油层物理复习资料Word下载.docx
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a.将已洗净、烘干的岩样在空气中称质量为W1；
b.将岩样抽成真空然后饱和煤油，在空气中称出饱和煤油后的岩样质量记为W2；
c.岩样饱和煤油后在煤油中称的质量记为W3。
12.影响孔隙度大小的因素
1.）颗粒的排列方式及分选性：
岩石分选差，会降低孔隙度和渗透率
2.）岩石的矿物成分与胶结物质：
在其它条件相同时，一般石英砂岩比长石砂岩储油物性好。
（泥质胶结的砂岩较为疏松，孔隙性好，伴随胶结物含量的增加，粒间孔隙度显著降低）
3.）埋藏深度与压实作用：
孔隙度随着埋深的增加而降低。
某种流体的饱和度：
储层岩石孔隙中某种流体所占的体积与岩石孔隙体积的比值。
原始含油饱和度Soi油藏投入开发以前所测出的含油饱和度。
（地层中原始状态下含油体积Voi与岩石孔隙体积VP之比。
原始含水饱和度（束缚水饱和度Swi）油藏投入开发前储层岩石孔隙空间中原始含水体积Vwi和岩石孔隙体积VP的比值。
当前油、气、水饱和度:
是指在油田开发的不同时期、不同阶段所测得的油、气、水饱和度。
残余油饱和度Sor经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油,其体积在岩石孔隙中所占体积的百分数。
剩余油:
主要是驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂波及到了但仍驱不出来的残余油。
确定油、气、水饱和度
原始样质量W1烘干岩样质量W2抽提的水的体积Vw
达西定律
Q—在压差△P下，通过岩心的流量，cm3/s
A—岩心截面积，cm2；
△P—流体通过岩心的压力差，10-1MPa；
L—岩心长度，cm；
μ—流体粘度，mPa·
s
K—是比例常数，仅与岩性有关，即岩石的绝对渗透率，μm2。
岩石绝对渗透率：
不与岩石发生任何物理、化学反应的不可压缩流体，100%饱和岩心后，在线性渗流条件下测得的岩石渗透率。
单位：
1达西（D）＝103毫达西（mD）1mD＝1×
10－3μm21D＝1μm2
测定岩石渗透率必须满足三个条件：
①岩石中全部孔隙为单相液体所饱和，液体不可压缩，岩心中流动是稳态单相流；
②流体性质稳定，不与岩石表面发生物理、化学反应；
③通过岩心的渗流为一维直线渗流。
气测渗透率的计算
气体滑动效应：
靠近孔隙壁表面的气体分子与孔道中心分子流速几乎没什么差别，这种渗流特性称之为气体滑动效应。
气体滑脱效应的结果
1.）同一岩石的气测渗透率大于液测的岩石渗透率；
2.）平均压力愈小，气测渗透率愈大；
3.）不同气体所测得渗透率值也不同；
4.）岩石不同，气测渗透率与液测渗透率差值大小不同。
致密岩心的滑脱效应严重。
等效液体渗透率（克氏渗透率）：
当压力增至无穷大时，气测渗透率不再变化而趋于一个常数K∞，这个数值一般接近于液测渗透率。
影响岩石渗透率的因素
1.）岩石骨架构成、岩石构造
（疏松砂岩的粒度越细，分选性越差，渗透率越低）
2.）岩石孔隙结构的影响
（粒度细，孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低）
3.）地层静压力、胶结作用和溶蚀作用的影响
压实作用使孔隙通道急剧变小，孔喉比剧增，曲折度增大，渗透率下降；
胶结作用使孔隙通道变小，孔喉比增大，粗糙度增大，渗透率降低；
溶蚀作用使孔隙度增大，但对于渗透率不一定。
4.）构造作用和其它作用
（构造作用形成的断裂和裂隙使储层的孔隙度和渗透率都增大）
储层的速敏性：
指地层微粒在高速流体作用下在孔隙中的运移并在喉道处堆集，形成“桥堵”，造成孔隙阻塞和地层渗透性降低的现象。
储层的水敏性：
