油层物理及采油.pptVIP

多组分相图的应用：判别油藏的类型及开发过程中其中流体相态的变化。 分析：若右图为用某油（或气）藏原始油（或气）样做出的相图，且油藏原始温度、压力条件分别位于图中1、2、3、4点，则： “l”点位于液相区，为一未饱和油藏，在开发过程中，随着流体的采出，油藏压力降低，如图中l～b（等温降压），当压力降至b点时，油中开始有气泡分出（此点压力为泡点压力Pb），当压力低于Pb时，随压力降低分出的气量越来越多； “2”点位于泡点线上，是一个饱和油藏（可能是一个有气顶的油藏），压力稍有降低，油中便有气体分离出来； “3”点位于气相区，在等温降压（即开采）过程中，始终位于气相区，故“3”点所代表的是一个气藏； “4”所代表的系统，其原始压力、温度处在临界点右上方，位于气相区，是气藏，该气藏投入开发后，当压力降至d2点以前，一直处于气态，但当压力降至d2点时，气相中便有液滴凝析出来， d2点称为第二露点压力，随压力进一步降低，凝析出来的液量越来越多，在P’4点凝析出的液量最多，这是一种反常现象，称为反常凝析。当压力低于P’4时，凝析出的液体又逐渐蒸发，在d1点，凝析液全部变为气体，该点称为第一露点。温度位于图中C点和T点之间、阴影区及其上方的油气藏都具有反凝现象。位于阴影区上方的气藏称为凝析气藏。 第一章 油藏岩石和流体的基本物理性质及其渗流特性 第一节 油藏流体的物理性质 第二节 油藏烃类相态特征及油藏流体类型识别 第三节 储层岩石物理性质 第四节 饱和多相流体的储层岩石的物性 第三节 储层岩石物理性质 储层岩石主要是砂岩和石灰岩，本章着重介绍砂岩的物理性质，诸如砂岩的粒度组成、比面、孔隙度、渗透率、压缩系数及流体饱和度。储层岩石的孔、渗、饱特性是认识油层储油状况、划分主力油层、确定有效厚度、估算储量及分析油田生产状况的基础，是油田勘探与开发的最基本的岩石物性参数。 一、砂岩的粘度组成及比面 砂岩是由性质不同、形状各异、大小不等的颗粒经胶结物胶结而成，颗粒与颗粒之间未被胶结物充填的地方便构成了孔隙。显然颗粒的大小和形状、胶结物的性质和胶结方式，必将影响储层的孔隙性、渗透性。因此，在介绍砂岩的物性之前，首先介绍砂岩的粒度组成。 1．砂岩的粒度组成 所谓粒度组成，是指构成砂岩的各种大小不同的颗粒的含量，通常用重量百分数表示，它可以用筛析法和沉降法加以测定。 由上述两图可以看出岩样颗粒的均匀程度。分布曲线尖峰越高、累积曲线越陡，表明颗粒组成越均匀；反之，则表明颗粒组成越不均匀。砂岩颗粒的不均匀程度可用不均匀系数表示： 式中：d60、d10分别为累积曲线上，累积重量60％、10％对应的颗粒直径。不均匀系数接近1，岩石颗粒组成越均匀，岩石的孔隙性、渗透性越好。对于碳酸岩，颗粒及胶结物成分相同，无法分析其粒度。 2．砂岩的胶结类型 胶结物在岩石中的分布状况以及与碎屑颗粒的接触关系称为胶结类型。它通常取决胶结物含量的多少及生成条件。一般分为三大类， （1）基底胶结 胶结物含量较多，碎屑颗粒孤立地分布于胶结物之中，彼此不相接触或极少接触。胶结物与碎屑颗粒同时沉积，故称为原生胶结，其胶结强度很高，孔隙性、渗透性极差。 （2）孔隙胶结 胶结物含量不多，充填千颗粒之间的孔隙中，颗粒呈支架状接触。这种胶结物多是次生的，分布不均匀，多充填于大的孔隙中，胶结强度次于基底胶结，孔隙性、渗透性较好。 （3）接触胶结 胶结物含量很少，分布于颗粒相互接触的地方，颗粒呈点状或线状接触。胶结物多为原生的或碎屑风化物，多为泥质，胶结不结实，孔隙性、渗透性最好。 （4）杂乱粒状胶结 胶结物含量较多，常为泥质，其中也有其它成因物质的微粒，胶结物与这些微粒混杂在一起，分布于碎屑颗粒之间的孔隙中。它们多是原生沉积物。 4．岩石的比面 所谓比面系指单位体积岩石内所有孔隙的内表面积。当砂岩中胶结物含量很少时，可定义为单位体积岩石内，所有颗粒的总表面积。 比面的大小通常由室内测定法确定，亦可根据岩石的其它物性来估计。 二、储层岩石的孔隙度（Porosity） 孔隙度是衡量岩石中孔隙多少的参数，是油藏岩石的重要物性之一，是储量计算和油层评价的基础。 根据岩石孔隙的大小和连通性，可将孔隙分为：（1）有效孔隙：直径大于0.0002mm、可以让流体通过的孔隙；（2）无效孔隙：直径小于0.0002mm的微毛管孔隙和不连通（孤立）孔隙。在微毛管孔隙中，孔隙壁面固体分子的