6.默雷和斯托特划分储集岩下限的方法 7.碳酸盐岩（气藏）储集下限的确定 储气碳酸盐岩的特殊性是“自生自储”，即致密碳酸盐岩的微喉宽度小于0.1μm时，其孔喉中不是充满束缚水，在孔隙度1%-2%的岩石中，其含气饱和度可达65%-70%。
储集下限确定的方法：用油基泥浆取心，微波法或抽提法测定束缚水体积，对同一样品用高压压汞法（400MPa以上）及吸附法测定孔喉的比表面。束缚水体积除以比表面得束缚水膜厚度。
孔隙度小于1%岩石的平均水膜厚度为0.0047μm ，则喉道壁水膜厚度之和为0.0094μm。实际资料证实，当喉道宽度小于0.0094μm时，孔喉中才充满束缚水。天然气分子的运动直径为0.001μm，加上两壁水膜厚度为0.0104μm。从而确定碳酸盐岩的储集下限的中值喉道宽度r50为0.0104μm。
实际开发资料证据，自流井嘉三气藏从1850-1984年的134年间，采气量已超过170×108m3；据唐泽尧等研究，从有效储集层中产出的工业气流量仅有60×108m3 。而其它64%的110×108m3 天然气是从孔隙度小于2%的致密碳酸盐岩中以非工业气流量产出的。
致密碳酸盐岩确实可以储集气，在有裂缝发育时，可以缓慢地以低产或微产的形式产出。 8.气藏有效下限的确定 （1）单层试气法
以孔隙度2%为单位，或以渗透率0.05-5 ×10-3μm2为单位将储层划分为若干小层，对每个小层进行射孔测试，扣除不产气的层段就得到全井累计产气储集层的厚度H，该厚度要用测井资料校正。 以气层埋藏深度所确定的工业气流下限除以H，得到单位厚度的工业气流下限Qc。
用每个小层测试气产量除以小层厚度，得单位厚度气产量Qgr。作Qgr与孔隙度的关系曲线，在该图上取Qc，与Qc对应的孔隙度即有效孔隙度下限Φc 工业气流标准（储量规范
产气层埋藏深度，m ＜500 500-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000 ＞ 4000 工业气流下限，104m3/d 0.05 0.1 0.3 0.5 1.0 2.0
（２）生产测井法
对于工业气井，用生产测井法能直观、准确地确定有效孔隙度下限。但储集类型不同时，确定方法有差异。 孔隙型储集层
特点：储集层构造平缓，岩心观察、成像测井、关井压力恢复曲线证实无裂缝，但能产出稳定的工业气流；主要靠孔隙及其喉道储集和输运气体。
方法：用生产测井算出各层段产气的贡献值，凡能产气的层段中，以产能贡献为95%的孔隙度中的最小值作为有效孔隙度下限。根据孔隙度与渗透率的关系曲线求对应的有效渗透率下限。 裂缝-孔隙型储集层
特点：基质渗透率低、裂缝为主要渗流通道。在气藏不同构造部位的裂缝发育程度不同，有效下限亦不同。在裂缝发育的高渗透区有效下限值低，在裂缝不发育的低渗透区有效下限值高。 方法：对高、中、低渗透区分别求出各自的有效下限值。 （3）产能系数（地层系数Kh）法
基本条件：对工业气井的储集层应全取心，岩心收获率大于90%，取得各项物性参数；全套现代测井；大气藏应分别在高、中、低渗透区确定各自的有效下限。 确定原理：
工业气井储集层的产能系数（Kh值）反映了基质孔洞的渗流能力，无裂缝时，气体通过喉道从地层流向井，其有效下限值较高。当裂缝发育时，其有效下限值将不同程度地降低。
由于非均质性，储集层在纵向上各小层对工业气流的产能贡献不同；在全储集层的产能系数中，取产能系数的5%为下
限值。即大于该下限值的储集层在产出工业气流时，其产能贡献达95%，为有效储集层；而产能贡献值小于5%的层段作为非工业性产层被扣除。
