油層物理復習資料

1、1.砂巖的粒度組成：是指不同粒徑范圍（粒級）的顆粒占全部顆粒的百分數(shù)（含量），通常以質(zhì)量百分數(shù)來表示。（篩析法、沉降法）粒度組成分布曲線：表示了各種粒徑的顆粒所占的百分數(shù)。曲線尖峰越高，表明該巖石以某一粒徑顆粒為主，巖石粒度組成越均勻；曲線尖峰越靠右，表明巖石粗顆粒越多。粒度組成累計分布曲線：上升段越陡表明巖石顆粒越均勻。2.比面：單位體積巖石內(nèi)孔隙總內(nèi)表面積或單位體積巖石內(nèi)巖石骨架的總表面積。（砂巖的砂礫越細，其比面越大，骨架分散程度越高。）3.膠結(jié)物：碎屑巖中除碎屑顆粒以外的化學沉淀物。泥質(zhì)、鈣質(zhì)、硫酸鹽最常見。4.空隙：巖石顆粒間未被膠結(jié)物充滿或未被其它固體物質(zhì)所占據(jù)的空間。5.巖石的孔

2、隙類型 1） 按孔隙大小的分類 超毛細管孔隙孔隙直徑大于0.5mm或裂縫寬度大于0.25mm； 毛細管孔隙孔隙直徑介于0.50.0002mm或裂縫寬度介于0.250.0001mm之間的孔隙； 微毛細管孔隙孔隙直徑小于0.0002mm或裂縫寬度小于0.0001mm的孔隙。2）孔隙按連通性的分類：連通孔隙和死孔隙3）巖石孔隙按生成時間分類：原生孔隙、次生孔隙4）孔隙按組合關系分類：孔道、吼道6.孔喉比：孔隙直徑與喉道直徑的比值?？缀肀仍酱髮Σ捎驮讲焕?，滲透率越低。7.孔隙配位數(shù)：每個孔道所連同的喉道數(shù)，配位數(shù)越高采油越有利。8.巖石的絕對孔隙度（a）是巖石的總孔隙體積Va與巖石外表體積Vb的比值。

3、9.巖石的有效孔隙度(e) 巖石中有效孔隙的體積Ve與巖石外表體積Vb之比。10.巖石的流動孔隙度(f) 在含油巖石中，流體能在其中流動的孔隙體積Vf與巖石外表體積Vb之比。 （絕對孔隙度a有效孔隙度e流動孔隙度f）11.巖石孔隙度的測定 ：液體（水或煤油）飽和法，方法及步驟：a.將已洗凈、烘干的巖樣在空氣中稱質(zhì)量為W1；b.將巖樣抽成真空然后飽和煤油，在空氣中稱出飽和煤油后的巖樣質(zhì)量記為W2；c.巖樣飽和煤油后在煤油中稱的質(zhì)量記為W3。12.影響孔隙度大小的因素1. ）顆粒的排列方式及分選性：巖石分選差，會降低孔隙度和滲透率2. ）巖石的礦物成分與膠結(jié)物質(zhì)：在其它條件相同時，一般石英砂巖比長

4、石砂巖儲油物性好。（泥質(zhì)膠結(jié)的砂巖較為疏松，孔隙性好，伴隨膠結(jié)物含量的增加，粒間孔隙度顯著降低）3. ）埋藏深度與壓實作用：孔隙度隨著埋深的增加而降低。某種流體的飽和度：儲層巖石孔隙中某種流體所占的體積與巖石孔隙體積的比值。原始含油飽和度Soi 油藏投入開發(fā)以前所測出的含油飽和度。（地層中原始狀態(tài)下含油體積Voi與巖石孔隙體積VP之比。原始含水飽和度（束縛水飽和度Swi） 油藏投入開發(fā)前儲層巖石孔隙空間中原始含水體積Vwi和巖石孔隙體積VP的比值。當前油、氣、水飽和度:是指在油田開發(fā)的不同時期、不同階段所測得的油、氣、水飽和度。殘余油飽和度Sor經(jīng)過某一采油方法或驅(qū)替作用后，仍然不能采出而殘留

