油層物理學(xué)分析解析

油層物理學(xué)課件成都理工高校能源學(xué)院其次章儲油氣層中流體的物理性質(zhì)第一節(jié)油層烴類的相態(tài)特征其次節(jié)自然氣的物理性質(zhì)第三節(jié)地層原油的物理性質(zhì)第四節(jié)油層水的物理性質(zhì)第五節(jié)油層流體的高壓特性探討第六節(jié)油層烴類的相態(tài)方程主要內(nèi)容儲集巖中的孔隙空間總是儲集有流體，包括自然氣，石油，以及地層水。油層流體的特點(diǎn)是處于高溫、高壓條件下，特殊是其中的石油常溶解有大量的烴類氣體，從而使處于地下的油層流體的物理性質(zhì)與其在地面的性質(zhì)有很大的不同，而且伴隨油藏開采的過程，油層的溫度、壓力要發(fā)生變更，油層流體，特殊是石油和自然氣的相態(tài)也會隨之變更，與此同時(shí)，油氣組成也要變更。探討油氣水在地下的物理—化學(xué)性質(zhì)，及其隨溫度、壓力的變更特征，對于相識油氣的運(yùn)移、聚集與分布；對于油氣勘探的評價(jià)和油、氣儲量的計(jì)算；對于油氣田的合理開采與開發(fā)；以及提高石油采收率等方面都有及其重要的作用。本章將探討油-氣系統(tǒng)的相態(tài)特征；油（氣）儲集層中的自然氣、石油和地層水的物理性質(zhì)；地層油的高壓物性探討方法；以及相態(tài)方程等內(nèi)容。第一節(jié)油層烴類的相態(tài)特征油層中油氣系統(tǒng)所處的相狀態(tài)，主要取決于油氣數(shù)量上的比例和油氣組成性質(zhì)及其所處的壓力溫度條件。油層烴類的化學(xué)組成是相態(tài)轉(zhuǎn)化的內(nèi)因，壓力和溫度則是產(chǎn)生轉(zhuǎn)化的外部條件。一、油層烴類的化學(xué)組成及烴類相態(tài)表示方法假如一個體系的組成確定，則壓力（p）、溫度（T）、比容（V）等都是該體系組成中相狀態(tài)的函數(shù)。因此，對于任一特定的體系，其狀態(tài)方程表示為：F（p，T，V）=0狀態(tài)方程若用圖解表示，則如圖2-1-2所示。該立體圖是以p、T、V三個變量作出的。圖2-1-1單組分立體相圖(ZollanGyulay,1977)二、單組分烴的相態(tài)特征

單組分烴的相圖（p—T圖）如圖2-2所示。圖中曲線稱為飽和蒸汽壓線。該曲線將組分的液態(tài)區(qū)和氣相區(qū)分開。圖2-1-2單組分烴的相圖(據(jù)Standing,1952)飽和蒸汽壓曲線的上限C點(diǎn)成為臨界點(diǎn)，該點(diǎn)所代表的溫度和壓力是臨界溫度（Tc）和臨界壓力（pc）。對于單組分，該點(diǎn)是兩相共存的最高溫度和壓力點(diǎn)。圖2-3給出了烷烴的飽和蒸汽壓線，他們都是相像的單調(diào)曲線。圖2-1-3烷烴的飽和蒸汽壓曲線1－CH4；2－C2H6；3－C3H8；4－iC4H10；5－nC4H10；6－iC5H12；7－nC5H12；8－C6H14；9－C7H16；10－C8H18；11－C9H20；12－C10H22圖2-1-4單組分物質(zhì)在恒溫下的蒸發(fā)過程（據(jù)WilliamD.McCain,Jr.,1973）圖中A點(diǎn)是少量分子首次從液體中逸出，形成小氣泡的點(diǎn)，A點(diǎn)就稱為泡點(diǎn)。B點(diǎn)則是只有一小滴液體存留的點(diǎn)，B點(diǎn)就稱為露點(diǎn)。對于單組分烴，泡點(diǎn)和露點(diǎn)壓力等于在相應(yīng)溫度下該組分的飽和蒸汽壓力。所以單組分的飽和蒸汽壓線實(shí)際就是該組分的泡點(diǎn)和露點(diǎn)的共同軌跡。在p—V圖上，隨著溫度的變更可繪出若干條等溫線；并且隨著溫度的上升，兩相共存段在明顯削減。因此，露點(diǎn)和泡點(diǎn)的位置亦相互靠近，最終重合與C點(diǎn)。三、雙組分烴的相態(tài)特征表示兩個組分（乙烷—正庚烷）混合物相態(tài)圖的典型形態(tài)。圖中aC為泡點(diǎn)線，bC為露點(diǎn)線；泡點(diǎn)線的左側(cè)為液相區(qū)，露點(diǎn)線的右側(cè)為氣相區(qū)，泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線包圍的區(qū)域?yàn)閮上鄥^(qū)。泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線的交點(diǎn)C即為臨界點(diǎn)。雙組分體系兩相共存的極限點(diǎn)有兩個，一個稱為臨界凝析壓力點(diǎn)，即圖中的p/點(diǎn)，它是兩相共存的最高壓力點(diǎn)；另一個稱為臨界凝析溫度點(diǎn)，即圖中的T/點(diǎn)，它是兩相共存的最高溫度點(diǎn)。（1）任一混合物的兩相區(qū)都位于兩純組分的整齊壓線之間；（2）混合物的臨界壓力都高于各該組分的臨界壓力，混合物的臨界溫度都居于兩個純組分的臨界溫度之間；（3）圖中虛線是不同比例的乙烷和正庚烷混合物臨界點(diǎn)的軌跡，隨正庚烷所占比例增加，亦即隨混合物中較重組分比例的增加，臨界點(diǎn)向右遷移；（4）混合物中哪一組分的含量占優(yōu)勢，泡點(diǎn)與露點(diǎn)的包絡(luò)線就靠近哪一組分的蒸汽壓線；（5）兩組分的支配比例越接近，泡點(diǎn)線與露點(diǎn)線包絡(luò)的面積就越大；兩組分中只要有一個組分占確定優(yōu)勢，泡點(diǎn)線與露點(diǎn)線包絡(luò)的面積就變得越狹窄，亦即兩向區(qū)變小。圖2-1-9列舉了一些烷烴的蒸汽壓力曲線與這些烴中隨意兩者的混合物的臨界點(diǎn)軌跡。組成確定的雙組分體系的壓力—體積關(guān)系見圖2-1-10所示。圖2-1-9烷烴的雙組分臨界點(diǎn)軌跡曲線圖（據(jù)Brown等，1948）圖2-1-10戌烷和正庚烷（占總重量的52%）的P-V圖（據(jù)Sage和Lacey,1939）四、多組分烴的相態(tài)特征多組分烴體系的p—V圖（2-1-11），圖中C點(diǎn)為臨界點(diǎn)，p/為臨界凝析壓力點(diǎn)，T/為臨界凝析溫度點(diǎn)。圖2-1-11多組分烴體系的P-T圖（據(jù)Amyx,1960）aC為泡點(diǎn)線，它是兩相區(qū)和液相區(qū)的分界線；bC為露點(diǎn)線，它是兩相區(qū)和氣相區(qū)的分界線；圖中虛線為液體體積百分含量線，稱為等密線。aC線以上為液相區(qū)，bC線右下側(cè)為氣相區(qū)，aCb包絡(luò)線以內(nèi)則是液氣兩相共存區(qū)。圖中的陰影部分為逆行區(qū)，逆行的簡潔含義就是與正常變更相反。等溫降壓（或升壓）過程出現(xiàn)的逆行現(xiàn)象總是出現(xiàn)在臨界溫度和臨界凝析溫度之間，所以CBT/DC陰影區(qū)通常稱為等溫逆行區(qū)。若是壓力介于臨界壓力和臨界凝析壓力之間的等壓變更過程經(jīng)過陰影區(qū)，也將發(fā)生逆行現(xiàn)象，所以CGP/HC陰影區(qū)通常稱為等壓逆行區(qū)。多組分烴的相圖還可以用來表述不同形態(tài)的油氣藏類型。圖中J點(diǎn)代表一特定多組分烴類系統(tǒng)的原始壓力和溫度，在這一溫度和壓力下，該烴類系統(tǒng)是單相液態(tài)，即原油。因此，J點(diǎn)表示的是一未飽和油藏；I點(diǎn)代表一飽和油藏；L點(diǎn)位于兩相區(qū)內(nèi)，它代表一個有氣頂?shù)挠筒?，這類油藏也稱為飽和油藏；F點(diǎn)代表的是一個氣藏；A點(diǎn)代表的則是一個凝析氣藏，其原始壓力溫度處于氣相區(qū)，溫度介于臨界溫度和臨界凝析溫度之間，等溫降壓時(shí)要穿過逆行區(qū)，發(fā)生反凝析。五、典型油氣的相態(tài)特征1.低收縮原油2.高收縮原油3.逆行凝析氣4.濕氣5.干氣1.低收縮原油低收縮原油的相圖（2-1-13）

