压汞曲线对比结果综述.doc

压汞参数对比(勘探院与大庆油田研究院结果对比)2010年7月1 压汞法原理及孔隙结构参数定义与计算压汞法以毛管束模型为基础，假设多孔介质是由直径大小不相等的毛管束组成汞不润湿岩石表面，是非润湿相，相对来说，岩石孔隙中的空气或汞蒸气就是润湿相往岩石孔隙中压注汞就是用非润湿相驱替润湿相当注入压力高于孔隙喉道对应的毛管压力时，汞即进入孔隙之中，此时注入压力就相当于毛细管压力，所对应的毛细管半径为孔隙喉道半径，进入孔隙中的汞体积即该喉道所连通的孔隙体积不断改变注入压力，就可以得到孔隙分布曲线和毛管压力曲线，其计算公式为 （1）式中，Pc——毛细管压力，MPa；σ——汞与空气的界面张力，σ=480dyn/cm；θ——汞与岩石的润湿角，θ＝140º，cosθ=0.765；r——孔隙半径，μm可得孔隙半径r所对应的毛管压力为 （2）实验过程严格按照石油天然气行业标准SY/T 5346-2005《岩石毛管压力曲线的测定》执行，常见毛管压力曲线特征见图1图1 毛管压力曲线特征图定量描述孔喉大小分布定量指标主要有以下参数：排驱压力、中值压力、最大连通孔隙半径、孔隙半径中值、平均孔隙半径、半径均值、最大汞饱和度、最终剩余汞饱和度、仪器最大退出效率、分选系数、结构系数、孔隙度峰位、渗透率峰位、渗透率峰值、孔隙度峰值、歪度、相对分选系数、特征结构参数、均质系数等，其定义及计算公式如下：1. Pd 排驱压力(MPa)：指非润湿相开始进入岩样最大喉道的压力，也就是非润湿相刚开始进入岩样的压力。

2. rmax 最大孔喉半径(μm)：压力为排驱压力时非润湿相进入岩石的孔喉半径为最大孔喉半径，与Pd一起是表示岩石渗透性好坏的重要参数3. P50 饱和度中值压力(MPa)：非润湿相饱和度50%时相应的毛管压力为P50，它越小反映岩石渗滤性越好，产能越高4. r50 孔喉半径中值(μm)：非润湿相饱和度为50%时相应的孔喉半径为r50，它可近似地代表样品的平均孔喉半径 5. 孔喉半径平均值(μm)：它是表示岩石平均孔喉半径大小的参数采用半径对汞饱和度的权衡求出6. α 均质系数：均质系数表征储油岩石孔隙介质中每一个孔喉(ri)与最大孔喉半径的偏离程度，α在0～1之间变化，α愈大，孔喉分布愈均匀 7. F 岩性系数：它是岩样实测渗透率与计算渗透率之比，反映喉道的迂曲情况8. Smax 最大汞饱和度（%）：实验最高压力时的累计汞饱和度%9. We 退汞效率（%）：在限定的压力范围内，从最大注入压力降到起始压力时，从岩样内退出的水银体积与降压前注入的水银总体积的百分数。

它反映了非湿相毛细管效应采收率 10. φp 结构系数：它表征了真实岩石孔隙特征与假想的长度相等、粗细不同的圆柱形平行毛管束模型之间的差别，它的数值是影响这种差别的各种综合因素的度量 11. 1/Drφp 特征结构系数：它是相对分选系数Dr与结构系数φp乘积的倒数，既反映孔喉分选程度，又反映孔喉连通程度，此值愈小，岩样孔隙结构愈差12. SKP 偏态（又称歪度）：表示孔喉大小分布对称性的参数，当SKP=0时为对称分布；SKP>0时为正偏（粗歪度）；SKP<0时为负偏（细歪度）13. KP 峰态：表示孔喉分布频率曲线陡峭程度的参数，当SKP=1时为正态分布曲线；SKP>1时为高尖峰曲线；SKP<1时为缓峰或双峰曲线14. Dr 变异系数：又称相对分选系数，能更好反映孔喉大小分布均匀程度的参数数值越小，孔喉分布越均匀15. Kj 渗透率贡献值(%)：以某孔喉半径所能提供的渗透率百分数16. J(sw)函数：又称为毛管力函数，是基于因次分析推论出的一个半经验关系的无因次函数，它是毛管力曲线的一个很好的综合处理方法，并可用来鉴别岩石的物性特征其计算公式如下：（1）（2） （3）（4） （5）（6）（7） （8） （9） （10） （11） （12）式中： —平均孔喉半径μm；Si—某点的汞饱和度%；ri—某点的孔喉半径μmа—均质系数(无因次量)；ΔSi—对应于ri的某一区间的汞饱和度%；rmax—最大孔喉半径，μmF —岩性系数(无因次量)； K —空气渗透率μm2； φ —孔隙度%；r(s)—孔喉半径分布函数中某一孔喉半径μm； ds —对应于的某一区间汞饱和度%； Smax—实验最高压力时的累计汞饱和度%； Smin—退汞到起始压力时残留在孔隙中汞饱和度%；We—退汞效率%； φp—结构系数，无因次量； SKP—偏态，无因次量； Sp —分选系数； Kj—渗透率贡献值%； S —汞饱和度%； Pc —毛管压力MPc； σ—界面张力dyn/cm； Dr —变异系数（无因次量）；KP —峰态（无因次量）； 1/Drφp—特征结构系数（无因次量）； 1 勘探院与大庆油田研究院测试结果对比为了检验测新购压汞仪试结果的可靠性，选取4种渗透率岩心，将其切割成两段，其参数见表1。