与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起（蒙皂石伊利石）粘土矿物膨胀、分散、运移而导致渗透率下降的现象。
储层的盐敏性：
是指对于水敏性地层，当含盐度下降时导致粘土矿物晶层扩张增大、膨胀增加，地层渗透率下降的现象。
储层的酸敏性：
酸化液进入地层后与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出微粒，使地层渗透率下降的现象。
储层的碱敏性：
是指具有碱性的油田工作液进入储层后，与储层岩石或储层流体接触而发生反应产生沉淀，使储层渗透能力下降的现象。
（与碱的反应活性从高到低高岭石、石膏、蒙皂土、伊利石、白云石、沸石）
储层的水锁效应：
外来流体进入地层，由于毛细管力滞留作用，地层驱动力不能将外来流体完全排出地层，造成储层含水饱和度增加，油气相渗透率下降的现象。
天然气组成的三种表示方法：
摩尔组成、体积组成、质量组成。
地层水总矿化度：
表示水中正、负离子含量的总和。
天然气视分子量：
标准状态下1mol（0℃，1atm，22.4l）天然气具有的质量，即平均分子量。
天然气的密度：
在一定温度、压力下，单位体积天然气的质量。
ρ—天然气的密度，kg／m3P—天然气所处的压力，MPa；
M—天然气的分子量，kg/kmol；
T—天然气的绝对温度，K；
Z—天然气偏差因子；
R—通用气体常数，
R=0.008314MPa*m3/（kmol*K）
天然气的相对密度:
在石油行业标准状况下（20℃，0.101MPa），天然气的密度与干燥空气密度之比。
偏差系数（压缩因子、偏差因子）：
给定压力和温度下，实际气体所占的体积与等量理想气体所占有的体积之比。
Ppc—天然气的视临界压力；
Tpc—天然气的视临界温度；
Vi—组分i的摩尔分数；
Pci—组分i的临界压力；
Tci—组分i的临界温度
Ppr—视对比压力；
Tpr—视对比温度。
天然气中同时含有H2S和CO2两种非烃成分且浓度较高时，非烃组分的体积含量高于5%时非烃校正-图版修正法
B——天然气中H2S的摩尔分数；
ε——视临界温度校正系数，
它取决于H2S和CO2的浓度。
计算天然气的压缩因子Z的步骤：
（1）根据已知天然气的组成或相对密度计算视临界参数：
Tpc，Ppc；
（2）如含有非烃CO2，H2S，对视临界参数进行校正
（3）根据给定的温度、压力计算视对比参数：
Tpr，Ppr；
（4）查图版求出偏差系数Z。
天然气的地层体积系数（Bg）：
一定量的天然气在油气层条件（某一p、T）下的体积VR与其在地面标准状态下（20℃，0.1MPa）所占体积VSC之比。
（Bg＜＜1）
计算天然气的地层体积系数
天然气的等温压缩率（弹性系数）Cg在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。
天然气视对比压缩系数Cpr可由视对比参数Tpr，Ppr从图2-9查出，免去求取Z的麻烦。
天然气的粘度：
天然气内部某一部分相对另一部分流动时摩擦阻力的量度。
（气体在高压下的粘度随压力的增加而增加，随温度的增加而减少，随分子量的增加而增加；
在接近大气压时，气体的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而增大。
相图：
将状态方程以图示法表示就是相图。
单组分烃的相图（p—T图）：
图中曲线称为饱和蒸汽压线。
该曲线将组分的液相区和汽相区分开。
对于单组分体系相图特征：
一线：
饱和蒸汽压线两区：
汽相区和液相区一点：
临界点临界点：
汽、液两相能够共存的最高温度点和最高压力点。
高于临界温度的区域称为超临界区，此时无论对体系施加多大的压力都不会有两相出现，体系为没有气体与液体之分的流体。
泡点压力：
