'

''i i i d d d += (5—3)

式中：i d ——颗粒的平均直径；

'

'',i i d d ——分别为相邻的两层筛子的孔眼直径。

对于较致密的细粒岩石，还可以制成岩石薄片用显微镜观测或图像分析仪器测定其粒度组成。近年来国内外研制和使用了多种基于光学原理的颗粒直径测定方法和仪器。

表5—3 某岩样的粒度组成

2、粒度组成的表示方法

表5—3所示的粒度组成还可以用作图法表示，作图法可采用不同的图形来表示粒度分布，如：直方图、累积曲线图、频率曲线图等等，其中

矿场上常用的是粒度组成分布曲线(图5—1)和粒度组成累积分布曲线(图5—2)。

粒度组成分布曲线表示了各种粒径的颗粒所占的百分数，即任一粒级颗粒在岩石中的含量。曲线尖峰越高，表明该岩石以某一粒径颗粒为主，岩石粒度组成越均匀；曲线尖峰越靠右，表明岩石颗粒越粗。反之亦然。

在粒度组成累积分布曲线上，上升段越陡表明岩石颗粒越均匀。利用该曲线，可以根据一些特征点来求得粒度参数，进而定量分析岩石粒度组成的均匀性。

粒度组成分布曲线的几种常见形态见图5—3（m i 为质量百分比，d 为粒径）。图形表示法直观明了，可以清

楚地表示出岩石粒度的均匀程度以及颗粒按大小分布的特征。为了定量计算粒度组成的均匀程度或特征，引入了粒度参数。粒度分布的属性及粒度参数见表5—4。下面介绍几种常用的粒度参数。 3、粒度参数

(1)不均匀系数α

累计分布曲线上累积重量60％所对应的颗粒直径d 60与累积重量10％所对应的颗粒直径d l0之比称为不均匀系数，即：

1060/d d =α (5—4)

储层岩石的不均匀系数一般在1~20之间。对照累积分布曲线不难理解，粒度越均匀则不

均匀系数越接近于1。

(2)分选系数S

用累积重量25％，50％，75％三个特征点将累积曲线划分为四段，特拉斯特取两个特征

点定义分选系数为：

2575

d d S =

(5—5)

式中：d 25——累积分布曲线上25％处所对应的颗粒直径，mm ； d 75——累积分布曲线上75％处所对应的颗粒直径，mm 。

按特拉斯克的约定：S ＝1~2.5为分选好；S ＝2.5~4.5为分选中等；S ＞4.5为分选差。

(3)标准偏差σ

福克、沃德等人提出用正态分布标准偏差σ的大小来划分颗粒分选性的等级，其公式如下：

6.6)

(4)(5951684φφφφσ-+-=

(5—6)

式中：υi ——第i 种粒级直径取以2为对数的值，

i i i d d 1log log 2

2=-=φ

d i ——第i 种粒级处的颗粒直径（即累计曲线上95％、84％、16％、5％处所对应的直径），mm 。

由式(5—6)可看出，该方法既包括了粒度组成累积分布曲线上从υ16到υ84的主体区间，也包括了曲线的首部（υ5）和尾部(υ95)的特征，因此用该参数评价颗粒的分选性效果比较理想，它是比较常用的粒度参数之一。表5—5表明，标准偏差σ越小，岩石分选性越好。

表5—5 按标准偏差划分的分选等级(据福克和沃德，1957)

4、几种平均粒度

（1）粒度中值d 50：累积分布曲线上质量50%所对应的颗粒直径，mm

（2）粒度平均值d m ：用几个特征点的颗粒直径进行算术平均，有下列几种平均方法：

1095

8525155d d d d d d m ++??+++=

(5—7)

或 3845016d d d d m ++= （5—7′） 或

3755025d d d d m ++=

（5—7″）

碳酸盐岩（如灰岩和白云岩等）不存在粒度问题，因为其骨架颗粒、胶结物及孔隙充填物基本上都是相同物质，无法将它们分为单个颗粒。

1.2 岩石的比面

1、比面的概念及研究它的意义

岩石骨架分散性还可以用岩石的比表面积（又称比面）来描述， 所谓比面是指单位体积岩石内孔隙总内表面积或单位体积岩石内岩石骨架的总表面积。其表达式如下：

V A

S =

(5—8)

式中：S ——岩石比面，cm 2／cm 3；

A ——岩石孔隙的总内表面积，cm 2；

V ——岩石外表体积(或称为视体积)，cm 3。

当颗粒间是点接触时，岩石孔隙的总内表面积即为所有颗粒的总表面积。例如，半径为R 的球体所组成的多孔介质，其比面应为S ＝8?4πR 2／(4R )3＝π／2R 。显然，R 越小，孔隙介质比面越大。

同理，砂岩的砂粒越细，其比面越大，骨架分散程度越高。由于砂岩的粒度很小，故其比面是很大的，各类砂岩的比面见表5—6。

表5—6 砂岩的粒径与比面

因为岩石孔隙表面是流体流动的边界，比面的大小可以决定岩石的许多性质，它对流体在储层中的流动有较大影响。岩石与流体接触时所产生的表面现象、流体在岩石中的流动阻力、岩石的渗透性以及骨架表面对流体的吸附量等都与比面有关。

岩石比面的大小除受粒径影响外，还受颗粒排列方式、颗粒形状、胶结物含量等因素的影响。例如，圆球形颗粒的比面要比扁圆形颗粒小，颗粒间胶结物含量少则比面大。

比面的定义，也可采用单位质量岩石的总内表面积来表示。对于砂岩，按单位质量定义的比面约为500~5000cm 2／g ，而页岩的比面约为1000000cm 2／g （即100m 2／g)。

在实际应用和公式推导中，还采用颗粒骨架体积V s 或孔隙体积V p 来定义比面。即：

p p s

s V A

S V A S =

=

; (5—9)

式中：S s ——以岩石骨架体积为基准的比面，cm 2

／cm 3

； S p ——以岩石孔隙体积为基准的比面，cm 2／cm 3。

以上三种不同意义比面之间的关系为：

S p S S S )1(φφ-=?= (5—10)

式中：υ——岩心孔隙度，小数。通常情况下所说的岩石比面是指以岩石外表体积为基准的比面S 。 2、比面的测算

(1)透过法测定比面

根据流体对岩石(或其它颗粒层)的透过性来求比面的方法称为透过法。

实验流程如图5—3，主要由马略特瓶(1)、岩心夹持器(2)和水柱计(3)组成。待测岩样装入岩心夹持器（2）中，由于马略特瓶内水的流出，在岩心上端造成负压，空气流过岩心。岩心两端的压差由水柱计（3）测出，排除水的流量就等于空气流过岩心的流量。

实验开始前，打开开关(5)，通过漏斗(4)向马略特瓶中灌水。当瓶内水面升到一定高度后，关闭开关(5)和（6）。实验时通过开关（7）来控制出水量。待水柱计的压差稳定后，计量流出水的流量Q 0,，按Kozeny-Carman 方程（1927年）计算比面：

L Q AH

S μφ03

14= （5—11）

式中：S ——以岩石视体积为基准的比面，cm 2／cm 3；

υ——岩心孔隙度，小数； A ——岩心截面积，cm 2；

L ——岩心长度，cm ； μ——室温下空气的粘度，mPa ?s ；

H ——空气通过岩心稳定后的压差，cm 水柱。

Q 0——通过岩心的空气量，它相当于从马略特瓶中流出的水量，cm 3／s ；

若已知岩心的孔隙度υ，岩心几何尺寸及空气粘度μ，实验时测出压差H 及相应的流量Q 0，便可根据式（5—11）计算出岩石比面。 以空气作为流体的空气透过法比较常用，对颗粒较粗、遇水不分散、不膨胀的砂岩，也可用水作为流体。 (2)由岩石的粒度组成估算比面

设岩石由等直径球形颗粒构成，则每个球形颗粒的表面积为S i =πd 2

，每个球形颗粒的体积为

361

d V i π=

。

设单位体积岩石中孔隙总体积为υ，则在单位体积岩石中颗粒所占的总体积为V s ＝1-υ，由此可得单位体积岩石内颗粒的数量为： 3)1(61d V N i πφφ-=

-= (5—12) 则可得单位体积岩石的比面积：

d d N S N S i )

1(62φπ-=

?=?= (5—13)

实际岩心的颗粒直径不同，根据粒度组成分析资料，

颗粒平均直径为d 1的含量为G 1％ 颗粒平均直径为d 2的含量为G 2％ …………

颗粒平均直径为d

n 的含量为G n ％

则单位体积岩石中，不同直径的岩石颗粒的比表面分别如下：

%)

1(611

1G d S ?-=

φ

%)

1(622

2G d S ?-=

φ

…………

%)1(6n n n G d S ?-=φ

则该岩石的比面为： i n

i i i d G S S /100)1(61∑∑=-==φ (5—14)

真实岩石中的颗粒不完全为球形，为了更符合实际情况，引入一个颗粒形状修正系数

C (通常取1.2~1.4)，则比面为：

i n i i d G C S /100)1(61∑=-?=φ (5—15)

胶结越疏松、颗粒磨圆程度越高时，则该方法的精度越高。

1.3 砂岩的胶结物及胶结类型

前面谈到，砂岩是由颗粒经胶结物胶结而形成的，在研究了砂岩的颗粒性质后，再来看胶结物质。

1、胶结物质

储层岩石的胶结物是除碎屑颗粒以外的化学沉淀物质，一般是结晶的或非结晶的自生矿物，在砂岩中含量不大于50％，它对颗粒起胶结作用，使之变成坚硬的岩石。胶结物质总是使岩石的储油能力和渗透能力变差。