低收縮原油的的特點(diǎn)：低收縮原油含重?zé)N較多，生產(chǎn)時(shí)通常地面汽油比較小，原油比重較高。2.高收縮原油高收縮原油的相圖（2-1-14）

高收縮原油的的特點(diǎn)：該原油所含輕烴較多，比重較小，油氣比略高。圖2-1-13低收縮原油的相圖圖2-1-14高收縮原油的相圖3.逆行凝析氣逆行凝析氣藏的相圖見圖2-1-15，在氣藏原始條件1點(diǎn)，氣藏中為單一氣相，隨生產(chǎn)過程氣藏壓力的降低，氣藏中發(fā)生反凝析。這種氣藏所含流體是更輕的烴，其中重?zé)N比高收縮原油還要少。4.濕氣濕氣的相圖（2-1-16），其臨界溫度遠(yuǎn)低于油藏溫度。當(dāng)油藏壓力降低時(shí)，流體始終處于氣相。然而，在分別器條件下則是處于系統(tǒng)的兩相區(qū)內(nèi)，因此在地面便有一些液體析出；但產(chǎn)生的液體要比凝析氣少，混合物中的重組分也比凝析氣少。圖2-1-15逆行凝析氣的相圖圖2-1-16濕氣相圖5.干氣其相圖如圖2-1-17所示，干氣的特點(diǎn)是，不論在地下條件還是在分別器條件下，它都處于該混合物的兩相區(qū)之外，即在地下和地面都沒有液體形成。圖2-1-17干氣相圖其次節(jié)自然氣的物理性質(zhì)一、自然氣的組成和分類二、自然氣的狀態(tài)方程三、自然氣壓縮因子的確定一、自然氣的組成和分類自然氣的化學(xué)組成，甲烷（CH4）占絕大部分（70%—80%），乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）和戊烷（C5H12）的含量不多。此外，自然氣中還含少量的非烴類氣體，如硫化氫（H2S）、硫醇（RSH）、硫醚（RSR）、二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氮（N2）及水氣（H2O）。有時(shí)也含微量的稀有氣體，如氦（He）和氬（Ar）等。自然氣有好幾種分類方法。按礦藏分類，可分為氣藏氣、油藏氣和凝析氣藏氣。若按井口流出物中C5或C3以上液態(tài)烴含量多少劃分干氣：每一標(biāo)準(zhǔn)立方米井口流出物中，C5以上重?zé)N液體含量低于13.5厘米3的自然氣。濕氣：每一標(biāo)準(zhǔn)立方米井口流出物中，C5以上重?zé)N液體含量超過13.5厘米3的自然氣。富氣：每一標(biāo)準(zhǔn)立方米井口流出物中，C3以上烴類液體含量超過94厘米3的自然氣。貧氣：每一標(biāo)準(zhǔn)立方米井口流出物中，C3以上烴類液體含量低于94厘米3的自然氣。自然氣的組成一般有三種表示方法，即重量組成、體積組成和摩爾組成。常用的摩爾組成表示如下：二、自然氣的狀態(tài)方程志向氣體的狀態(tài)方程可表示為：范得瓦爾方程：或自然氣的狀態(tài)方程可表示為：式中Z通常稱為壓縮因子，而這一方程稱之為壓縮狀態(tài)方程。壓縮因子（Z）是給定溫度、壓力下，實(shí)際氣體占有的體積與相同溫度和壓力下的志向氣體所占有的體積之比，即可表示為：當(dāng)Z值大于1時(shí)，即實(shí)際氣體較志向氣體難于壓縮；當(dāng)Z值小于1時(shí)，即實(shí)際氣體較志向氣體簡潔壓縮；當(dāng)Z值等于1時(shí)，則實(shí)際氣體成為志向氣體。壓縮因子不是一個常數(shù)，它隨氣體組成、溫度和壓力而變更。壓縮因子須通過室內(nèi)試驗(yàn)來測定。壓縮因子的試驗(yàn)測定成果一般用圖表方式表示，基本形態(tài)如圖2-18所示。圖2-19至2-21分別給出的是甲烷、乙烷和正丁烷的壓縮因子與壓力、溫度關(guān)系圖版。三、自然氣壓縮因子的確定單組分純烴氣體，確定壓力、溫度下的Z值可干脆查自圖2-19，2-20和2-21等圖版。對比壓力：對比溫度：1.對應(yīng)狀態(tài)原理對比壓力，對比溫度的定義：對應(yīng)狀態(tài)定律指出，全部純氣體在相同的對比壓力和對比溫度下，都具有相同的壓縮因子。對于單組分烴類氣體，只要知道其對比壓力pr和對比溫度Tr，就很簡潔從圖版2-23查出其壓縮因子Z來。一些純烴的臨界參數(shù)如表2-2所示。視臨界溫度：視臨界壓力：2.凱依視參數(shù)法凱依提出的視臨界參數(shù)的概念如下：

