从压汞资料分析油气层Sw主控因素(徐国庆)

1、2单位名称序号2、油气运移和成藏机理、油气运移和成藏机理3、束缚水饱和度的几个基本概念束缚水饱和度的几个基本概念4、毛管压力曲线毛管压力曲线5、不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系6、毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系7、油气层含烃饱和度的主要控制因素油气层含烃饱和度的主要控制因素8、用压汞资料确定油气层饱和度界限值用压汞资料确定油气层饱和度界限值压汞资料检验测井计算饱和度的方法压汞资料检验测井计算饱和度的方法1010、压汞资料应用实例压汞资料应用实例1111、误差原因分析、误差原因分析1212、结论、结论1313、问题讨论、问题讨论3单位名称序号4单位名称序号C

2、HX3 井 岩心孔渗关系图CHX3 井 岩心孔渗关系图110100100010000051015202530孔隙度（）渗透率（m D ）123456孔隙度相同，渗透孔隙度相同，渗透率相差近率相差近3030倍倍5单位名称序号XX30-1-3XX30-1-3井井T5-2T5-2气层测井特征气层测井特征气层气层SwSw低至低至10%10%DST1:2743-2758m DST1:2743-2758m Choke:11.11mmChoke:11.11mmGas:40.1641Gas:40.1641* *10104 4m m3 3/d/dOil:19.99mOil:19.99m3 3/d/dWater:

3、nillWater:nillGOR:20092GOR:200926单位名称序号CX2井测井解释结果（井测井解释结果（4） K(md) So(%) (%) Litho GR Rmll,Rlls,Rlld DT,CNL,DEN 10000 0.1 0 100 50 0 0 150 0.2 200DST22884-2887mChoke：12.7mmGas：11.25万方/天Oil：137方/天Water：0方/天GOR：821H4b油层油层SwSw高至高至60-70%60-70%7单位名称序号油气运移和成藏机理油气运移和成藏机理 任何一个沉积盆地中都有大量的有机生物（生物群），这些有机生物死亡后堆任

4、何一个沉积盆地中都有大量的有机生物（生物群），这些有机生物死亡后堆积在盆底（积尸群），被后续的沉积物埋藏（埋藏群）。如果在氧化环境下这些有积在盆底（积尸群），被后续的沉积物埋藏（埋藏群）。如果在氧化环境下这些有机物在喜氧细菌的作用下被氧化成二氧化碳或其它氧化物。如果在还原环境下，随机物在喜氧细菌的作用下被氧化成二氧化碳或其它氧化物。如果在还原环境下，随着埋深加大压力和温度升高，在厌氧细菌的作用下脱氧加氢，热演化成石油或天然着埋深加大压力和温度升高，在厌氧细菌的作用下脱氧加氢，热演化成石油或天然气等烃类物质。气等烃类物质。 最初的烃类物质呈细小的油珠或气泡，溶解在地层水中，呈乳化状态。当粘土最初

5、的烃类物质呈细小的油珠或气泡，溶解在地层水中，呈乳化状态。当粘土矿物在成岩过程中，蒙脱石向伊利石转化时，大量的（晶）层间水变成（粒间）自矿物在成岩过程中，蒙脱石向伊利石转化时，大量的（晶）层间水变成（粒间）自由水，在上覆地层压力作用下排出烃源岩，烃类物质也随着一同排出，进入输导层由水，在上覆地层压力作用下排出烃源岩，烃类物质也随着一同排出，进入输导层( (渗透层渗透层) )。如果烃源岩的粘土成份主要是高岭石和伊利石，由于没有大量排水的过。如果烃源岩的粘土成份主要是高岭石和伊利石，由于没有大量排水的过程，生成的烃类物质很难排出，大都滞留在烃源岩中，最终烃源岩演变成油页岩。程，生成的烃类物质很难排

6、出，大都滞留在烃源岩中，最终烃源岩演变成油页岩。 进入输导层的细小气泡或油珠相互碰撞、合并，体积增大，形成气泡串或油珠进入输导层的细小气泡或油珠相互碰撞、合并，体积增大，形成气泡串或油珠链。这些气泡串或油珠链在浮力和水动力的作用下在输导层中或垂向或侧向向上运链。这些气泡串或油珠链在浮力和水动力的作用下在输导层中或垂向或侧向向上运移，最终到达圈闭，由于盖层阻挡了运移通道，油气在储层中富集形成油气藏。移，最终到达圈闭，由于盖层阻挡了运移通道，油气在储层中富集形成油气藏。8单位名称序号 油气运移机理油气运移机理 （Berg，Aschenbrenner and Achauer）在油气运移和聚集过程中，

7、毛细管压力是阻力，大小主在油气运移和聚集过程中，毛细管压力是阻力，大小主要决定于岩石的孔喉半径。浮力和水动力是动力。前者要决定于岩石的孔喉半径。浮力和水动力是动力。前者决定于两相流体的密度差和油链的垂直高度。水动力的决定于两相流体的密度差和油链的垂直高度。水动力的作用要视水流的方向而定。下倾流减小浮力或运移势能作用要视水流的方向而定。下倾流减小浮力或运移势能，而上倾流增加浮力或运移势能。，而上倾流增加浮力或运移势能。静止状态下：静止状态下： g * ( w - o) * Z 2 *cos / r t R - 颗粒半径；颗粒半径； r t - 孔喉半径；孔喉半径； r p -孔隙半径；孔隙半径；