砂岩中胶结物的成分、数量和胶结类型，影响着砂岩的致密程度、孔隙性、渗透性等岩石物性。胶结物的成分最常见的是泥质和灰质，其次为硫酸盐和硅质。

(1)泥质(粘土)胶结物

泥质是沉积岩粒度分析中粒度小于0.0lmm 的物质的总和。粘土是指天然的土状细粒集合体，当它与少量的水混合时具有可塑性，它的化学成分主要是氧化硅、氧化铝、水以及少量的铁、碱金属和碱土金属氧化物。

粘土矿物是指组成粘土主体的矿物。根据粘土矿物的特点又将其定义为细分散的含水的层状硅酸盐和含水的非晶质硅酸盐矿物的总称。由上可知，储层岩石中粘土矿物是粘土的主要组成部分，而粘土则是泥质的主要组成部分。砂岩中粘土含量往往在10％以上，有的高达20％，它们是造成储层物性变差和油田开发以后储层伤害的主要原因之一。

油气储层中常见的粘土矿物以高岭石、蒙皂石、伊利石、绿泥石及混合层等含水层状硅酸盐为主，在一些特殊的地质环境下可见海泡石等链状硅酸盐矿物。

粘土矿物中的水按其存在状态可以分为三种：吸附在粘土矿物表面(吸附水)、存在于粘土矿物单元晶层之间(层间水)、以羟基形式存在于晶格内部(结构水)。上述三种水中，吸附水和层间水与矿物结合比较松弛，一般在100~200℃温度下即可脱出，而脱出晶格中的结构水的温度则高达

400~800℃。 油气储层中的粘土矿物按成因可分为两大类：一类为陆源粘土矿物，它是与砂质同时沉积的粘土，常构成砂岩粒间的杂基和泥质纹层，由于受搬运和沉积过程中的磨蚀，一般缺少良好的晶形。另一类为自生粘土矿物，它是在沉积和成岩过程中形成的，一般在分选好、陆源粘土少、渗透性好的孔隙性储层砂岩中较发育，通常具有良好的晶形，其结晶程度与储层的孔隙发育程度有关。 陆源粘土矿物的产状如图5—5所示，包括分散状基质、絮状凝块、古老泥岩或同期泥质岩块或团块、泥质纹层及渗滤的残余物等。在成岩压实过程中，粘土颗粒变形并挤入岩石孔隙，使砂岩的孔隙度减小。 自生粘土矿物在砂岩孔隙中的产状可分为三种基本类型，如图5—6所示，即分散质点式、薄膜式和架桥式，它们对储层渗透性有不同的影响。 a.分散质点式：粘土矿物以分散质点的形式充填于砂岩的粒间孔隙中，其中以自生高岭石最典型。高岭石是完整的假六边形自形晶体，或由这些自形晶体组成书页状、蠕虫状等不同形态的集合体，充填于砂岩的粒间孔隙中。分散质点式粘土对储层可能产生两

方面的影响：一方面由于粘土质点充填于粒间孔隙，不仅减小了岩石孔隙度，而且使原始粒间孔隙变成被许多松散粘土质点分割的微细孔隙，从而降低了岩石的渗透性。另一方面由于充填在孔隙中的粘土质点是松散的，它与砂粒的附着力很差。因而在油田开发过程中，这些质点可能随流体流动而在孔隙中运移，在孔隙喉道处堆积并堵塞孔喉。

薄膜式：粘土矿物在颗粒表面呈定向排列，构成连续的粘土薄膜贴附在孔隙壁上或颗粒表面。这种粘土最常见的是蒙皂石、绿泥石、伊利石和混合层粘土矿物。它们绝大多数都是沿颗粒表面(即孔壁)平行排列，厚度一般小于5μm 。这种粘土矿物对储层的潜在影响是①大大减小了孔隙的有效半径，并且常常造成孔喉的堵塞。大量样品分析表明，含这类产状粘土的储层渗透性较差，渗透性低于含分散质点式产状粘土的储层。②在油气田开发过程中，各类入井流体进入地层后，与孔隙中的粘土薄膜相遇并发生某些物理-化学反应。因此，这类粘土与入井流体的不配伍性是引起储层伤害的主要原因。

c.架桥式：粘土矿物晶体自孔隙壁向孔隙空间生长，最终达到孔隙空间的另一边，形成粘土晶体桥。最常见的是各种条片状、纤维状的自生伊利石，其在孔隙中形成网络状的分布。 蒙皂石和混合层粘土矿物也会在孔隙喉道处形成粘土桥。

架桥式粘土在孔隙中的分布，使砂岩原生孔隙被分割，变得迂回曲折，成为粘土矿物晶粒之间的微细孔隙。 图5—5 陆源粘土矿物的产状(秦积舜等，2001)

图5—6 自生粘土矿物的产状

由于纤维状伊利石具有很大的比表面积，因此，在砂岩孔隙中形成比表面积很大的束缚水区，从而降低了岩石的储油能力。

综上所述，陆源粘土与自生粘土在储层岩石中的产状不同、分布方式不同，对储层岩石的物性影响也不同。前者是造成地层非均质性的主要原因，后者主要是储层伤害和生产能力下降的原

因。

（2）灰质胶结物 灰质胶结物主要是由碳酸盐类矿物组成。砂岩中常见的碳酸盐矿物为方解石（CaCO 3）和白云石（CaMg(CO 3)2），沉积岩中碳酸盐矿物分为原生和后生两种。

通过分析岩石中碳酸盐矿物的含量，特别是后生碳酸盐矿物的含量，能够了解地层中水动力

场的活动规律，了解地层形成的时代特征。研究表明，地层岩石的碳酸盐含量越低，岩石的孔隙度越大（图5—7）。这是由于地下水活动剧烈，酸性水侵入地层，溶蚀了地层中的碳酸盐矿物，

水流量大的部位溶蚀的碳酸盐矿物多，地层中剩余的碳酸盐矿物少，因而地层的孔隙度相对较大；

相反，地层中剩余的碳酸盐矿物多，孔隙度相对较小。 （3）硫酸盐胶结物

储层岩石中的硫酸盐矿物主要是石膏(CaSO 4?nH2O)和硬石膏(CaSO 4)。

2、胶结类型

胶结物在岩石中的分布状况以及它们与碎屑颗粒的接触关系称为胶结类型。它通常取决于胶结物的成分和含量的多少、沉积条件以及沉积后的一系列变化等因素。胶结方式可分为基底胶结、孔隙胶结及接触胶结(图5—8)。

（1）基底胶结 胶结物含量高，其总体积大于碎屑颗粒体积，颗粒孤立地分布于胶结物之中，彼此不相接触或很少有颗粒接触。由于胶结物与碎屑颗粒同时沉积，故称原生胶结，其胶结强度很高。孔隙类型为胶结物内的微孔，其储集油、气的物性很差。

（2）孔隙胶结

胶结物含量不多，仅充填于颗粒之间的孔隙中，颗粒呈支架状接触。胶结物多是次生的，分布不均匀，多

充填于大的孔隙中，胶结强度次于基底胶结。 （3）接触胶结 胶结物含量很少，一般小于5％，仅分布于颗粒互相接触的地方，颗粒呈点状或线状接触，胶结物多为原生或碎屑风化物质，常见的为泥质。此种胶结类型的岩石孔隙性、渗透性均好。大庆油田

属于这种胶结的岩石孔隙度大于25％，渗透率从几十10—3μm 2到几μm 2。

胶结类型在某种程度上决定了油层物性参数的优劣，例如我国华北坳陷第三系储油岩层，不同

胶结类型的孔隙度、渗透率见表5—7。

储层中岩石颗粒的胶结类型往往是混合式胶结，而非单一胶结方式出现，非均质性的储层中还

出现胶结物不均匀的凝块式胶结岩。岩石的非均质性也表现为胶结方式的非均质。 §2储层岩石的孔隙性

2.1 储层岩石的孔隙及其类型

岩石颗粒间未被胶结物质充满或未被其它固体物质占据的空间统称为空隙。地球上没有空隙的岩石是不存在的，只是不同岩石的孔隙大小、形状和发育程度不同而已。

除砂岩颗粒间存在空隙外，碳酸盐岩中可溶成分受地下水溶蚀后能形成空隙；火成岩由于成岩时气体占据而形成空隙；各种岩石在地应力、构造应力及地质作用后产生裂缝（微裂缝）形成另一类形式的空隙。

空隙按几何尺寸或现状可分为孔隙（一般指砂岩）

、空洞（一般指碳酸盐岩）和裂缝。由于孔隙是最普遍的形式，所以常笼统地将空隙统称为孔隙。

石油和天然气就在这些空隙中储存和流动，因此岩石孔隙的大小、形状、连通状况和发育程度直接影响到油气的储集数量和油气生产能力，这是油层物理学最关心的课题。

储层中孔隙（空隙）的形状、大小、发育程度、

形成过程非常复杂，差异甚大，很难用几何方法描述，但为了研究方便，还是从各种角度出发进行分类和描述。

1、岩石的孔隙类型——Meinzer 分类

Meinzer 按储层岩石的孔隙组成和孔隙间的相互关系分类为六种（见图5—9）。图中a 为分选好、孔隙度高的沉积物中的孔隙；b 为分选差、孔隙度低的沉积物中的孔隙；c 为砾石沉积物，砾石本身也是多孔的，因而整个沉积物孔隙度高；d 沉积物分选较好，但颗粒间有胶结物沉积，所以孔隙度低，e 为由溶蚀作用形成的多孔岩石；f 为由断裂形成的有胶结物的多孔岩石。 2、岩石的孔隙类型——按成因分类 按成因分类，砂岩中存在以下几种基本孔隙类型： (1)粒间孔隙 岩石为颗粒支撑或杂基支撑，含少量胶结物。由颗粒围成的孔隙称为粒间孔。该种孔隙是砂岩中最