5、于油層孔隙中的原油,其體積在巖石孔隙中所占體積的百分數(shù)。剩余油:主要是驅(qū)油劑波及不到的死油區(qū)內(nèi)的原油及驅(qū)油劑波及到了但仍驅(qū)不出來的殘余油。確定油、氣、水飽和度 原始樣質(zhì)量W1 烘干巖樣質(zhì)量W2 抽提的水的體積Vw 達西定律 Q在壓差P下，通過巖心的流量，cm3/sA巖心截面積，cm2；P流體通過巖心的壓力差，10-1MPa；L巖心長度，cm；流體粘度，mPa sK是比例常數(shù)，僅與巖性有關，即巖石的絕對滲透率，m2。巖石絕對滲透率：不與巖石發(fā)生任何物理、化學反應的不可壓縮流體，100%飽和巖心后，在線性滲流條件下測得的巖石滲透率。單位：1達西(D)103毫達西(mD) 1 mD 1103m2 1

6、D1m2測定巖石滲透率必須滿足三個條件：巖石中全部孔隙為單相液體所飽和，液體不可壓縮，巖心中流動是穩(wěn)態(tài)單相流； 流體性質(zhì)穩(wěn)定，不與巖石表面發(fā)生物理、化學反應； 通過巖心的滲流為一維直線滲流。氣測滲透率的計算 氣體滑動效應：靠近孔隙壁表面的氣體分子與孔道中心分子流速幾乎沒什么差別，這種滲流特性稱之為氣體滑動效應。氣體滑脫效應的結(jié)果 1.）同一巖石的氣測滲透率大于液測的巖石滲透率；2.）平均壓力愈小，氣測滲透率愈大；3.）不同氣體所測得滲透率值也不同；4.）巖石不同，氣測滲透率與液測滲透率差值大小不同。致密巖心的滑脫效應嚴重。等效液體滲透率（克氏滲透率）：當壓力增至無窮大時，氣測滲透率不再變化而趨

7、于一個常數(shù)K，這個數(shù)值一般接近于液測滲透率。影響巖石滲透率的因素 1. ）巖石骨架構成、巖石構造（疏松砂巖的粒度越細，分選性越差，滲透率越低）2. ）巖石孔隙結(jié)構的影響（粒度細，孔隙半徑小，則巖石比面大，滲透率低）3.）地層靜壓力、膠結(jié)作用和溶蝕作用的影響壓實作用使孔隙通道急劇變小，孔喉比劇增，曲折度增大，滲透率下降；膠結(jié)作用使孔隙通道變小，孔喉比增大，粗糙度增大，滲透率降低；溶蝕作用使孔隙度增大，但對于滲透率不一定。4. ）構造作用和其它作用（構造作用形成的斷裂和裂隙使儲層的孔隙度和滲透率都增大）儲層的速敏性：指地層微粒在高速流體作用下在孔隙中的運移并在喉道處堆集，形成“橋堵”，造成孔隙阻塞

8、和地層滲透性降低的現(xiàn)象。儲層的水敏性：與地層不配伍的外來流體進入地層后，引起（蒙皂石 伊利石）粘土礦物膨脹、分散、運移而導致滲透率下降的現(xiàn)象。儲層的鹽敏性：是指對于水敏性地層，當含鹽度下降時導致粘土礦物晶層擴張增大、膨脹增加，地層滲透率下降的現(xiàn)象。儲層的酸敏性：酸化液進入地層后與地層中的酸敏性礦物發(fā)生反應，產(chǎn)生凝膠、沉淀或釋放出微粒，使地層滲透率下降的現(xiàn)象。儲層的堿敏性：是指具有堿性的油田工作液進入儲層后，與儲層巖石或儲層流體接觸而發(fā)生反應產(chǎn)生沉淀，使儲層滲透能力下降的現(xiàn)象。（與堿的反應活性從高到低高嶺石、石膏、蒙皂土、伊利石、白云石、 沸石）儲層的水鎖效應：外來流體進入地層，由于毛細管力滯留

