油層物理復(fù)習(xí)資料

1、1.砂巖的粒度組成：是指不同粒徑范圍（粒級(jí)）的顆粒占全部顆粒的百分?jǐn)?shù)（含量），通常以質(zhì)量百分?jǐn)?shù)來(lái)表示。（篩析法、沉降法）粒度組成分布曲線(xiàn)：表示了各種粒徑的顆粒所占的百分?jǐn)?shù)。曲線(xiàn)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(xiàn)尖峰越靠右，表明巖石粗顆粒越多。粒度組成累計(jì)分布曲線(xiàn)：上升段越陡表明巖石顆粒越均勻。2.比面：?jiǎn)挝惑w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(xì)，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(xué)沉淀物。泥質(zhì)、鈣質(zhì)、硫酸鹽最常見(jiàn)。4.空隙：巖石顆粒間未被膠結(jié)物充滿(mǎn)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(lèi)型 1） 按孔隙大小的分類(lèi) 超毛細(xì)管孔隙孔隙直徑大于0.5mm或裂縫寬度大于0.25mm； 毛細(xì)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(xì)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(lèi)：連通孔隙和死孔隙3）巖石孔隙按生成時(shí)間分類(lèi)：原生孔隙、次生孔隙4）孔隙按組合關(guān)系分類(lèi)：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?duì)采油越不利，滲透率越低。7.孔隙配位數(shù)：每個(gè)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(duì)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(dòng)孔隙度(f) 在含油巖石中，流體能在其中流動(dòng)的孔隙體積Vf與巖石外表體積Vb之比。 （絕對(duì)孔隙度a>有效孔隙度e>流動(dòng)孔隙度f(wàn)）11.巖石孔隙度的測(cè)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(chēng)質(zhì)量為W1；b.將巖樣抽成真空然后飽和煤油，在空氣中稱(chēng)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(chēng)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(huì)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(shí)，

4、一般石英砂巖比長(zhǎng)石砂巖儲(chǔ)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(shí)作用：孔隙度隨著埋深的增加而降低。某種流體的飽和度：儲(chǔ)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(kāi)發(fā)以前所測(cè)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(kāi)發(fā)前儲(chǔ)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(dāng)前油、氣、水飽和度:是指在油田開(kāi)發(fā)的不同時(shí)期、不同階段所測(cè)得的油、氣、水飽和度。殘余油飽和度Sor經(jīng)過(guò)某一采油方法或驅(qū)替作用后，仍

5、然不能采出而殘留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?jǐn)?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(lái)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(dá)西定律 Q在壓差P下，通過(guò)巖心的流量，cm3/sA巖心截面積，cm2；P流體通過(guò)巖心的壓力差，10-1MPa；L巖心長(zhǎng)度，cm；流體粘度，mPa ·sK是比例常數(shù)，僅與巖性有關(guān)，即巖石的絕對(duì)滲透率，m2。巖石絕對(duì)滲透率：不與巖石發(fā)生任何物理、化學(xué)反應(yīng)的不可壓縮流體，100%飽和巖心后，在線(xiàn)性滲流條件下測(cè)得的巖石滲透率。單位：1達(dá)西(D)103毫達(dá)西(mD)

6、 1 mD 1×103m2 1D1m2測(cè)定巖石滲透率必須滿(mǎn)足三個(gè)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(dòng)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(xué)反應(yīng)； 通過(guò)巖心的滲流為一維直線(xiàn)滲流。氣測(cè)滲透率的計(jì)算 氣體滑動(dòng)效應(yīng)：靠近孔隙壁表面的氣體分子與孔道中心分子流速幾乎沒(méi)什么差別，這種滲流特性稱(chēng)之為氣體滑動(dòng)效應(yīng)。氣體滑脫效應(yīng)的結(jié)果 1.）同一巖石的氣測(cè)滲透率大于液測(cè)的巖石滲透率；2.）平均壓力愈小，氣測(cè)滲透率愈大；3.）不同氣體所測(cè)得滲透率值也不同；4.）巖石不同，氣測(cè)滲透率與液測(cè)滲透率差值大小不同。致密巖心的滑脫效應(yīng)嚴(yán)重。等效液體滲透率（克氏滲透率）：當(dāng)