8、 Z - 油链垂直高度；油链垂直高度； g - 重力加速度；重力加速度； w - 水地下密度；水地下密度； o - 油地下密度；油地下密度； - 接触角，度；接触角，度； -表面张力或界面张力。表面张力或界面张力。当当油（气）链垂直高度达到一定值时，浮力（方程左侧油（气）链垂直高度达到一定值时，浮力（方程左侧）大于毛管压力梯度（方程右侧），油（气）链顶部的）大于毛管压力梯度（方程右侧），油（气）链顶部的部分原油或气通过孔喉向上运移，进入孔喉上方的孔隙部分原油或气通过孔喉向上运移，进入孔喉上方的孔隙空间。剩余的油（气）链由于垂直高度减小，浮力不够空间。剩余的油（气）链由于垂直高度减小，浮力不够，

9、继续呆在原地等待新的油珠或气泡加入。，继续呆在原地等待新的油珠或气泡加入。油柱高度R1r p=0.414R1R2r t=0.154R2油链高度r t =0.154R1油气运移和成藏机理油气运移和成藏机理9单位名称序号束缚水饱和度的几个基本概念束缚水饱和度的几个基本概念具有不同流动特性的两种地层水具有不同流动特性的两种地层水 碎屑岩，除风成砂以外，都是碎屑物质在水中沉积下来而形成的。因此，碎屑岩储集层最初碎屑岩，除风成砂以外，都是碎屑物质在水中沉积下来而形成的。因此，碎屑岩储集层最初总是被水所饱和，即岩石颗粒之间的孔隙中总是充满了水。由于岩石颗粒与水之间的分子作用力，总是被水所饱和，即岩石颗粒之

10、间的孔隙中总是充满了水。由于岩石颗粒与水之间的分子作用力，使得水在一定压差下流动时一部分水与另一部分水有不同的流动特性。一部分水在分子作用力的使得水在一定压差下流动时一部分水与另一部分水有不同的流动特性。一部分水在分子作用力的作用下被作用下被紧紧紧紧束缚于颗粒表面和微孔隙中而不能流动，称之为束缚于颗粒表面和微孔隙中而不能流动，称之为束缚水束缚水(Bound Water)；另一部另一部分水位于较大孔隙的中央，所受到的分子作用力较弱，在很小压差下可以分水位于较大孔隙的中央，所受到的分子作用力较弱，在很小压差下可以自由自由流动，称之为流动，称之为自由水自由水(Free Water)，或或可动水可动水

11、(Mobile Water)。 束缚水束缚水包括颗粒表面的包括颗粒表面的薄膜滞水薄膜滞水（Thin-film Water）和和微孔隙水微孔隙水（Water in Micro-pore）。）。它它们位于组成岩石的颗粒的表面和颗粒之间的微孔隙中。如果地层中含有粘土矿物，会增加大量微们位于组成岩石的颗粒的表面和颗粒之间的微孔隙中。如果地层中含有粘土矿物，会增加大量微孔隙。粘土矿物是一种铝硅酸盐，由硅氧四面体和铝氧八面体构成。粘土晶格中常有正电荷空穴，孔隙。粘土矿物是一种铝硅酸盐，由硅氧四面体和铝氧八面体构成。粘土晶格中常有正电荷空穴，其周边常有断键存在，因此呈带负电荷的特性。而水分子是一种极化分子，

12、具有偶极子的特性。其周边常有断键存在，因此呈带负电荷的特性。而水分子是一种极化分子，具有偶极子的特性。粘土颗粒在水中总是被几层水分子包围。这种被吸附在粘土颗粒表面的水叫做粘土颗粒在水中总是被几层水分子包围。这种被吸附在粘土颗粒表面的水叫做粘土吸附水粘土吸附水（Clay-adsorbed Water）。）。由于粘土颗粒带有负电荷，为了达到自身电荷平衡，要吸附水中的阳离子，如由于粘土颗粒带有负电荷，为了达到自身电荷平衡，要吸附水中的阳离子，如Na+，Ca+等。而阳离子带有正电荷，在水中总是被水分子包围。阳离子周围的水称之为等。而阳离子带有正电荷，在水中总是被水分子包围。阳离子周围的水称之为阳离子水

13、阳离子水化水化水（Cation-hydrated Water）。）。在静电场力的作用下，阳离子及其周围的水化水被在静电场力的作用下，阳离子及其周围的水化水被紧紧紧紧束束缚于粘土颗粒表面而不能自由流动。粘土吸附水和阳离子水化水统称缚于粘土颗粒表面而不能自由流动。粘土吸附水和阳离子水化水统称粘土水粘土水（Clay Water），），同属同属束缚水。束缚水。 自由水自由水占踞较大孔隙的中央，受到的孔壁的分子作用力较弱。当孔隙两端的压差大到足以克占踞较大孔隙的中央，受到的孔壁的分子作用力较弱。当孔隙两端的压差大到足以克服孔壁的分子作用力时，孔隙的中央的水就可以服孔壁的分子作用力时，孔隙的中央的水就可以