在温度一定的情况下，压力降低过程中开始从液相中分离出第一批气泡的压力。
露点压力：
温度一定时，压力升高过程中开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。
饱和蒸汽压线：
是体系的相分界线；
汽、液两相共存线；
泡点和露点共同轨迹线。
临界点C：
饱和蒸汽压线的终点（C），它所对应的温度为临界温度（Tc），它所对应的压力临界压力（Pc）。
双组分体系的相图是一开口的环形曲线。
泡点线的上方为液相区，露点线的下侧为汽相区，泡点线和露点线所包围的区域为两相区，两相区内的虚线为等液量线。
CT点:
两相共存的最高温度点，
CP点:
两相共存的最高压力点
双组分体系相图特征：
两线：
相包络线、等液量线
三区：
液相区、汽相区、两相区
三点：
临界点C、临界凝析压力点CP、临界凝析温度点CT
等液量线：
体系中液相含量相等的点的连线。
包络线位置特征任何双组分混合物的两相区必位于两个纯组分的饱和蒸汽压曲线之间。
双组分烃类体系的相图特征：
1.）P—T相图的两相共存区（环形区）无论组分的组成如何，泡点线、露点线均位于两纯组分的饱和蒸汽压曲线之间。
2.）气液两相区（环形区）所占的面积与体系组成有关：
组分分布越单一两相共存区所占面积越窄小，组分分布越均匀两相共存区所占面积越宽大；
3.）临界点不是两相共存的最高温度和压力点：
4.）临界点的位置与系统的组成有关，临界点C总是偏向于组分含量高的一方的纯组分的饱和蒸汽压曲线；
5.）双组分分子量差异越大，临界点轨迹越高，差异越小越平坦。
油藏饱和压力：
在油层温度下，使石油中溶解天然气量达最大时对应的最小压力，或从石油中开始分离出第一批气泡的压力。
凝析气藏：
在温度不变条件下，随压力降低从气相中凝析出液体的气藏。
干气相态图
C点在临界凝析压力点最左下侧。
两相区环形区面积最窄；
等液量线密集地分布于泡、露点线之间且很密集地靠近泡点线。
露点线右侧的气相区很大，地层温度和油气分离器温度均在露点线外侧。
一次脱气（闪蒸分离、接触分离、接触脱气）：
在等温条件下，将体系压力逐渐降低到指定分离压力，待体系达相平衡状态后，一次性排出从油中脱出的天然气的分离方式。
特点：
1.一次性连续降压，一次性脱气；
2.油气分离过程中体系总组成不变，油气两相始终保持接触。
多级脱气：
在脱气过程中，分几次降低压力，直至降到最后的指定压力为止，而每次降低压力时分离出来的气体都及时地从油气体系中放出。
1.分次降压，分次脱气；
2.每次脱气类似于一次独立的闪蒸分离；
3.脱气过程中体系组成要发生变化。
一次脱气和多次脱气对比：
多次脱气比一次脱气得到的气更干，气量更少；
多次脱气比一次脱气得到的油更重，油量更多。
微分分离：
在脱气过程中，微小降压后立即将从油中分离气体放掉，使汽液脱离接触，保持体系始终处于泡点状态的分离方式。
1.气油分离在瞬间完成，气油两相接触极短；
2.不断降压，不断排气，系统组成不断变化。
溶解度：
某一温度、压力下单位体积液体溶解的气量（标况下的体积）。
天然气在石油中的溶解量与压力的关系
地层原油的溶解气油比Rs一定量的地层原油在地面降压脱气（标准状态下），平均单位体积的脱气原油所分离出来天然气的体积。
天然气在石油中的溶解量与地层原油的溶解气油比曲线的形态不同：
1.气油比曲线有最大值平缓段，溶解度曲线无最大值；
2.P≤Pb时，两者数值上相等：
气油比Rs＝溶解度Rs；
3.油层P>
Pb时，数值上气油比Rs<
溶解度Rs。
气油比——反映地层油中溶解气的多少
溶解度——反映某种油溶解某种气的能力大小
影响溶解气油比的因素
1地层油组成：
轻质组分越多，Rs越大；
2地层温度：
T↑→Rs↓；
3油层压力：
P≥Pb，Rs=Rsi；
P＜Pb，P↓→Rs↓
