第一章-油藏流體的物理性質(zhì)課件

邊偉華吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院石油深埋在地下巖石孔隙中，是一種不可再生的資源。油田開發(fā)的好壞，很大程度上取決于對油藏的認(rèn)識程度。（石油的特點）我國多數(shù)老油田已進入開發(fā)的中后期，含水高，但采出程度很低；新油田逐漸轉(zhuǎn)向特殊油田的開發(fā)（稠油、低滲、縫洞、海上油田）。開采難度越來越大。（目前開發(fā)現(xiàn)狀）目前原油采收率普遍較低；海上油田<18%，陸上油田15-40%。地下還有大量的石油等待開發(fā)，只是就目前技術(shù)開發(fā)難度較大。因此，對基礎(chǔ)知識、綜合技術(shù)水平要求越來越高。石油地質(zhì)、物理化學(xué)有機化學(xué)油層物理滲流力學(xué)

油藏工程油藏數(shù)值模擬

采油工程油藏流體（油、氣、水）的高壓物性油藏巖石的物理性質(zhì)飽和多相流體的油藏巖石的物理性質(zhì)提高原油采收率的機理油層物理的主要內(nèi)容：特點：概念多；實驗性強；較抽象洪世鐸《油層物理基礎(chǔ)》何更生《油層物理》羅蟄譚《油層物理學(xué)》秦積舜《油層物理學(xué)》課程參考書：第一章油藏流體的物理性質(zhì)油層：能儲集油氣、并能讓油氣在其中流動的多孔介質(zhì)油藏：深埋在地下的油氣聚集的場所。具單一圈閉、統(tǒng)一的水動力系統(tǒng)、統(tǒng)一的油水界面。油田：一個地區(qū)地下所有的油藏構(gòu)成油田。石油管理局