視對比壓力：視對比溫度：有了自然氣的視臨界參數(shù)，便可依據(jù)對應(yīng)狀態(tài)原理求視對比參數(shù)：至此，便可依據(jù)自然氣的視對比壓力和視對比溫度，從圖2-24上查得自然氣的壓縮因子Z?？梢罁?jù)自然氣比重由圖2-25干脆查出視臨界參數(shù)（ppc、Tpc）。然后計(jì)算出自然氣的視對比參數(shù)（ppr、Tpr）。最終，按視對比參數(shù)查圖2-24，即可得出Z值。[例2—1]

已知自然氣的組分及各組分的摩爾分?jǐn)?shù)（見表），試計(jì)算該氣體t=32℃，p=88×0.1MPa時(shí)的壓縮因子，假如自然氣的比重為0.71，用自然氣的比重資料求出壓縮因子。解：首先依據(jù)所給的自然氣各組分資料，查出臨界參數(shù)（表2-2）并做相應(yīng)計(jì)算，結(jié)果填入表中，得到：依據(jù)ppr和Tpr查圖2-24得Z=0.825。另據(jù)自然氣比重0.71，查圖2-25可得視臨界參數(shù)ppc=45.4，Tpc=200然后計(jì)算視對比參數(shù)查圖2-21得Z=0.84二、自然氣中非烴成分對壓縮因子計(jì)算的影響及校正方法（1）氮?dú)猓∟2）當(dāng)自然氣中含有較高的氮?dú)饨M分時(shí)，埃勒爾茨和卡爾森提出了用疊加的方法來計(jì)算含氮自然氣的壓縮因子。c——疊加體積校正系數(shù)，它取決于氮?dú)獾臐舛?，溫度和壓力?/p>

[例2-2]已知含氮的自然氣組分及其摩爾分?jǐn)?shù)如下表，計(jì)算該自然氣在t=90℃及p=180×0.1MPa時(shí)的壓縮因子。解：首先依據(jù)所給的自然氣各組分資料，查出其臨界參數(shù)值，列表計(jì)算烴的視臨界參數(shù)。依據(jù)ppr和Tpr在圖2-24上查得純烴混合氣體得壓縮因子Zg=0.79。依據(jù)T=90℃和p=180×0.1MPa從圖2-26中查得氮?dú)獾脡嚎s因子ZN=1.07。然后用疊加法計(jì)算Za，即：（2）硫化氫和二氧化碳（H2S,CO2）若自然氣中只含有H2S或者CO2一種非烴成分，而且濃度不高時(shí)，可按前述N2校正的疊加方法處理。假如自然氣中同時(shí)含有H2S和CO2兩種非烴成分，且濃度較高時(shí)，通常用威斯特—埃凱茨舉薦的計(jì)算方法。B——自然氣中H2S的摩爾分?jǐn)?shù)；ε——視臨界溫度校正系數(shù)，它取決于H2S和CO2的濃度，由圖版2-30干脆查出。一個具有如下表組成的自然氣，求在溫度t=60℃，壓力p=100×0.1MPa時(shí)，自然氣的壓縮因子。[例2-3]解：首先依據(jù)組成的摩爾分?jǐn)?shù)，按前面介紹的方法列表計(jì)算視臨界參數(shù)；其次依據(jù)H2S和CO2的摩爾分?jǐn)?shù)查出視臨界溫度校正系數(shù)ε；然后進(jìn)行視臨界參數(shù)的校正；最終計(jì)算出視臨界對比參數(shù)，并據(jù)此查自然氣壓縮因子圖版（圖2-24）求出Z值。依據(jù)圖2-30查得ε=30依據(jù)圖2-24查得Z=0.79四、自然氣得體積系數(shù)

自然氣的體積系數(shù)是指自然氣在油氣藏條件下的體積與它在地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下所占體積的比值，該值遠(yuǎn)小于1，其表達(dá)式為：在標(biāo)準(zhǔn)狀況下，氣體體積在油藏條件下，又p0=1大氣壓T0=273+t0油氣藏溫度則可視為常數(shù)，故Bg可視為油氣藏壓力的函數(shù)，即對于確定組成的自然氣，在確定溫度下，依據(jù)不同的壓力值可做出如圖2-31所示的Bg-p關(guān)系曲線。五、自然氣的壓縮率氣體壓縮率Cg亦稱氣體等溫壓縮系數(shù)。它是指等溫條件下壓力每變更0.1MPa時(shí)，氣體體積的變更率。于是所以對于多組分的自然氣：因而故

故是無因次量，它可定義為視對比壓縮系數(shù)（Cpr）。另外，依據(jù)視對比參數(shù)亦可干脆由圖2-2-14所給的自然氣視對比壓縮系數(shù)圖版查出Cpr。2-2-6自然氣的密度和比重地下自然氣的密度可以定義為地下單位體積自然氣的質(zhì)量：依據(jù)自然氣的狀態(tài)方程可知：故自然氣的比重定義為：同溫、同壓下自然氣的密度與空氣密度的比值。假設(shè)自然氣和空氣兩者的特性都近似為志向氣體，即自然氣的壓縮因子（Zg）和空氣的壓縮因子（Za）都視為1，則：七、自然氣的粘度粘度是氣體（或液體）內(nèi)部摩擦阻力的量度。如圖2-2-15所示，設(shè)有兩平行氣層相距dy，上層流淌速度為v+dv，下層流淌速度v，兩層間的相對速度為dv；層和層間的接觸面積為A，其間內(nèi)摩擦阻力為F。寫成等式則為：