9、作用，地層驅(qū)動力不能將外來流體完全排出地層，造成儲層含水飽和度增加，油氣相滲透率下降的現(xiàn)象。天然氣組成的三種表示方法：摩爾組成、體積組成、質(zhì)量組成。地層水總礦化度：表示水中正、負離子含量的總和。天然氣視分子量：標準狀態(tài)下1mol（0，1atm，22.4l）天然氣具有的質(zhì)量，即平均分子量。天然氣的密度：在一定溫度、壓力下，單位體積天然氣的質(zhì)量。 天然氣的密度，kgm3P天然氣所處的壓力，MPa；M天然氣的分子量，kg/kmol；T天然氣的絕對溫度，K；Z天然氣偏差因子；R通用氣體常數(shù)，R = 0.008314MPa*m3/(kmol*K)天然氣的相對密度:在石油行業(yè)標準狀況下（20，0.101M

10、Pa），天然氣的密度與干燥空氣密度之比。偏差系數(shù)（壓縮因子、偏差因子）：給定壓力和溫度下，實際氣體所占的體積與等量理想氣體所占有的體積之比。Ppc天然氣的視臨界壓力； Tpc天然氣的視臨界溫度；Vi組分i的摩爾分數(shù)；Pci組分i的臨界壓力；Tci組分i的臨界溫度Ppr視對比壓力；Tpr視對比溫度。天然氣中同時含有H2S和CO2兩種非烴成分且濃度較高時，非烴組分的體積含量高于5%時非烴校正-圖版修正法B天然氣中H2S的摩爾分數(shù)； 視臨界溫度校正系數(shù)，它取決于H2S和CO2的濃度。計算天然氣的壓縮因子Z的步驟：（1）根據(jù)已知天然氣的組成或相對密度計算視臨界參數(shù)：Tpc，Ppc；（2）如含有非烴CO

11、2，H2S ，對視臨界參數(shù)進行校正（3）根據(jù)給定的溫度、壓力計算視對比參數(shù)：Tpr，Ppr；（4）查圖版求出偏差系數(shù)Z。天然氣的地層體積系數(shù)（Bg）：一定量的天然氣在油氣層條件（某一p、T）下的體積VR與其在地面標準狀態(tài)下（20，0.1MPa）所占體積VSC之比。（Bg1）計算天然氣的地層體積系數(shù)天然氣的等溫壓縮率（彈性系數(shù)）Cg 在等溫條件下，天然氣隨壓力變化的體積變化率。單組分的天然氣天然氣視對比壓縮系數(shù)多組分的天然氣天然氣視對比壓縮系數(shù)Cpr可由視對比參數(shù)Tpr，Ppr從圖2-9查出，免去求取Z的麻煩。天然氣的粘度：天然氣內(nèi)部某一部分相對另一部分流動時摩擦阻力的量度。（氣體在高壓下的粘度

12、隨壓力的增加而增加，隨溫度的增加而減少，隨分子量的增加而增加；在接近大氣壓時，氣體的粘度幾乎與壓力無關，隨溫度的升高而增大。）相圖：將狀態(tài)方程以圖示法表示就是相圖。單組分烴的相圖（pT圖）：圖中曲線稱為飽和蒸汽壓線。該曲線將組分的液相區(qū)和汽相區(qū)分開。對于單組分體系相圖特征：一線：飽和蒸汽壓線兩區(qū)：汽相區(qū)和液相區(qū)一點：臨界點臨界點：汽、液兩相能夠共存的最高溫度點和最高壓力點。高于臨界溫度的區(qū)域稱為超臨界區(qū)，此時無論對體系施加多大的壓力都不會有兩相出現(xiàn)，體系為沒有氣體與液體之分的流體。 泡點壓力：在溫度一定的情況下，壓力降低過程中開始從液相中分離出第一批氣泡的壓力。露點壓力：溫度一定時，壓力升高過