4脱气方式有关：
Rs（一级脱气）>
Rs（多级脱气）
地层原油的体积系数（Bo）指原油在地下的体积（即地层油体积）与其在地面脱气后的体积之比。
Bo>
1
地层油气两相体积系数Bt：
当油层压力低于饱和压力时，地层中原油和析出气体的总体积与它在地面脱气后原油体积之比。
地层原油的压缩系数Co：
是指地层原油随压力变化的体积变化率。
地层原油压缩系数的影响因素：
1.）溶解气油比：
地层溶解气油比大，压缩系数也大。
2.）温度：
温度越高，石油越轻，密度越小，压缩系数也越大。
3.）压力：
在不同的压力区间，压缩系数不同。
地层原油的粘度影响因素
内因：
1）原油的化学组成：
分子量越大，粘度越高。
2）溶解气油比：
溶解气油比越大，粘度越低
外因：
温度提高，原油粘度降低；
压力如下：
地层水中天然气的溶解度Rw：
地面条件下单位体积地层水，在地层温度、压力下溶解的气量在标态下的体积。
地层水的体积系数Bw：
等量的地层水在地下压力温度条件下的体积与其在地面条件下的体积之比值。
（Bo>
Bw>
Bg）
地层水的压缩系数Cw：
当温度恒定时，单位体积地层水当压力改变单位压力时其体积的变化率。
（Cw<
Co<
Cg）
地层水的粘度：
μwμg<
μw≤μo
水型分类-苏林分类
自由界（表）面能：
界面分子比相内部分子储存的多余的能量。
自由界面能的性质：
1）只有存在不互溶的两相时自由界面能才存在；
2）界面越大，自由界面能也越大；
3）界面是具有一定厚度的界面层；
4）相分子的极性差越大，界面能越大；
5）自由界面能还与两相的相态有关。
（液-固>
液-汽>
液-液）
吸附：
溶解于某一相中的物质，自发地聚集到两相界面层，并急剧减低该界面层的表面张力的现象。
表面活性物质或表面活性剂：
被吸附在两相界面层上、能大大减低表面张力的物质。
润湿现象：
当不相混的两相流体与岩石固相接触时，其中的一相流体沿着岩石表面铺开，其结果使体系的自由表面能降低的现象。
润湿相：
能沿岩石表面铺开的那一相。
接触角（润湿角）：
过气-液-固（或液-液-固）三相交点对液滴表面所做切线与液固界面所夹的角。
并规定从极性大的流体一侧算起。
θ＜90°
，水可以润湿岩石，岩石亲水性好，水湿；
θ＞90°
，油可以润湿岩石，岩石亲油性好，油湿；
θ=90°
，油、水润湿能力相当，称为中间润湿。
润湿反转：
固体表面在活性物质吸附的作用下润湿性发生转化的现象。
润湿滞后：
在外力作用下开始运动时，三相周界沿固体表面移动迟缓而使润湿接触角改变的现象。
接触角间关系：
（前进角）θ1＞θ＞θ2（后退角）
静润湿滞后：
油、水与岩石表面接触的先后次序不同，即水驱油或油驱水过程时产生的滞后现象。
动润湿滞后：
在水驱油或油驱水过程中，当三相周界沿固体表面向前移动时，由于油、水界面各处运动速度不同而使接触角发生变化的现象。
附着功：
是指在非湿相流体（如气相）中,将单位面积的湿相从固体界面拉（离）开所作的功。
θ角越小，附着功W越大，也即湿相流体对固体的润湿程度越好。
对于油、水、岩石三相体系：
1）当附着功大于油水界面张力时，岩石亲水；
2）当附着功小于油水界面张力时，岩石亲油；
3）当附着功等于油水界面张力时，岩石为中性润湿。
岩石润湿性类型
1.斑状润湿：
又称部分润湿或斑块润湿，是指在同一岩样的表面上由于矿物组成不同表现出不同的润湿性，油湿或水湿表面无特定位置。
2.混合润湿：
是指大小不同的孔道其润湿性不同，大孔隙亲油，小孔隙保持水湿不含油。
3.水湿：
岩石孔道表面被薄层水膜覆盖
4.油湿：
岩石孔道表面被薄层油膜覆盖
影响储层岩石润湿性的因素
1.岩石的矿物组成
主要矿物亲水性强弱次序：
粘土＞石英＞石灰岩＞白云岩＞长石
粘土矿物对岩石的润湿性影响较大
2.流体组分不同
原油主要成分中不同烃类（非极性）的影响随碳原子数的增加,接触角增大；
