CN111693427A - 油气藏流体可动性的分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油气藏流体可动性的分析方法，属于油气田开发领域。该方法包括：获取油气藏储层岩心，对油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心；获取预处理的岩心的第一灰度图像；对预处理的岩心抽空饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心；获取完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像；获取完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像；对第一灰度图像、第二灰度图像及第三灰度图像分别进行处理，依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值及第三平均灰度值；通过第一平均灰度值、第二平均灰度值与第三平均灰度值得到油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度；通过相对含水饱和度与动用程度分析油气藏流体可动性。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别涉及一种油气藏流体可动性的分析方法。
背景技术
随着石油工业的迅速发展，石油和天然气勘探领域不断扩大，碳酸盐岩油气藏成为油气开采的重点之一。碳酸盐岩油气藏由于地质时代老、埋藏深，经过了多期构造和运动改造，因此，孔隙度小、渗透率低。岩心的孔洞缝成为油气主要的储集空间与流体流动的主要通道。岩心洞缝发育是影响碳酸盐岩油气藏流体可动性的重要因素。因此，在对碳酸盐岩油气藏进行开发前需要对流体在岩心的孔洞缝之间的可动性进行分析，以提高开采的效率。
相关技术对油气藏流体可动性的分析方法主要包括显微物理模拟法、岩心渗流实验法和压汞法。显微物理模拟法将岩心孔洞缝分布的二维图像通过激光刻蚀在玻璃上，获取与岩心原始孔洞缝等比例的平面孔隙模型，利用平面孔隙模型开展驱替实验，通过分析流体在平面孔隙模型内的流动情况得到岩心内流体的可动性情况。岩心渗流实验法通过建立与碳酸盐岩油气藏原始条件一致的油、气、水饱和度，再通过岩心驱替实验模拟碳酸盐岩油气藏的开采过程，测试碳酸盐岩油气藏岩心端面的压力、流量等参数，获取碳酸盐岩油气藏岩心的渗透率、产液量以及采收率等，进而对碳酸盐岩油气藏流体可动性进行分析；压汞法通过退汞过程模拟油气藏的开采过程，利用退汞效率代表油气藏的采收率，并利用压汞孔喉分布和渗透率贡献分布确定油藏流体的最小流动半径。
发明人发现相关技术至少存在以下问题：
显微物理模拟法采用平面孔隙模型进行驱替实验，平面孔隙模型中岩心的孔洞缝之间连通程度一般较高，与真实岩心的孔洞缝差别较大，得到的结果误差较大；岩心渗流实验法通过油气藏岩心的渗透率、产液量以及采收率等分析岩心的孔洞缝对流体可动性的影响，分析结果误差较大；压汞法测试流体与储层流体差别较大，且压汞法测试压力数据主要反映的是孔洞缝喉道半径对流体可动性的影响，孔洞缝测试数据在资料处理中存在较大的误差。
发明内容
本发明实施例提供了一种油气藏流体可动性的分析方法，可解决上述技术问题。技术方案如下：
一种油气藏流体可动性的分析方法，所述方法包括：
获取油气藏储层岩心，对所述油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心；
获取所述预处理的岩心的第一灰度图像；
对所述预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心；
获取所述完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像；
获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像；
对所述第一灰度图像、所述第二灰度图像及所述第三灰度图像分别进行处理，依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值以及第三平均灰度值；
通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度；
通过所述相对含水饱和度与动用程度分析所述油气藏流体可动性。
在一种可能的实施方式，所述对所述油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心，包括：
通过试剂对所述油气藏储层岩心进行清洗，基于清洗后的岩心得到所述预处理的岩心。
在一种可能的实施方式，所述基于清洗后的岩心得到所述预处理的岩心，包括：
在所述清洗后的岩心上标记目标位置，得到所述预处理的岩心；
所述第一灰度图像、所述第二灰度图像及所述第三灰度图像均从所述目标位置获取。
在一种可能的实施方式，所述获取所述预处理的岩心的第一灰度图像，包括：
设置核磁共振成像仪的参数，通过设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述预处理的岩心的第一灰度图像。