圖2-2-15兩層氣體相對運(yùn)動的示意圖（據(jù)Amyx,1960）μg——兩流淌氣層相對移動的阻力系數(shù)，即確定粘度，粘度的單位在CGS制中用泊表示，即：1泊=1達(dá)因·秒/厘米2或1克/厘米·秒。在國際單位制中粘度用帕斯卡·秒（Pa·s）表示，1Pa·s=10泊=103厘泊。自然氣的粘度與溫度、壓力和氣體組成有關(guān)，并且其在低壓（接近0.1MPa）下和高壓（>30×0.1MPa）下的變更規(guī)律有顯著的不同，低壓下，氣體分子間距離大，分子熱運(yùn)動碰撞是形成氣體內(nèi)摩擦阻力的主要緣由，依據(jù)氣體分子運(yùn)動論，此時(shí)氣體粘度可表示為在接近大氣壓的低壓范圍內(nèi)氣體的粘度與壓力無關(guān)。隨溫度的增加，運(yùn)動速度增加，故粘度增大。氣體分子量增加時(shí)，分子運(yùn)動速度減慢，所以粘度減小。圖2-2-13大氣壓下單組分烴的粘度圖版就清晰地表明白上述變更關(guān)系。圖2-2-13一定溫度下的Bg－P關(guān)系曲線在高壓條件下，氣體分子密度加大，分子彼此靠近，分子間的相互作用力成了形成氣體內(nèi)摩擦阻力的主要因素，其作用機(jī)理與液體類似。因此，氣體的粘度隨壓力的增加而增大，隨溫度的增加而減小，隨氣體分子量的增加而增大。自然氣的粘度可以由試驗(yàn)室干脆測定，也可以用已編制好的有關(guān)圖表進(jìn)行計(jì)算。圖2-2-17表示一個大氣壓下自然氣粘度與分子量和地層溫度的函數(shù)關(guān)系，并且還附有非烴成分的校正。圖2-2-18視對比溫度和視對比壓力與相對粘度的關(guān)系曲線，則反映高壓下自然氣的粘度特征。其計(jì)算過程是。首先依據(jù)自然氣的分子量和地層溫度從圖2-2-17查出0.1MPa時(shí)自然氣的粘度；然后依據(jù)自然氣組成摩爾分?jǐn)?shù)算出視臨界壓力和溫度，再依據(jù)地層壓力和溫度算出視對比壓力和溫度，圖2-2-171個大氣壓（0.1MPa）下自然氣的粘度（據(jù)Carr等，1954）圖2-2-18μg/μg1與Ppr、Tpr關(guān)系圖（據(jù)Carr等，1954）從圖2-2-18查出；最終得到自然氣的粘度八、自然氣中的水蒸氣和水化物的形成實(shí)際儲油氣層通常都含有束縛水，所以一般可以認(rèn)為再地層處于氣相的整個烴類氣體混合物是被水蒸汽所飽和的。在地層氣體中所含的水量，取決于地層的溫度和壓力條件。詳見圖2-2-19。圖2-2-19處于飽和時(shí)天然氣中水蒸汽含量與溫度壓力的關(guān)系曲線圖（據(jù)McCarthy等，1950）氣體水化物的性質(zhì)猶如氣體溶于晶狀固體中，與化合物不相同。水化晶體的主晶架由水分子組成，烴分子則占據(jù)著水晶格內(nèi)的空間。氣體水分子的形成與氣體的組分、水的化學(xué)性質(zhì)、壓力和溫度條件有關(guān)。水化物形成的最重要條件是必需存在液態(tài)水。圖2-2-21是比重不同的自然氣形成的壓力-溫度條件。圖2-2-21預(yù)測水化物形成的壓力-溫度曲線（據(jù)Katz,1959）第三節(jié)地層原油的物理性質(zhì)地層原油在油層中處于高溫高壓條件，而且原油中溶解有大量的自然氣，這說使它的物理性質(zhì)大大異于地面脫氣石油的物理性質(zhì)。例如，由于高和順溶解有氣體，可使地層原油的比重和粘度減小，而使地層油的體積和壓縮性增大。溶解于油中的自然氣，隨著油中的自然氣，隨著壓力的變更，將會發(fā)生溶解和分別，從而使地層原油的物理性質(zhì)發(fā)生變更。二、自然氣在石油中的溶解和分別1.自然氣在石油中的溶解2.自然氣從石油中分別1.自然氣在石油中的溶解享利定律Rs=cpRs—溶解度，即壓力為p時(shí)單位體積液體中溶解的氣量，標(biāo)準(zhǔn)米3/為3；自然氣的組成對溶解度的影響如圖2-41所示圖2-3-2單組分的溶解曲線（據(jù)何更生，1993）

單組分烴的分子量越大，其中石油中的溶解度也越大；所以自然氣中重質(zhì)組分越多，自然氣的比重越大，其在石油中的溶解度也越大。自然氣隨壓力隨壓力增加在石油中的溶解度變更如圖2-3-3所示。圖2-3-3天然氣在石油中溶解度隨壓力變化曲線圖（據(jù)Burcik，1957）另一方面，自然氣在石油中的溶解度同樣也和石油性質(zhì)有關(guān)。見圖2-3-4所示。相同溫度、壓力下，同一種自然氣在輕質(zhì)油中的溶解度大于在重質(zhì)油中的溶解度。自然氣溶解度還受地層溫度的影響，對于特定自然氣和石油，壓力確定時(shí)，隨溫度的上升，溶解度下降，如圖2-3-5所示。圖2-3-4天然氣溶解度與飽和壓力和石油比重關(guān)系（據(jù)Beal,1946）圖2-3-5溶解度與溫度的關(guān)系（據(jù)卡佳霍夫，1956）斯坦丁所作的自然氣在石油中的溶解度作為壓力、溫度、自然氣和石油比重函數(shù)的諾模圖(圖2-3-6)2.自然氣從石油中分別一般愈易溶解于石油中的氣體組分，它從石油中分別出來也就愈困難；反之，較難溶于石油中的氮?dú)狻⒓淄榈冉M分，就簡潔從石油中分別出來。分別與壓力、溫度的關(guān)系是：隨壓力降低，他離氣量增加；隨溫度的上升，分別氣量增加。脫氣方式通常有兩種基本類型：接觸膠氣和差異脫氣。通常把一次脫氣比級次脫氣分別的氣量要多。表2-3-5一次脫氣和級次脫氣比較表油樣分離出來的總氣量（標(biāo)準(zhǔn)米3/米3）一次脫氣級次脫氣分離出來的氣量差%A油田59.641.430.6B油田83.071.513.9C油田175.4144.51736三、地層原油的飽和壓力