14、自由自由流动。流动。10单位名称序号XUGUOQING水层测井解释体积模型水层测井解释体积模型骨架体积骨架体积自由水体积自由水体积束缚水体积束缚水体积砂岩颗粒砂岩颗粒束缚水束缚水自由水自由水Sw=Swb+Swm=1束缚水饱和度的几个基本概念束缚水饱和度的几个基本概念具有不同流动特性的两种地层水具有不同流动特性的两种地层水11单位名称序号粘土水（束缚水的一部分）构成示意图粘土水（束缚水的一部分）构成示意图(选自Clayvior双水法的理论基础和实验基础)粘土水 Cl + + +粘土晶片粘土吸附水层阳离子水化水阳离子XdBulk Water Na+ Na+ Na+ Na+ Na+ Na+ Na+

15、外亥姆霍兹面Na+ 离子扩散层阴离子d1X = 3.0XdXd：AngstromsAngstroms（埃）埃） : mole/litren: mole/litreCl + + +Cl + + +12单位名称序号束缚水饱和度的几个基本概念束缚水饱和度的几个基本概念 油气运移成藏过程就是油气不断驱替孔隙中已有自由水的过程，当自由水完全油气运移成藏过程就是油气不断驱替孔隙中已有自由水的过程，当自由水完全被油气驱替（被油气驱替（Swm=0）时，水层就变成了油（气）层（其含水饱和度小于临界含水时，水层就变成了油（气）层（其含水饱和度小于临界含水饱和度饱和度Swc）；）；只有部分自由水被油气驱替（只有部分

16、自由水被油气驱替（Swm0）时，地层称之为油（气）水时，地层称之为油（气）水同层或含油水层，或油（气）水过渡带。而束缚水通常很难被油气驱替，当油、气同层或含油水层，或油（气）水过渡带。而束缚水通常很难被油气驱替，当油、气柱较高，产生的浮力足以克服距孔壁较远的部分柱较高，产生的浮力足以克服距孔壁较远的部分弱束缚水弱束缚水所受到的孔壁分子作用力所受到的孔壁分子作用力时，这部分弱束缚水也可以被油气驱替。时，这部分弱束缚水也可以被油气驱替。薄膜滞水薄膜滞水、粘土水和具极小孔喉孔隙（超粘土水和具极小孔喉孔隙（超微孔隙）中的水微孔隙）中的水由于受到巨大的孔壁分子作用力，在自然界中即使油、气柱高度很由于受到

17、巨大的孔壁分子作用力，在自然界中即使油、气柱高度很大，这部分水也很难被油气驱替（理论上可以被驱替），其水饱和度为极限含水饱大，这部分水也很难被油气驱替（理论上可以被驱替），其水饱和度为极限含水饱和度（和度（Swirr）。）。 所谓的所谓的“自由自由”水和水和“束缚束缚”水都是一个相对概念，世界上没有绝对的水都是一个相对概念，世界上没有绝对的自由水自由水和和束缚水束缚水。在一定条件下它们可以互相转化，关键在于压差的大小。压差等于零时。在一定条件下它们可以互相转化，关键在于压差的大小。压差等于零时自由水自由水也成了也成了“束缚水束缚水”，而压差为无限大时而压差为无限大时束缚水束缚水可以转化成可以转

18、化成“自由水自由水”或或“可可动水动水”。对于一个测井解释人员来说一定要用辩证的观点看问题，切忌用静止的观。对于一个测井解释人员来说一定要用辩证的观点看问题，切忌用静止的观点处理问题。点处理问题。13单位名称序号束缚水饱和度的几个基本概念束缚水饱和度的几个基本概念 束缚束缚（临界）（临界）水饱和度是地层的固有性质，并不因地层是否含油气水饱和度是地层的固有性质，并不因地层是否含油气而改变。它只受地层的粒度、孔隙度、分选、磨圆度、泥质含量、胶结而改变。它只受地层的粒度、孔隙度、分选、磨圆度、泥质含量、胶结物含量和胶结程度、润湿性等因素（即孔隙结构）影响。地层束缚水饱物含量和胶结程度、润湿性等因素（

19、即孔隙结构）影响。地层束缚水饱和度的大小通常是在实验室通过用压汞方法和度的大小通常是在实验室通过用压汞方法模拟油气运移过程中模拟油气运移过程中油（气）油（气）驱水的过程驱水的过程测量岩心的毛管压力曲线求得。测量岩心的毛管压力曲线求得。 通常我们所指地层的束缚水饱和度是通常我们所指地层的束缚水饱和度是Swb(Bound water saturation) ，它并不是一个常数，而是在临界水饱和度（它并不是一个常数，而是在临界水饱和度（Swc）与极限水饱和度）与极限水饱和度 （Swirr）之间变化。在一个油水或气水系统中，油气层的底界（自由水的顶面）之间变化。在一个油水或气水系统中，油气层的底界（自