在一种可能的实施方式，所述获取所完全述饱和地层水的岩心的第二灰度图像，包括：
通过所述设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像。
在一种可能的实施方式，所述获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像，包括：
通过所述设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像。
在一种可能的实施方式，所述对所述预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心，包括：
对所述预处理的岩心抽真空后饱和地层水，得到所述完全饱和地层水的岩心。
在一种可能的实施方式，所述对所述预处理的岩心抽真空的时间大于6小时，压力小于-0.09兆帕。
在一种可能的实施方式，所述通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度，包括：通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值按照如下公式得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度：
其中，所述Sw为所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度；所述go为所述第一平均灰度值；所述gi为所述第二平均灰度值；所述gj为所述第三平均灰度值。
在一种可能的实施方式，所述通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的动用程度，包括：通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值按照如下公式得到所述油气藏储层岩心的动用程度：
其中，所述E为油气藏储层岩心的动用程度；所述go为所述第一平均灰度值；所述gi为所述第二平均灰度值；所述gj为所述第三平均灰度值。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
本发明实施例采用真实油藏环境下的储层岩心，通过获取储层岩心在不同状态下的灰度图像，获取储层岩心在不同状态下灰度图像的灰度值，实现储层流体的可视化；通过油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度对油气藏流体可动性进行分析，减小了分析结果与实际油气藏条件的误差，提高了分析结果的准确性，进而提高油气藏的开采效率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图得到其他的附图。
图1是本发明实施例提供的油气藏流体可动性的分析方法流程图；
图2是本发明实施例提供的岩心在核磁共振成像仪成像时的位置示意图；
图3是本发明实施例提供的第一灰度图像示意图；
图4是本发明实施例提供的抽真空装置结构示意图；
图5是本发明实施例提供的第二灰度图像示意图；
图6是本发明实施例提供的0.5MPa下岩心驱替后成像的灰度图像示意图；
图7是本发明实施例提供的1.5MPa下岩心驱替后成像的灰度图像示意图。
附图标记分别表示：
31-盛样器，32-中间容器，33-真空泵，34-压力表，35-第一开关，36-第二开关，37-第三开关。
具体实施方式
除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
本发明实施例提供了一种油气藏流体可动性的分析方法，如图1所示，该方法包括以下步骤：
步骤S101、获取油气藏储层岩心，对油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心；
可选地，对油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心，包括：通过试剂对油气藏储层岩心进行清洗，基于清洗后的岩心得到预处理的岩心。
本发明实施例提供的方法通过对油气藏储层岩心的孔洞缝流体的流动性进行分析，进而获得油气藏流体的可动性。由于岩心从储层取出时，岩心表面或者内部会残留杂质、原油或其他液体。因此，在对岩心进行实验时，先要对岩心进行清洗，以清洗掉岩心内的杂质、原油或其他液体，保证岩心内的孔洞缝的贯通，不发生封堵，不影响实验的准确性。
对储层取出的岩心进行清洗的试剂可以为甲醇溶液等。考虑到从储层取出的岩心的形状一般为不规则的形状，因此，在对油气藏储层取出的岩心进行实验时还需要对岩心进行处理。
作为一种示例，可以将经储层取出的不规则的岩心处理成圆柱形的岩心，并对圆柱形岩心的端面进行切平，使岩心的两个端面保持一致。
作为一种示例，岩心的直径可以为2.54cm。岩心的长度可以为直径的1.5倍。
可选地，基于清洗后的岩心得到预处理的岩心，包括：在清洗后的岩心上标记目标位置，得到预处理的岩心；第一灰度图像、第二灰度图像、第三灰度图像均从目标位置获取。
可以理解的是，本发明实施例获取的油气藏储层岩心为圆柱形时，如果获取不同状态下的油气藏储层岩心的灰度图像时，每次都选取不同的位置，则会导致不同状态下的油气藏储层岩心成像的位置会发生变化，导致实验结果产生误差。因此，通过在油气藏储层岩心上标记目标位置，第一灰度图像、第二灰度图像、第三灰度图像均从目标位置获取，可以保证实验结果的精确性。