采油廠油田油藏油藏流體：油藏中的石油、天然氣和地層水。處于高溫高壓下，石油中溶有大量的天然氣，地層水礦化度高。隨油藏的開采，地下流體的相態(tài)發(fā)生變化，影響最終的采收率。為合理開發(fā)油藏，就必須要高清地下流體的相態(tài)、物性隨壓力的變化。第一節(jié)油層烴類的相態(tài)特征第三節(jié)天然氣的物理性質(zhì)第四節(jié)地層原油的物理性質(zhì)第五節(jié)油層水的物理性質(zhì)第二節(jié)油氣系統(tǒng)的溶解和分離1.油層烴類的化學(xué)組成及分類1.1石油的化學(xué)組成：石油=烷烴+環(huán)烷烴+芳香烴+少量烴類的氧、硫和氮化合物第一節(jié)油層烴類的相態(tài)特征常溫常壓下：C1-C4：氣態(tài)；C5-C16：液態(tài)；C16以上：固態(tài)（石蠟）油井中的蠟=石蠟+原油+膠質(zhì)瀝青質(zhì)+泥砂。含蠟量越高，結(jié)蠟溫度越高，凝固點越高。原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)是高分子的雜環(huán)烴的氧、硫和氮化合物，對原油的顏色、密度、粘度影響較大。按含硫量（0.5%）：少硫原油和含硫原油按膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量：少膠原油（<8%）；膠質(zhì)原油（8%-25%）；多膠原油（>25%)按含蠟量：少蠟原油（<1%）；含蠟原油（1%-2%）；高含蠟原油（>2%）1.2石油的分類國際市場上按含蠟量、含硫量和膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量，將原油分為不同的類型：2.相態(tài)研究的基本概念體系：一定種類和數(shù)量的物質(zhì)組成的整體。相：體系中具有相同成分、相同物理化學(xué)性質(zhì)的均勻部分。如地層油和氣為不同的兩相。組分：體系中物質(zhì)的各個成分，如天然氣組成：體系中物質(zhì)的各個成分及其相對含量。P-T相圖：表示體系壓力、溫度與相態(tài)的關(guān)系圖如果一個體系的組成一定，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。3.單、雙和多組分體系的相圖飽和蒸汽壓：是指在一個密閉容器內(nèi)，液體與其蒸汽處于平衡狀態(tài)時，液體上面的蒸汽所產(chǎn)生的壓力。該壓力是溫度的函數(shù)，標(biāo)志了液體揮發(fā)的難易程度。露點：溫度一定，壓力增加，開始從氣相中凝結(jié)出第一批液滴的壓力。泡點：溫度一定，壓力降低，開始從液相中分離出第一批氣泡的壓力。3.1單組分相圖1）單組分相態(tài)特點2）單組分烴P-V相圖特點隨溫度升高，由氣相轉(zhuǎn)化為液相時，體積變化減小臨界點C：由氣相轉(zhuǎn)化為液相時，體積沒有明顯變化。該點的壓力、體積和溫度記為Pc，Vc和Tc該點汽、液的一切性質(zhì)（密度、粘度等）均相同當(dāng)t>Tc時，氣體不再液化乙烷的P-V相圖（Brown，1948）3）單組分烴P-T相圖特點飽和蒸汽壓線為單一上升的曲線。劃分為三個區(qū)：液相區(qū)、氣相區(qū)和兩相區(qū)C點為臨界點，是兩相共存的最高壓力和最高溫度點。隨分子量的增加，曲線向右下方偏移。單組分烴的相圖(Standing,1952)相圖應(yīng)用：根據(jù)P和T，判斷單組分烴所處的相態(tài)3）單組分烴P-T相圖特點常見流體的飽和蒸汽壓曲線3）單組分烴P-T相圖特點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－C10H223.2兩組分烴相圖特點：為一開口的環(huán)形曲線C點為臨界點，是泡點線與露點線的交匯點泡點壓力≠露點壓力CT：臨界凝析溫度CP：臨界凝析壓力兩組分體系中，臨界點所對應(yīng)的溫度和壓力不是兩相共存的最高溫度和最高壓力，高于此點的溫度和壓力時，兩組分的混合物仍可兩相共存3.2兩組分烴相圖臨界凝析溫度：兩組分體系中限制兩相共存的最高溫度，體系溫度高于該溫度，無論壓力多大，體系也不能液化。臨界凝析壓力：兩組分體系中限制兩相共存的最高壓力，體系壓力高于該壓力，無論溫度如何變化，體系也不能氣化。特點：任一兩組分混合物的相圖都位于兩純組分的飽和蒸汽壓曲線之間兩組分的分配比例越接近，兩相區(qū)的面積越大；若兩組分中有一個組分占絕對優(yōu)勢，則兩相區(qū)面積相應(yīng)變窄；相圖向該組分的飽和蒸汽壓線遷移兩組分混合物的臨界壓力一般高于兩純組分的臨界壓力，臨界溫度居于兩純組分的臨界溫度之間乙烷-正庚烷不同組成時的P-T相圖（Brown,1948)特點：兩組分的相對分子質(zhì)量差別越大，臨界點的軌跡線包圍的面積越大雙組分烷烴體系臨界點軌跡曲線（Brown,1948)3.3多組分烴相圖取原始油樣或氣樣測定原理多組分烴P-T相圖特點為一開口的環(huán)形曲線C點為臨界點PC線為泡點線，其左上方為液相區(qū)TC線為露點線，其右下方為氣相區(qū)，環(huán)形區(qū)內(nèi)為兩相區(qū)。虛線：液相所占的體積百分?jǐn)?shù)P'、T'點：為臨界凝析壓力及臨界凝析溫度多組分烴體系的P-T圖（據(jù)Amyx,1960）多組分烴P-T相圖應(yīng)用確定油氣藏的相態(tài)，分析其開發(fā)過程中相態(tài)的變化J點：未飽和油藏（原油）I點：飽和油藏（此點壓力為油藏原始飽和壓力）L點：飽和油藏，有氣頂F點：氣藏A點：凝析氣藏凝析氣藏：溫度位于臨界溫度和最大臨界凝析溫度之間，陰影區(qū)的上方。多組分烴體系的P-T圖（據(jù)Amyx,1960）反凝析現(xiàn)象：凝析氣藏等溫降壓時穿過逆行區(qū)由A到B：氣相由B到D：隨壓力降低，凝析出來的液量逐漸增加，出現(xiàn)反常。由D到E：隨壓力降低，體系中的液量逐漸減小反凝析現(xiàn)象只發(fā)生在相圖中靠近臨界點附近區(qū)域的特定溫度、壓力條件下，屬于體系接近于臨界狀態(tài)時所出現(xiàn)的反?，F(xiàn)象。4.典型油氣藏的相態(tài)特征低收縮原油：指在地下溶有的氣量小，采到地面后體積收縮較小的原油低收縮率原油的相圖（Clark，1953)低收縮原油：含重?zé)N較多，地面氣油比較小，通常小于90m3/m3。原油的相對密度較高，?！?.876。顏色呈黑色和深褐色。4.典型油氣藏的相態(tài)特征高收縮油：指在地下溶有大量的氣體，采到地面后體積收縮較大的油。高收縮率原油的相圖（Clark，1953)高收縮原油：產(chǎn)出的液體數(shù)量明顯減小。地面氣油比相對較高，一般在90m3/m3-150m3/m3

