特殊岩心分析实验是指什么？

常规岩心分析实验是指什么？~

这类岩心分析实验主要是描述岩石本身孔隙空间大小；各种流体在孔隙空间内占有多大比例；各种流体在储层内发生流动时，它的流动速度与流体性质及岩石特性之间的关系。
（1）岩石孔隙度（数学符号记为Φ）：它是对岩石储存流体的储集能力的度量。定量地说，孔隙度是孔隙体积与岩石总体积的比率。孔隙体积如果是总孔隙体积（连通的孔隙体积加上不连通的孔隙体积），这个比率就叫绝对孔隙度；孔隙体积如果是相互连通的孔隙体积，这个比率就叫有效孔隙度。有效孔隙度是指互相连通的孔隙体积占岩石总体积的比率，那些不连通的孔隙称为死孔隙，对开发是没有意义的。因此，有效孔隙度是表征岩石物性的一个非常重要的参数。
（2）岩心流体饱和度：为某特定流体（油、气或水）在地层中占据孔隙体积的分数或百分比。油的饱和度数学符号记为So；气的饱和度数学符号记为Sg；水的饱和度数学符号记为Sw。
所有流体的饱和度之和是100%，所以，So+Sg+Sw=1.0。一般认为，油藏中的流体从运移到聚集经历了漫长的地质年代，流体已达到了一种过平衡状态，按密度的不同进行了分离，油的上面是天然气，下面是水。除了底水和边水外，储层中由于毛管力的作用，孔隙中还分布着最低限度的原生水，原生含水饱和度（Swc）也很重要，因为它占据了油气之间的空间。它在整个油藏中不是均匀分布的，随岩性孔隙致密程度及离自由水面的高度而变化，最低限度的原生水通常呈水膜状附着在岩石的孔隙周围，通常也称之为束缚水饱和度。油藏一旦投入开发，油相要流动，其饱和度必须超过某一个特定值才能流动，这个值就是临界含油饱和度（Soc），低于这个值油相在孔隙中是不流动的。如果我们用一种驱替剂将油驱替出来，在这个过程中，就有一个残余油饱和度（Sor）的概念，残余油饱和度总是大于临界油饱和度。我们经常感兴趣的饱和度是可流动油的饱和度（Som），也就是可动油占据孔隙体积的分数或百分比，用公式表达为Som=1.0-Swc-Sor。
（3）岩石渗透率（数学符号记为K）：岩石渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。1856年，亨利·达西（Henry Darcy）总结了他利用水通过自制铁管砂子的驱替实验，第一次用数学公式定义了这一岩石特性，这就是有名的达西定律。在流体流动计算中应用传统的线性流方程表达为：

式中，q为通过多孔岩石流体的流速，立方厘米/秒；A为流体通过的截面面积，平方厘米；μ为流体的黏度，毫帕·秒；p1，p2为进口端及出口端压力，帕；L为长度，厘米；K为渗透率，平方微米。1平方微米在英制中通称为1达西（以达西名字命名该单位）。大多数储层的渗透率均小于1平方微米，故多用10-3平方微米（即毫达西）。

达西线性示意图渗透率与孔隙度之间没有严格的关系，但对于一个相类似的砂岩储层，许多油田都显示出如图的近似统计关系，Ф=algK+b，a和b这两个常数和储层的孔隙结构有关系。

某油田孔隙度和渗透率的关系从达西定律中可以明显看出，通过多孔岩石流体的流速q与岩石的渗透率及两端的压差成正比，与流体的黏度和流过的距离成反比。这就好比我们以相同的压力差来驱赶那些地下的油、气，地下的“房子”越大（Ф越大）、房子的“门窗”越多（孔隙结构的喉道配位数越多）、行走越畅通的地方（高渗透储层），油或气就越容易被赶出来，而对那些房子小、门窗小、行走阻力大的地方（低渗透储层），油、气就比较难于被赶出来。除非加大驱动压力差，或者把“门窗”改造大一些（通过压裂、酸化等改造措施）才能把更多的气、油赶出来。如果地层构造都一样，可以肯定说，气最容易跑出来，因为气的黏度低，流动起来阻力小，油黏度比气高，流动起来就比气迟缓。同是油，那些黏度低的也就比那些黏度高的容易流动，一些黏度极高的重油简直就像狗皮膏药，黏糊糊的，很难把它们从地下“拽”出来。