作为一种示例，可以用记号笔在油气藏储层岩心的圆柱表面对岩心进行三维标记。例如，可以选取x、y、z轴上的任一个方向的岩心进行成像，且保证在上述成像过程中，每次成像的方向都保持一致。
在一种可能的实施方式中，也可以在油气藏储层岩心上标记岩心驱替的方向，对岩心进行驱替实验时沿着一个方向进行驱替，保证实验结果的准确性。
步骤S102、获取预处理的岩心的第一灰度图像；
可选地，获取预处理的岩心的第一灰度图像，包括：设置核磁共振成像仪的参数，通过设置参数后的核磁共振成像仪得到预处理的岩心的第一灰度图像。
本发明实施例通过核磁共振成像仪对预处理的岩心进行成像，得到预处理的岩心的第一灰度图像。
核磁共振成像原理是通过对处于磁场中氢原子核施加能量，激发氢原子核产生磁共振现象，检测氢原子核由激发态恢复到常态的衰减信号。通过梯度磁场实现核磁成像。据此可以绘制出物质内部的结构图像。
因此，在对物质进行成像前需要先设置核磁共振成像仪的参数。例如，设置核磁共振成像仪的中心频率、电子均场和软脉冲幅度等参数。设置好参数后，将预处理的岩心放入核磁共振成像仪的线圈内，固定好预处理的岩心的方向，对预处理的岩心的目标位置进行成像。
如图2所示，成像的目标位置为穿过预处理的岩心的中心，并垂直预处理的岩心端面的横剖面，成像时，只对预处理的岩心的剖面进行成像。
当设置好核磁共振成像仪的成像参数后即可以对预处理的岩心进行成像，得到第一灰度图像。如图3所示，用该第一灰度图像表示预处理的岩心骨架的图像，即初始干岩心的灰度图像。
步骤S103、对预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心；
可选地，对预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心，包括：对预处理的岩心抽真空后饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心。
预处理的岩心在没有饱和地层水之前，岩心内部孔洞缝会残存气体，当对预处理的岩心饱和地层水前，抽取预处理的岩心内的气体，使预处理的岩心孔洞缝内气体完全排除干净，可以保证岩心完全饱和地层水，得到的实验结果的准确性。
可选地，对地层水进行抽真空，用抽真空后的地层水饱和岩心。
地层水中可能会含有部分的气体，会影响到实验结果的准确性，对地层水也进行抽真空，可以保证实验结果的准确性。
如图4所示，本发明实施例提供了对预处理的岩心进行抽真空的装置，将预处理的岩心放入盛样器31中，将地层水放入中间容器32中，打开第一开关35和第二开关36，通过真空泵33分别对地层水与预处理的岩心进行抽真空。通过压力表34观察真空泵33的压力大小。
抽真空的时间不能太短，太短则会导致预处理的岩心与地层水中的气体不能完全排除，时间太长则没有必要，且会浪费时间和资源。
在一种可能的实施方式中，抽真空的时间可以为6-10小时。真空泵的压力小于-0.09MPa(兆帕)。
对预处理的岩心与地层水抽真空一段时间后打开第三开关37，将地层水放入盛样器31中，地层水与预处理的岩心混合，对地层水与预处理的岩心混合体进行抽真空。
步骤S104、获取完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像；
可选地，获取完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像，包括：通过设置参数后的核磁共振成像仪得到饱和地层水的岩心的第二灰度图像。
核磁共振成像仪在对预处理的岩心进行成像后，当对饱和地层水的岩心进行成像时，需要对核磁共振成像仪的参数进行再次设置，保证不同状态下岩心在进行测试时的测试参数一致。例如，上述提及的设置核磁共振成像仪的中心频率、电子均场和软脉冲幅度等参数。设置好参数后，将完全饱和地层水的岩心放入核磁共振成像仪的线圈内，固定好饱和地层水的岩心的方向，对饱和地层水的岩心的目标位置进行成像。如图5所示，得到第二灰度图像。
步骤S105、获取完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像；
可选地，获取完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像，包括：通过设置参数后的核磁共振成像仪得到完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像。
在对完全饱和地层水的岩心在不同压力下进行岩心驱替实验后进行成像时，如上提及的，设置核磁共振成像仪的参数，保持核磁共振成像仪每次测量的参数一致，保证实验的精确性。
步骤S106、对第一灰度图像、第二灰度图像以及第三灰度图像分别进行处理，依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值以及第三平均灰度值；
可选地，对第一灰度图像、第二灰度图像及第三灰度图像分别进行处理，依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值以及第三平均灰度值。