13、程中開始從氣相中凝結(jié)出第一批液滴的壓力。飽和蒸汽壓線：是體系的相分界線；汽、液兩相共存線；泡點和露點共同軌跡線。臨界點C：飽和蒸汽壓線的終點（C），它所對應的溫度為臨界溫度（Tc），它所對應的壓力臨界壓力（Pc）。雙組分體系的相圖是一開口的環(huán)形曲線。泡點線的上方為液相區(qū)，露點線的下側(cè)為汽相區(qū)，泡點線和露點線所包圍的區(qū)域為兩相區(qū)，兩相區(qū)內(nèi)的虛線為等液量線。CT點:兩相共存的最高溫度點，CP點:兩相共存的最高壓力點雙組分體系相圖特征：兩線：相包絡線、等液量線三區(qū)：液相區(qū)、汽相區(qū)、兩相區(qū) 三點：臨界點C、臨界凝析壓力點CP、臨界凝析溫度點CT等液量線：體系中液相含量相等的點的連線。包絡線位置特征 任

14、何雙組分混合物的兩相區(qū)必位于兩個純組分的飽和蒸汽壓曲線之間。雙組分烴類體系的相圖特征：1. ）PT相圖的兩相共存區(qū)(環(huán)形區(qū))無論組分的組成如何，泡點線、露點線均位于兩純組分的飽和蒸汽壓曲線之間。2.）氣液兩相區(qū)(環(huán)形區(qū))所占的面積與體系組成有關： 組分分布越單一兩相共存區(qū)所占面積越窄小，組分分布越均勻兩相共存區(qū)所占面積越寬大；3.）臨界點不是兩相共存的最高溫度和壓力點：4.）臨界點的位置與系統(tǒng)的組成有關，臨界點C總是偏向于組分含量高的一方的純組分的飽和蒸汽壓曲線；5.）雙組分分子量差異越大，臨界點軌跡越高，差異越小越平坦。油藏飽和壓力：在油層溫度下，使石油中溶解天然氣量達最大時對應的最小壓力，

15、或從石油中開始分離出第一批氣泡的壓力。凝析氣藏：在溫度不變條件下，隨壓力降低從氣相中凝析出液體的氣藏。干氣相態(tài)圖C點在臨界凝析壓力點最左下側(cè)。兩相區(qū)環(huán)形區(qū)面積最窄；等液量線密集地分布于泡、露點線之間且很密集地靠近泡點線。露點線右側(cè)的氣相區(qū)很大，地層溫度和油氣分離器溫度均在露點線外側(cè)。濕氣相態(tài)圖C點在臨界凝析壓力點的左下側(cè)(與干氣氣藏相比，向臨界凝析壓力點靠近)。環(huán)形區(qū)面積較窄， 等液量線較密集地靠近泡點線。在分離器條件下，體系處于兩相區(qū)內(nèi)。在分離器內(nèi)，會有液態(tài)烴析出。一次脫氣（閃蒸分離、接觸分離、接觸脫氣)：在等溫條件下，將體系壓力逐漸降低到指定分離壓力，待體系達相平衡狀態(tài)后，一次性排出從油中

16、脫出的天然氣的分離方式。特點：1. 一次性連續(xù)降壓，一次性脫氣； 2. 油氣分離過程中體系總組成不變，油氣兩相始終保持接觸。多級脫氣：在脫氣過程中，分幾次降低壓力，直至降到最后的指定壓力為止，而每次降低壓力時分離出來的氣體都及時地從油氣體系中放出。特點：1. 分次降壓，分次脫氣； 2.每次脫氣類似于一次獨立的閃蒸分離； 3.脫氣過程中體系組成要發(fā)生變化。一次脫氣和多次脫氣對比：多次脫氣比一次脫氣得到的氣更干，氣量更少；多次脫氣比一次脫氣得到的油更重，油量更多。微分分離：在脫氣過程中，微小降壓后立即將從油中分離氣體放掉，使汽液脫離接觸，保持體系始終處于泡點狀態(tài)的分離方式。特點：1.氣油分離在瞬間