原油中的极性物质（各种含O、S、N的化合物）对润湿性影响程度不同；
原油中活性物质（胶质沥青）容易吸附在岩石的表面上使其表面成为油湿；
3.表面活性物质可引起润湿反转；
4.矿物表面粗糙度造成润湿滞后。
油水在岩石孔隙中的分布与哪些因素有关？
1.储层岩石润湿性
润湿相总是附着于颗粒表面，并力图占据较窄小的粒隙角隅，而把非润湿相推向更畅通的孔隙中间。
2.流体饱和度的大小
油、水饱和度均较高时，油、水各自形成独立的渠道，以渠道流的方式流动。
3.饱和度变化的方向（即湿相驱替非湿相还是非湿相驱替湿相）
驱替过程：
非湿相驱出湿相的过程。
吸吮过程：
湿相驱出非湿相的过程。
润湿性决定着孔道中毛管压力的大小和方向，亲水毛管：
毛管力Pc的方向与注入驱替压差△P方向一致，是动力；
亲油毛管：
与之相反，是阻力。
直接法—接触角法
亲水：
接触角0°
~75°
；
中间润湿：
接触角75°
~105°
亲油：
接触角105°
~180°
毛管力（毛细管压力，毛管压力）：
毛细管中产生的液面上升或下降的曲面附加压力。
气液体系毛管力
油水体系毛管力（两相界面上的压力差，即：
Pc＝P非湿相－P湿相，方向为润湿相指向非润湿相。
毛管滞后：
其他条件相同的情况下，由于饱和顺序不同，毛管中吸入过程中产生液柱的高度小于躯体过程产生的液柱高度的现象。
毛管压力曲线：
毛管压力与岩样中湿相饱和度的关系曲线。
岩石毛细管压力曲线的基本特征
初始段AB：
Pc↑→S非湿相缓慢↑；
中间平缓段BC：
Pc稍↑→S非湿相↑↑，
主要进液段
BC段越平缓、越长→岩样孔喉分选越好；
BC段位置越低→岩样平均孔喉r越大。
尾部上翘段CD：
Pc急剧↑→S非湿相↑极小
排驱压力PT：
指非湿相开始进入岩样的最小压力。
（将Pc曲线中间平缓段延长至S非湿相=0与纵轴相交，交点对应的压力即为pT）
饱和度中值压力Pc50：
指驱替Pc曲线上饱和度为50％时对应的Pc。
Pc50相应的喉道半径为饱和度中值喉道半径r50（中值半径）。
最小湿相饱和度Smin指驱替压力达到最大时，未被非湿相侵入的孔隙体积百分数。
Smin越低→物性越好。
相（有效）渗透率：
多相流体共存和流动时，岩石对某一相流体的通过能力大小，称为该项流体的相渗透率或有效渗透率。
相对渗透率：
多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个绝对渗透率的比值。
相对渗透率和饱和度之间的关系称为相对渗透率曲线（简称相渗曲线）。
湿相—非湿相体系相对渗透率曲线的共同特征
1.对两相流体，无论湿相还是非湿相，都存在一个开始流动时的最低饱和度。
湿相的最低饱和度大于非湿相最低饱和度。
2.两相渗流时，两相流体的渗滤能力降低了，两相流体的相对渗透率之和小于1。
3.无论是湿相还是非湿相，随着饱和度增加，相对渗透率增加。
相对渗透率曲线的影响因素
1.岩石孔隙结构的影响
高渗大孔隙连通性好的岩心：
两相渗流区范围较大,共存水饱和度低,端点（共存水饱和度及残余油饱和度点）相对渗透率高；
低渗小孔隙或大孔隙但连通性不好的岩心：
两相渗流区范围较小,共存水饱和度高,端点相对渗透率低
2.润湿性
当岩石润湿性由亲油向亲水转化时,油的相对渗透率趋于升高,水的相对渗透率趋于降低；
当岩石润湿性由亲油向亲水转化时，油水相对渗透率曲线右移。
3.饱和顺序的影响
任何饱和度下吸吮的总是低于驱替的相对渗透率。
4.温度的影响
温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率降低；
温度对相对渗透率影响的基本特征是整个X形曲线右移。
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