7、壓力增至無(wú)窮大時(shí)，氣測(cè)滲透率不再變化而趨于一個(gè)常數(shù)K，這個(gè)數(shù)值一般接近于液測(cè)滲透率。影響巖石滲透率的因素 1. ）巖石骨架構(gòu)成、巖石構(gòu)造（疏松砂巖的粒度越細(xì)，分選性越差，滲透率越低）2. ）巖石孔隙結(jié)構(gòu)的影響（粒度細(xì)，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(shí)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(duì)于滲透率不一定。4. ）構(gòu)造作用和其它作用（構(gòu)造作用形成的斷裂和裂隙使儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率都增大）儲(chǔ)層的速敏性：指地層微粒在高速流體作用下在孔隙中的運(yùn)移并

8、在喉道處堆集，形成“橋堵”，造成孔隙阻塞和地層滲透性降低的現(xiàn)象。儲(chǔ)層的水敏性：與地層不配伍的外來(lái)流體進(jìn)入地層后，引起（蒙皂石 伊利石）粘土礦物膨脹、分散、運(yùn)移而導(dǎo)致滲透率下降的現(xiàn)象。儲(chǔ)層的鹽敏性：是指對(duì)于水敏性地層，當(dāng)含鹽度下降時(shí)導(dǎo)致粘土礦物晶層擴(kuò)張?jiān)龃蟆⑴蛎浽黾樱貙訚B透率下降的現(xiàn)象。儲(chǔ)層的酸敏性：酸化液進(jìn)入地層后與地層中的酸敏性礦物發(fā)生反應(yīng)，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(chǔ)層的堿敏性：是指具有堿性的油田工作液進(jìn)入儲(chǔ)層后，與儲(chǔ)層巖石或儲(chǔ)層流體接觸而發(fā)生反應(yīng)產(chǎn)生沉淀，使儲(chǔ)層滲透能力下降的現(xiàn)象。（與堿的反應(yīng)活性從高到低高嶺石、石膏、蒙皂土、伊利石、白云石、 沸石）儲(chǔ)層的水鎖

9、效應(yīng)：外來(lái)流體進(jìn)入地層，由于毛細(xì)管力滯留作用，地層驅(qū)動(dòng)力不能將外來(lái)流體完全排出地層，造成儲(chǔ)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(fù)離子含量的總和。天然氣視分子量：標(biāo)準(zhǔn)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(duì)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(duì)密度:

10、在石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)狀況下（20，0.101MPa），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(shí)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?jǐn)?shù)；Pci組分i的臨界壓力；Tci組分i的臨界溫度Ppr視對(duì)比壓力；Tpr視對(duì)比溫度。天然氣中同時(shí)含有H2S和CO2兩種非烴成分且濃度較高時(shí)，非烴組分的體積含量高于5%時(shí)非烴校正-圖版修正法B天然氣中H2S的摩爾分?jǐn)?shù)； 視臨界溫度校正系數(shù)，它取決于H2S和CO2的濃度。計(jì)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(duì)密度計(jì)算視臨界參

11、數(shù)：Tpc，Ppc；（2）如含有非烴CO2，H2S ，對(duì)視臨界參數(shù)進(jìn)行校正（3）根據(jù)給定的溫度、壓力計(jì)算視對(duì)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(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下（20，0.1MPa）所占體積VSC之比。（Bg1）計(jì)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(duì)比壓縮系數(shù)多組分的天然氣天然氣視對(duì)比壓縮系數(shù)Cpr可由視對(duì)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(duì)另一部分流