。地面原油的相對密度一般小于0.78。等液量線分布明顯不同，等液量線密度向泡點線方向移動，油藏條件靠近臨界點。4.典型油氣藏的相態(tài)特征反凝析氣藏：在氣藏原始條件1點，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.典型油氣藏的相態(tài)特征濕氣：其臨界溫度遠低于油藏溫度。當(dāng)油藏壓力降低時，流體始終處于氣相。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。4.典型油氣藏的相態(tài)特征干氣氣藏：甲烷含量占70%-98%，其不論在地層條件還是在分離器（點S）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。反常凝析氣相圖特點：從低收縮油至干氣：臨界點左移，油藏條件相對于臨界點從左向右偏移；相圖面積由大變小等液量線由在露點線附件密集向泡點線附件密集。典型濕氣相圖典型干氣相圖第二節(jié)天然氣的物理性質(zhì)一、天然氣的組成和分類二、天然氣的狀態(tài)方程三、天然氣壓縮因子的確定天然氣的組成2.非烴氣體：H2S、CO2、CO、N2、H2O蒸汽等3.少量稀有氣體：氦（He）和氬（Ar）天然氣=低分子飽和烷烴+少量非烴氣體組成天然氣的分類天然氣的組成質(zhì)量組成：天然氣中各組分的質(zhì)量占氣體總質(zhì)量的百分比體積組成：相同P、T下，天然氣中各組分的體積占氣體總體積的百分比天然氣的組成摩爾組成：天然氣中各組分的摩爾數(shù)占氣體總摩爾數(shù)的百分比低溫低壓下，天然氣的體積組成=摩爾組成，天然氣的質(zhì)量組成、摩爾組成之間的轉(zhuǎn)換關(guān)系：天然氣的視相對分子質(zhì)量和相對密度（Apparentmolecularweightandrelativegravity)視相對分子質(zhì)量：0℃，760mmHg，22.4m3（L）的天然氣的質(zhì)量Kg（g）相對密度：標(biāo)準(zhǔn)狀況下（20℃，760mmHg），天然氣的密度與干燥空氣密度之比天然氣的狀態(tài)方程理想氣體：一種假想氣體，該氣體的分子無體積，且氣體分子間無相互作用力。P：氣體所處的壓力V：在奮力P下的氣體體積T：絕對溫度（K）n：氣體的摩爾數(shù)R：通用氣體常數(shù)，8.314Pa?m3/(mol?K)天然氣的狀態(tài)方程天然氣：Z：通常稱為壓縮因子，是給定溫度、壓力下，實際氣體占有的體積與相同溫度和壓力下的理想氣體所占有的體積之比，即可表示為：

當(dāng)Z值大于1時，即實際氣體較理想氣體難于壓縮；當(dāng)Z值小于1時，即實際氣體較理想氣體容易壓縮；當(dāng)Z值等于1時，則實際氣體成為理想氣體。壓縮因子不是一個常數(shù)，它隨氣體組成、溫度和壓力而變化。壓縮因子須通過室內(nèi)實驗來測定。天然氣壓縮因子的確定純烴：直接據(jù)P、T圖版確定乙烷的壓縮因子圖版→天然氣壓縮因子的確定天然氣：雙對應(yīng)參數(shù)壓縮因子圖版確定對應(yīng)狀態(tài)定律：在相同的對應(yīng)溫度、對應(yīng)壓力下，所有的純烴氣體具有相同的壓縮因子純烴對應(yīng)參數(shù)：Tr=T/Tc；Pr=P/Pc天然氣壓縮因子的確定天然氣：雙對應(yīng)參數(shù)壓縮因子圖版確定對應(yīng)狀態(tài)定律：在相同的對應(yīng)溫度、對應(yīng)壓力下，所有的純烴氣體具有相同的壓縮因子天然氣視臨界參數(shù)：對應(yīng)參數(shù)：雙對應(yīng)參數(shù)壓縮因子圖版→天然氣壓縮因子的確定例：已知天然氣的組分及各組分的摩爾分?jǐn)?shù)（見表），試計算該氣體t=32℃，p=88×0.1MPa時的壓縮因子解：首先根據(jù)所給的天然氣各組分資料，查出臨界參數(shù)（表2-2）并做相應(yīng)計算，結(jié)果填入表中，得到：根據(jù)Ppr和Tpr查圖得Z=0.825（1）天然氣中含氮氣（N2）>5%天然氣壓縮因子的校正（1）天然氣中含氮氣（N2）>5%天然氣壓縮因子的校正（1）天然氣中含氮氣（N2）>5%天然氣壓縮因子的校正例：已知含氮的天然氣組分及其摩爾分?jǐn)?shù)如下表，計算該天然氣在t=90℃及p=180×0.1MPa時的壓縮因子。解：首先根據(jù)所給的天然氣各組分資料，查出其臨界參數(shù)值，列表計算烴的視臨界參數(shù)。