岩心及其实验分析资料是认识储层最直接的信息，也是储层评价必不可少的基础资料。因此，尽早尽可能地进行系统取心，取得一个所研究储层的完整岩心剖面，是开发储层评价很关键的一环。
系统取心井点在平面上分布应考虑储层平面上、纵向上相变的程度，保证所取岩心能覆盖各类微相和岩相，以利于建立测井相和各类微相、岩相与物性关系。
常规岩心分析的取样应满足一定的密度要求，满足测井的岩石物性解释需要。储层非均质性愈严重，要求取样密度愈大。
应有一定数量的代表性岩心样品，在同一块岩样上测定几项关键参数，以求得各项参数间合理的相关关系，如孔隙度与渗透率、水平渗透率与垂直渗透率、不同方向上水平渗透率的差异等。
要有一定的特殊岩心分析，了解储层的渗流特征，求取相对渗透率、水驱油效率、储层的敏感性。
评价水体部分储层，是开发地质工作中一个必不可少的组成部分。由于含油区和含水区间常常会存在成岩作用差异，两者参数经常不能互相替代。而水层性质往往对油层开发有很大影响，所以取得一定量的水层岩心并进行分析研究是十分必要的。
油基钻井液取心、密闭取心等特殊技术取心是直接取得准确的油、气、水饱和度资料和润湿性资料等的专门手段，应视需要和条件适当安排。

这类储层物性描述要靠一些特殊实验取得认识，通常包括：上覆岩石压力、润湿性、表面与界面张力、毛细管压力、相对渗透率。这些岩石物理数据直接影响着对烃类物质的数量和分布的计算，它是研究某一油藏流体的流动状态的重要参数。

（1）上覆岩石压力：埋藏在地下几千米的油藏承受着上覆巨厚地层的重量，即上覆压力，这个上覆压力是对储层施加的一种挤压力，通常岩石的孔隙压力接近于上覆压力。如果岩石的颗粒胶结得很好，典型的孔隙压力大约是每10米深度增大0.1兆帕，上覆压力与内部孔隙压力之间的压力差称为有效上覆压力。我们钻开油层采油，如果不补充能量，就像在一个大皮球上戳一个洞放气，在球内气体压力衰减过程中，大皮球就会扁下去，同样道理，在压力衰竭过程中，油层内部孔隙压力要降低，有效上覆压力会增大，这将使储层总体积减小，同时，孔隙间的颗粒膨胀。这两种变化都使孔隙空间减小，也就是减小了岩石孔隙度。通过特殊岩心分析实验我们就可以建立孔隙度或渗透率与有效上覆压力间存在的某种关系。

孔隙压力的变化会影响岩石孔隙体积的变化，也影响着孔隙内流体的饱和度变化，我们往往采用一个压缩系数的概念来表述这一特性，孔隙压缩系数（数学符号记为CP）也就是单位压力变化时的孔隙体积的相对变化值。

对大多数油藏，基岩和岩石体积压缩系数相对于孔隙压缩系数CP都很小，因此通常用地层压缩系数Cf来描述地层的总压缩系数，并让Cf=CP 。在油田开发中，油藏总压缩系数被广泛应用于瞬变的流动公式和物质平衡方程，它就像我们高中时学的物理学用容变模量的倒数来表征一个弹性体瞬变过程一个道理。油藏总压缩系数数学符号记为Ct，它包括了原油、束缚水、天然气和岩石的压缩系数，掌握了这个参数很有用，一个封闭性的油藏，如果我们已经计算出它的地质储量，想了解在弹性开采阶段能采多少油，我们只要将储量乘上总压缩系数（Ct）再乘上弹性期压力降数值就可以计算出它能采出多少油来，反过来，如果我们掌握了开采过程中油藏压力下降的情况和实际生产量，也可以反求出这个油藏应该有多少弹性储量。