12、動(dòng)時(shí)摩擦阻力的量度。（氣體在高壓下的粘度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(shí)，氣體的粘度幾乎與壓力無(wú)關(guān)，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(xiàn)稱(chēng)為飽和蒸汽壓線(xiàn)。該曲線(xiàn)將組分的液相區(qū)和汽相區(qū)分開(kāi)。對(duì)于單組分體系相圖特征：一線(xiàn)：飽和蒸汽壓線(xiàn)兩區(qū)：汽相區(qū)和液相區(qū)一點(diǎn)：臨界點(diǎn)臨界點(diǎn)：汽、液兩相能夠共存的最高溫度點(diǎn)和最高壓力點(diǎn)。高于臨界溫度的區(qū)域稱(chēng)為超臨界區(qū)，此時(shí)無(wú)論對(duì)體系施加多大的壓力都不會(huì)有兩相出現(xiàn)，體系為沒(méi)有氣體與液體之分的流體。 泡點(diǎn)壓力：在溫度一定的情況下，壓力降低過(guò)程中開(kāi)始從液相中分離出第一批氣泡

13、的壓力。露點(diǎn)壓力：溫度一定時(shí)，壓力升高過(guò)程中開(kāi)始從氣相中凝結(jié)出第一批液滴的壓力。飽和蒸汽壓線(xiàn)：是體系的相分界線(xiàn)；汽、液兩相共存線(xiàn)；泡點(diǎn)和露點(diǎn)共同軌跡線(xiàn)。臨界點(diǎn)C：飽和蒸汽壓線(xiàn)的終點(diǎn)（C），它所對(duì)應(yīng)的溫度為臨界溫度（Tc），它所對(duì)應(yīng)的壓力臨界壓力（Pc）。雙組分體系的相圖是一開(kāi)口的環(huán)形曲線(xiàn)。泡點(diǎn)線(xiàn)的上方為液相區(qū)，露點(diǎn)線(xiàn)的下側(cè)為汽相區(qū)，泡點(diǎn)線(xiàn)和露點(diǎn)線(xiàn)所包圍的區(qū)域?yàn)閮上鄥^(qū)，兩相區(qū)內(nèi)的虛線(xiàn)為等液量線(xiàn)。CT點(diǎn):兩相共存的最高溫度點(diǎn)，CP點(diǎn):兩相共存的最高壓力點(diǎn)雙組分體系相圖特征：兩線(xiàn)：相包絡(luò)線(xiàn)、等液量線(xiàn)三區(qū)：液相區(qū)、汽相區(qū)、兩相區(qū) 三點(diǎn)：臨界點(diǎn)C、臨界凝析壓力點(diǎn)CP、臨界凝析溫度點(diǎn)CT等液量線(xiàn)：體系中液

14、相含量相等的點(diǎn)的連線(xiàn)。包絡(luò)線(xiàn)位置特征 任何雙組分混合物的兩相區(qū)必位于兩個(gè)純組分的飽和蒸汽壓曲線(xiàn)之間。雙組分烴類(lèi)體系的相圖特征：1. ）PT相圖的兩相共存區(qū)(環(huán)形區(qū))無(wú)論組分的組成如何，泡點(diǎn)線(xiàn)、露點(diǎn)線(xiàn)均位于兩純組分的飽和蒸汽壓曲線(xiàn)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(guān)： 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(diǎn)不是兩相共存的最高溫度和壓力點(diǎn)：4.）臨界點(diǎn)的位置與系統(tǒng)的組成有關(guān)，臨界點(diǎn)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(xiàn)；5.）雙組分分子量差異越大，臨界點(diǎn)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

15、油中溶解天然氣量達(dá)最大時(shí)對(duì)應(yīng)的最小壓力，或從石油中開(kāi)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(diǎn)在臨界凝析壓力點(diǎn)最左下側(cè)。兩相區(qū)環(huán)形區(qū)面積最窄；等液量線(xiàn)密集地分布于泡、露點(diǎn)線(xiàn)之間且很密集地靠近泡點(diǎn)線(xiàn)。露點(diǎn)線(xiàn)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(diǎn)線(xiàn)外側(cè)。濕氣相態(tài)圖C點(diǎn)在臨界凝析壓力點(diǎn)的左下側(cè)(與干氣氣藏相比，向臨界凝析壓力點(diǎn)靠近)。環(huán)形區(qū)面積較窄， 等液量線(xiàn)較密集地靠近泡點(diǎn)線(xiàn)。在分離器條件下，體系處于兩相區(qū)內(nèi)。在分離器內(nèi)，會(huì)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

