油層物理課件

油層物理是一門以油層為對(duì)象，用物理和物理化學(xué)的方法研究與油氣田勘探、開發(fā)有關(guān)的物理和物理化學(xué)現(xiàn)象的科學(xué)。

緒論

0.1研究對(duì)象

30年代：G.H.Fancher等研究地下流體性質(zhì)49年：M.Musket(美國(guó))《采油物理原理》

研究成果系統(tǒng)和理論化，與油氣田開發(fā)結(jié)合1956年：俄羅斯學(xué)者Φ.И.卡佳霍夫《油層物理基礎(chǔ)》油層巖石及流體性質(zhì)等60年代：James,W.Amyx等

《油藏工程》從油氣田勘探角度系統(tǒng)概括了油層物理科學(xué)理論0.2油層物理的發(fā)展概況標(biāo)志

1961年：R.E.Couins《流體通過多孔材料的流動(dòng)》1962年：A.БАН等《巖石性質(zhì)對(duì)地下流體滲流的影響》1978年：F.A.L.Dullien《多孔介質(zhì)—流體滲移與孔隙結(jié)構(gòu)》

油藏巖石滲流機(jī)理1980年：vanPoollen,H.K.等《提高采收率原理》

И.Л.馬爾哈辛

《油層物理化學(xué)機(jī)理》1990年：郭尚平等《物理化學(xué)滲流微觀機(jī)理》

用物理化學(xué)的觀點(diǎn)揭示了提高原油采收率與油層物理研究的關(guān)系0.3本課程的內(nèi)容和特點(diǎn)(1)儲(chǔ)層流體的物理性質(zhì)；(2)儲(chǔ)層巖石的物理性質(zhì)；(3)飽和多相流體的油藏巖石的滲流特征；

(4)提高采收率；

(5)油層物理研究與應(yīng)用。內(nèi)容特點(diǎn)

概念多，實(shí)踐性強(qiáng)，既是專業(yè)基礎(chǔ)課，又在油氣田開發(fā)、開采中有著廣泛的應(yīng)用。先行課程數(shù)學(xué)物理化學(xué)物理化學(xué)地質(zhì)學(xué)熱力學(xué)后續(xù)課程滲流力學(xué)油藏工程鉆井工程采油工程提高采收率原理數(shù)值模擬0.4與其它課程的關(guān)系

掌握油層流體性質(zhì)、油層巖石性質(zhì)及油藏巖石滲流機(jī)理的基本知識(shí)、基本概念、基本理論、基本研究方法和基本應(yīng)用方法。為學(xué)好后繼課程，為科學(xué)的開發(fā)好油氣田打下結(jié)實(shí)的基礎(chǔ)。目的(1)系統(tǒng)討論油層物理學(xué)的基本理論；(2)系統(tǒng)討論油層物理學(xué)的基本研究方法和應(yīng)用方法；(3)培養(yǎng)學(xué)生嚴(yán)格的科學(xué)作風(fēng)、實(shí)事求是的科學(xué)態(tài)度。任務(wù)0.5學(xué)習(xí)本課程的目的和任務(wù)

講授方法：本課程包括理論教學(xué)與實(shí)踐學(xué)兩部分，根據(jù)課程特點(diǎn)，各章節(jié)的具體內(nèi)容，采用啟發(fā)式、提問與討論等多種不同形式的與之相適的教學(xué)方法。

學(xué)習(xí)方法：上課認(rèn)真聽講積極思維；課后認(rèn)真復(fù)習(xí)按時(shí)完成作業(yè)（包括實(shí)驗(yàn)、筆作與思考題）；查閱參考文獻(xiàn)資料，開闊思維拓展知識(shí)。0.6講授方法與學(xué)習(xí)方法1.油層物理是一門什么樣的科學(xué)?2.學(xué)習(xí)油層物理的目的和任務(wù)是什么?復(fù)習(xí)與思考*儲(chǔ)層烴類系統(tǒng)的相態(tài)

儲(chǔ)層流體的物理性質(zhì)油氣的溶解與分離天然氣的高壓物性原油的高壓物性地層水的高壓物性*儲(chǔ)層流體石油天然氣地層水一些分子結(jié)構(gòu)相似的碳?xì)浠衔锏幕旌衔锖蜕倭糠翘細(xì)浠衔锏幕旌衔飪?chǔ)層烴類:烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴*（1）高溫高壓，且石油中溶解有大量的烴類氣體；儲(chǔ)層流體的特點(diǎn)：（2）隨溫度、壓力的變化，油藏流體的物理性質(zhì)也會(huì)發(fā)生變化。同時(shí)會(huì)出現(xiàn)原油脫氣、析蠟、地層水析鹽或氣體溶解等相態(tài)轉(zhuǎn)化現(xiàn)象。原因烴類物質(zhì)的組成是內(nèi)因；溫度、壓力是外因。*