主要、最普遍的孔隙。

砂粒的粒度、分选性、圆球度、接触方位、填充方式和压实程度决定粒间孔隙的大小和形态。这类孔隙的分布与沉积环境有直接关系，又随成岩后地质作用而发生变化。

以粒间孔为主的砂岩储集层，其孔隙大、喉道粗、连通性好，一般具有较大的孔隙度(大于20％)和渗透率(大于100?10—3μm2)。典型的粒间孔隙的镜下形态如图5—10所示。

(2)杂基内微孔隙

杂基内微孔隙主要指杂基沉积物在风化时收缩形成的孔隙及粘土矿物重结晶的晶间孔隙。高岭土、绿泥石、云母及碳酸盐泥杂基均有此类孔隙。

杂基内微孔隙极为细小，宽度一般小于0.2μm，在高倍显微镜下才能清晰辨别。该种孔隙总量虽然很多，有时能占到岩石孔隙的50％以上，

5—11(2)）。

<5％），但能极大改善岩石的渗透

5—12。此外云母解理缝也属于

5—12）。

3、岩石的孔隙类型——按孔隙大小的分类

一般来说岩石中的孔隙按大小分为三类：

(1)超毛细管孔隙

指孔隙直径大于0.5mm或裂缝宽度大于0.25mm的孔隙。岩石中的大裂缝、溶洞及未胶结或胶结疏松的砂层孔隙多属于此类。在此类孔隙中，流体在重力作用下可自由流动。

(2)毛细管孔隙

指孔隙直径介于0.5～0.0002mm之间，或裂缝宽度介于0.25～0.0001mm之间的孔隙。砂岩的孔隙大多属此类。在此类孔隙中，孔隙壁面固体分子对流体分子的作用力较大，如果存在两相流体，则存在毛细管力，液体不能自由流动。但在一定压差作用下，液体在毛细管内可以流动。

(3)微毛细管孔隙

指孔隙直径小于0.0002mm、裂缝宽度小于0.0001mm的孔隙。粘土、页岩中的孔隙一般属于此类型。在此类孔隙中，分子间的引力很大，油层条件下的压力梯度一般无法使液体在孔隙中移动，因此人们常将孔道直径大于或小于0.2μm作为流体能否在孔隙中流动的一个分界线。这类孔隙称为无效孔隙。

4、岩石孔隙按其它因素分类

（1）孔隙按生成时间的分类

分为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙是与沉积过程同时形成的孔隙，如粒间孔隙。次生孔隙是沉积作用后由于各种原因形成的孔隙，如地下水作用形成的溶孔、溶洞，或在构造应力下破裂形成的裂隙。

（2）孔隙按组合关系的分类

分为孔道和喉道。孔道是较大的孔洞（简称孔），喉道指连接大孔隙之间的细小通道（简称喉）。

（3）孔隙按连通性的分类：

分为连通孔隙(pore)和死孔隙（disconnected pore）。岩石中绝大多数孔隙都是连通的，也有不连通的死孔隙。

2.2 孔隙大小及其分选性

一块岩石内孔隙大小并不都是相等的，有大孔也

有小孔，孔隙半径可由毛管压力曲线(参见第九章)求

得。孔隙半径大小及其分选性是认识储层的一个很重

要的基础资料。

岩石孔隙组成指组成岩石的各种直径的孔隙数

量的比例。岩石孔隙组成用孔隙体积分布曲线和孔隙

体积累积分布曲线表示。图5—13为孔隙大小分布分

布曲线，纵坐标表示某一半径的孔隙体积百分含量，横坐标为孔隙半径(μm ，有时也用log 2d 表示，d 为孔隙直径)。用纵坐标表示孔隙体积累积百分数而作出的曲线为孔隙体积累积分布曲线(图5—14)。

与粒度累积分布曲线一样，利用孔隙累积分布曲线上某些特征点的数据，还可定量描述岩石孔隙组成及孔隙大小分选性。下面介绍几种常用的参数：分选系数、歪度和峰度。 1、分选系数(S p )

分选系数(S p )定义为：

6.6)

(4)(5951684φφφφ-+-=

p S (5—16)

i i d 2log -=φ

式中：d ——孔隙直径，μm ；

υ值下标数字表示累积分布曲线特征点的百分数值。

S p 表示孔隙分布的均匀程度，S p 值越小，孔隙越均匀，分选性越好。 2、歪度(S kp )

指孔隙大小分布曲线偏于粗孔径还是细孔径的程度，又称偏态。偏于粗孔径称为粗歪度，偏于细孔径称为细歪度。

)(22)(2259550

5951684501684φφφφφφφφφφ---+

--+=kp S (5—17) 若孔隙大小分布曲线对称，则S kp 为零，实际岩样的S kp 值介于—1和+1之间。正值表示曲线有一个粗孔隙的尾部，即粗歪度；负值表示曲线

为细歪度。 3、峰态(K p )

用以量度孔隙大小分布曲线的陡峭程度，即量度分布曲线两个尾部粗尾和细尾的孔隙直径的展幅与中央展幅的比值，峰态的定义式为：

)(44.225755

95φφφφ--=

p K (5—18) 分布曲线为正态分布时，则K p =1；曲线为平峰或双峰曲线，K p 值小于0.6；具有尖峰的曲线K p 值介于1.5和3之间。

当孔隙系统是由两个或两个以上不同的孔隙类型(如粒间孔隙、裂缝或甚至还有溶孔、溶洞)构成时，分布曲线就会出现双峰甚至多峰。 4、平均孔隙直径

（1）孔隙直径中值D 50：累积分布曲线上50%所对应的孔隙直径，μm

（2）平均孔隙直径D m ：用几个特征点的孔隙直径进行算术平均，有下列几种平均方法：

1095

8525155D D D D D D m ++??+++=

(5—19) 或 3845016D D D D m ++= （5—19′）

或

3755025D D D D m ++=

（5—19″）

岩石的孔隙大小及分布可以根据平均孔隙直径、峰态K p 值、歪度S kp 和分选系数S p 判断。

2.3 孔隙结构

1、含义

岩石的孔隙结构包括岩石孔隙的大小、形状、孔间连通情况、孔隙类型、孔壁粗糙程度等全部孔隙特征和它的构成方式。岩石的孔隙结构直接影响到岩石的储集特性和渗流特性，它是研究岩石的孔隙度和渗透率的基础。 2、孔隙结构参数

(1)孔喉比：它是孔隙直径与喉道直径的比值。

(2)孔隙配位数：它是指每个孔道所连通的喉道数。一般砂岩配位数介与2~15之间。

(3)孔隙迂曲度η：它是用以描述孔隙弯曲程度的一个参数。迂曲度λ为流体质点实际流经的路程长度l 与岩石外观长度L 之比值，其值在1.2~2.5之间。

孔喉比、孔隙配位数和孔隙迂曲度等孔隙结构参数可以用高倍显微镜观察岩石铸体薄片来确定。此外，在显微镜下还可观测到孔隙内壁的粗糙度、孔隙的排列与组合方式等。

除了利用地质上常用的薄片法、铸体电镜方法研究孔隙结构外，还有其它方法，例如，油层物理学中使用压汞法、离心法或隔板法来测定毛管压力曲线和孔隙分布曲线，这些方法均可用来获得岩石孔隙大小及其分布。 3、孔隙结构类型

储油(气)岩石孔隙结构类型划分主要视研究目的和应用要求而定。例如从油气田开发的宏观考虑，把孔隙结构划分为三重孔隙介质和六种孔隙结构类型，下面做一简略介绍。

(1)单重孔隙介质

a.粒间孔隙结构: 这是碎屑岩的基本孔隙结构，但部分碳酸盐岩亦具有此种孔隙结构。这种结构是由大小和形状不同的颗粒所组成，颗粒之间间隙又被胶结物所充填。由于胶结不完全，在颗粒之间形成了粒间孔隙。这些粒间孔隙既是储油空间，又是油气渗流的通道。

对于单重孔隙介质粒间孔隙结构的储层岩石，早期是把它作为等直径的球体来研究，后来则把岩石的孔隙空间看成为一束等直径的微细毛细管或变截面和弯曲的毛细管模型，近来又引进网络模型的概念（见第六章§6）去研究。

b.纯裂缝结构:致密的碳酸盐储油(气)岩基本上是不渗透的。在这种岩石中，如果产生微裂缝就叫做“纯裂缝结构”，这时储油气空间和油

气渗流通道都是裂缝。裂缝的发育和延伸往往是不规则的，因此很难定量描述裂缝的形态。有时简化为一种理想的、垂直方格的裂缝网格，即裂缝将岩层分隔成许多方块，如图5—15所示。

(2)双重孔隙介质

a.裂缝-孔隙结构: 特别发育于石灰岩与白云岩中。这种孔隙结构是粒间孔隙介质又被裂缝分隔成多个块状单元，块状单元中的粒间孔隙是主要的储油气空间，而块状单元之间的裂缝是油气渗流的主要通道。也就是说在这种结构中，粒间孔隙有较大的孔隙度，但渗透率很小；相反，裂缝有很小的孔隙度，但具有较高的渗透率。由于两种并存的孔隙体系物理参数(孔隙度和渗透率)相差很悬殊，所以形成了两个水动力系统。因此，裂缝-孔隙结构的基本特点是：双重孔隙度、双重渗透率和两个性质差异较大的水动力场。其理想模型如图5—16所示。

b.孔洞-孔隙结构:也特别发育于碳酸盐岩石。它是在粒间孔隙的岩石中分布着大的

洞穴，洞穴的尺寸超过毛细管大小所以在这种孔隙结构中，两种不同孔隙服从两种不同范畴的流动规律。流体在粒间孔隙中的流动服从渗流规律；而在洞穴中的流动服从流体力学奈维-斯托克斯方程。因此洞穴-孔隙结构也是一种服从两种流体流动规律的双重孔隙介质，其理想模型如图5—17。