16、，待體系達(dá)相平衡狀態(tài)后，一次性排出從油中脫出的天然氣的分離方式。特點(diǎn)：1. 一次性連續(xù)降壓，一次性脫氣； 2. 油氣分離過(guò)程中體系總組成不變，油氣兩相始終保持接觸。多級(jí)脫氣：在脫氣過(guò)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(shí)分離出來(lái)的氣體都及時(shí)地從油氣體系中放出。特點(diǎn)：1. 分次降壓，分次脫氣； 2.每次脫氣類(lèi)似于一次獨(dú)立的閃蒸分離； 3.脫氣過(guò)程中體系組成要發(fā)生變化。一次脫氣和多次脫氣對(duì)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(guò)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(diǎn)

17、狀態(tài)的分離方式。特點(diǎn)：1.氣油分離在瞬間完成，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(biāo)況下的體積)。天然氣在石油中的溶解量與壓力的關(guān)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(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下），平均單位體積的脫氣原油所分離出來(lái)天然氣的體積。1. 油藏原始條件下的Rs稱(chēng)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(xiàn)的形態(tài)不同

18、：1.氣油比曲線(xiàn)有最大值平緩段，溶解度曲線(xiàn)無(wú)最大值；2.PPb時(shí)，兩者數(shù)值上相等：氣油比Rs溶解度Rs；3.油層P>Pb時(shí)，數(shù)值上氣油比Rs<溶解度Rs。氣油比反映地層油中溶解氣的多少溶解度反映某種油溶解某種氣的能力大小影響溶解氣油比的因素1 地層油組成：輕質(zhì)組分越多，Rs 越大；2 地層溫度：TRs；3 油層壓力： PPb，Rs=Rsi；PPb，PRs4 脫氣方式有關(guān)：Rs（一級(jí)脫氣）> Rs（多級(jí)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。Bo>1PPb：P Bo （Rs ）PPb：P Bo Rs=Rsi PPb：B

19、o= Bomax最大地層油氣兩相體積系數(shù)Bt：當(dāng)油層壓力低于飽和壓力時(shí)，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(xiàn)特點(diǎn)：1 Bt 在ppb時(shí)才存在2 PBt 快速3PPb時(shí)，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(xué)組成：分子量越大，粘度越高。

20、 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(xiàn)的特點(diǎn) 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(biāo)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地面條件下的體積之比值。(Bo>Bw>Bg)地層水的壓縮系數(shù)Cw：當(dāng)溫度恒定時(shí)，單位體積地層水當(dāng)壓力改變單位壓力時(shí)其體積的變化率。 （Cw<Co<Cg）地層水的粘度：w g<wo水型分類(lèi)-蘇林分類(lèi)油、氣田水自由界(表)面能：界面分子比相內(nèi)部分子儲(chǔ)存的

21、多余的能量。自由界面能的性質(zhì)：1） 只有存在不互溶的兩相時(shí)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層；4） 相分子的極性差越大，界面能越大；5） 自由界面能還與兩相的相態(tài)有關(guān)。（液-固>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(rùn)濕現(xiàn)象：當(dāng)不相混的兩相流體與巖石固相接觸時(shí)，其中的一相流體沿著巖石表面鋪開(kāi)，其結(jié)果使體系的自由表面能降低的現(xiàn)象。潤(rùn)濕相：能沿巖石表面鋪開(kāi)的那一相。接觸角（潤(rùn)濕角）：過(guò)氣-液-固（或