17、完成，氣油兩相接觸極短； 2.不斷降壓，不斷排氣，系統(tǒng)組成不斷變化 。溶解度：某一溫度、壓力下單位體積液體溶解的氣量(標況下的體積)。天然氣在石油中的溶解量與壓力的關系天然氣在石油中的溶解規(guī)律體系壓力越高，天然氣的Rs 越大。體系溫度越低，天然氣的Rs 越大；油越輕，氣越重，天然氣的Rs 越大地層原油的溶解氣油比 Rs一定量的地層原油在地面降壓脫氣（標準狀態(tài)下），平均單位體積的脫氣原油所分離出來天然氣的體積。1. 油藏原始條件下的Rs稱原始溶解氣油比Rsi2.PPb：P Rs3.PPb：RsRsi天然氣在石油中的溶解量與地層原油的溶解氣油比曲線的形態(tài)不同：1.氣油比曲線有最大值平緩段，溶解度曲

18、線無最大值；2.PPb時，兩者數(shù)值上相等：氣油比Rs溶解度Rs；3.油層PPb時，數(shù)值上氣油比Rs Rs（多級脫氣）地層原油的體積系數(shù)（Bo）指原油在地下的體積（即地層油體積）與其在地面脫氣后的體積之比。Bo1PPb：P Bo （Rs ）PPb：P Bo Rs=Rsi PPb：Bo= Bomax最大地層油氣兩相體積系數(shù)Bt：當油層壓力低于飽和壓力時，地層中原油和析出氣體的總體積與它在地面脫氣后原油體積之比。BtP 曲線特點：1 Bt 在ppb時才存在2 PBt 快速3PPb時，Rs= Rsi4 Bt 最?。築tminBob兩相體積系數(shù)最小值等于單相體積系數(shù)最大值地層原油的壓縮系數(shù)Co：是指地層

19、原油隨壓力變化的體積變化率。地層原油壓縮系數(shù)的影響因素：1.）溶解氣油比：地層溶解氣油比大，壓縮系數(shù)也大。2.）溫度：溫度越高，石油越輕，密度越小，壓縮系數(shù)也越大。3.）壓力：在不同的壓力區(qū)間，壓縮系數(shù)不同。地層原油的粘度影響因素 內(nèi)因：1）原油的化學組成：分子量越大，粘度越高。 2）溶解氣油比：溶解氣油比越大，粘度越低外因：溫度提高，原油粘度降低； 壓力如下：oP 曲線的特點 1 PPb：Po 2 PPb：o最小 3 PPb：Po地層水中天然氣的溶解度Rw：地面條件下單位體積地層水，在地層溫度、壓力下溶解的氣量在標態(tài)下的體積。地層水的體積系數(shù)Bw：等量的地層水在地下壓力溫度條件下的體積與其在

20、地面條件下的體積之比值。(BoBwBg)地層水的壓縮系數(shù)Cw：當溫度恒定時，單位體積地層水當壓力改變單位壓力時其體積的變化率。 （CwCoCg）地層水的粘度：w g液-汽液-液）吸附：溶解于某一相中的物質(zhì)，自發(fā)地聚集到兩相界面層，并急劇減低該界面層的表面張力的現(xiàn)象。表面活性物質(zhì)或表面活性劑：被吸附在兩相界面層上、能大大減低表面張力的物質(zhì)。潤濕現(xiàn)象：當不相混的兩相流體與巖石固相接觸時，其中的一相流體沿著巖石表面鋪開，其結(jié)果使體系的自由表面能降低的現(xiàn)象。潤濕相：能沿巖石表面鋪開的那一相。接觸角（潤濕角）：過氣-液-固（或液-液-固）三相交點對液滴表面所做切線與液固界面所夾的角。并規(guī)定從極性大的流體

21、一側(cè)算起。90，水可以潤濕巖石，巖石親水性好，水濕；90，油可以潤濕巖石，巖石親油性好，油濕；=90 ，油、水潤濕能力相當，稱為中間潤濕。潤濕反轉(zhuǎn)：固體表面在活性物質(zhì)吸附的作用下潤濕性發(fā)生轉(zhuǎn)化的現(xiàn)象。潤濕滯后：在外力作用下開始運動時，三相周界沿固體表面移動遲緩而使?jié)櫇窠佑|角改變的現(xiàn)象。接觸角間關系：（前進角）12（后退角）靜潤濕滯后：油、水與巖石表面接觸的先后次序不同，即水驅(qū)油或油驅(qū)水過程時產(chǎn)生的滯后現(xiàn)象。動潤濕滯后：在水驅(qū)油或油驅(qū)水過程中，當三相周界沿固體表面向前移動時，由于油、水界面各處運動速度不同而使接觸角發(fā)生變化的現(xiàn)象。附著功：是指在非濕相流體(如氣相)中,將單位面積的濕相從固體界面拉