根據(jù)ppr和Tpr在圖上查得純烴混合氣體得壓縮因子Zg=0.79。根據(jù)T=90℃和p=180×0.1MPa從圖中查得氮氣得壓縮因子ZN=1.07。然后用疊加法計算Za，即：（2）天然氣中含H2S和CO2天然氣壓縮因子的校正

天然氣的體積系數(shù)是指天然氣在油氣藏條件下的體積與它在地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下（20

℃

，0.1MPa）所占體積的比值，該值遠小于1，其表達式為：天然氣體積系數(shù)在標(biāo)準(zhǔn)狀況下，氣體體積在油藏條件下天然氣體積系數(shù)P0=0.1MPa，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)，即天然氣體積系數(shù)隨堂測試：試述兩組分烴相圖的特點（不少于5個特點）

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改變0.1MPa時，氣體體積的變化率。天然氣的等溫壓縮率天然氣的等溫壓縮率對于多組分的天然氣，引入視對比壓縮系數(shù)：Cpr：視對比壓縮系數(shù)Ppc：視臨界壓力Ppr：視對比壓力Z:壓縮因子

粘度是氣體（或液體）內(nèi)部摩擦阻力的量度，是流體中任一點上單位面積的剪應(yīng)力與速度梯度的比值。設(shè)有兩平行氣層相距dy，上層流動速度為v+dv，下層流動速度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，據(jù)牛頓內(nèi)摩擦定律，有：兩層氣體相對運動的示意圖（據(jù)Amyx,1960）天然氣的粘度μg：絕對粘度，又稱動力粘度，流體粘度。F/A：單位面積上的剪應(yīng)力或內(nèi)摩擦阻力dv/dy：速度梯度粘度的單位在CGS制中用泊表示，即：1泊=1達因·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。