地層原油的飽和壓力是油層溫度下全部自然氣溶解于石油中的量小壓力，也可以說是在油層溫度下從石油中起先分別出第一批氣泡的壓力。飽和壓力的大小主要取決于石油和自然氣的組成，地層溫度也有確定影響。石油的輕組分和自然氣的重組分愈多，溫度愈低，飽和壓力就愈低；反之愈高。飽和壓力隨溫度的上升而增大。四、地層油的壓縮系數(shù)在高于或等于飽和壓力下，地層石油的彈性大小通常用壓縮系數(shù)Co來表示。它的定義是，單位體積地層石油在壓力變更0.1Mp時(shí)體積的變更率，即地層石油的壓縮系數(shù)主要確定于石油和自然氣的組成、溶解氣量以及壓力和溫度條件。表2-3-9我國和世界某些油田原油物性參數(shù)油田名稱BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)油田名稱BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)大慶油田Cr層1.12948.27.7×105蘇羅馬什油田1.1758.411.4×105任丘油田P2層1.17.27.50.4×105蘇杜依瑪茲油田11.1311.16860-709.5×105孤島渤26-18井G層1.09537.37.3×10521.24760-70/大港西－區(qū)44井M層1.0965.87.3×105加拿大帕賓那油田狄姆砂層1.4289/玉門L油層1.1579.6×105伊朗阿賈加里190/表2-3-10不同壓力區(qū)間地層油的壓縮系數(shù)壓力間隔（0.1MPa)平均壓縮系數(shù)Co=（1/0.1MPa)壓力間隔（0.1MPa)平均壓縮系數(shù)Co=（1/0.1MPa)344-29224.7194-19038.9292-24230.2Ps-190(0.1MPa)242-19436.0依據(jù)確定壓力范圍內(nèi)平均壓縮系數(shù)是常數(shù)，可將式2-46整理成如下的分式；地層溫度的變更對石油壓縮系數(shù)的影響如表2-3-11表2-3-11某井平均石油壓縮系數(shù)與溫度關(guān)系地層溫度℃平均壓縮系數(shù)×105/0.1MPa209.110524.712628.9圖2-3-9飽和壓力下的石油比重與平均壓縮系數(shù)關(guān)系圖（據(jù)Calhoun等，1953）地層石油的壓縮系數(shù)在油田上一般由試驗(yàn)干脆測定。常用的是依據(jù)飽和壓力時(shí)的比重，用圖2-3-9查出。五、地層石油的體積系數(shù)地下石油體積與其在地面脫氣后的體積之比，稱為地層石油的體積系數(shù)。表2-3-12某些油田的溶解氣量和體積系數(shù)油田名稱油層溫度℃溫度油層壓力0.1MPa飽和壓力0.1MPa溶解氣量米3/米3體積系數(shù)收縮率(%)赫列布諾夫卡（蘇）23727250.51.1210.7羅馬什金（蘇）4017085501.1513.0阿赫蒂爾卡（蘇）5816215296.71.2821.8新季米特里耶夫斯克（蘇）103345238216.71.6840.5愛爾克－茜齊（美）823072385062.6261.8-9大慶4570-12064-110451.09-1.158.3-13.0表2-3-13在壓力確定時(shí)，不同溫度下體積系數(shù)溫度℃油氣比（米3/米3）體積系數(shù)20175.31.5340183.71.55地層石油的體積系數(shù)大小主要與石油中的溶氣量，油層壓力以及溫度等因素有關(guān)。圖2-3-10給出了地層石油體積系數(shù)與壓力的關(guān)系。地層石油體系系數(shù)與油層溫度的關(guān)系如表2-3-13圖2-3-10地層石油體積系數(shù)和壓力的關(guān)系地層石油的體積系數(shù)可用地層油樣在高壓PVT試驗(yàn)儀中干脆測定。當(dāng)缺乏試驗(yàn)條件時(shí)，也可以用有關(guān)圖表，公式進(jìn)行計(jì)算。對于飽和石油，可以運(yùn)用精確度較高的斯坦丁諾模圖來查出地層石油的體積系數(shù)(見圖2-3-11)計(jì)算高于飽和壓力下的石油體積系數(shù)：假如設(shè)原始地層壓力為飽和壓力，即p1=ps；而高于飽和壓力的地層壓力pi=p2；則地層石油的兩相體積系數(shù)當(dāng)?shù)貙訅毫档偷降陀陲柡蛪毫r(shí)，地下石油體積的變更可由三階段來說明，如圖2-3-12所示。圖2-3-12油氣兩相體積變更示意圖（據(jù)何更生，1993）地層石油的兩相體積體積系數(shù)u，又稱總體積系數(shù)，它定義為：當(dāng)油層壓力低于飽和壓力時(shí)，在某一壓力下地層石油和析出氣體的總體積與它在地面脫氣石油體積的比值。設(shè)Rsi為原始地層壓力下自然氣在石油中的溶解度，Rst為目前地層壓力下自然氣在石油中的溶解度，當(dāng)pt<ps時(shí)，從油中分別出的氣量析算到地面條件下的體積為，Vos為地面脫氣石油體積。若分別出氣體的體積系數(shù)為Bs,則在壓力Pt下從油中分別出的氣體體積為：假如Vo表示壓力pt下地層石油的體積，依據(jù)兩相體積系數(shù)的定義如圖2-3-13所示，虛線則表示兩相石油體積系數(shù)隨壓力的變更狀況.用斯坦丁總地層體積系數(shù)圖版(見圖2-3-14)干脆估算出石油兩相體積系數(shù)用圖2-3-14還可用來估算凝析油的地層體積系數(shù)，其計(jì)算方法與總地層體積系數(shù)的相同，其誤差也小于5%。而所謂凝析油的地層體積系數(shù)是指：在地面上生產(chǎn)1個地面體積（米3）凝析油所須要的地層氣體體積。圖2-3-13石油體積系數(shù)與壓力的關(guān)系（據(jù)Burcik,1957）1.地層石油的密度地層石油的密度是指單位體積地層石油的質(zhì)量六、地層石油的密度和比重地層石油由于溶解有大量自然氣，因而密度與地面脫氣石油相比有很大的差別，通常要低百分之幾到百分之十幾，有時(shí)還更低。它與地層溫度的關(guān)系是隨溫度的增加而下降，見圖2-3-15。地層石油密度與壓力的關(guān)系。圖2-3-15油層石油密度與溫度、壓力關(guān)系圖1-70℃阿赫提爾斯克原油2-84℃新季米特里耶夫斯克原油（據(jù)卡佳霍夫，1956）石油密度在試驗(yàn)條件具備時(shí)一般都干脆測定，但有時(shí)也得借用已獲得的某些分析資料或利用有關(guān)圖表進(jìn)行計(jì)算。（1）應(yīng)用礦場生產(chǎn)數(shù)據(jù)計(jì)算飽和壓力下的石油密度解：1米3脫氣石油重量＝106×0.876＝876（kg）138米3自然氣的重量＝138×0.75×29/22.4=134(kg)1米3地下石油的重量＝876+134=1010(kg)1米3地下石油體系積＝1.42×1=1.42(m3)飽和壓力下石油的密度＝1010/1.42=711(kg/m3)=0.711(g/cm3)已各某井地面脫氣石油密度為0.876克/厘米3，地層油氣（自然氣溶解度）為138米3/米3，自然氣比重0.75，而飽和壓力時(shí)地層石油的體積系數(shù)為1.42，試求地層壓力等于飽和壓力時(shí)的地層石油密度。例2－8（4）應(yīng)用石油等溫壓縮系數(shù)計(jì)算壓力高于飽和壓力進(jìn)的地層密度地層壓力高于飽和壓力時(shí)地層石油密度計(jì)算分兩步進(jìn)行。第一步用上述方法算出飽和壓力下的密度。然后考慮壓力自飽和壓力上升為該壓力下的壓縮變更進(jìn)行密度折算。其次步計(jì)算須用石油等溫壓縮系數(shù)來完成。得對比式2－44與2－49可見，在同樣條件下有：由上式也可可以算出任何一個高于飽和壓力地地層壓力下的石油密度。2.石油的比重石油比重的嚴(yán)格定義是石油的密度與同一溫度和壓力下水的密度之比，習(xí)慣上石油比重在我國和原蘇聯(lián)是指1大氣壓、20℃時(shí)的石油與4℃純水單位體積的重量比，用d420來表示。在歐美各國則以0.1MP、15.6℃的石油與純水單位體積的重量比，用ro表示。但在商業(yè)上常以API度表示。它與15.6℃石油比重（ro）關(guān)系，可用下式換算地層石油的粘度是反映液體在流淌過程中內(nèi)部的摩擦阻力七、地層石油的粘度粘度與密度在地層條件下同時(shí)與壓力、溫度、溶解氣的組成有關(guān)，引入運(yùn)動粘度。所謂運(yùn)動粘度就是動力粘度與密度的比值