(3)三重孔隙介质 a.孔隙-微裂缝-大洞穴：由粒间孔隙、微裂缝再加上大洞穴构成。 b.孔隙-微裂缝-大裂缝：是粒间孔隙、微裂缝、大裂缝三重孔隙并存的混合结构。特别发育于碳酸盐岩石。对于三重孔隙介质的渗流规律目前还处于探索研究阶段。 §3 储层岩石的孔隙度

3.1 孔隙度的定义

岩石的总体积V b （又称外表体积、视体积）是由孔隙体积V p 及固相颗粒体积(基质体积)Vs 两部分组成，即： V b ＝V p 十V s

（5－20）

孔隙度（υ）是指岩石中孔隙体积V p 与岩石总体积V b 的比值，其表达式为：

%

100?=

b

p V V φ (5—21)

将式(5—20)代入上式得：

%100)1(%100?-=?-=

b

S b S b V V

V V V φ (5—21′)

1、岩石的绝对孔隙度(φa )

岩石总孔隙体积（V a ）可以细分为以下几种孔隙：

岩石总孔隙体积

{

1）连通孔隙体积又称为有效孔隙体积{

a 可流动的孔隙体积

b 不可流动孔隙体积

2）不连通孔隙体积

岩石的绝对孔隙度(υa )指岩石的总孔隙体积V a 与岩石外表体积V b 之比，即：

%100?=

b

a

a V V φ (5—22)

2、岩石的有效孔隙度(φe )

是指岩石中有效孔隙的体积V e 与岩石外表体积V b 之比。即：

%100?=

b

e

e V V φ (5—23)

计算储量和评价油气层特性时一般指有效孔隙体度。 3、岩石的流动孔隙度(φf )

微毛细管孔隙虽然彼此连通但未必都能让流体流过。例如对于喉道半径极小的孔隙来说，通常的开采压差下难以使流体流过；亲水岩石孔壁表面附着的水膜使得孔隙通道大大缩小，也同样存在这样的问题。所谓流动孔隙度是指在含油岩石中，可流动的孔隙体积V f 与岩石外表体积V b 之比。即：

%

100?=

b

f f V V φ (5—24)

流动孔隙度与有效孔隙度不同，它既排除了死孔隙，又排除了微毛细管孔隙体积。流动孔隙度不是一个定值，因为它随地层中的压力梯度和液体的物理-化学性质而变化。在油气田开发中，流动孔隙度具有一定的实用价值。 由上述定义可知：绝对孔隙度υa >有效孔隙度υe >流动孔隙度υf 。

3.2 储层按孔隙度分级

孔隙度是计算储量和评价储层的重要指标，石油工业中采用有效孔隙度评价储层，一般情况下有效孔隙度简称为孔隙度。

砂岩储层的孔隙度介于5％~25%，碳酸盐岩基质的孔隙度一般小于5％。一般可认为孔隙度小于

5％的砂岩储层没有开采价值。砂岩储层按孔隙度分级见表5—9。

3.3 双重介质岩石孔隙度

双重孔隙介质储层，以裂缝性储层岩石为例，具有两种孔隙系统。为了方便，将孔隙度也分为两类，第一类是岩石颗粒之间的孔隙空间构成的粒间孔隙构成的孔隙度，称为原生孔隙度或基质孔隙

裂缝和孔洞的空隙空间形成的系统构成的孔隙度，称为次生孔隙度（或称为孔洞孔隙度或裂缝孔隙度）。这类

岩石的总体孔隙度则用双重孔隙度来描述(图5—18)。 对于裂缝性储集层来说，岩石总体积=裂缝空隙体积+基质总体积。总孔隙体积=裂缝空隙体积+岩石原生孔隙体积。 总孔隙度υt 、裂缝孔隙度υf 和岩石原生孔隙度υp 之间有如下关系： υt ＝υp +υf

(5—25)

式中：υp ＝基质孔隙体积／岩石总体积 υf ＝裂缝空隙体积／岩石总体积 上述υp 、υf 都是相对于双重介质岩石总体积而言的。大量实验测定结果表明：裂缝孔隙度υf 明显小于岩石原生孔隙度υp 。 实际取心时很难获得带有裂缝的岩心，故实验室得到的岩心只是裂缝性岩石的基质部分，实验室测定的孔隙度称为基质孔隙度υm 。基质孔隙度υm 是对基质总体积而言的：

基质总体积基质孔隙体积

=

m φ （5

—26）

注意υp 称为岩石原生孔隙度，它是相对岩石的总体积而言的，其孔隙指粒间孔隙；υm 称为基质孔隙度，仅就基质本身体积而言。由于岩石基质总体积小于岩石外表总体积，故p m φφ>。下面推导二者的关系式：

设岩石外表总体积为1(单位体积)，裂缝孔隙度为υf ，则基质总体积为1—υf ，基质孔隙体积为(1—υf )υm ，岩石原生孔隙度与基质孔隙度的关系为：

m

f m f p φφφφφ)1(1)1-=-==（

岩石视体积基质孔隙体积 (5—27)

则式(5—25)为： f m f t φφφφ+-=)1( (5—28)

根据经验，当υt <10％时，最大裂缝孔隙度与总孔隙度间的关系为υfmax ＜0.1υt ；当υt >10％时，最大的裂缝孔隙度υfmax ＜0.04υt 。从岩石储

集空间的观点来考虑，υf 比基质孔隙度υm 小得多，可忽略不计。但对于致密岩石，例如当υt <5%时，裂缝的存在对储存油气有意义，特别是对渗流起着重要作用。

3.4 岩石孔隙度的测量

岩石孔隙度的测定方法主要有两类：（1）实验室内直接测定法，（2）以各种测井方法为基础的间接测定法。间接测定法影响因素多，误差较大。实验室内通过常规岩心分析法可以较精确地测定岩心的孔隙度，下面主要介绍这种方法。

室内测定岩石孔隙度的方法，主要从孔隙度的定义出发，在实验室测得V b 及V p (或V S )两个值，即可按定义式求出孔隙度：

)

1(b S

b

p V V V V -

==

φ （5—29）

1、岩石外表(视)体积V b 的测定 (1)几何测量法

对规则的岩样，例如圆柱体岩样（钻、切成为圆柱体形状的岩样又称为岩心），用游标卡尺直接测量岩心的直径d 和长度L ，则岩心的视体积V b 可按圆柱体计算。

此法适用于胶结较好，钻切过程中保持完整、不破碎的岩石。 (2)封蜡法

对外表不规则的岩样，首先称其质量记ωl ，再将其放入熔化的石蜡中涮一下，取出后其表面应覆盖一层蜡膜，称质量记为ω2，最后将已封蜡的岩样置于水中称质量记ω3，按下式计算V b ：

p w b V ρωωρωω1

232--

-= (5—30) 式中：V b ——岩石外表体积，cm 3。

ρw 、ρp ——分别为水和石蜡的密度，通常ρw =0.918g/cm 3。

1ω、、2ω、3ω——岩样不同条件下的质量，g ；

此法适于胶结疏松，易垮、易碎的岩石，岩样的形状可以是任意的不规则形状。

(3)饱和煤油法

先将岩心抽真空后，将其浸入煤油中，使其孔隙中饱和煤油，然后将已饱和煤油的岩心在空气中称质量记ωl 、该岩心在煤油中称质量记ω2，根据阿基米德浮力原理，受到的浮力等于排开油的质量，可得V b 值：

o

b V ρωω2

1

-= (5—31) 式中：ρo ——煤油的密度，g/cm 3。

该法适用于外表不规则的岩心。

(4)水银法

对于不规则的岩样或准备用压汞法测定毛管压力曲线的岩样，用此方法测定外表体积。本测定装置使用水银体积计量泵测定体积。岩样装入岩样室前水银体积泵上的标尺读数为V 1，岩样装入岩样室后水银体积泵上的标尺读数为V 2，两者之差(V 1—V 2)即为岩样的外表体积。该方法可靠且方便快捷，其前提条件是水银不进入岩样的孔隙。 2、岩石孔隙体积V p 的测定

测定V p 的原理是使流体介质充满孔隙，测定充入孔隙的流体量。不同的实验介质(如气体、水)，其充满岩心孔隙的程度不同，例如气比水能进入更细小的孔隙。因此不同的方法所测孔隙体积是不相同的，代表不同的孔隙度意义，下面介绍常用的三种测定岩石孔隙体积的方

(1)气体孔隙度仪 测量岩样孔隙体积的仪器流程见图5—19。标准室为已知体积V k 的气室，岩心置于岩心室（岩心夹持器），由橡胶套包裹岩心并

加围压，不留空隙。测定时关闭阀门1，岩样抽真空；另将气体充入标准气室，关闭阀门2，压力平衡后记录压力P k 。关闭阀门3，打开阀门1使气体等温膨胀进入岩心孔隙体积，平衡后的体系最终压力为P 。根据波义尔(Boyle)定律可推得岩石孔隙体积V 计算公式： )(k k k V V P P V +=

则得：

P P P V V k k )

(-=

（5-32)