天然氣的粘度天然氣的粘度與溫度、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）下的變化規(guī)律有顯著的不同。低壓下，氣體分子間距離大，分子熱運動碰撞是形成氣體內(nèi)摩擦阻力的主要原因，根據(jù)氣體分子運動論，此時氣體粘度可表示為天然氣的粘度μg：絕對粘度；ρg：氣體的密度；v：氣體分子的平均運動速度；λ：氣體分子平均自由行程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，運動速度增加，故粘度增大。氣體分子量增加時，分子運動速度減慢，所以粘度減小。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，其作用機理與液體類似。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。計算過程：首先根據(jù)天然氣的分子量和地層溫度查出0.1MPa時天然氣的粘度；然后根據(jù)天然氣組成摩爾分?jǐn)?shù)算出視臨界壓力和溫度，再根據(jù)地層壓力和溫度算出視對比壓力和溫度，由視對比溫度和視對比壓力與相對粘度的關(guān)系曲線，找出相對粘度。最后反求絕對粘度相對粘度與Ppr、Tpr關(guān)系圖（據(jù)Carr等，1954）第三節(jié)油氣系統(tǒng)的溶解和分離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天然氣，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，由于高溫和溶解有氣體，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。溶解于油中的天然氣，隨著油中的天然氣，隨著壓力的變化，將會發(fā)生溶解和分離，從而使地層原油的物理性質(zhì)發(fā)生變化。天然氣在原油中的溶解度（Solubility）1.1單組分氣體在原油中的溶解亨利定律：Rs：溶解度，壓力為P時，單位體積液體中溶解的氣量。m3/m3P：壓力，MPaα：溶解系數(shù)，表示溫度一定時，每增加單位加力，單位體積液體中溶解氣量的增加值。m3/（m3。MPa）亨利定律僅適用于氣液性質(zhì)不相近的體系天然氣在原油中的溶解度（Solubility）40℃時不同氣體在相對密度為0.873的原油中的溶解曲線（卡佳霍夫，1956）1氮氣；2甲烷；3天然氣1.2天然氣在原油中的溶解天然氣在原油中的溶解度（Solubility）天然氣在石油中的溶解度與壓力關(guān)系曲線（Bugcik，1957）溶解系數(shù)α：開始時最大之后逐漸減小最后成為常數(shù)影響天然氣在原油中溶解的因素：溫度（T）一定，壓力（P）升高，溶解度（Rs）升高壓力（P）一定，溫度（T）升高，溶解度（Rs）降低天然氣溶溶解度隨溫度、壓力變化曲線油氣組成：油氣性質(zhì)越相近，天然氣在原油中的溶解能力越強。單組分烴的溶解曲線天然氣溶解度與石油相對密度的關(guān)系曲線（Beal，1946）影響天然氣在原油中溶解的因素：相態(tài)方程如右表，混合物組成已知，且在某一壓力溫度下達到平衡相態(tài)方程：可以確定某一壓力溫度下，處于熱動力平衡狀態(tài)的烴類體系中，從油氣中分出的油氣量、油氣組成及泡點、露點壓力，從而判斷油氣藏的相態(tài)。組分摩爾分?jǐn)?shù)%C1n1C2n2……Cmnm相態(tài)方程取1mol油氣混合物，使其在某一壓力p、溫度t下達到平衡相態(tài)方程令yi/xi=ki（ki：平衡常數(shù)）xi與Nl的關(guān)系yi與Ng的關(guān)系相態(tài)方程令yi/xi=ki（ki：平衡常數(shù)）泡點壓力露點壓力Ng=0；Nl=1Ng=1；Nl=0平衡常數(shù)平衡常數(shù)：在一定的溫度、壓力下，油、氣系統(tǒng)的氣液兩相達到平衡時，組分i在氣相、液相中的mol分配比例收斂壓力：平衡常數(shù)為1時的壓力拉烏爾定律：在某一溫度下，稀溶液的蒸氣壓等于純?nèi)軇┑恼魵鈮撼艘匀軇┑哪柗謹(jǐn)?shù)道爾頓分壓定律：在組分之間不發(fā)生化學(xué)反應(yīng)的前提下，理想氣體混合物的總壓力等于各組分的分壓力之和平衡常數(shù)平衡常數(shù)在某一壓力p、溫度t下達到平衡的油氣混合物，分別取少量的油氣，測定氣相和液相中各組分的xi和yi，則ki可求得。美國天然氣協(xié)會（NaturalGasAssociationofAmerica,NGAA)1957年出版了一套lgk-lgp的ki圖版，共計8個收斂壓力下（4.2，5.6，7，21.0，28.5，35.0，70.0和410.0Mpa）的8套圖版。根據(jù)系統(tǒng)的組成，選擇合適的收斂壓力，在對應(yīng)的圖版上查平衡常數(shù)ki。通常使用35MPa的圖版。平衡常數(shù)30℃時，壓力、組分和平衡常數(shù)關(guān)系圖同一系統(tǒng)中，各組分平衡常數(shù)都收斂于ki=1的點，該點的壓力稱為收斂壓力同一系統(tǒng)中，各組分的收斂壓力相同，不同的系統(tǒng)的收斂壓力不同低壓下（<0.7MPa)，各組分的平衡常數(shù)幾乎與系統(tǒng)的組成無關(guān)，高壓下不同系統(tǒng)各組分的平衡常數(shù)相差較大。平衡常數(shù)Depriesterk圖油氣分離接觸分離示意圖分離方式：接觸分離、多級分離、微分分離接觸分離(FlashVaporization)：又稱一次脫氣、閃蒸脫氣。指使烴類體系從油藏狀態(tài)瞬時變到某一特定的溫度和壓力，引起油氣分離的地程。其特點是分出的氣較多，得到的油偏少，系統(tǒng)的組成不變。油氣分離實驗室脫氣流程油氣分離接觸分離適用于氣油比小的油藏油氣分離多級分離示意圖多級脫氣：指在脫氣過程中分幾次降低壓力，最后達到指定壓力的脫氣方法。其特點是分出的氣量較少，獲得的地面油多（其中的輕質(zhì)成分含量多）油氣分離礦場脫氣分離流程a：兩級分離流程；b：三級分離流程油氣分離微分脫氣(DifferentialVaporization)：指在脫氣過程中分離級數(shù)無限多的多級脫氣。當(dāng)壓力低于泡點壓力時，油藏中的油氣分離過程接近于微分脫氣。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測試2：已知含氮的天然氣組分及其摩爾分?jǐn)?shù)如下表，計算該天然氣在t=90℃及p=180×0.1MPa時的對應(yīng)參數(shù)和對應(yīng)壓力。第四節(jié)地層原油的高壓物性地層油的溶解氣油比地層原油的飽和壓力:油層溫度下全部天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開始分離出第一批氣泡的壓力。飽和壓力的大小主要取決于石①油和天然氣的組成，