石油運(yùn)動粘度在CGS制中單位為St，它與SI單位地層石油的粘度取決于它的化學(xué)組成，溶解氣的含量以及壓力和溫度條件。從化學(xué)組成來看，原油中重?zé)N、非烴含量，即各種烴類的氧、硫、氮化合物（也就是瀝青、膠質(zhì)）含量的多少對地層油的粘度有很大的影響。石油中溶解氣量的多少也對石油粘度有很大影響。表2-3-13大慶、成功油田脫氣原油粘度與瀝青、膠質(zhì)含量對比關(guān)系葡萄花（葡萄花層）杏樹崗（薩爾圖層）喇嘛甸（葡萄花層）辛－1坨－1營－1辛－2辛－6比重0.83930.85750.8630.88760.93370.94140.95210.9534膠質(zhì)瀝青質(zhì)%6.81316.527.636.741.949.564.5粘度厘泊（50℃）10.818.922.858.54908865120..56400原油中溶解的氣量越多，粘度就愈低。飽和氣體的石油的粘度還取決于溶解氣的性質(zhì)。地層石油粘度受溫度的影響也很大。由于溫度增加，液體分子運(yùn)動速度增加，液體分子引力減小，因而粘度降低。對于某一地層石油來說，地下石油粘度隨壓力的變更如圖2-3-17。地層石油粘度一般在試驗(yàn)室中由高壓粘度計(jì)算干脆測定。如不具備試驗(yàn)條件，也可以用有關(guān)圖表進(jìn)行計(jì)算。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ扔陲柡蛪毫r(shí)，可以運(yùn)用圖2-3-18、2-3-19干脆查出地層石油粘度。當(dāng)?shù)貙訅毫Τ^飽和壓力時(shí)，計(jì)算粘度可查圖2-3-20。圖2-3-17原油粘度與壓力溫度的關(guān)系（據(jù)卡佳霍夫，1956）圖2-3-18在油層溫度下地面脫氣石油粘度與石油比重的關(guān)系圖（據(jù)Beal,1946）圖2-3-19溶解氣對地層石油粘度的影響（據(jù)Beal,1946）二、自然氣在油層水中的溶解度自然氣在油層水中的溶解度如圖2-4-2所示，自然氣在純水中的溶解烽主要取決于壓力、并隨壓力的增加而增加。而溫度的影響較小，一般隨溫度的增加而降低。自然氣在水中的溶解度與含鹽量的關(guān)系是隨含鹽量的增加而降低第四節(jié)油層水的物理性質(zhì)圖2-4-2地層水中天然氣溶解度與壓力、溫度及礦化度的關(guān)系（據(jù)Dodson和Standing,1944）三、油層水的體積系數(shù)油層水的體積系數(shù)是指油層水的體積與標(biāo)準(zhǔn)狀況下純水的體積之比值。油層水的體積系數(shù)隨溫度的增加而增加，隨壓力的增加而減小，溶解有自然氣的水比純水體積系數(shù)要大。但由于溶解自然氣不多，因此油層水的體積系數(shù)一般在1.01－1.02之間。油層水與溫度、壓力的關(guān)系曲線見圖2-4-3圖2-4-3地層水的體積系數(shù)與溫度和壓力的關(guān)系——溶有天然氣水；……純水（據(jù)Dodson和Standing,1944）設(shè)是由于地層壓力降低引起的體積變更，為地層溫度降低引起的體積變更。圖2-4-4及2-4-5為及分別與地層溫度與壓力的函數(shù)關(guān)系。這樣用式2－64及這兩個圖的數(shù)據(jù)計(jì)算出地層水的體積系數(shù)。圖2-4-4ΔVWT與地層溫度的函數(shù)關(guān)系（據(jù)WilliamD,McCain,Jr.,1973）圖2-4-5ΔVWP與地層溫度及壓力的函數(shù)關(guān)系（據(jù)Dodson和Standing,1944）四、油層水的壓縮系數(shù)油層水的壓縮系數(shù)定義為：單位體積油層水在壓力變更0.1MPa時(shí)的體積變更率。油層水壓縮系數(shù)同樣受壓力，溫度各水中溶解的自然氣量多少的影響。因而，實(shí)際計(jì)算時(shí)，往往先確定無溶解氣時(shí)油層水的壓縮系數(shù)CW,如圖2-4-6（a）。然后再依據(jù)圖2-4-6（b）進(jìn)行溶解氣的校正。圖2-4-6油層水的壓縮系數(shù)（a）－不含溶解氣的水的壓縮系數(shù)；（b）－含有溶解氣時(shí)水的壓縮系數(shù)校正（據(jù)Dodson和Standing,1944）五、油層水的密度