22、(離)開所作的功。角越小，附著功W越大，也即濕相流體對固體的潤濕程度越好。對于油、水、巖石三相體系：1）當附著功大于油水界面張力時，巖石親水；2）當附著功小于油水界面張力時，巖石親油；3）當附著功等于油水界面張力時，巖石為中性潤濕。巖石潤濕性類型1. 斑狀潤濕：又稱部分潤濕或斑塊潤濕，是指在同一巖樣的表面上由于礦物組成不同表現(xiàn)出不同的潤濕性，油濕或水濕表面無特定位置。2. 混合潤濕：是指大小不同的孔道其潤濕性不同，大孔隙親油，小孔隙保持水濕不含油。3.水濕：巖石孔道表面被薄層水膜覆蓋4.油濕：巖石孔道表面被薄層油膜覆蓋影響儲層巖石潤濕性的因素1.巖石的礦物組成 主要礦物親水性強弱次序： 粘土石

23、英石灰?guī)r白云巖長石粘土礦物對巖石的潤濕性影響較大2.流體組分不同原油主要成分中不同烴類(非極性)的影響隨碳原子數(shù)的增加,接觸角增大；原油中的極性物質(zhì)(各種含O 、S 、N的化合物)對潤濕性影響程度不同；原油中活性物質(zhì)（膠質(zhì) 瀝青）容易吸附在巖石的表面上使其表面成為油濕；3.表面活性物質(zhì)可引起潤濕反轉(zhuǎn)；4.礦物表面粗糙度造成潤濕滯后。油水在巖石孔隙中的分布與哪些因素有關？1.儲層巖石潤濕性 潤濕相總是附著于顆粒表面，并力圖占據(jù)較窄小的粒隙角隅，而把非潤濕相推向更暢通的孔隙中間。2.流體飽和度的大小 油、水飽和度均較高時，油、水各自形成獨立的渠道，以渠道流的方式流動。3.飽和度變化的方向（即濕相驅(qū)

24、替非濕相還是非濕相驅(qū)替濕相）驅(qū)替過程：非濕相驅(qū)出濕相的過程。吸吮過程：濕相驅(qū)出非濕相的過程。潤濕性決定著孔道中毛管壓力的大小和方向，親水毛管：毛管力Pc的方向與注入驅(qū)替壓差P方向一致，是動力；親油毛管：與之相反，是阻力。直接法接觸角法親水：接觸角075； 中間潤濕：接觸角75105；親油：接觸角105180 毛管力（毛細管壓力，毛管壓力）：毛細管中產(chǎn)生的液面上升或下降的曲面附加壓力。氣液體系毛管力A附著張力，A=cos；r毛細管半徑；水的表面張力；接觸角。油水體系毛管力（兩相界面上的壓力差，即：PcP 非濕相P 濕相，方向為潤濕相指向非潤濕相。）毛管滯后：其他條件相同的情況下，由于飽和順序不同，毛管中吸入過程中產(chǎn)生液柱的高度小于軀體過程產(chǎn)生的液柱高度的現(xiàn)象。毛管壓力曲線：毛管壓力與巖樣中濕相飽和度的關系曲線。巖石毛細管壓力曲線的基本特征初始段AB：PcS非濕相緩慢；中間平緩段BC：Pc 稍S非濕相，主要進液段BC 段越平緩、越長巖樣孔喉分選越好；BC 段位置越低巖樣平均孔喉r 越大。尾部上翹段CD：Pc 急劇S非濕相極小排驅(qū)壓力PT：指非濕相開始進入巖樣的最小壓力。（將Pc曲線中間平緩段延長至S非濕相=0與縱軸相交，交點