由5%的产能系数除以对应的地层厚度得基质有效渗透率下限值，用孔渗关系单曲线求有效孔隙度下限值（美国CER公司）；或使用孔渗关系多曲线，对应一个渗透率下限值有多个孔隙度下限值（孔金祥），即可求出不同孔隙类型的孔隙度下限值。
优点：①通过测试证实气层有工业产能；②工艺简单、经济；③可用于孔隙型储集层，也可用于裂缝-孔隙型或裂缝-孔洞储集层。
? 具体方法：
建立孔-渗关系，以及渗透率与中值喉道宽度r50的关系。 确定有效渗透率下限值（Klc）
按小层厚度hi与该小层气体渗透率Kli求乘积Klihi。将全储层各小层的Klihi从小到大排列并计算累计百分数。用其总和乘5%，除Klihi累计百分数等于5%的各小层的累计厚度得Klc Klihi?5%Klc? hi(5%)求不同孔隙类型的的有效孔隙度下限值 利用孔渗关系曲线。 求r50的有效下限值
利用渗透率与中值喉道宽度r50的关系图。 用测井曲线求气藏不同渗透区的有效下限值
根据取心井的校核，用测井曲线可求出全储集层在纵向上的孔隙度及孔隙类型；利用孔渗关系曲线，由孔隙度反求K。用同样的方法可求出气藏不同渗透区未取心井的有效下限。 若各渗透区的有效下限值差异大，则各区用自己的下限值。 四、剩余油分布研究
剩余油：是通过加深对地下储层的认识、改善开采工艺水平等措施可以采出的油。
狭义上它与残余油不同，残余油一般是指水波及后仍未被采出的油，因此残余油是剩余油的一部分。
通常，一个油藏经过一次和二次采油后，还有相当数量的石油存留在油藏中。剩余油即是指开采到目前为止，还残留在地下的可采储量，在数值上等于可采储量与累积采油量之差。它是目前的工艺技术措施下可能采出的油，但由于开发方式，开采策略或开发方案的不当而仍然剩余在地下的油。
剩余油的分布不仅受地层非均质性的影响，还受到驱油进程的影响。确定剩余油的分布是很复杂的，需要应用多学科的技术。
主要方法：开发地质学方法、地震技术、测井方法、示踪剂测试方法以及岩心分析方法等。
剩余油分布研究的重点问题：①剩余油分布的描述；②剩余油饱和度的测量与监测技术；③剩余油挖潜技术。 水驱开发油田高含水期剩余油的分布形式:
①滞留带中的剩余油,形成于压力梯度小,原油不流动的油层部位； ②毛细管力束缚的残余油，原油残余在注入水通过的地带； ③以薄膜状态存在于岩石表面的残余油； ④低渗透层和注入水绕过带中的剩余油； ⑤未被开发钻探到的透镜体中的剩余油；
⑥局部不渗透层遮挡（微断层、隔挡层）造成的剩余油。 其中（2）、（3）类为残余油，对于水驱开采是不可动用的，只有用三采技术采出。其他几种类型则可以通过各种调整方法和生产措施加以动用。 影响剩余油分布的地质因素
1)沉积微相（控制注入水的运动规律、油层的水洗类型、水淹规律）
2)沉积单元（控制油水垂向流动的基本单元） 3)沉积韵律（控制水侵剖面分布） 4)渗透率差异 5）非均质性 6）储层孔隙结构 7）夹层 8）裂缝 9）微结构和封闭断层 影响剩余油分布的开发因素
井网（井网密度、形式） 岩石润湿性 指进发育程度 驱替特征 注入速度和注入方式 1.剩余油研究的规模
不同规模的剩余油，其包含的内容和研究方法有所不同。
剩余油研究的地质规模，就是油藏描述的不同体积规模。它可反映不同尺度条件下剩余油存在的空间位置、形态、数
??量、及随时间的变化。 微规模--颗粒规模
孔隙大小及分布、孔壁的粗糙度、充填的结构、孔隙和喉道类型、矿物学、胶结影响以及在扫描电镜和薄片中可以识别的其他特点。