20、由水的顶面）处含水饱和度等于处含水饱和度等于Swc ，而越在油气藏的顶部则含水饱和度越接近而越在油气藏的顶部则含水饱和度越接近Swirr ，尤其是气藏。尤其是气藏。 而不同而不同油气层油气层Swc的极大值就是我们寻求的油气层的水饱和的极大值就是我们寻求的油气层的水饱和度度CUTOFF值（值（Swcutoff）。）。 油气层的实际含水饱和度不仅受地层性质（孔隙结构）控制，而且油气层的实际含水饱和度不仅受地层性质（孔隙结构）控制，而且受流体性质（地下流体密度差）和油、气柱高度影响。受流体性质（地下流体密度差）和油、气柱高度影响。14单位名称序号毛管压力曲线毛管压力曲线 压汞实验是在实验室对岩塞逐步

21、加压注汞，并记录下每次加压的压力值和压汞实验是在实验室对岩塞逐步加压注汞，并记录下每次加压的压力值和进汞量，直至在很高的压力（进汞量，直至在很高的压力（3030MPaMPa）下进汞量甚微为止。然后对岩塞逐步下进汞量甚微为止。然后对岩塞逐步减压，并记录下每次减压的压力值和退出汞量，直至压力为零为止。加压过程减压，并记录下每次减压的压力值和退出汞量，直至压力为零为止。加压过程可以得到进汞曲线，减压过程可以得到退汞曲线。可以得到进汞曲线，减压过程可以得到退汞曲线。 从压汞实验数椐中可以得到或计算出许多对油气勘探和开发及测井解释非从压汞实验数椐中可以得到或计算出许多对油气勘探和开发及测井解释非常有用的

22、岩石物理参数，如排驱压力、最大孔喉半径、平均孔喉半径、均质系常有用的岩石物理参数，如排驱压力、最大孔喉半径、平均孔喉半径、均质系数、变异系数、岩性系数、最大汞饱和度、退汞效率、结构系数、特征结构系数、变异系数、岩性系数、最大汞饱和度、退汞效率、结构系数、特征结构系数等等。数等等。 通过对压汞实验数椐的分析还可以了解岩石的许多重要性质如渗透率、孔通过对压汞实验数椐的分析还可以了解岩石的许多重要性质如渗透率、孔隙结构、油气层的含烃饱和度等的主要控制因数。隙结构、油气层的含烃饱和度等的主要控制因数。15单位名称序号CHX-3CHX-3井井类储层：类储层：=21%=21%；Kh=709mDKh=709

23、mD；Pcd=0.0242MPaPcd=0.0242MPa；C CH HX X- -3 3井井毛毛管管压压力力与与压压汞汞饱饱和和度度关关系系( (P P1 17 7) )Depth=2878.59m，PHI=21%，Kh=709mD0.010.11101000102030405060708090100SHg（%）Pc（MPa）0.010.1110100R(um)SwigSwcSwioPcdPcdPccPccPcioPcioPcigPcig毛管压力曲线毛管压力曲线16单位名称序号 理想毛管压力曲线（压汞曲线）可分为五段：A、低端垂直段。反映进汞前的加压过程，代表油珠串（或气泡串）汇聚过程。B、

24、低端弯曲段。反映汞进入少量特大孔的过程，代表油珠串开始进入特大孔驱替 自由水的情况。弯曲段曲率半径切点的毛管压力通常称为排替压力或突破压力。C、近似水平段。反映汞进入具优势孔喉半径的孔隙空间，代表油气在具优势孔喉半径的孔隙空间中替代自由水的情况。水平段的长短反映岩石分选的好坏。D、高端弯曲段。反映汞进入少量孔喉半径相对较大的微孔隙的过程，代表油气驱替部分弱束缚水的情况，这部分微孔隙的毛管压力明显高于优势毛管压力。高端弯曲段与近似水平段交点的毛管压力称为临界毛管压力，含水饱和度称为临界含水饱和度Swc (Critical Water Saturation)，是形成油气层的最高含水饱和度。高端弯曲

25、段与高端垂直段交点的含水饱和度为极限束缚水饱和度Swirr （ Irreducible Water Saturation） 。在用毛管压力曲线确定束缚水饱和度时，通常采用弯曲段曲率半径切点的含水饱和度作为束缚水饱和度Swb (Bound Water Saturation) 。E、高端近似垂直段。反映绝大部分超微孔隙水和薄膜滞水，为强束缚水，很难被油气驱替。尽管汞压很高，但进汞量几乎为零。毛管压力曲线毛管压力曲线17单位名称序号毛管压力曲线毛管压力曲线毛管压力曲线分析毛管压力曲线分析Pc0100束缚水饱和度束缚水饱和度临界水饱和度临界水饱和度PccPciSwcSw(%)Swbb b油区油区(无自