本发明实施例提供了一种示例，对第一灰度图像、第二灰度图像以及第三灰度图像进行处理。
将得到的第一灰度图像、第二灰度图像以及第三灰度图像导入到Image-J软件，利用Image-J软件分别将第一灰度图像、第二灰度图像以及第三灰度图像处理为每个像素点代表的不同的灰度值，再通过Image-J软件矩形工具选取孔洞缝发育程度不同的区域，采用Image-J软件的测试模块分析Image-J软件矩形工具选取的孔洞缝发育程度不同的区域内的平均灰度值。通过上述方法依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值与第三平均灰度值。
如图5、6或7中的矩形框为Image-J软件矩形工具选取的孔洞缝发育程度不同的区域。
作为一种示例，对初始干岩心的灰度图像(即岩心骨架的图像)、完全饱和地层水的岩心的灰度图像(即第二灰度图像)、在不同压力下驱替获取不同含水饱和度的岩心的灰度图像分别通过Image-J软件进行处理，利用Image-J软件中的矩形工具选取孔隙、裂缝、溶洞等不同发育程度区域，采用软件的测试工具分析选取的不同矩形区域内的平均灰度值，(参见图3、图5和图6)分别依次获得初始干岩心的平均灰度值(即第一平均灰度值)、完全饱和地层水的岩心灰度值(即第二平均灰度值)、在不同压力下驱替获取不同含水饱和度的的岩心的灰度值(即第三平均灰度值)。
需要说明的是，Image-J软件是一个基于java的公共的图像处理软件。Image-J软件能识别不同区域图像代表的灰度值，并计算选取的不同区域图像的灰度值。关于将第一灰度图像、第二灰度图像以及第三灰度图处理为第一平均灰度值、第二平均灰度值以及第三平均灰度值的过程不再详细描述。
步骤S107、通过第一平均灰度值、第二平均灰度值与第三平均灰度值得到油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度；
通过第一平均灰度值、第二平均灰度值与第三平均灰度值按照如下公式得到油气藏储层岩心的相对含水饱和度：
其中，Sw为油气藏储层岩心的相对含水饱和度；go为第一平均灰度值；gi为第二平均灰度值；gj为第三平均灰度值。
通过第一平均灰度值、第二平均灰度值与第三平均灰度值按照如下公式得到油气藏储层岩心的动用程度E：
其中，E为油气藏储层岩心的动用程度；go为第一平均灰度值；gi为第二平均灰度值；gj为第三平均灰度值。
本发明实施例提供的第一平均灰度值，即，当预处理的岩心没有饱和地层水时的灰度值。在本发明实施例中，作为基准灰度值。第二平均灰度值，即，完全饱和地层水后岩心的灰度值。第三灰度平均灰度值，即，在不同压力下驱替获取不同含水饱和度的岩心驱替实验后的灰度值。
步骤S108、通过相对含水饱和度与动用程度分析油气藏流体可动性。
油气藏的含水率越高，则相对含水饱和度越高，说明油气藏内的含油量越少，通过上述公式计算可以直观的得到油气藏的含水率，进而判断油气藏的开采价值。通过上述公式计算得到油气藏流体可动性评价指数，可以直观的判断油气藏流体的可动性情况。油气藏流体的可动性越强，说明流体被地层中的毛管的束缚力越小，则流体容易自由流动。油气藏流体的可动性越弱，说明流体被地层中的毛管的束缚力越大，则流体难以自由流动。
通过本发明实施例提供的方法实现了储层流体的可视化；通过油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度对油气藏流体可动性进行分析，减小了分析结果与实际油气藏条件的误差，提高了分析结果的准确性，进而提高油气藏的开采效率。
可选地，对经油气藏储层取出的岩心进行清洗后，烘干，称取岩心的干重，记作G0，并测量岩心孔隙度φ以及岩心的渗透率Kg。
可选地，对预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心，还包括：在对预处理的岩心饱和地层水后称取饱和岩心重量，作为岩心湿重Gw。
可选地，获取完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像还包括：
获取不同压力下进行岩心驱替实验后的岩心重量Gwj。
通过上述对饱和岩心的重量进行称取后得到的岩心湿重Gw以及在不同压力下进行岩心驱替实验后的岩心重量Gwj，通过计算得到不同压力下进行岩心驱替实验后岩心相对含水饱和度
作为一种示例，本发明实施例对ST12-2号岩心在0.5MPa下，通过岩心的干重G0、岩心湿重Gw、与不同压力下进行岩心驱替实验后岩心重量Gwj，通过上述公式得到的岩心的相对含水饱和度为52.65％，在1.5MPa下的含水饱和度为23.57％。
而通过本发明实施例得到岩心在为0.5MPa与1.5MPa下的相对含水饱和度分别为54.88％与25.76％。结果如表1和表2所示。
本发明实施例提供的0.5MPa下岩心驱替后获取的灰度图如图6所示，在1.5MPa下岩心驱替后获取的灰度图像如图7所示。
表1
表2
由表1和表2可以看出，通过油气藏储层的岩心在不同阶段的重量进行称重得到的相对含水饱和度与本发明实施例得到油气藏储层的岩心在不同压力下的相对含水饱和度的差别很小，说明本发明实施例提供的方法的可信度高。
本发明实施例提供的方法将传统的渗流实验与核磁成像结合，岩心渗流过程采用核磁成像仪进行检测，识别孔洞缝内的流体分布，形成对应流体的灰度图像变化，实现流体动用过程的可视化。