此方法实验气体为氮气或氦气。与氮气

相比，氦气分子量低，氦气能进入更小的岩石孔隙中，故对于较为

致密岩样采用氦气测定岩石孔隙体积比用

氮气更精确。气体法测定的孔隙度值常称为气测孔隙度。该方法的

岩心室有几种不同方式，计算公式也不同。

(2)液体饱和法

将已洗净、烘干的岩样在空气中称质量

记为w l ，然后将岩样抽成真空并饱和煤油，在空气中称出饱和煤油后的岩样质量记为w 2。两次质量之差即为进

入岩心孔隙的煤油质量。若煤油密度为ρo ，则岩石孔隙体积V p 为： o p

w w V ρ/)(12-= (5—33) 该方法装置简单，操作方便，液体除煤油外也可用地层水。用煤油饱和岩心时，测量质量应动作迅速，以防煤油挥发引起误差。用水测岩心孔隙体积时，必须用地层水（不能用蒸馏水、淡水），以防岩心遇水膨胀。液体饱和法测定的孔隙度值常称为液测孔隙度。

3、岩石颗粒体积V S 的测定方法 此处介绍两种常用的方法。 (1)氦气孔隙度仪法 其原理图见图5—19。设岩样的颗粒体积为V s ，已知岩心室的体积V （不必加岩心套），则放入岩心后的剩余容积为V —V

s 。测定时关闭阀门1，岩样抽真空，另将气体充入标准气室，压力平衡后记录压力P k 。打开阀门1使气体等温膨胀进入岩心孔隙体积V i ，膨

胀后的体系最终压力为P 。根据波义尔(Boyle)定律：

)(s k k k V V V P P V -+=

则岩石骨架体积计算式：

P P P V V V k k s )

(--

= (5—34)

(2)固体体积计法(又名固体比重计法)

如图5—20，该体积计由底瓶和带刻度管的立瓶两部分组成。测定时：（1）将捣碎的岩样（呈颗粒状）放入底瓶中，（2）将立瓶倒置（口朝上）并向其中注入煤油，使油面到达刻度点5。（3）将立瓶口朝下插入底瓶中连接起来（如图5—20），由立瓶上的刻度值可直接读出颗粒的体积V s 。

测定岩石孔隙度还有多种方法，如核磁共振法、电阻率法（详见第七章）。矿场上常用地球物理测井方法，如中子测井、声波测井、密度测井、微电极测井和微侧向测井等，根据实测的测井曲线查相应的孔隙度图版即可求得地层中岩石孔隙度，读者可在相关书刊上详细了解。

3.5影响孔隙度大小的因素

首先从等径圆球理想岩石模型入手，了解一下颗粒堆集体的孔隙度的规律。图5—21所示为球粒排列最疏松的形式。设球粒半径为r ，则立方体的总体积V b ＝(2r )3＝8r 3，该单元中有八个1/8的球粒，球粒总体积为334r V S π=

。因此，对理想岩石模型按立方体排列所组成的多孔介质单元，

其孔隙度为：

%6.47%1008348%1003

33=?-

=?-=

r r r V V V b

S

b πφ 同理，可求得排列最紧密的菱面体（图5—21b ）

的孔隙度为25.9％。斯利赫特研究了基本菱形体的几何性质后，得出了等径颗粒理想排列的孔隙度计算公式：

θθπ

φcos 21)cos 1(61+--

=

(5—35)

可见，理想岩石的孔隙度大小与颗粒粒径无关，仅取决于排列方式(即θ角)。当θ＝90?时，θ=47.6％；当θ＝60?时，θ＝25.9％。

上述几种理想模型的探讨，为我们证明了颗粒堆积体的孔隙度上限值。实际岩石为非球体颗粒，孔隙度肯定小于上述理想值。

真实碎屑岩是由母岩经破碎、搬运、胶结和压实作用而形成的，因此碎屑颗粒的矿物成分、分选程度、胶结物的类型和数量、成岩后的压实作用等是影响岩石孔隙度的主要因素。

1、颗粒的分选性

真实岩石是各种粒度的组合体，颗粒有大有小，小颗粒碎屑充填了大颗粒间的孔隙和喉道，会降低岩石的孔隙度和渗透率，因此，颗粒的分选程度对孔隙度影响也很大，岩石颗粒越均匀孔隙度越大。岩石颗粒分选程度差时，孔隙度变小（见图5—22）。

图Array 5—23给

出了分选

系数与孔

隙度的实

验关系，

分选系数

接近于

1，表明粒

度组成均

匀，此时

孔隙度最大。分选系数越大于1越不均匀，即分选性差，孔隙度降低。

此外，对于真实岩石上千个砂岩岩样的统计规律表明，孔隙度与粒径有关，并且孔隙度随着粒径的增加而减小。这是因为细粒碎屑磨圆度差、呈棱角状、颗粒支撑时比较松散，因此它比圆度好的较粗砂粒有更好的孔隙度。

图5—23表明分选系数接近于1（粒度组成均匀）时，粒度对孔隙度影响不大。而分选系数增大即分选性差时，颗粒越细孔隙度越高。

2、岩石的矿物成分与胶结物质

矿物成分影响颗粒形态，如石英为粒状；而云母则为片状；粘土矿物遇水会发生膨胀而使孔隙度降低。另外长石的亲油或亲水性比石英强，当其被油或水润湿时，长石表面所形成的、不移动的液膜比石英厚，它在一定程度上减少了孔隙的流动截面和储集体积。

胶结物质的成分、含量以及胶结类型与储油物性的关系十分密切。碎屑岩储层的胶结物主要是泥质，钙质较少，硅质、铁质等更少。泥质胶结的砂岩较为疏松，孔隙性较好。伴随胶结物质含量的增加，粒间孔隙度显著降低，其关系如表5—10所示。

表5—10 砂岩孔隙度与泥质含量的关系

在我国个别油田储层中，除泥质胶结物外，还常发现有钙质胶结物，其成分为常见的方解石、白云石等。钙质成分对孔隙度的影响比泥质大得多，当钙质含量大于3%~5%时，岩石的孔隙度显著变小。

3、埋藏深度与压实作用

随着储层埋深的增加和上覆岩层的加厚，地层静压力和温度也随之增加，颗粒排列更加紧密，颗粒间发生非弹性的、不可逆的移动，致使孔隙度急剧下降，见图5—24。当颗粒排列到达最大紧密限度时，若覆地层压力继续增大，就会使颗粒在接触点上局部压溶，溶解的矿物(如石英)在孔隙空间内形成新的结晶，这将导致孔隙度继续降低，严重时可导致孔隙消失，使地层没有渗透性。

碳酸盐岩的孔隙度随埋深的增加而减小也的趋势十分显著，见图5－25。由于碳酸盐岩储层的形成环境有一定的局限性(如一定的水流环境)，而且与生物作用有密切关系，成岩后在不同环境下极易发生各种物理化学变化，如在地下水作用下易溶解，适当温度、压力下发生重结晶作用等，因而这类岩石的孔隙构成方式多种多样，并且已形成的原生孔隙受环境影响极易发生变化。这些影响因素有：沉积环境、白云岩化、溶蚀作用、构造应力等。碳酸盐岩储层往往有许多裂隙，这是因为它比碎屑岩脆，更易受构造应力影响而产生裂缝。一般来说，相同应力条件下，白云岩裂缝发育，石灰岩次之，泥灰岩最差。

裂缝密度和规模大小除与岩石岩性有关外，还与层厚有关。一般来说，厚层的裂缝密度小、规模大；而薄层的裂缝密度大、规模小。

图5—24 砂岩的孔隙度与埋深的关系图5－25 碳酸盐岩的孔隙度与埋深的关系

（据Mayer—Curr，1978）（据J.W.Schmoker等，1982）

①—①—泥质砂岩（含云母）；②—侏罗—白垩纪石英砂岩

③—第三纪石英砂岩

4、成岩后生作用

成岩后生作用对岩石孔隙性的影响主要分为两方面：第一，受构造力作用储层岩石产生微裂隙，使岩石的孔隙度增加；第二，地下水溶蚀岩石颗粒及胶结物使岩石孔隙度增加，而地下水中的矿物质沉淀充填，缩小岩石孔隙，导致岩石孔隙度减小。

§4 储层岩石的压缩性

4.1 岩石压缩系数

岩石具有孔隙，因此可以被压缩，即具有一定的弹塑性。油气田开发前，原始条件下，地层中上覆岩石压力(外压)、地层压力(指孔隙中流体压力)

以及岩石骨架所承受的压力处于平衡状态。投入开发后，随着油层中流体的采出，地层压力不断下降，压力平衡关系遭到破坏，外压与内压的压差增大，在上覆岩石压力作用下岩石颗粒挤压变形、排列更加紧密，从而孔隙体积缩小（图5—26）。

为了表示孔隙体积的缩小值随地层压降值△P 的变化关系，引入岩石弹性压缩系数的概念。所谓岩石的压缩系数是指，地层压力每降低单位压力时，单位视体积岩石中孔隙体积的缩小值。即：

e p b p b

f P V V P V V C ??-=??=11 (5—36)

式中：C f ——岩石的压缩系数；MPa －1 V b ——岩石的视体积；m 3

△P ——油层压力变化量，MPa 。 △V p ——油层压力降低时，孔隙体积缩小值，m 3。

地层压力降低时孔隙体积缩小，形成一种驱油动力，驱使储层孔隙内的流体流向井底。因此，岩石压缩系数的大小代表岩石弹性驱油能力的大小，因而也叫做岩石弹性压缩系数C f 。若C f 为已知数，则地层压力下降时，孔隙体积的变化为： P V C V b f p ?=?