油層水的密度是指地層條件下單位體積水的質(zhì)量，已知地下壓力、溫度和地下水的含鹽量，依據(jù)圖2-4-7的諾模圖，可求地層水的密度。圖2-4-7計(jì)算地層水密度的諾模圖（據(jù)Schowalter,1979）六、油層水的粘度

油層水粘度的定義與油氣一樣都是液體內(nèi)部摩擦阻力的量度。它與溫度的關(guān)系是隨溫度增設(shè)而急劇降低，水的粘度與壓力幾乎沒有關(guān)系。由于溶解氣量少，溶解氣對水的粘度影響并不大。圖2-4-9水的粘度與礦化度的關(guān)系（據(jù)卡佳霍夫，1957）A－純水B－含鹽量為60000mg/L的水第五節(jié)油層流體的高壓特性探討油層流體高壓物性探討，通常是指地層油高壓物性的探討。地層油的高壓物性試驗(yàn)樣品，是應(yīng)用深井取樣器干脆在井下取得，即在高于飽和壓力條件下將溶解有自然氣的原油取到地面。然后將保持在地層壓力條件下的樣品轉(zhuǎn)移到高壓物性儀中，對流體性質(zhì)進(jìn)行漸漸測定和探討，從而獲得油層條件下流體的有關(guān)物理性質(zhì)；為石油和自然氣儲量計(jì)算。油氣田評價(jià)和油氣田開發(fā)供應(yīng)依據(jù)。一、高壓物性儀簡介地層原油高壓物性儀如圖2-5-2所示。它們主要由以下幾個部分組成?？晒┰诟邷馗邏合逻_(dá)到樣品油氣相平衡的高壓容器（1）進(jìn)行加壓和計(jì)量高壓下烴類體積的計(jì)量泵（2.2）恒溫限制系統(tǒng)，其中包括超級恒溫水浴（6.6）和PTV筒。示壓量氣系統(tǒng)。專供測定流體粘度和高壓粘度計(jì)（8）。圖2-5-2油層油高壓物性儀示意圖1－PVT筒；2.2′－高壓電動計(jì)量泵；3.3′－壓力表；4－油氣分離瓶；5－氣量瓶；6.6′－超級恒溫水??；7－井下取樣器和水套；8－高壓粘度計(jì)；8′－粘度計(jì)附帶的電秒表；9－電動控制箱；10－鹽水罐；11－閥門；——高壓管線；－·－恒溫水管線二、油層流體的高壓物性探討油層流體的高壓物性探討包括以下內(nèi)容測定油層石油物理性質(zhì)包括地層石油的飽和壓力、油氣比（溶解度）、體積系數(shù)、壓縮系數(shù)、粘度等測定石油的飽和壓力和壓縮系數(shù)測定石油飽和壓力的流程如圖2-5-3依據(jù)高于飽和壓力以上的壓力體積數(shù)據(jù)，就可以計(jì)算出油層石油的壓縮系數(shù)。圖2-5-3高壓物性測定流程示意圖1－恒溫水浴；2－PVT筒；3－油氣分離瓶；4－氣量表或氣量瓶；5－盛傳壓介質(zhì)容器；6－壓力表；7－計(jì)量泵測定原油原始油氣比（溶解度）和體積系數(shù)當(dāng)壓力和溫度達(dá)到平衡后，在保持地層壓力條件下，將PVT筒內(nèi)原油放出確定量到分別瓶中（圖2-5-3中3），放油前后讀計(jì)量泵體積，二者之差即為放出油之地下體積。然后由天平稱出脫氣油重。分別瓶分出的氣體體積，由氣量表（圖2-5-3中4）量出。最終按下列公式進(jìn)行計(jì)算油層石油粘度的測定高壓物性儀附帶的粘度計(jì)一般是落球式高壓粘度計(jì)（圖2-5-2中8）。其原理是在保持地層溫度、壓力條件下，鋼球在原油中下落時(shí)間與粘度有下列關(guān)系：進(jìn)行油層油氣壓力－體積－溫度關(guān)系的探討并繪制出油氣的相態(tài)圖由于相態(tài)中露點(diǎn)壓力不像泡點(diǎn)壓力可以人P－V關(guān)系曲線中得出（因露點(diǎn)壓力液體體積很小，在P－V圖上幾乎反映不出來），因此必需在帶有視察窗的高壓物性儀上測定。三、進(jìn)行油層石油的脫氣試驗(yàn)油層石油高壓物性測定一般是在一次脫氣下進(jìn)行。但礦場上為了多回收原油的輕組分和削減損失，都要進(jìn)行級次脫氣試驗(yàn)，通過試驗(yàn)確定油氣分別器的最佳級次。一、志向溶液的相態(tài)方程志向溶液的組成方程烏爾定律的數(shù)學(xué)表達(dá)式為道爾頓定律分壓力與總壓力p有如下的數(shù)學(xué)關(guān)系第六節(jié)油層烴類的相態(tài)方程聯(lián)立這兩個定律的表達(dá)式，消去分壓力，便可得到平衡狀態(tài)下氣、液兩相的組分與壓力和純組分蒸氣壓的關(guān)系式；混合物中第i組分的物質(zhì)平衡方法推導(dǎo)由于以N表示混合物中總摩爾數(shù)，以Ni表示平衡條件下液體的總摩爾數(shù)以Ng表示平衡條件下氣體的總摩爾數(shù)以Ni表示包括氣、液兩相在內(nèi)的總混合物中第i組分的摩爾分?jǐn)?shù)。以xi表示流體中第i組分的摩爾分?jǐn)?shù)以yi表示氣體可第i組分的摩爾分?jǐn)?shù)第i組分的物質(zhì)平衡結(jié)果為消去yi得或在平衡條件下，該烴類系統(tǒng)在氣。液兩相中摩爾分?jǐn)?shù)之和等于1，即：由此同樣的方法消去xi得如取1摩爾，上式可以簡化為：上述各式就是志向溶液計(jì)算平衡狀態(tài)下氣、液兩相組成和數(shù)量的方程。求解時(shí)都需應(yīng)用試算法泡點(diǎn)壓力方程令Ng=0,則N1=N及p=ps(飽和壓力)露點(diǎn)壓力方程N(yùn)1=0和Ng=N二、非志向溶液的相態(tài)方程平衡比Ki,其定義為：式中yi、xi是在確定的壓力和溫度下處于平衡的氣、液組成的試驗(yàn)測定值。平衡比習(xí)慣上稱為平衡常數(shù)，或簡稱K值。實(shí)際溶液中氣、液兩相在平衡狀態(tài)下的組成方程:假如取N為1摩爾，則上兩式簡化為：數(shù)學(xué)式計(jì)算時(shí)都是接受試算法，通常需對Ng或Nl連讀取值嘗試，直至和數(shù)等于1為止。使和等于1的Ng或Nl便是所求正確值。運(yùn)用不同方程式，總和中的各項(xiàng)分別對應(yīng)為液體或氣體的組成。實(shí)際液體壓力方程可將Ng=0，Nl=N代入式2-138，某一溫度下的泡點(diǎn)壓力方程上式未明顯出現(xiàn)壓力項(xiàng)，但隱含在平衡比之中，所以上式就不能象志向溶液那樣干脆求解。某一溫度下的泡點(diǎn)壓力可利用求解平衡比的壓力先取值及2-141的求和算出。一旦用試算法求了正確的泡點(diǎn)壓力后，總和的各項(xiàng)加數(shù)就是該泡點(diǎn)下無窮小量氣體的組成。以下例題說明泡點(diǎn)壓力的試算過程。在103℃下按油井產(chǎn)物組成試算泡點(diǎn)壓力的結(jié)果如下組分油井產(chǎn)物的摩爾濃度n1試算壓力＝210×0.1MPa試算壓力＝224.5×0.1MPa試算壓力＝232×0.1MPak1n1k1k1n1k1k1n1k1C10.44.42.150.94692.060.90722.020.8896C20.04321.030.04451.0250.04431.020.0441C30.04.50.6720.02720.6870.02740.6890.0275C40.02840.440.01250.4480.01270.450.0128C50.01740.30.00520.3160.00550.3230.0065C60.0290.2150.00620.2300.00670.2390.0069C70.40110.0240.00940.0250.01000.0260.010411.05191.01330.9969例2-14