26、由水区无自由水区)油水过渡带油水过渡带(含自由水含自由水)a . 低端垂直段低端垂直段b.低端弯曲段低端弯曲段c.近似水平段近似水平段d.高端弯曲段高端弯曲段e.高端近似垂直段高端近似垂直段PcdcSwirr毛管突破压力毛管突破压力临界毛管压力临界毛管压力deba极限水饱和度极限水饱和度18单位名称序号0100Sw(%)Pc过渡带厚度ab0100Sw(%)Pc过渡带厚度分选好毛管半径相等分选差毛管半径不等SwcSwi毛管压力曲线毛管压力曲线19单位名称序号Laplace方程：方程：Pc = 2cos / rJurin,s 定理：定理：h = Pc / ( f * g )Pc- 毛管压力，毛管压

27、力，Pa - 流体表面张力，达因流体表面张力，达因 /厘米或厘米或 牛顿牛顿 /米米 - 弯液面与毛管壁接触角，度弯液面与毛管壁接触角，度h - 液面高度，液面高度，厘米厘米r - 毛管半径，厘米毛管半径，厘米 f - 流体密度，流体密度，g / cm3g - 重力加速度，重力加速度，cm / s2单相流体时的单相流体时的Laplace Laplace 方程方程不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系h2r f 20单位名称序号不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系两相流体两相流体Laplace方程：方程： Pc(1-2) =( 21-2 * cos ) / r 1-

28、2 1 -2 Pc(1-2) -两种流体共存时的毛管压力，帕两种流体共存时的毛管压力，帕 1-2 - 两相流体之间的界面张力，达因两相流体之间的界面张力，达因/ 厘米或牛顿厘米或牛顿 / 米米 1 , 2 -两种流体相对于空气的表面张力两种流体相对于空气的表面张力 -两相流体之间的两相流体之间的接触角，度接触角，度 r - 毛管半径，厘米毛管半径，厘米21单位名称序号不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系界面张力与润湿角数据表 不同流体系统流体之间的界面张力和接触角与流体的组份、温度、压力有关，不同流体系统流体之间的界面张力和接触角与流体的组份、温度、压力有关，不是固定的常数，如

29、稠油不是固定的常数，如稠油系统与轻质油系统与轻质油系统相比，其界面张力要大得多，系统相比，其界面张力要大得多，接触角要小得多。同样，接触角要小得多。同样，系统与烃类气系统与烃类气系统相比其界面张力和接触角系统相比其界面张力和接触角也应不同。这里给出的仅是参考值。也应不同。这里给出的仅是参考值。22单位名称序号不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系实验室条件下：实验室条件下：汞气系统：汞气系统： PcHg = ( 2*367 ) / r = 734/ r 地层条件下：地层条件下：气水系统：气水系统： Pcgw = ( 2*50 ) / r = 100/ r 油水系统：油水系统： P

30、cow = ( 2*26 ) / r = 52/ r地层条件下地层条件下不同流体系统毛管压力与不同流体系统毛管压力与实验室条件下汞气系统实验室条件下汞气系统毛管压力的换算：毛管压力的换算： Pcgw = 100*PcHg /734 0.13624*PcHg Pcow = 52*PcHg/734 0.070845*PcHg PcHg， Pcgw， Pcow-分别为汞气系统、分别为汞气系统、气水系统和油水系统毛管压力，气水系统和油水系统毛管压力，Mpa r -孔喉半径，孔喉半径，mm23单位名称序号不同流体系统毛管压力的关系不同流体系统毛管压力的关系孔喉半径相同，不同流孔喉半径相同，不同流体系统毛

31、管压力不同。体系统毛管压力不同。不不同同流流体体毛毛管管压压力力与与含含水水饱饱和和度度关关系系(P33)CHX-3井2899.82m =18.9% K =272mD0.0010.010.11101000102030405060708090100Sw(%)Pc(MPa),R(um)PcgwPcowPcHgR孔喉半径相同，不同流孔喉半径相同，不同流体系统毛管压力不同体系统毛管压力不同24单位名称序号毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系r = 0.7355r = 0.7355* *PchgPchg-1-1(m)(m)C CH HX X- -3 3井井孔孔喉喉半半径径与与毛毛管管压压力力

32、平平均均关关系系（22个样品）y = 0.7354x-0.9999R2 = 10.010.111010010000.0010.010.1110100毛管压力（MPa）孔喉半径（um）最最大大孔孔喉喉半半径径与与突突破破压压力力关关系系y = 0.7354x-1.0001R2 = 11101000.010.11突 破 压 力 （ MPa）最大孔喉半径（um）25单位名称序号C CH HX X3 3井井岩岩心心渗渗透透率率与与最最大大孔孔喉喉半半径径关关系系y = 0.2422x2.4173R2 = 0.93861101001000100000.1110100最大孔喉半径（um）渗透率（mD）C