岩石压缩系数一般约为1~2?10—4 MPa —1，异常高压油气藏岩石压缩系数要大些。

欧美国家采用孔隙体积压缩系数C p ，其定义为油层压力每产生单位压降时，单位孔隙体积岩石所产生的孔隙体积变化值，即： e p p p p p P V V P V V C ??-=??=11 (5—37)

式中：V p ——岩石孔隙体积，m 3。

其它符号意义同前。

因为V p ＝V b υ，故两种压缩系数之间的关系为：C f ＝C p υ （5—37’）

B ．H ．尼科拉耶夫斯基等人通过研究岩石的压缩系数

C p ，提出了将常压条件下实验室内所测的岩石孔隙度φo 转换为地层条件下的孔隙度φ的公式：

e P P C e

?-=0φφ (5—38)

式中：e P ?——为有效覆压变化量（e P ?＝P e -P e0），MPa 。而P e 等于上覆岩层压力与地层压力之差。

该式可将实验条件下(一般e P ?较小)所测的孔隙度值转换为地层条件下(△P e 大)的孔隙度值。

4.2综合弹性压缩系数

至此我们已分别认识了油、气、水和岩石的压缩系数，在考虑整个储层的弹性能量时，需要考虑到地层中所有流体及岩石的弹性，此时，常采用综合弹性压缩系数或称总压缩系数C t 来表示整个储层的弹性大小。

地层压力降低时，一方面孔隙体积缩小ΔV p ，另一方面流体发生膨胀ΔV L ，这两者作用可以将大量的地层流体从地层中排驱到生产井中，即地层中具有很大的弹性能。下面推导体积为V b 的地层岩石中，当油层压力下降P ?时，两者综合作用所采出的油量△V o ：

L p o V V V ?+?=?

因为 φ?=b L V V

所以 P V C P V C V b L b f o ?+?=?φ

)(φL f b C C P V +?= (5—39)

式中：C L ——流体压缩系数，MPa —

1； φ——岩石孔隙度，小数；

C f ——岩石压缩系数，MPa —1。

令C f + C L υ＝C t ，C t 称为地层综合弹性压缩系数，其物理意义是：地层压力每产生单位压降时，单位岩石视体积中孔隙及液体的总体积变化量，即：

P V V C o b t ??=1 （5—40）

当地层中含有油气水三相流体时，其数学关系式为

f L t C C C +=φ f w w

g g o o C S C S C S C +++=φ)( (5—41)

式中：S o 、S g 、S w ——分别为油、气、水的饱和度，小数；

C o 、C g 、C w 、C f ——分别为油、气、水和岩石的的压缩系数，MPa —1；

其它符号意义同前。

需要提到的是，不能因为C L ＞C f ，就认为液体的压缩性对弹性储量的贡献一定要比岩石大，而要看υC L 乘积值是否比C f 大。因此两者谁大要具体情况具体分析，不能一概而论。

地层综合弹性压缩系数表示了岩石和流体弹性的综合影响，是表示地层的弹性储量和弹性能量的一个重要参数。当C t 、储层体积及地层产生的压差为已知时，则可算出地层依靠弹性膨胀能量所能采出的总油气体积。尽管岩石压缩系数很小，但储层视体积通常很大，故地层中往往具有很大的弹性能量和弹性储量。此外，综合弹性压缩系数也是渗流力学中，研究地层中的弹性不稳定过程时的一个很重要的计算参数。

§5 储层岩石流体饱和度

5.1 流体饱和度的定义

储层岩石孔隙中充满一种流体时，称为饱和了一种流体。当储层岩石孔隙中同时存在多种流体（原油、地层水或天然气）时，某种流体所占的体积百分数称为该种流体的饱和度。1、含油饱和度、含水饱和度、含气饱和度

根据上述定义，储层岩石孔隙中油、水、气的饱和度可以分别表示为：

φb o

p o o V V V V S == (5—42) φb w p w w V V V V S == (5—43) b g p g

g V V V V S φ== (5—44)

式中：S o 、、S w 、S g ——含油饱和度、含水饱和度、含气饱和度； V o 、、V w 、V g ——油、水、气体在岩石孔隙中所占体积； V p 、V b ——岩石孔隙体积和岩石视体积； υ——岩石的孔隙度，小数。 根据饱和度的概念，S o 、、S w 、S g 三者之间有如下关系：

S o +S w +S g ≡1 (5—45)

当岩心中只有油、水两相时，即S g =0时，S o 和S w 有如下关系： S o +S w ＝1 (5—46) 2、原始含水饱和度——束缚水饱和度

油藏投入开发前，并非孔隙中100%含油，而是一部分孔隙被水占据。所谓原始含水饱和度(S wi )是

油藏投入开发前储层岩石孔隙空间中原始含水体积V wi 和岩石孔隙体积V p 的比值。

大量的现场取心分析表明，即使是纯油气藏，其储层内都会含有一定数量的不流动水，通常称之为束缚水。束缚水一般存在于砂粒表面、砂粒接触处角隅或微毛管孔道中。束缚水的存在与油藏的形成过程有关：在水相中沉积的砂岩层，起初孔隙中完全充满水。在原油运移、油藏形成过程中，由于毛细管作用和岩石颗粒表面对水的吸附作用，油不可能将水全部驱走，一些水残存下来，在油藏中形成了束缚水。

不同油藏由于其岩石及流体性质不同，油气运移条件有差异，束缚水饱和度的大小差别很大，一般来说在20％～50％之间。粗粒砂岩、粒状孔洞灰岩以及所有大孔隙岩石的束缚水饱和度较低，而粉砂岩、含泥质较多的低渗砂岩的束缚水饱和度较高。玉门老君庙油田M 层，束缚水含量高达50%左右。图5—27可见砂岩中含水饱和度与渗透率之间的关系。

油藏原始含水饱和度又称作共存水饱和度、残余水饱和度、束缚水饱和度、原生水饱和度、封存水饱和度、不可再降低的水饱和度、临界饱和度或平衡饱和度等，之所以有以上的各种名称，那是从不同角度来考虑的。例如，从成因角度上讲，称原始含水饱和度为残余水饱和度为恰当，因为这可理解为油藏形成中油驱水时，未被驱走而保留在地层中水的饱和度；就其存在的状态来说，称之为束缚水饱和度（S cw ）较为合理；而共存水饱和度则是指刚打开油层时，和油同时共存的水的饱和度。虽然名称不同，但均可引伸出相同的含义。

3、原始含油饱和度

地层中原始状态下含油体积V oi 与岩石孔隙体积V p 之比称为原始含油饱和度： p oi

oi V V S =

此时，含水饱和度称为原始含水饱和度，当已知原始含水饱和度S wi 时，可得：

S oi ＝1—S wi (5—47)

原始含油饱和度主要受储层岩石的孔隙结构及表面性质的影响。通常情况下，岩石颗粒越粗，则比面越小，孔隙、喉道半径也越大，相应的孔隙连通性好，渗透性高，油气排驱水阻力小，含油饱和度就越高，束缚水饱和度也就越低。

原油性质对饱和度也有影响。对于粘度较高的油，由于排水动力小，原油难以进入到孔隙中，因此残余水饱和度高，含油饱和度就低。

4、当前油、气、水饱和度

油田开发一段时间后，地层孔隙中含油、气、水饱和度称为当前含油、气、水饱和度，简称含油饱和度、含气饱和度或含水饱和度。

5、残余油饱和度与剩余油饱和度

经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油称为残余油，其体积在岩石孔隙中所占体积的百分数称为残余油饱和度用S or 表示。可以理解，驱替后结束后残余油是处于束缚状态、不可流动状态的。

剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。剩余油体积与孔隙体积的之比称为剩余油饱和度。

对于气藏，类似地有原始含气饱和度、当前含气饱和度、残余气饱和度等概念，不再重叙。

[例5—1]某油藏含油面积A=14.4平方公里，油层有效厚度10米，孔隙度0.2，束缚水饱和度0.3，原油地下体积系数1.2，原油相对密度20

4d 为0.86。试计算该油藏的原油储量。

解：根据题意，该油藏原油的地下体积为Ah S V cw o φ)1(-=

则原油储量（地面体积）为：o cw B Ah S N /)1(φ-=3761068.12.1/]10104.142.0)3.01[(m ?=????-= 或该油藏的原油储量为1.68×107

×0.86=1445万吨。 5.2 测定油、气、水饱和度的方法

确定储层流体的饱和度有有多种方法：（1）油层物理方法：常规岩心分析方法（常压干馏法、蒸馏抽提法和色谱法）等，专项岩心分析方法(如由相对渗透率曲线或毛管压力曲线确定油水饱和度)。（2）测井方法：如脉冲中子俘获测井、核磁测井等，可以测定井周围地层的流体饱和度。（3）经验统计公式或经验统计图版法：粗略估算原始含水、含油饱和度。

下面介绍国内外最常用的测定流体饱和度的方法：常压干馏法、蒸馏抽提法和色谱法。

1、溶剂抽提法(蒸馏抽提法)

该方法的实质是抽提岩心中的水，通过测定含水饱和度而确定原始含油饱和度。实验装置见图5—28，原理为：称取含油岩样质量后，将其放入测定仪的微孔隔板漏斗2中；加热烧瓶1中的溶剂（采用沸点高于水的溶剂，如甲苯沸点110℃），使岩样中的水份蒸馏出来，经冷凝管3冷凝后汇集在水计量管4中，从水计量装置中直接读出水的体积V w ，岩样孔隙体积由前述方法可以测出，即可按定义式计算含水饱和度。

油、水体积也可按质量求得：实验过程前后，分别测出岩心原始的质量w l 和岩心经抽提、洗净、烘干后的质量w 2，将抽提出的水体积V w 转换成质量w w ，则油的体积为：

o w o w w w V ρ/)(21--=

含油饱和度S o 为：

%10021?--=o p w o V w w w S ρ (5—48) 式中：ρo ——油的密度。

含气饱和度S g 按下式计算： S g ＝1－(S w + S o ) (5—49)