②地層溫度也有一定影響。石油的輕組分和天然氣的重組分愈多，溫度愈低，飽和壓力就愈低；反之愈高。飽和壓力隨溫度的升高而增大。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11.131-1.16860-709.5×105孤島渤26-18井G層1.09537.37.3×105蘇杜依瑪茲油田21.24760-70/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/地層油的溶解氣油比地層油的溶解氣油比(solutiongas-oilratio)：地層油進行一次脫氣，分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積與地面脫氣原油的體積之比。實驗室脫氣流程地層油的溶解氣油比地層油的溶解氣油比(solutiongas-oilratio)：1m3的地面脫氣油，在油藏條件下所溶解的氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積1m3P≥Pb時，Rs=Rsi=CP＜Pb時，P↑，Rs

↑地層油的溶解氣油比Rsi：原始狀態(tài)下的溶解氣油比平均生產(chǎn)氣油比：累積產(chǎn)氣量（標(biāo)m3）與累積產(chǎn)油量的比值例：一油藏原油儲量為N（地面）m3，原始溶解氣油比Rsi（標(biāo)m3/m3），求儲氣量G（標(biāo)m3/m3）。解：G=NRsi（標(biāo)m3）地層油的密度與相對密度地層油密度：地面油相對密度：20℃時的地面油的密度與4

℃時水的密度之比（

ρ水=1g/cm3

）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）地層油的體積系數(shù)地層油體積系數(shù)（FormationVolumeFactorofOil）：1.原油的地下體積Vof與地面脫氣后的體積Vos之比。2.1m3的地面油在地下溶有氣體后體積

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地層油的體積系數(shù)Pb：飽和壓力（泡點壓力）Boi：原始壓力下的原油體積系數(shù)Bo隨壓力變化特征地層油的體積系數(shù)例：已知：ros=0.876，Rsi=138標(biāo)m3/m3，rg=0.75，Bob=1.42。

求：Pb下地層油的密度地層油的體積系數(shù)地面質(zhì)量=地下質(zhì)量地層油的兩相體積系數(shù)當(dāng)?shù)貙訅毫π∮陲柡蛪毫r，地層油藏會出現(xiàn)油氣兩相共存油氣兩相體積變化示意圖（據(jù)何更生，1993）地層油的兩相體積系數(shù)當(dāng)?shù)貙訅毫π∮陲柡蛪毫r，地層油藏會出現(xiàn)油氣兩相共存，其壓縮系數(shù)：地層油等溫壓縮系數(shù)地層油等溫壓縮系數(shù)Co：溫度一定，單位體積地層油的體積隨壓力的變化率地層油等溫壓縮系數(shù)常用來描述地層壓力高于或等于飽和壓力下，單一油相的彈性，主要決定于石油和天然氣的組成、溶解氣量以及壓力和溫度條件。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地層油等溫壓縮系數(shù)一般用某一壓力區(qū)間的平均壓縮系數(shù)表示，如Pi和Pb之間：Vof：高壓下地層油體積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)在油田上一般由實驗直接測定。常用的是根據(jù)飽和壓力時的比重。地層油粘度不同油藏的原油，其粘度相差很大，主要受原油的化學(xué)組成、溶解氣油比、溫度和壓力的影響。（1）密度、膠質(zhì)瀝青質(zhì)↗，粘度↗（2）溫度↗，粘度↘（液體分子運動速度增加，液體分子引力減?。┑孛婷摎庠驼扯扰c相對密度關(guān)系圖大慶、勝利油田脫氣原油粘度