一、天然氣的組成及表示方法、分類

石蠟族低分子飽和烷烴（主要）CH470－98％C2H6C3H8C4H10

非烴氣體（少量）H2S惰性氣體He、ArH2ON2COCO2>C5第一節(jié)儲(chǔ)層烴類的化學(xué)組成組成:指混合物體系中各個(gè)成分或組分及其相對(duì)含量。1.天然氣的組成*

2.天然氣組成的表示方法摩爾組成質(zhì)量組成體積組成

理想氣體*礦藏汽油蒸汽含量硫含量凝析氣油藏氣氣藏氣干氣<100g/m3≥100g/m3富氣酸氣≥1g/m3

凈氣<1g/m3

3.天然氣的分類（>C5H12）**

②環(huán)烷烴

③芳香烴

④其它化合物

①烷烴C5～C16含氧化合物：含硫化合物：含氮化合物：高分子雜環(huán)化合物：苯酚、脂肪酸硫醇、硫醚、噻吩吡咯、吡啶、喹啉、吲哚膠質(zhì)、瀝青質(zhì)二、石油的組成、商品性質(zhì)及分類1.石油的組成*2.石油的商品性質(zhì)餾分組成含硫量瀝青質(zhì)膠質(zhì)含蠟量固點(diǎn)凝粘度相對(duì)密度指標(biāo)：--148-2.35-20.722.633-63.50.8893任丘P層------3.418.130-12.30.8394川中油田---6.40.260.1517.44.73-7-37.40.9037遼河C區(qū)21.85899.511.89.6513.82162.2*-0.9744江漢W區(qū)------22.68.3-15.5-12.90.8530玉門L層3518583.70.130.0112.62.04-50-19.230.8699克拉瑪依20.54.0974.810.136.2713.986.17-1225.5551.970.9174大港M層11.21.915.88.952.256.627.50-12157.5427.50.9547孤島G層20979.55.50.473.118.317.93317.9537.690.8845勝利T區(qū)2814882.50.15-13.328.624-17.400.8753大慶S區(qū)<300℃/%<200℃/%初餾點(diǎn)(℃)70℃50℃餾分組成殘?zhí)?%含硫量/%瀝青質(zhì)/%膠質(zhì)/%含蠟量/%凝固點(diǎn)/℃運(yùn)動(dòng)粘度/(cm2/s)相對(duì)密度D420

性質(zhì)原油我國(guó)部分油田地面原油性質(zhì)**含硫量膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量含蠟量

多膠原油>25％8～25％膠質(zhì)原油

3.石油的分類少硫原油<0.5%>0.5%硫含原油<8％少膠原油高含蠟原油>2％1～2％含蠟原油<1％少蠟原油*第二節(jié)油氣的相態(tài)一、體系、相、組分、組成

體系：指由一定種類和質(zhì)量的物質(zhì)所組成的整體。

相：指體系或系統(tǒng)中具有相同成分、相同物理、化學(xué)性質(zhì)的均勻物質(zhì)部分。

組分：指混合物體系中的各個(gè)成分。

組成：指混合物體系中各個(gè)成分或組分及其相對(duì)含量。通常：儲(chǔ)層烴類一般有氣、液、固三種相態(tài)；儲(chǔ)層：儲(chǔ)層烴類一般有氣、液、氣—液三種相態(tài)。*二、相圖

某一個(gè)體系的相態(tài)是壓力(p)、溫度(T)和比容(v)的函數(shù)：相態(tài)方程用來表示相態(tài)方程的圖形。油田開發(fā)中最常用的是：p—T相圖。***三、單、雙、多組分相態(tài)特征

1.單組分體系的相態(tài)特征

單調(diào)曲線

三個(gè)區(qū)：

①液相區(qū)②氣相區(qū)③氣液兩相區(qū)

極值點(diǎn)飽和蒸汽壓線泡點(diǎn)線露點(diǎn)線臨界點(diǎn)泡點(diǎn)露點(diǎn)