溶剂抽提法具有岩心清洗干净、方法简单、操作容易、水体积测量精确等优点。一般使用洗油能力强、密度比水小、沸点比水高的溶剂，如甲苯（沸点110℃、相对密度0.867）。由于岩心的润湿性不相同，应采用不同的、有针对性的溶剂，以不改变岩心润湿性为准。例如亲油岩心可选用四氯化碳；亲水岩心可选用按1:2、1:3、1:4比例配制的酒精-苯；对中性岩心和沥青质原油可选用甲苯等作溶剂。若矿物含有结晶水，应选用沸点比水低的溶剂进行抽提，以防止结晶水被抽提出。

抽提水的过程，也是岩心清洗的过程。为清洗干净，抽提时间应足够长，例如致密岩心的抽提需要48小时或更长的时间。

2、常压干馏法

常压干馏法又称干馏法或蒸发法，俗称为热解法。其测定装置如图5—29所示。该方法的原理为：先用电炉对取样岩心进行加热，从岩心蒸发出束缚水，再升高温度(50~650℃)蒸发油。从岩心蒸发出来的油、水蒸汽经冷凝管冷凝后变为液体，并汇流到收集量筒中，由量筒直接读出油、水体积，用其它方法测出岩石孔隙体积V p ，就可算出岩石中的油水饱和度。

在干馏过程中，由于蒸发损失、结焦或裂解等原因，干馏出的油量一般会少于实际岩心的含油量。不同性质的原油差别很大，有的原油损失可达30％以上，因此必须对干馏出的油量进行校正，实验中常常根据该油层实际油量与干馏出来油量间的关系曲线来进行校正的。

干馏时温度过高则干馏出的水量中可能包括矿物中的结晶水。因此在对岩心干馏时，干馏束缚水阶段温度不能太高，此时的温度大小需根据干馏出水量与温度的关系曲线图来确定，通常曲线上第一个平缓段即时束缚水完全蒸出时所需要的温度。待干馏出岩样内束缚水的后，才能将温度提高到650℃。

3、色谱法

水与乙醇可以按任意比例互溶，色谱法正是根据这一性质设计的，原理如下：实验岩心称质量后，将其放入乙醇溶剂中，使岩心中的水分充分溶解到乙醇中。用色谱仪分析溶解有水分的乙醇，根据原始乙醇与含水乙醇的含水浓度差，可以算出岩样含水量V w。再用溶剂抽提法清洗岩心，称干岩心质量，用差减法得到含油量，再根据孔隙体积就可分别计算出岩心的油、水饱和度。

上述各方法最关键的是要取得能代表储层中流体原始分布和含量的岩心样品，这将影响到测定结果的准确性和可靠性。

岩心取至地面过程中，由于压力下降、岩心中流体会收缩、溢流或被驱出来，一般来说根据岩心所测出的含油饱和度比实际地层的含油饱和度偏小。误差大小与原油的粘度、溶解油气比有关，最大可达到70％～80％。因此，实际应用中要校正由于流体的收缩、溢流和被驱出所引起的误差，例如根据实验室测得的数据，乘以原油的地层体积系数，再乘以校正系数1.15。

第二节 储层岩石的流体渗透性

储层岩石是多孔介质，岩石的孔隙性和渗透性是人们关心的两个储层特征。孔隙性决定了的岩石储集性能，即单位体积岩石中的油气储量。而渗透性是表示砂岩在一定的压差下，允许流体（油、气、水）通过的性质，渗透性的大小用渗透率来表示。岩石的渗透性则直接影响到油、气井的产量。油层砂岩中多数孔隙是连通的，流体在多孔介质中的流动称为渗流，孔隙介质中的渗流规律不同于流体力学中讨论的一般管流。本章从实验方法入手研究孔隙介质中的流动规律以及岩石渗透性。

§1达西定律及岩石绝对渗透率

1.1达西定律

图6—1是著名的达西（Henri Darcy ，1856年）实验的实验装置。他用同一粒径的砂子填充成一段未胶结砂柱，进行水流渗滤试验，实验发现：当水通过砂柱时，其流量和砂柱截面积(A )、进出口端的压差(△H 或△P )成正比，与砂柱的长度(L )成反比。采用不同流体时，流量与流体粘度成反比。采用不同粒径的砂粒时，其它条件（如A 、L 、μ、△P 相同）时，砂柱粒径不同，其流量不同。将这些参数和规律表示成方程的形式这就是著名的达西定律：

L P

A K

Q μ?= (6—1)

式中：Q ——在压差△P 下，通过砂柱的流量，cm 3／s ； A ——砂柱截面积，cm 2； L ——砂柱长度，cm ；

μ——通过砂柱的流体粘度，mPa ?s ； △P ——流体通过砂柱前后的压力差，atm ；

K ——比例系数，称为该孔隙介质的绝对渗透率，D 。

事实上，达西定律适用于各种多孔介质，包括由砂粒胶结而成的岩石。K 值仅取决于多孔介质的孔隙结构，与流体或孔隙介质的外部几何尺寸无关，因此称为岩石的绝对渗透率。

上式采用达西单位制，渗透率的单位是达西，记为D 。1达西的物理意义是：粘度为lmPa .s 的流体，在压差latm 作用下，通过截面积lcm 2、长度1cm 的多孔介质，其流量为1cm 3／s 时，则该多孔介质的渗透率就是1达西。

由式（6—1）可导出渗透率的计算公式：

P A L

Q K ?=

μ (6—2)

达西定律常用的单位制见表6—1。渗透率具有面积的因次，它代表多孔介质中孔隙通道面积的大小。

渗透率越高，孔道总面积越大，液体在其中流动越容易，渗透性也越好。

大多数情况下油气储层岩石渗透率不高于1达西，因此常用毫达西(millidarcy ，简写mD)来表示渗透率。1D=1000mD=1.02×10-8cm 2≈10-8cm 2=1

μm 2；1mD=10—

3μm 2。

表6—1 达西定律使用的单位制

储层岩石的渗透率是评价储层优劣的主要指标，油藏岩石渗透率变化范围一般在5~1000mD 之间，俄国人T ?H ?捷奥多罗维奇按渗透率大小将储层分为五级，见表6—2。

表6—2储集层按渗透率分级

1.2岩石绝对渗透率的确定

岩石绝对渗透率的确定基于达西公式(6—2)。若已知实验岩心的端面面积A 、长度L 和液体粘度μ，再测出液体流量Q 和此时岩心两端的压力差△P ，便可根据式（6—2）计算出岩石的绝对渗透率K 。

绝对渗透率是岩石本身的固有特性，测定和计算岩石绝对渗透率时必须符合以下条件： （1）岩石中全部孔隙为单相液体所饱和，液体不可压缩，岩心中流动是稳态单相流。 （2）通过岩心的渗流为一维直线渗流。

（3）液体性质稳定，不与岩石发生物理、化学作用。比如不能用酸液测定渗透率；不能使用蒸馏水，应使用地层水（盐水）防止岩石中含有的粘土矿物遇水膨胀而使渗透率降低。

只有满足了这些要求，达西公式中的比例系数是才是常数。

相比液体来说，气体（氮气、空气）具有来源广、价格低、化学稳定性好、使用方便的优点。因此也可用气体(干燥空气或氮气)来测定岩石的绝对渗透率。但由于气体具有可压缩性，不能使用（6—2）式，关于用气体来测定岩石绝对渗透率的计算公式详见§2。

1.3达西定律的适用条件

达西定律有一定的适用条件，当渗流速度增大到一定值之后，除产生粘滞阻力外，还会产生惯性阻力，此时流量与压差不再是线性关系，这个渗流速度值就是达西定律的临界渗流速度（图6—2曲线1）。若超过此临界渗流速度，流动由线性渗流转变为非线性渗流，达西定律也不再适用。图中压力梯度超过b ，则为非达西流。

卡佳霍夫提出了用雷诺数(Re )， 确定渗流时临界流速的方法。在已知岩石和流体的物性参数如岩石孔隙度、渗透率及流体密度、粘度的条件下，定义雷诺数如下：

2/35.17Re μφρK

v =

(6—3)

式中：v ——渗流速度，cm ／s ； K ——渗透率，D ；

ρ——流体的密度，g ／cm 3； μ——流体的粘度，mPa .s ；

υ——孔隙度，小数。

达西定律中，渗流速度是渗流流量与截面面积之比，即

A Q

v =

。因为截面A 内颗粒要占据一定的面积，因此实际孔道中的真实流速要高于渗

流速度。

根据经验，一般储层的岩石和流体物性参数条件下，其临界雷诺数为0.2~0.3。若取Re ＝

K v c ρμφ2

/35.3=

（6—4）

还有另一种情况：对于低渗致密岩石，在低速渗流时，由于流体与岩石之间存在吸附作用，或在粘土矿物表面形成水化膜，当压力梯度很低时，流体不流动，因而存在一个启动压力梯度（图6—2中a 点）。当外加压差大于启动压力梯度后，液体才能开始流动。这个压力梯度称为启动压力梯度。在低于启动压力梯度的范围内流量和压差间的直线关系遭到破坏（图6—2中曲线2），不符合达西定律。

对于气体在岩石中渗流，由于气体滑动现象，达西定律(式6—2)也要修正，详见下节。

§2 气测渗透率及气体滑动效应

2.1气测渗透率时的计算公式

用液体测量渗透率时，我们认为液体不可压缩，液体体积流量Q 在岩心中任意横截面上是定值。而气体体积随压力和温度的变化十分明显，由于气体流动方向上存在压力梯度，每一截面上的压力均不相同，并且是逐渐减小的（图6—3）。因此，岩心中的气体体积膨胀，体积流量不断增大。假设气体在岩心中的渗流为稳定流，则气体流过各横截面的质量流量不变。设整个流动过程等温，则根据玻意尔-马略特定律有：

常数==o o P Q QP 或

P P Q Q o

o =

(6—5)

式中：P o ——大气压；

Q o ——大气压下气体的体积流量(即出口气体流量)； Q 、P ——分别为任意截面上的流量和压力。

取一微小长度单元dL ，单元内流量为Q ，写出达西公式的微分形式：

dP dL

A Q K ?