（2）岩石润湿性：任何一种液体与另一种固体表面相接触，液体就会在固体表面产生扩散或附着的趋势。例如，将汞、石油、水滴在一块干净的玻璃板上，你可以看到水滴很容易散布在玻璃板上，石油大约呈半圆珠状，水银则保持圆珠状，这种特性就叫润湿性。这种扩散的趋势可以通过液固表面的接触角来表示，接触角度小，液体的润湿性就强，零度接触角表示完全不润湿，180°则表示完全润湿。

润湿性示意图油藏的岩石对流体的润湿性非常重要，如果岩石对水的润湿性很强（或者说亲水性很强），这类油藏就有利于用水来驱油；如果岩石对油的润湿性很强（或者说亲油性很强），原油黏附在岩石表面比较牢，那么，水驱油效果就会很差。

（3）表面与界面张力：液体和气体的接触面称为表面，不同液体之间的接触面称为界面。在同一液体内部任何一个分子与其周围分子之间的吸引力是球形对称的，各个相反方向上的力则彼此相互抵消。但液体和空气接触表面层的分子、液体内部分子对表面层分子的吸引力，远大于外部气体分子对它的吸引力，这种不均衡的作用力是沿着液体表面垂直作用于单位长度上的紧缩力，称为表面张力，用σ表示。表面张力总是力图缩小表面积，使表面如同一层富于弹性的橡皮膜。这种现象经常可见，如小孩吹肥皂泡，把一个金属环在肥皂液中浸一下，然后取出，金属环便有液膜形成，它很像一张拉紧了的橡皮膜，小孩轻轻地把液膜吹出去，一个圆圆的肥皂泡就会飘舞在空中。肥皂泡之所以能够形成就是肥皂液与空气的接触面形成的表面张力在起作用。

表面张力现象油和水两种液体作用在界面上的这种力称为界面张力。如果一个细细的玻璃管插入到一个盛水容器中，在与空气与水的表面张力和玻璃管管壁对水的润湿性的综合作用下，会使毛细管中的水面上升，超过盛水容器的液面，只有当使液体上升的力与液体的重力平衡后，水才不会再上升，这个力显然是与毛细管半径粗细、接触的表面积成正比，和两种液相的密度差成正比，和液相与固相之间的润湿性有关。

在油田开发中，所研究的提高原油的采收率的方法（如注入表面活性剂、混相开采等方法）都是力图降低油、水、气的表面张力或降低液相与岩石表面相接触形成的界面张力。

（4）毛细管压力：毛细管的虹吸作用是一种常见的物理现象。储藏油气的孔隙空间可看作由许多大大小小毛细管组成，毛细管压力是由岩石和流体间的表面张力或界面张力、孔隙大小、几何形状及润湿性综合作用的结果。毛细管压力可以通过半渗透隔膜法或压汞法等实验装置测定驱替压力与润湿相饱和度的变化关系而求得。任何两种不混相的流体在一条毛细管内都会产生弯曲的表面，这个弯曲的表面都具有变成单位体积最小面积的趋势。这种现象反映了两种流体间存在的压力差，这个压力差称之为毛细管压力，在油—水系统中，毛细管压力等于毛细上升高度的重力。