22、液-液-固）三相交點(diǎn)對(duì)液滴表面所做切線(xiàn)與液固界面所夾的角。并規(guī)定從極性大的流體一側(cè)算起。90°，水可以潤(rùn)濕巖石，巖石親水性好，水濕；90°，油可以潤(rùn)濕巖石，巖石親油性好，油濕；=90° ，油、水潤(rùn)濕能力相當(dāng)，稱(chēng)為中間潤(rùn)濕。潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)：固體表面在活性物質(zhì)吸附的作用下潤(rùn)濕性發(fā)生轉(zhuǎn)化的現(xiàn)象。潤(rùn)濕滯后：在外力作用下開(kāi)始運(yùn)動(dòng)時(shí)，三相周界沿固體表面移動(dòng)遲緩而使?jié)櫇窠佑|角改變的現(xiàn)象。接觸角間關(guān)系：（前進(jìn)角）12（后退角）靜潤(rùn)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(guò)程時(shí)產(chǎn)生的滯后現(xiàn)象。動(dòng)潤(rùn)濕滯后：在水驅(qū)油或油驅(qū)水過(guò)程中，當(dāng)三相周界沿固體表面向前移動(dòng)時(shí)，由于油、

23、水界面各處運(yùn)動(dòng)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(離)開(kāi)所作的功。角越小，附著功W越大，也即濕相流體對(duì)固體的潤(rùn)濕程度越好。對(duì)于油、水、巖石三相體系：1）當(dāng)附著功大于油水界面張力時(shí)，巖石親水；2）當(dāng)附著功小于油水界面張力時(shí)，巖石親油；3）當(dāng)附著功等于油水界面張力時(shí)，巖石為中性潤(rùn)濕。巖石潤(rùn)濕性類(lèi)型1. 斑狀潤(rùn)濕：又稱(chēng)部分潤(rùn)濕或斑塊潤(rùn)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(rùn)濕性，油濕或水濕表面無(wú)特定位置。2. 混合潤(rùn)濕：是指大小不同的孔道其潤(rùn)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

24、蓋4.油濕：巖石孔道表面被薄層油膜覆蓋影響儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性的因素1.巖石的礦物組成 主要礦物親水性強(qiáng)弱次序： 粘土石英石灰?guī)r白云巖長(zhǎng)石粘土礦物對(duì)巖石的潤(rùn)濕性影響較大2.流體組分不同原油主要成分中不同烴類(lèi)(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(duì)潤(rùn)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(rùn)濕反轉(zhuǎn)；4.礦物表面粗糙度造成潤(rùn)濕滯后。油水在巖石孔隙中的分布與哪些因素有關(guān)？1.儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性 潤(rùn)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(rùn)濕相推向更暢通的孔隙中間。2.流

25、體飽和度的大小 油、水飽和度均較高時(shí)，油、水各自形成獨(dú)立的渠道，以渠道流的方式流動(dòng)。3.飽和度變化的方向（即濕相驅(qū)替非濕相還是非濕相驅(qū)替濕相）驅(qū)替過(guò)程：非濕相驅(qū)出濕相的過(guò)程。吸吮過(guò)程：濕相驅(qū)出非濕相的過(guò)程。潤(rùn)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(dòng)力；親油毛管：與之相反，是阻力。直接法接觸角法親水：接觸角0°75°； 中間潤(rùn)濕：接觸角75°105°；親油：接觸角105°180° 毛管力（毛細(xì)管壓力，毛管壓力）：毛細(xì)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(xì)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?yàn)闈?rùn)濕相指向非潤(rùn)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(guò)程中產(chǎn)生液柱的高度小于軀體過(guò)程產(chǎn)生的液柱高度的現(xiàn)象。毛管壓力曲線(xiàn)：毛管壓力與巖樣中濕相飽和度的關(guān)系曲線(xiàn)。巖石毛細(xì)管壓力曲線(xiàn)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(jìn)液段BC 段越平緩、越長(zhǎng)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(kāi)