33、CH HX X3 3井井岩岩心心渗渗透透率率与与平平均均孔孔喉喉半半径径关关系系y = 6.3507x1.9985R2 = 0.98841101001000100000.1110100平均孔喉半径（um）渗透率（mD）K 6.3507K 6.3507* * r ravgavg1.99851.9985毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系26单位名称序号孔孔喉喉半半径径与与对对渗渗透透率率贡贡献献值值，累累计计贡贡献献值值关关系系（CX 4 sample 7，K=68.04mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.25

34、0.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值 ，累计贡献值 （%）对渗透率贡献值累计贡献值孔孔喉喉半半径径与与对对渗渗透透率率贡贡献献值值，累累计计贡贡献献值值关关系系（CX 4 sample 5，K=138.2mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值 ，累计贡献值 （%）对渗透率贡献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 4，K=2

35、59.2mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 1，K=617.3mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值

36、毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉27单位名称序号孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 6，K=24.08mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡

37、献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 2，K=40.43mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 10，K=62.02mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630

38、.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 9，K=65.07mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗

39、粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉28单位名称序号毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 8，K=7.85mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值孔喉半径与对渗透率贡献值，累计贡献值关系孔喉半径与

40、对渗透率贡献值，累计贡献值关系（CX 4 sample 3，K=5.6mD）010203040506070809010063402516106.342.51.610.630.40.250.160.10.060.040.030.020.01R（um）对渗透率贡献值，累计贡献值（%）对渗透率贡献值累计贡献值超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉超超细细喉喉粗粗喉喉超超粗粗喉喉中中喉喉细细喉喉渗透率随孔喉结构的变化而变化，细喉和超细喉对渗透率的贡献甚微。29单位名称序号C CH HX X- -3 3井井孔孔喉喉半半径径与与S Sh hg g和和S Sh hg g关关系系( (P P1 13

41、 3) )Depth=2864.07m，PHI=18.9%，Kh=8.9mD0102030405060708090100173.83086.27453.55431.36121.70716.74513.5199.8417.4445.6814.6493.6082.4161.4840.7230.4830.3600.1830.0920.0730.0610.0490.0370.025R（um）SHg，SHg（%）SHgSHgC CH HX X- -3 3井井孔孔喉喉半半径径与与S Sh hg g和和S Sh hg g关关系系( (P P3 33 3) )Depth=2899.82m，PHI=18.9%，

42、Kh=272mD0102030405060708090100215.18086.98454.21530.82121.72716.67913.67210.2488.1136.0594.9053.6932.3801.4160.6960.4820.3490.1830.0910.0720.0600.0490.0360.025R（um）SHg，SHg（%）SHgSHg毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系孔隙度相同，孔喉分布不同，孔隙度相同，孔喉分布不同，渗透率相差渗透率相差3030倍。倍。超粗喉超粗喉粗喉粗喉中喉中喉细喉细喉超细喉超细喉超粗喉超粗喉粗喉粗喉中喉中喉细喉细喉超细喉超细喉孔隙度：

43、孔隙度：18.9%18.9%以粗喉为主以粗喉为主以中喉为主以中喉为主30单位名称序号PH-6井井Kcorecore关系关系0.010.111010010001000005101520253035core(%)K(mD)粗砂中砂细砂粉细砂钙质细砂泥质粉砂粉砂质泥岩平湖6井花港组y = 0.0024e0.4801xR2 = 0.7899地层孔隙度、渗透率随着粒度变粗而增大地层孔隙度、渗透率随着粒度变粗而增大砂岩含钙后孔渗迅速变差砂岩含钙后孔渗迅速变差细细粗粗31单位名称序号毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系CHX-3井孔喉半径与Shg和Shg关系CHX-3井孔喉半径与Shg和Shg关

44、系Depth=2878.59m，PHI=21%，Kh=709mD0102030405060708090100151.45076.45850.97330.45222.07917.42214.14510.1377.8825.9724.7473.5802.3891.4430.7270.4720.3590.1790.0900.0730.0600.0490.0370.024R（um）SHg，SHg（%）SHgSHg以孔喉半径以孔喉半径101030m30m的孔隙为主，是的孔隙为主，是汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径0.090.0910m10m的孔隙次之；孔喉半径的孔隙次之；孔喉

45、半径0.090.09mm的孔隙少量，渗透率很高，的孔隙少量，渗透率很高，是是极好储层极好储层。C CH HX X- -3 3井井孔孔喉喉半半径径与与S Sh hg g和和S Sh hg g关关系系( (P P5 5) )Depth=2812.74m，PHI=21.3%，Kh=336mD0102030405060708090100106.28085.41553.83131.30021.83916.75713.68610.2618.0286.1924.8883.6152.4021.4600.7130.4760.3590.1830.0920.0740.0610.0490.0370.024R（um）S

46、Hg，SHg（%）SHgSHg以孔喉半径以孔喉半径6.26.213.6m13.6m的孔隙为主，的孔隙为主，是汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径是汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径0.090.096.2m6.2m的孔隙次之；孔喉半径的孔隙次之；孔喉半径0.090.09mm的孔隙少量，渗透率高，是的孔隙少量，渗透率高，是好储层好储层。32单位名称序号毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系C CH HX X- -3 3井井孔孔喉喉半半径径与与S Sh hg g和和S Sh hg g关关系系( (P P9 9) )Depth=2817.22m，PHI=17.4%，Kh=14.7mD010203040