该方法采用Image-J软件定量化分析核磁成像图像的灰度值，孔洞缝内流体饱和度越高，对应的成像灰度值越大，通过计算灰度值变化程度定量评价孔洞缝内流体动用程度。
该方法对于缝洞发育的碳酸盐岩油藏的流体可动性评价，也具有一定的借鉴意义。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。
以上所述仅为本发明的说明性实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述方法包括：
获取油气藏储层岩心，对所述油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心；
获取所述预处理的岩心的第一灰度图像；
对所述预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心；
获取所述完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像；
获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像；
对所述第一灰度图像、所述第二灰度图像及所述第三灰度图像分别进行处理，依次得到第一平均灰度值、第二平均灰度值以及第三平均灰度值；
通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度与动用程度；
通过所述相对含水饱和度与动用程度分析所述油气藏流体可动性。
2.根据权利要求1所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述对所述油气藏储层岩心进行预处理，得到预处理的岩心，包括：
通过试剂对所述油气藏储层岩心进行清洗，基于清洗后的岩心得到所述预处理的岩心。
3.根据权利要求2所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述基于清洗后的岩心得到所述预处理的岩心，包括：
在所述清洗后的岩心上标记目标位置，得到所述预处理的岩心；
所述第一灰度图像、所述第二灰度图像及所述第三灰度图像均从所述目标位置获取。
4.根据权利要求1所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述获取所述预处理的岩心的第一灰度图像，包括：
设置核磁共振成像仪的参数，通过设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述预处理的岩心的第一灰度图像。
5.根据权利要求4所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述获取所述完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像，包括：
通过所述设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述完全饱和地层水的岩心的第二灰度图像。
6.根据权利要求4或5所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像，包括：
通过所述设置参数后的所述核磁共振成像仪获取所述完全饱和地层水的岩心在不同压力下驱替后的第三灰度图像。
7.根据权利要求1所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述对所述预处理的岩心饱和地层水，得到完全饱和地层水的岩心，包括：
对所述预处理的岩心抽真空后饱和地层水，得到所述完全饱和地层水的岩心。
8.根据权利要求7所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述对所述预处理的岩心抽真空的时间大于6小时，压力小于-0.09兆帕。
9.根据权利要求1所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度，包括：通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值按照如下公式得到所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度：
其中，所述Sw为所述油气藏储层岩心的相对含水饱和度；所述go为所述第一平均灰度值；所述gi为所述第二平均灰度值；所述gj为所述第三平均灰度值。
10.根据权利要求1所述油气藏流体可动性的分析方法，其特征在于，所述通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值得到所述油气藏储层岩心的动用程度，包括：通过所述第一平均灰度值、所述第二平均灰度值与所述第三平均灰度值按照如下公式得到所述油气藏储层岩心的动用程度：
其中，所述E为油气藏储层岩心的动用程度；所述go为所述第一平均灰度值；所述gi为所述第二平均灰度值；所述gj为所述第三平均灰度值。
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