目的主要是研究剩余油在孔隙内部的分布、数量和性质。
主要方法是，扫描电镜、薄片、光刻微观物理模型、原油性质分析 （2）小规模—岩心规模
在这个规模上，通常确定油藏岩石特性：孔隙度、渗透率、相对渗透率、毛细管压力和饱和度关系。它所代表的非均质性在每口井中随位置和方向变化很大。 研究的内容主要是含油饱和度。
主要方法是实验室中的岩心观察及试验，包括驱替试验和饱和度测量。 （3）大规模—单层规模
这是烃体积计算和数值模拟研究的规模，包括计算网格中的单元，代表一个连续的地质范围中离散化的形式。 在此规模内，主要研究水力单元和流体流动的主要障碍；建立油层的厚度、形状、延伸方向、空间的展布和间隔。 研究的内容主要是油层的分布状况和平均含油饱和度。
主要研究工作为一些油藏工程测量，如压力测试、示踪剂测试、测井研究等。 （4）宏规模—油藏规模
是油藏级规模的各类参数的平均结果，采用物质平衡等方法研究。 2.剩余油研究的方法和内容
剩余油研究的目标应和不同级别的规模相对应。
①研究剩余油在平面上和纵向上的宏观分布状况，为提高注入剂的波及状况服务； ②在微米到毫米的数量级上研究剩余油的分布状况与组分变化；
③定量确定剩余油的饱和度。根据研究结果，确定剩余油的开采动态，对提高采收率方法进行经济分析与效果评价。 （1）高含水期剩余油的分布评价技术 1)开发地质学方法
微构造 — 寻找富集点、断层边角、油层边部。
沉积微相 — 建立储层模型，预测水淹、提供可供挖潜带。
非均质性 — 层内、层间、平面微观非均质性对剩余油的影响及潜力部位。 密闭取心 — 计算剩余油饱和度，指示分布规律（小规模）。 2)实验、油藏工程、试井及数值模拟方法 水驱物模 — 预测区块规律 微观物模 — 预测区块规律
水驱特征曲线法、物质平衡法 — 提供区块平均饱和度值 水驱特征计算法 — 提供单井饱和度值、区块等值图 单元储量丰度法 — 提供区块饱和度分区图
含水率法、油藏数模法 — 提供区块饱和度等值图 高效井区确定 — 提供单井数值、评价区块好坏 （2）高含水期剩余油分布监测技术
3700测井系列、激发极化电位 — 提供裸眼井水淹层解释 地层测试器 — 通过压力分析动用程度（裸眼井）
碳氢比测井、单井示踪剂 — 计算剩余油饱和度（套管井） 井间示踪剂 — 监测井组、井间水淹动态
玻璃钢套管 — 随时监测剩余油饱和度（单井） （3）剩余油挖潜技术
开发层系调整、加密钻井 — 改善区块状况 未水淹层的开发 — 改善单井状况
周期注水、消耗驱动采油、强化采油 — 挖掘层内潜力 改变液流方向 — 动用未动用储层（局部或全区） 卡堵水 — 单井稳油控水
老井侧钻、水平井、调剖 — 挖掘层内潜力、改善单井状况
化学驱油、人工地震 — 改善区块状况 （4）剩余油饱和度的确定方法 1）单井剩余油饱和度测量 ①岩心分析
取心方法：常规取心、压力取心和海绵取心。 基本要求：岩心中所含流体保持原状。
常规取心难以达到要求，压力取心技术解决了岩心中所含流体收缩和岩心排油的问题，它通过密闭技术，在岩心冷冻处理前使岩心样品保持在井中压力下，所得剩余油饱和度精度很高；缺点是取心收获率不高，大约是50%到70%。 海绵取心技术是在常规取心筒上加海绵套，由多孔亲油聚氨脂海绵制成，以岩心中渗出的油被海绵吸入量来校正含油饱和度。其所提供的含油饱和度测试精度接近压力取心方法，但取心成本接近常规取心。 ②回流示踪剂测试