毛细管虹吸现象这些以前学习过的物理概念，有时觉得非常枯燥无味，但结合油田开发分析，你会发现许多有趣的现象和很有用的启示。通常认为一个油藏中的油都是从生油源岩中运移过来的。在没有形成油藏之前，储层内大大小小的毛细管都充满了水，当油或气运移到储层时，首先克服了最大毛细管的毛细管压力才开始进入储层，因为半径最大的毛细管的毛细管压力最小，这一最小的驱替压力称为阈压（pd）。随后，逐步驱替毛细管半径越来越小的孔隙，所需要的驱替压力也越来越大，一旦驱替压力不足以克服微细毛细管的压力，非润湿相就无法再占据原来润湿相的孔隙空间，这不能降低润湿相的饱和度即为原生水饱和度。由此知道，对于一个储层来说，毛细管压力是饱和度和储层孔隙结构的函数，这里所指的孔隙结构即毛细管半径大小的分布及形态等，它与储层孔隙度、渗透率紧密相关。对于一个油田，如果我们掌握了各类储层的毛细管压力曲线，就有可能了解各类储层微观的孔喉变化和含油气饱和度的数量和变化。下图为毛细管压力与水饱和度关系曲线，每块岩石样品看作由大大小小的毛细管组成，每条毛细管的渗透率大小也不一样，渗透率越低孔隙度越小，毛细管半径也越小。从图中可以看到，随着渗透率降低毛细管压力相应增大，这是孔隙大小对毛细管压力大小的影响，假定一块岩石样品代表一个油藏，我们可以看出，低渗透率油藏原生水饱和度比高渗透油藏高，也就是含油饱和度比较低，开采时则需要较大的生产压差，开采难度也比高渗透率油藏大。

毛细管压力与水饱和度关系示意图（5）相对渗透率：前面说的渗透率（K）往往是指用空气做测试流体而测出的岩石渗透率，称为绝对渗透率。用油做流体测得的渗透率叫油相的有效渗透率（Ko）；用水做流体测得的渗透率叫水相的有效渗透率（Kw）；用空气以外的气体（如天然气等）做流体测得的渗透率叫气相的有效渗透率（Kg）。但要注意，气体在砂粒表面有滑脱影响。1941年克林肯伯格（Klinkenberg）做实验发现了这个现象，称为克林肯伯格效应。在做达西实验时，取岩心实验时的入口压力p1与出口压力p2的平均值，即pm=（p1+p2）/2，在所测的渗透率与1/pm的关系图上外推至1/pm=0处，该渗透率就是空气绝对渗透率，它近似等于液体绝对渗透率（岩心被100%液体饱和）。当有两相以上的流体在多孔介质流动时，每一相流体通过多孔介质的能力都会随其饱和度的变化而发生变化，这个变化就以相对渗透率来表示。它的定义是某相有效渗透率与一个特定的渗透率的比值，以油、水两相为例：

绝对渗透率测定油相相对渗透率5134表示束缚水条件下的油相有效渗透率，平方微米；水相相对渗透率5134表示束缚水条件下的水相有效渗透率，平方微米。

根据不同相态的相对渗透率变化可以绘出相对渗透率曲线。相对渗透率曲线有两种类型，一种是指在岩石被水100%饱和的条件下，用非润湿相原油驱替润湿相水的测试结果，它描述了油藏形成过程的相渗透率变化，称为驱替类型的相对渗透率曲线。另一种是指在亲水岩石被束缚水（或称原生水）和原油两相饱和的条件下，再用水驱替非润湿相原油的测试结果，它描述了油藏中水驱油的过程，称为渗吸类型的相对渗透率曲线。对于亲水岩石来说，在驱替和渗吸两种流动过程中，水相相对渗透率曲线是重合的，而对油相相对渗透率曲线会有较明显的差异。在预测油藏水驱油的生产动态时，我们应使用渗吸的相对渗透率曲线。相对渗透率曲线用来预测油气藏生产动态是必不可少的重要参数。从下图油、水相对渗透率曲线可以看出：在水驱油开采过程中，油藏内含水饱和度将不断增加，油相的相对渗透率将不断降低。按照达西定律计算，很明显，产油量将不断减少。随着含水饱和度的不断增加，水相的相对渗透率也将不断升高，产水量也必然不断升高，最终导致油藏被水淹而废弃。由油、水相对渗透率曲线也可以估算出水驱油效率。以油、水相对渗透率曲线为例可以看到，该油藏原始含油饱和度为0.8（束缚水饱和度0.2），油藏水淹时剩余油饱和度为0.15（含水饱和度0.85），这两者之间的饱和度也就是可驱动的油饱和度，如果再除以原始含油饱和度（0.8），那么，驱油效率就可以计算出为81%。

油、水相对渗透率曲线

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