表1 检测岩心孔隙度、渗透率参数测试单位勘探院油层物理室大庆研究院岩 样 号孔 隙 度渗 透 率孔 隙 度渗 透 率No.φkaφka原号%10-3μm2%10-3μm21-112.90.32113.220.1851-212.30.4102-120.77.6517.886.822-219.67.873-116.912414.67116.563-218.11244-123.5167419.671259.264-223.72979其中1-1、2-1、3-1、4-1送大庆油田研究院渗透力学研究所进行检测，1-2、2-2、3-2、4-2由我单位检测两块平行样岩心的孔隙度、渗透率较平等从测试结果来看，大庆油田研究院测试的孔隙度、渗透率参数与我室测试结果有一定差别，低渗岩心与高渗透岩心结果相差较大322-22-2下表为孔隙参数计算结果，两种仪器测试结果相近表2、两单位测试参数对比表样品号孔隙度(%)空气渗透率(10-3μm2)岩样密度(g/ml)孔隙体积(ml)最大孔隙半径(μm)平均孔隙半径(μm)孔隙半径中值(μm)孔隙分布峰位(μm)孔隙分布峰值(%)渗透率分布峰位(μm)渗透率分布峰值(%)分选系数歪度峰态半径均值结构系数相对分选系数特征结构参数均质系数岩性系数最大汞饱和度 (%)未饱和孔隙体积 (%)残余汞饱和度(%)退汞效率(%)排驱压力(MPa)饱和度中值压力 (MPa)1--113.2 0.185 2.3 1.651 0.714 0.355 0.064 0.400 19.246 0.400 59.680 0.182 1.430 2.210 0.186 1.128 0.513 1.729 0.163 0.404 64.893 35.107 46.184 28.830 1.030 11.416 1--212.3 0.410 2.3 1.522 0.700 0.269 0.056 0.250 21.090 0.400 48.504 0.146 1.329 1.947 0.151 0.272 0.541 6.801 0.144 1.470 63.447 36.553 46.234 27.129 1.050 13.067 2--117.9 6.82 2.1 2.245 5.315 1.632 0.297 2.500 10.346 2.500 44.993 1.067 1.360 1.966 0.878 0.873 0.654 1.752 0.086 0.410 88.353 11.647 42.785 51.575 0.138 2.477 2--219.6 7.87 2.1 2.435 3.442 1.198 0.187 1.600 11.416 2.500 52.295 0.893 1.128 1.300 0.703 0.446 0.746 3.004 0.095 0.853 75.329 24.671 37.457 50.275 0.214 3.925 3--114.7 117 2.2 1.840 25.805 7.508 4.100 10.000 16.445 16.000 52.214 6.444 1.215 1.634 6.436 0.887 0.858 1.314 0.084 0.270 96.008 3.992 65.747 31.519 0.028 0.179 3--218.1 124 2.1 1.961 21.322 9.410 2.275 10.000 26.426 10.000 60.608 4.714 1.634 2.896 5.398 1.616 0.501 1.236 0.227 0.150 78.629 21.371 59.752 24.008 0.034 0.323 4--119.7 1259 2.0 2.502 33.748 19.984 14.172 25.000 30.938 25.000 74.550 9.426 1.611 2.910 14.515 0.780 0.472 2.719 0.287 0.307 87.112 12.888 69.924 19.731 0.022 0.052 4--223.7 2979 2.0 3.071 3.504 1.357 14.626 。