将一种原始示踪剂（如乙酸乙脂）注入测试井中，然后关井使示踪剂在水中的部分水解并生成次生示踪剂（乙醇），然后开井生产，监测两种示踪剂的浓度。用这两种示踪剂回到井中的时间差，来确定剩余油饱和度。精度2%-3%孔隙体积；探测深度3-12m。 ③测井方法
测井是获得可靠剩余油饱和度剖面最广泛的方法。 根据井眼条件，剩余油饱和度测量常用的测井方法：
裸眼井测井，包括电阻率测井、核磁测井、电磁波传播测井和介电常数测井。 套管井测井，包括脉冲中子俘获测井、碳氢比测井和重力测井。 另外有核磁共振成像测井和地层测试器组合测井等。 ④单井不稳定试井
因为油和水的相对渗透率是含水（或油）饱和度的函数，所以可以用试井方法根据有效渗透率估算剩余油饱和度。 2）井间测量 ①电阻率法
在裸眼井间通以电流并测量井间电位来求得地层电阻率。根据电流和电位的测量值，用伊森方程得到流体饱和度分布；井间电磁成像技术。 ②井间示踪剂测试
将两种或多种在油相和水相之间具有不同分配系数的示踪剂注入井中，根据在观察井中所监测到的示踪剂之间的分异程度可确定平均的井间剩余油饱和度。 3）物质平衡方法
（5）高含水油田剩余油的分布综合分析流程 五、孔隙结构和石油采收率
可采储量不仅取决于原始的石油储量，而且取决于储集岩的孔隙几何性和流体在孔隙中的分布。 介绍研究孔隙结构和石油采收率相互关系的一些主要研究成果。 毛管力和石油采收率
孔隙中的驱替过程是一种微观过程，并且是在许多孔隙中同时发生，好像是有一条驱替前缘扫过油藏。石油采收率低，主要原因是由于从石油在地下原来所处位置到产油井之间的油流通道被打乱，结果，储油层部分被封隔起来，造成波及效率很低，或者是微观驱替不好，驱替后在孔隙中留下大量的不连续的油滴。一旦形成不连续的油滴，就需要很大的压力梯度才能使它流动。
计算表明，所需要的这种压力梯度要比系统中正常流动时所受的压力梯度大得多。如有一支柱形的毛细管，在界面两侧产生的压差可由下式计算： Po－Pw＝ Pc=2σ/R =2σcosθ/r
设毛细管半径为5μm，油水界面张力为25mN/m，θ=0°，毛管压力此时将达0.01MPa。
而对于变断面复杂孔隙系统,如果在一个不等径毛管中有一个油滴，该油滴两端的曲面半径为r1和r2,并假设两侧的界面是轴对称，接触角也一样，那么在1点和2点之间的压差是： P2－P1＝Pc=2σcosθ（1/r2-1/r1）
由于r1＞r2，所以需要在1点有一正压才能把油滴推出2处的窄口（喉道）。若r1＞＞r2，则上式可近似改成： P2－P1＝ Pc=2σcosθ/r2 2.残余油在孔隙内的微观捕集机理
Dawe等汇总了大量的有关提高石油采收率机理的研究资料，特别研究了残余油在孔隙内被捕集的机理以及残余油的特
征。认为在孔隙介质内滞留石油的力共有三种：①毛管力；②粘滞力，是流体沿孔隙流动时的剪切力所引起的；③重力，由于油、气和水的密度差引起的。
因此，要将这些残余油采出来，必须了解残余油在不同孔隙模型中的位置、数量和形态。消除其产生捕集的因素，即主要是降低毛管压力才能将残余油采出来。
岩石的孔隙大小、分布及其形态，正是捕集残余油的空间。因此，它和提高石油采收率显然具有密不可分的关系。 （2）残油特征
残油在未驱替过地区的分布情况是宏观上的，但在孔道网络中则是以滴状或串珠状等微观形态存在。油在孔隙中的实际位置取决于储层特性，尤其是润湿性。
孔隙空间在大小、形状和方向上都是变化的，这就使按上述机理形成的残油可能在绕过的小孔隙、并联孔隙、死胡同式孔隙、封隔孔隙，甚至是H状孔隙的中部连通部分中发现。