-

=μ (6—6)

由于dP 和dL 符号相反，为保证渗透率K 为正值，上式右边加负号。将式（6—5）代入上式，得：

PdP dL

A P Q K o o μ-

= (6—7)

分离变量，积分，并记气测渗透率为K g ：

?

?

?-=L

o

o o P P dL A P Q KPdP μ

2

1

(6—8)

L A P Q P P K o o g

?-=-μ22

122 (6—9)

)(22221P P A L

P Q K o o g -=

μ (6—10)

式中：K g ——气测渗透率，μm 2；

P o ——大气压力，atm ； A ——岩心端面积，cm 2 μ——气体的粘度，mPa .s ； L ——岩心长度，cm

P 1、P 2——分别为入口和出口断面上的绝对压力，MPa

式（6—10）即为气测渗透率的计算公式，气测渗透率与两端压力的平方差P 12一P 22成反比。

气测渗透率的典型实验流程见图6—4。气源由高压氮气瓶供给，经减压阀和恒压器后，上游压力保持稳定，气体通过岩心，岩心两端产生一定的压力差。待气体流动稳定后，测量岩心两端压差及出口流量，即可按上式计算气测渗透率。

图6—4 典型气测渗透率实验流程

2.2 气体滑脱效应(Slippage effect)

有了气测渗透率计算公式之后，人们对不同渗透性的岩心、在不同压差下，进行大量测定和实验，又发现了新的现象，概括起来主要有： （1）对于相同岩心和气体，采用不同的平均压力(P ＝(P 1+P 2)／2)测量时，所得的K g 不同；（2）而对于同一岩心、在同一平均压力P 下，采用不同的气体测量时所测得的K g 亦不同，见图6—5。

1/P , 1/MPa

图6—5 不同气体在不同平均压力下的渗透率（据Klinkenberg ）

克林肯贝格（Klinkenberg ）从分析孔隙内的气、液流速分布入手解释了这种现象。液测岩石渗透率时，液体在管内某一横断面上的流速分布是呈椭圆形分布（如图6—6a ），孔道中心液体分子的流速要比孔壁表面的流速高。由于液-固间的分子力比液-液间的分子力更大，故在管壁附近表现出的粘滞阻力最大，这使得管壁处液体的流速为零。管道中心处的粘滞阻力最小，因而此处流速最大。

气测渗透率时，由于气-固间的分子作用力远比液固间的分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态；另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，可连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向作定向流动（图6—6b ），管壁处流速不为零，形成了所谓的“气体滑动效应”。克林肯贝格(Klinkenberg)发现了气体在微细毛管孔道中流动时的滑动效应，故称“克氏效应”。

“气体滑动效应”是气测渗透率与液测渗透率差别的原因，可以解释上述种种现象：

1、同一岩石的气测渗透率值大于液测的岩石渗透率

液测时孔道壁上不流动的液膜占去了一部分流动通道。气测时是由于气体滑动现象的存在，使得管壁处的气体也参加流动，与液测时相比岩石孔道提供了更大的孔隙流动空间，因此气测渗透率一般比液测渗透率大。由于气测时岩石整个孔道都是气体的流通空间，因此气测法测出的岩石渗透率更能真实反应出岩石的渗透性。

2、平均压力愈小，所测渗透率值K g 愈大

平均压力的物理意义是岩石孔隙中气体分子对单位管壁面积上的碰撞力。它取决于气体分子本身的动量和气体密度。平均压力越小、气体密度越小，气体分子间的相互碰撞就越少，这就使得气体更易流动，“气体滑脱现象”也就越严重，因此测出的渗透率值大。

反之，如果平均压力增大，气体滑动效应逐渐消失，则渗透率减小；如果压力增至无穷大，气体的流动性质已接近于液体的流动性质，气-固之间的作用力增大，管壁上的气膜逐渐趋于稳定，这时渗透率趋于一个常数K ∞，它接近液测渗透率值，故又称为等效液体渗透率或克氏渗透率（见图6—5所示）。

1941年克林肯贝格给出了考虑气体滑动效应的气测渗透率数学表达式：

)1(P b K K g +=∞ (6—11) 式中：K g ——气测渗透率；

K ∞——等效液体渗透率；

P ——岩心进出口平均压力，P ＝(P 1+P 2)／2；

b ——取决于气体性质和岩石孔隙结构的常数，称为“滑脱因子”或“滑脱系数”。

对气体在一根毛管内的流动来说：

r C b λ4= (6—12) 式中：r ——毛管半径(相当于岩石孔隙半径)；

C ——近似于1的比例常数；

λ——对应于平均压力下气体分子平均自由行程；由《普通物理学》气体分子运动理论知：

n d 221πλ= (6—13) 式中：d ——分子直径，由气体种类决定；

n ——分子密度，与平均压力P 有关。

3、不同气体所测的渗透率值不同

气体的滑脱效应还与气体的性质有关。不同气体（如H 2、空气和CO 2）其分子量不同，分子直径不同，自由行程也不同，使得滑脱系数b 不同。分子量小，则b 大，滑脱效应严重。图6—6中所示的H 2、空气、CO 2气体说明了这种现象。

4、岩石不同，气测K g 与液测K 差值大小不同

只有在气体分子的平均自由行程和它流动所在的孔道直径相当时，气体滑动的这一微观机理才可能表现出来，滑动所造成的影响也才会突显出来。致密岩心的孔道半径r 小，滑脱因子大，因此滑脱效应严重（图6—7中直线很陡）。高渗岩心孔道直径比气体分子自由行程大很多，气体

本身很容易流动，因此滑脱现象不明显（图6—7中直线较平缓）。 综上所述可知，气体滑脱现象对气测渗透率有较大的影响，特别是对于低渗透岩石、在低压下测定时影响更大。因此，通常规定：凡渗透率小于100mD(0.1μm 2)的岩心，需进行克氏渗透率校正。 实验室测定气测渗透率值时可以这样进行校正：做几个不同平均压力P 下的实验，按气测法公式（6—10）计算出K g ，并绘制出K g 与P /1关系曲线。从公式（6—11）可知K g 与P /1间成直线关系，该直线在K g 轴上的截距即为∞K 值，作为岩石的绝对渗透率（如图6—5所示）。 除实测方法外，也可以利用经验公式和图版校正，图6—7是常用校正图版之一。 鉴于气体压力对气体渗透率数值的影响，常规岩心分析中采用P =1大气压绝对压力下的空气渗透率，并以此作为储层渗透性高低的评价标准（测定方法见本章§4）。 §3 影响岩石渗透率的因素

6—8所示。

度向上逐渐变细，渗透率也相应降低，因此注水时，油层下部会出现过早水淹的情况。而同一砂岩层中垂向和水平方向的渗透率也有显著差别。

对于碳酸盐岩来说，只具有原生孔隙的碳酸盐岩其水平渗透率大于垂向渗透率，而具有次生裂缝的碳酸盐岩其垂向渗透率可能会大于水平渗透率。因此，钻取岩心测定岩石的渗透率时，必须注意它所代表的是水平渗透率还是垂向渗透率。 2、岩石孔隙结构的影响

高才尼与卡尔曼导出下述公式[推导见式(6—62) ~（6—67）]：

22

23

)1(2φτφ-=

S S K (6—14)

22

8τφr K ?=

(6—15) 式中：S S ——以岩石骨架为基础的比面；τ——孔道迂曲度。

从式(6—14)可以看出：渗透率K 与孔隙度υ成一次方关系，与岩石孔隙半径r 及比面S 成二次方的关系。说明岩石渗透率不仅与孔隙度有关，主要还取决于孔隙结构的特性，如孔隙半径和比面。

粒度细、孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低。孔隙的连通性、迂曲度、内壁粗糙度等对岩石的渗透性也有影响（如图6—9、图6—10所示）。岩石比面大小也取决于组成砂岩的粒度和孔隙半径。岩石的渗透率越低则束缚水饱和度就越高，岩石渗透率、孔隙度和束缚水饱和度间之间的关系如图6—18所示。

图6—9 渗透率、孔隙度、粒度的关系 图6—10 渗透率、孔隙度、粒度的关系

（据Chilingarian ，1964） （据Timmerman ，1982）

1-粗和极粗颗粒 2-粗和中等的颗粒 3- 细粒 ①—清洁砂 ②—分选好的细砂 ③ 分选极好的细砂 ④ —分

4-泥质颗粒5-粘土颗粒 选好的很细的砂 ⑤ 中等分选的很细的砂 ⑥ 分选差的砂

3.2成岩作用

1、地层静压力的影响

弗特等人用纯净干燥砂岩样品在实验室内做压实实验，测得K p ／K i (K p 为当前有效覆压P 下的渗透率，K i 为起始有效覆压下的渗透率)与有效覆压P 的关系。实验表明：作用于岩样上的压力越大，测得的渗透率越小；当有效覆压超过一定值(例如20MPa)时，渗透率就急剧下降（图6—11）。对泥质砂岩，其渗透率减小更明显。

根据报道，现代沉积岩中砂岩渗透率可达10甚至100达西，但经压实固结的砂岩中，很少超过1或2达西的，多数油层渗透率只有几到几百

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