實(shí)際氣體的露點(diǎn)壓力方程故N1=0、Ng=N明顯，計(jì)算露點(diǎn)壓力就是在確定溫度下滿足上式的壓力。其計(jì)算也接受試算法，并利用式2-133可求得一個合適的初選取值。但這些計(jì)算的關(guān)鍵是確定烴類體系的平衡常數(shù)，精確地說是確定烴類體系的平衡比。平衡常數(shù)事實(shí)上不是一個固定常數(shù)，特殊是多組分的石油烴的平衡常數(shù)，它首先是壓力和溫度的函數(shù)。從圖2-6-1中可以看出，當(dāng)壓力、組成確定是地，平衡常數(shù)隨溫度的變更而變更要，溫度愈高其值愈大。特殊是在壓力小于30大氣壓(確定)時(shí)，平衡常數(shù)只隨溫度變更而組成無關(guān)。——原油，----凝析油圖2-6-1C7+的平衡常數(shù)與壓力溫度關(guān)系圖（據(jù)Katz等，1937）當(dāng)溫度確定時(shí)，平衡常數(shù)與壓力、組成的關(guān)系如圖2-6-2平衡常數(shù)曲線的一個明顯特征是，隨壓力的增加，平衡常數(shù)漸漸收斂于等于1的一點(diǎn)，該點(diǎn)壓力即所謂收斂壓力。烴類組成不同，其收斂壓力亦不一樣。因此，使可以用收斂壓力來相關(guān)平衡常數(shù)和烴類組成的關(guān)系。圖2-6-230℃時(shí)不同烴類組成的平衡常數(shù)（據(jù)NGAA，1957）引入收斂壓力概念后，平衡常數(shù)與壓力、溫度、組成的關(guān)系就可以表示為平衡常數(shù)與壓力、溫度和收斂壓力的關(guān)系，并常用等溫下的lgK-lgP關(guān)系曲線表示。油氣相態(tài)平衡的計(jì)算是接受試算法來完成的。實(shí)際計(jì)算時(shí)，在Ki圖版的選用上，首先應(yīng)依據(jù)計(jì)算所用在的組成確定一初始收斂壓力值，然后再依據(jù)收斂壓力值選擇該用的一組圖版，依據(jù)給定的溫度和壓力在相應(yīng)的平衡常數(shù)圖版上查得各組分相應(yīng)的平衡常數(shù)Kio與此同時(shí)假定一個Nl值(即得Ng),然后代入2-137,2-138，如能滿足方程(或者)，那么假設(shè)的Nl即為在給定溫度、壓力下的液相摩爾含量，相應(yīng)的xi為液相組成。假如，須要重新假設(shè)Nl值，重復(fù)計(jì)算，直到為止。參考文獻(xiàn)[1]羅蟄潭主編.油層物理.北京：地質(zhì)出版社，1986[2]卡佳霍夫，ф.и.著，張朝琛譯.油層物理基礎(chǔ).北京：石油工業(yè)出版社，1966[3]威廉D.麥凱恩，JR.著，羅悌夫等譯.石油流體性質(zhì).北京：石油工業(yè)出版社，1984[4]斯坦丁，M.B.,著，徐懷大譯.地下油氣相態(tài)特性.北京：中國工業(yè)出版社，1966[5]Standing,M.B.,Volumet