岩石物理实验仪器：孔隙度，渗透率，粒度等都用什么仪器测试？具体仪器型号等，望具体，分想要就有！
孔压仪/孔隙度分析仪 型号:ZGL13-DKY-51-1
渗透率测试仪
粒度测试仪器 丹东市百特仪器有限公司 BT-9300激光粒度仪BT-1500离心沉降粒度仪BT-2000扫描沉降式粒度仪BT-3000圆盘超细粒度仪
2 济南微纳仪器公司 JL9300激光粒度仪Winner2000激光粒度仪Winner99图像仪
3 南京化工大学 便携式沉降粒度仪
4 珠海欧美克仪器有限公司 LS800激光粒度仪LS-POPⅢ激光粒度仪电阻法粒度仪图像法粒度仪
5 四川精新仪器有限公司 JL-1155激光粒度仪JL-1166激光粒度仪LX-2000图像粒度仪
6 南京地理与湖泊研究所 全自动振筛机
7 天津大学 激光滴谱仪（测液体雾滴）
8 上海理工大学 激光粒度仪1 英国马尔文公司 Mastersizer2000等系列激光仪（测试范围0.02-2000um）动态光散射粒度仪(测试范围3-3000ns)
2 美国贝克曼库尔特公司 LS100等系列激光粒度仪（测试范围0.04-2000um）动态光散射粒度仪(测试范围3-3000ns)库尔特计数器等
3 美国麦克公司 X光沉降粒度仪（如SediGraph5100型等）
4 美国布鲁克海文公司 圆盘沉降粒度仪等（测试下限达0.01um）
5 德国飞驰公司 激光粒度仪等（干法、湿法）
6 日本岛津公司 激光粒度仪、离心沉降仪等
7 日本掘场公司 激光粒度仪、离心沉降仪等
8 日本清新公司 激光仪、离心沉降仪等
9 法国激光公司 激光粒度仪等
与国外先进粒度仪相比，国产仪器还存在测试范围偏小，制造工艺水平较低，自动化智能化水平不高，纳米粒度仪和在线等专用粒度仪还是空白等不足。
气驱应力敏感性实验
实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。
（一）常规孔渗分析
1.氦孔隙度
样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
颗粒体积计算：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：P1为参比室中的压力，MPa;Vref为参比室体积，cm3;P2为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;Vmatrix为岩心柱体积，cm3;Vgrain为样品的颗粒体积，cm3。
柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：Vp为孔隙体积，cm3;Vb为总体积，cm3。
2.空气渗透率
使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K为渗透率，10-3μm2;Patm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P1为进口压力，psi;P2为出口压力，psi;Qa为流速，cm3/s;A为截面积，cm2;L为长度，cm。
（二）覆压孔渗分析
1.测试过程
岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。
实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。
2.实验结果校正
实验测定的孔隙度φ（1）、渗透率ka（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ（2）、渗透率Ka（2），校正步骤如下：
a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ（1）、渗透率Ka（1）分别除以常压条件下孔隙度φ（0）、渗透率Ka（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ（1）＝φ（1）/φ（0）、渗透率变化系数FKa（1）=Ka（1）/Ka（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。
b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ（2）：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：φ（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。
c.校正后单轴孔隙度φ（2）除以常压条件下孔隙度φ（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。
d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FKa（2）。
e.单轴向渗透率变化系数FKa（2）乘以常压下渗透率值Ka（0），即为单轴向渗透率值。
（三）实验结果及分析
实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10-3pm2，平均值为26.93×10-3pm2。定义参数——渗透率百分数＝Kpi/K0×100%，孔隙度百分数＝φp/φ0×100%。式中：φpi、Kpi为某一净覆压力（pi）下的孔隙度、渗透率；φ0，K0为初始孔隙度、渗透率（pi=0）。
1.渗透率与净覆压力的关系
图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系
图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化
分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10-3μm2,89×10-3μm2）好于低渗储层（10×10-3μm2K50×10-3μm2），特低渗储层（1×10-3μm2Kl0×10-3μm2）好于超低渗储层（K1×10-3μm2）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。
图版4-2-1
随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。
岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。
净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。
净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。
2.孔隙度与净覆压力的关系
由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。
净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。
由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。
净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。
比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。
由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。
图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系
图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系
3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性
深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。
图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数
由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10-3μm2，渗透率不可逆损失率为4%～10%。
由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。
深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征[103-105]:
a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。
b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。
4.加压方式对渗透率变化的影响
为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。
（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响
采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。
图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响
分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。
根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。
（2）慢速连续加压－恢复循环实验
通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。
增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。
图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压
经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。
因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。
5.应力敏感的时间效应
岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（Kg=41.1×10-3μm2）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。
图4-2-8 渗透率变化的时间效应
（四）应力敏感性评价结果
以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI0为负敏感；SI0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI0.3为强敏感；SI0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。
表4-2-1 实验岩心编号与基本参数
表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据
表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据
图4-2-9 净覆压力与物性的关系图
特殊岩心分析实验是指什么？
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
如何用压汞实验数据评价渗透率好坏
答:压汞法，又称汞孔隙率法。是测定部分中孔和大孔孔径分布的方法。基本原理是，汞对一般固体不润湿，欲使汞进入孔需施加外压，外压越大，汞能进入的孔半径越小。测量不同外压下进入孔中汞的量即可知相应孔大小的孔体积。目前所用压汞仪使用压力最大约200MPa，可测孔范围：0.0064 - 950um（孔直径）。压汞法，又称汞孔隙率法。是测定部分中孔和大孔孔径分布的方法。基本原理是，汞对一般固体不润湿，欲使汞进入孔需施加外压，外压越大，汞能进入的孔半径越小。测量不同外压下进入孔中汞的量即可知相应孔大小的孔体积。目前所用压汞仪使用压力最大约200MPa，可测孔范围：0.0064 - 950um（孔直径）。
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