因为孔隙中经常有水存在，所以油滴也是千姿万态，油滴的形状和数量则视其所占据的孔隙空间的形状、大小和数量而定。这些流体在储层中可能以孤立的方式存在于孔隙中，也可能通过毗邻的孔隙互相连通。油、水在孔隙中的实际位置则要看岩石的润湿性而定。
亲油岩石中围绕在颗粒接触点四周的油环称为悬环，而水则处于剩余的孔隙空间。随着非润湿相饱和度的增大，在毗邻孔隙中的流体逐步沟通，这就是所谓的索状饱和。当毗邻孔隙中的流体彼此联系时，非润湿相可能呈索状,但也可能成孤立状态存在。
至于残油情况，如果饱和情况处于索状，那么在一系列毗邻孔道中的油滴就会逐步连接起来，而形成一个跨越若干孔隙的油线，但仅充填部分孔隙空间，并且仍未能与生产井底构成水力连贯性。 （３）改善石油采收率需要考虑的因素
要提高石油采收率就应当不使残油形成，或者使残油重新动起来。在不致使油藏形成裂缝的情况下，注采井间的压力降很难增加太多，实际上，流速可能的变化范围不大，粘度的改变通常也是有限的，所以只有界面张力可以减少到足以使石油采收率增加的程度。
因此，搞清控制界面张力的诸因素乃是增加采收率的关键。降低界面张力的具体方法有：①在人工注水时添加表面活性剂；②加入与油能混溶的流体以消除界面。
此外, 还要注意保持使油藏在驱替时有最大的波及效率。要做到这一点，必须设法增加驱替流体的粘度，通常是在注入水中加入聚合物。
对大多数提高石油采收率的方案来说，如何降低界面张力到极低值是一个关键问题。需要设法先使驱油剂能与残油接触，如做不到这一点，其他的就谈不上了。所以必须掌握驱油流体经过储层的动态，必须驱扫到残油，并使驱油剂与石油的表面能够传质。由于储层性质变化（如高渗透条带）而造成绕流及早窜都是极其有害的。 ３.空气－油的吸入试验法
Pickell等重点研究了毛细管捕集的机理，并评价它在实验室测定残余油饱和度中的重要性。他的研究指出：储集岩的润湿性在水驱中或者在吸入试验时是一个公认的重要因素。
对于水湿岩石，毛管力对流体分布的影响是主要的，而粘滞力在一般储层中对残余石油饱和度只有很小的影响。如果最终石油采收率是受孔隙几何性所控制，对于一组给定的原始条件说,应当存在单一的残余非润湿相饱和度。
在排驱后如果毛管压力逐渐降低，一部分非润湿相将从孔隙介质中排出，而另一部分则在孔隙中被捕集，此时，可以观察到滞后效应。
在确定的系统中，退出时所消耗的能量是小于注入时所施加的能量。因此，在退出结束时，这个样品中的流体是处于比开始注入时具有的能量要高的状态。这个能量储集在样品中，并可以通过两种途径，即在孔隙中所捕集的非润湿相的界面面积以及由界面张力或者润湿性的改变来达到。这两种影响分别叫做捕集滞后和阻滞滞后。 （1）捕集滞后
假定非润湿相液体通过一个三角形约束进入单个孔隙进行注入和退出，当非润湿相液体被迫使进入约束，界面前沿在三角形约束的最细部位上时，注入压力上升到最大值。
如果再进一步注入就会由于界面前沿的曲率半径变大而使其压力降低。在压力降低到一定值时连续的非润湿相会断裂，注入前沿就会从三角约束的上流后退，使非润湿相液体滴孤立地残留在孔隙中。 这个效应称为非润湿相的拉断效应，它是造成捕集油滴的主要原因之一。 （2）阻滞滞后
在一个给定的连续非润湿相饱和度下，排驱和吸入循环之间的毛管压力有一个明显的降低，这就是阻滞滞后。
它是由于前进或后退界面之间接触角的改变，或者是由于界面张力的改变使毛管力发生了变化。其根本原因是在退出时孔隙介质中的不纯物集中在流体界面上所造成的。
捕集滞后是残余石油数量的一种度量。因此，它也是石油采收率的一种间接度量。