47、5060708090100106.28085.41553.83131.30021.83916.75713.68610.2618.0286.1924.8883.6152.4051.4600.7130.4760.3590.1830.0920.0740.0610.0490.0370.024R（um）SHg，SHg（%）SHgSHg以孔喉半径以孔喉半径0.70.74.9m4.9m的孔隙为主，的孔隙为主，是汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径是汞饱和度的主要贡献者；孔喉半径0.09 0.09 mm的孔隙次之；孔喉半径的孔隙次之；孔喉半径0.090.090.480.48 mm的孔隙少量，渗透率低，的孔隙少量，渗

48、透率低，是是差储层差储层。CHX-3井孔喉半径与Shg和Shg关系(P11)CHX-3井孔喉半径与Shg和Shg关系(P11)Depth=2863.8m，PHI=16.7%，Kh=1.84mD0102030405060708090100173.83086.27453.55431.36121.70716.74513.5199.8417.4445.6814.6493.6082.4161.4840.7230.4830.3600.1830.0920.0730.0610.0490.0370.025R（um）SHg，SHg（%）SHgSHg以孔喉半径以孔喉半径0.090.09mm的孔隙为主，是的孔隙为主，

49、是汞饱和度的主要贡献者，孔喉半径汞饱和度的主要贡献者，孔喉半径0.090.091.5m1.5m的孔隙次之，渗透率很低，的孔隙次之，渗透率很低，是极差储层或非储层是极差储层或非储层。33单位名称序号P PH H- -5 5井井P Pc c，R R- -S Sh hg g，S Sh hg g关关系系（3 30 01 1）0.010.11101000102030405060708090100Shg，Shg（%）Pc（MPa）0.010.1110100R（um）P PH H- -5 5井井P Pc c，R R- -S Sh hg g，S Sh hg g关关系系（3 30 04 4）0.010.1110

50、1000102030405060708090100Shg，Shg（%）Pc（MPa）0.010.1110100R（um）P PH H- -5 5井井P Pc c，R R- -S Sh hg g，S Sh hg g关关系系（5 50 07 7）0.010.11101000102030405060708090100Shg，Shg（%）Pc（MPa）0.010.1110100R（um）P PH H- -5 5井井P Pc c，R R- -S Sh hg g，S Sh hg g关关系系（5 50 01 1）0.010.11101000102030405060708090100Shg，Shg（%）Pc（

51、MPa）0.010.1110100R（um）毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系孔喉半径大于孔喉半径大于2.52.5mm后发生跳跃性变化，后发生跳跃性变化，说明大孔喉可能受到溶蚀作用影响。说明大孔喉可能受到溶蚀作用影响。34单位名称序号PH-5井Khcore-core关系PH-5井Khcore-core关系0.010.1110100100010000051015202530core(%)core(%)Khcore(mD)Khcore(mD)H2 2330.36-2336.87P1 2927.21-2936.76P3 3033.37-3036.96P4 3082.2-3094.85P

52、5 3167.08-3168.37P6 3192.76-3199.54P7 3284.2-3292.22P8 3400.85-3414.06P9 3504.48-3506.36P11 3695.09-3705.79平湖组平湖组K=0.008385*eK=0.008385*e0.5319*0.5319*花港组花港组K=0.001*eK=0.001*e0.5319*0.5319*毛管压力与储层参数的关系毛管压力与储层参数的关系孔隙度相同，平湖组地层渗透率约是孔隙度相同，平湖组地层渗透率约是花港组地层渗透率的十倍。花港组地层渗透率的十倍。35单位名称序号36单位名称序号油气层含烃饱和度的主要控制因素

53、油气层含烃饱和度的主要控制因素 根据不同孔喉半径的毛管压力和对渗透率的贡献、具不同孔喉半径的孔隙对进汞饱和度的贡献对孔根据不同孔喉半径的毛管压力和对渗透率的贡献、具不同孔喉半径的孔隙对进汞饱和度的贡献对孔喉和孔隙进行分类：喉和孔隙进行分类： 1 1、超细喉超细喉（rt0.1mrt0.1m，Pchg7.35MPaPchg7.35MPa）, ,对渗透率和汞饱和度的贡献甚微，具超细喉的孔隙称作对渗透率和汞饱和度的贡献甚微，具超细喉的孔隙称作超超微孔微孔，由于毛管压力巨大，油气极难进入。超微孔的水称作强束缚水。，由于毛管压力巨大，油气极难进入。超微孔的水称作强束缚水。 2 2、细喉细喉（0.50.5m

54、rtmrt0.1m0.1m，7.35MPa7.35MPaPchg1.47MPaPchg1.47MPa）, ,对渗透率的贡献甚微，但对饱和度有一定对渗透率的贡献甚微，但对饱和度有一定贡献。具细喉的孔隙称作贡献。具细喉的孔隙称作微孔微孔，在烃柱高度很高时气可以进入，油较难进入。微孔的水称作弱束缚水。，在烃柱高度很高时气可以进入，油较难进入。微孔的水称作弱束缚水。 3 3、中喉中喉（2.52.5mrtmrt0.5m0.5m，1.47MPa1.47MPaPchg0.3MPaPchg0.3MPa）, ,对渗透率的贡献较小，但对饱和度有相当对渗透率的贡献较小，但对饱和度有相当贡献。具中喉的孔隙称作贡献。具

55、中喉的孔隙称作中孔中孔，在烃柱达到一定高度时，油气皆可以进入。中孔的水也属弱束缚水，生，在烃柱达到一定高度时，油气皆可以进入。中孔的水也属弱束缚水，生产压差较大时可能产出。产压差较大时可能产出。 4 4、粗喉粗喉（1010mrtmrt2.5m2.5m，0.3MPa0.3MPaPchg0.074MPaPchg0.074MPa）, ,在无超大孔时是渗透率和饱和度的主要贡在无超大孔时是渗透率和饱和度的主要贡献者。具粗喉的孔隙称作献者。具粗喉的孔隙称作大孔大孔，由于毛管压力较小油气很容易进入。，由于毛管压力较小油气很容易进入。大孔大孔的水为自由水。的水为自由水。 5 5、超粗喉超粗喉（rtrt 101

56、0m m ，PchgPchg0.074MPa0.074MPa），），具超粗喉的孔隙称作具超粗喉的孔隙称作超大孔，超大孔，流体可以自由出入，流体可以自由出入，超大超大孔孔的水同为自由水。的水同为自由水。 6 6、超细喉还可以再细分为超细喉（超细喉还可以再细分为超细喉（ 0.0260.026 mmrt0.1mrt0.1m，28.4MPa28.4MPaPchg7.35MPaPchg7.35MPa ）和强超细喉）和强超细喉（ rt rt 0.0260.026 m m ，Pchg28.4MPa Pchg28.4MPa ），超微孔再细分为超微孔和强超微孔。强超微孔），超微孔再细分为超微孔和强超微孔。强超微

57、孔的水称作超的水称作超强束缚水。根椐强束缚水。根椐AGIPAGIP公司的实验，超强束缚水的盐度低于地层水平均盐度。公司的实验，超强束缚水的盐度低于地层水平均盐度。37单位名称序号汞气系统PcHg 气水系统Pcgw 油水系统Pcow超微孔超细喉0.17.351.0010.5207微孔细喉0.1-0.51.47-7.350.2003-1.001 0.1041-0.5207中孔中喉0.5-2.50.294-1.470.0401-0.2003 0.0208-0.1041大孔粗喉2.5-100.0735-0.2940.01-0.04010.0052-0.0208超大孔超粗喉100.07350.010.0

58、052孔喉、孔隙分类孔喉、孔隙分类毛管压力Pc(MPa)孔隙分类 孔喉分类孔喉半径(m)油气层含烃饱和度的主要控制因素油气层含烃饱和度的主要控制因素PcHgPcgwPcoww-g=0.8 w-g=0.7 w-o=0.4 w-o=0.2超微孔超细喉微孔细喉0.17.351.0010.5207127.64145.87132.74265.49中孔中喉0.51.470.2000.104125.5329.1726.5553.10大孔粗喉2.50.2940.0400.02085.115.835.3110.62超大孔超粗喉100.07350.0100.00521.281.461.332.65对应油柱高度（米

59、）孔隙分类 孔喉分类孔喉半径界限与对应的烃柱高度孔喉半径界限与对应的烃柱高度孔喉半径界限(m)毛管压力Pc(MPa)对应气柱高度（米）注：对应油气柱高度指常压地层和无水力作用时注：对应油气柱高度指常压地层和无水力作用时38单位名称序号油气层含烃饱和度的主要控制因素油气层含烃饱和度的主要控制因素P PH H5 5井井 H H2 2( (1 10 08 8) )D=2332.17,=26.50%,K=1475mD0.010.11101000102030405060708090100Shg(%)Pchg(MPa),Rt(um)PchgRt超超大大孔孔大大孔孔中中孔孔微微孔孔超超微微孔孔10 10 u

60、mum2.5 2.5 umum0.5 0.5 umum0.1 0.1 umum39单位名称序号油气层含烃饱和度的主要控制因素油气层含烃饱和度的主要控制因素控制油气层含烃饱和度的主要因素控制油气层含烃饱和度的主要因素 地层象一个仓库，孔隙象一个个仓室，孔喉象仓室的门，孔喉半径代表地层象一个仓库，孔隙象一个个仓室，孔喉象仓室的门，孔喉半径代表仓门的大小，而每个孔隙的体积相当于每个仓室的仓容。仓门相同的仓室可仓门的大小，而每个孔隙的体积相当于每个仓室的仓容。仓门相同的仓室可以有不同的仓容，仓容相同的仓室可以有不同的仓门。流体就象要进入仓库以有不同的仓容，仓容相同的仓室可以有不同的仓门。流体就象要进入