臨界點(diǎn)：體系中兩相共存的壓力和溫點(diǎn)。*泡點(diǎn)：開始從液相中分離出第一批氣泡時(shí)的壓力、溫度。露點(diǎn)：開始從氣相中凝結(jié)出第一批液滴時(shí)的壓力、溫度。*AC線上的點(diǎn)，也稱飽和壓力點(diǎn)AC線上的點(diǎn)泡點(diǎn)露點(diǎn)臨界點(diǎn)C點(diǎn)，氣液兩相共存的最高壓力、最高溫度點(diǎn)三點(diǎn)液相中分離出氣泡時(shí)壓力、溫度點(diǎn)組成的線氣相中凝結(jié)出液珠時(shí)壓力、溫度點(diǎn)組成的線泡點(diǎn)線露點(diǎn)線飽和蒸汽壓線氣液兩相共存的壓力、溫度點(diǎn)組成的線一線液相區(qū)氣液兩相區(qū)氣相區(qū)AC線以上AC線右下方AC線上的點(diǎn)油藏氣藏油氣藏三區(qū)*體系中兩相共存的最高壓力和最高溫度點(diǎn)。指溫度(或壓力)一定時(shí),開始從液相中分離出第一批氣泡時(shí)的壓力(或溫度)。臨界壓力(Pc)臨界溫度(Tc)指溫度(或壓力)一定時(shí),開始從氣相中凝結(jié)出第一批液滴時(shí)的壓力(或溫度)。由泡點(diǎn)軌跡組成的線。由露點(diǎn)軌跡組成的線。露點(diǎn)：泡點(diǎn)：臨界點(diǎn)：泡點(diǎn)線：露點(diǎn)線：*C2H6*2.雙組分體系的相態(tài)特征開口環(huán)線三區(qū)

五點(diǎn)臨界凝析壓力點(diǎn)臨界凝析溫度點(diǎn)泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線相交*意義：臨界點(diǎn)：泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線的交匯點(diǎn)。使該體系的氣相和液相的所有內(nèi)涵性質(zhì)(指與數(shù)量無關(guān)的性質(zhì))如密度、粘度、表面張力、化學(xué)電位等相同的壓力、溫度點(diǎn)。臨界凝析溫度點(diǎn)：臨界凝析壓力點(diǎn)：指氣液兩相共存的最高壓力點(diǎn)。指氣液兩相共存的最高溫度點(diǎn)。**雙組分體系相圖的特點(diǎn)：1)任一雙組分混合物的兩相區(qū)都位于兩純組分的飽和蒸氣壓曲線之間；2)兩組分的分配比例越接近,兩相區(qū)面積越大；3)兩相區(qū)、臨界點(diǎn)向占優(yōu)勢(shì)的組分的飽和蒸氣壓曲線遷移；4)雙組分混合物的臨界壓力一般都高于各組分的臨界壓力；混合物的臨界溫度都居于兩純組分的臨界溫度之間；5)兩組分的分子量差別越大,臨界點(diǎn)軌跡線所包面積越大，兩相區(qū)最高壓力越高；*3.多組分體系的相態(tài)特征未飽和油藏飽和油藏凝析氣藏純氣藏過飽和油藏反常凝析區(qū)第二液相含量最大點(diǎn)等液量四區(qū)

三線六點(diǎn)各類油氣藏的開發(fā)特點(diǎn)*PCT線包圍的陰影部分AC線，液相區(qū)與兩相區(qū)的分界線BC線，氣相區(qū)與兩相區(qū)的分界線虛線，線上的液相含量相等AC線以上BC線右下方ACB線包圍的區(qū)域AC線上的點(diǎn)，也稱飽和壓力點(diǎn)BC線上的點(diǎn)C點(diǎn)，泡點(diǎn)線與露點(diǎn)線的交點(diǎn)P點(diǎn)，兩相共存的最高壓力點(diǎn)T點(diǎn)，兩相共存的最高溫度點(diǎn)油藏氣藏油氣藏凝析氣藏液相區(qū)反常凝析區(qū)氣液兩相區(qū)氣相區(qū)泡點(diǎn)線露點(diǎn)線等液量線泡點(diǎn)露點(diǎn)臨界點(diǎn)臨界凝析壓力點(diǎn)臨界凝析溫度點(diǎn)第二露點(diǎn)氣體在等溫降壓過程中出現(xiàn)的露點(diǎn)三線四區(qū)六點(diǎn)*各類油氣藏的開發(fā)特點(diǎn)J點(diǎn)－油藏液態(tài)壓力下降泡點(diǎn)線(飽和壓力)壓力下降氣液兩相A點(diǎn)－凝析氣藏氣態(tài)壓力下降氣液兩相壓力下降氣態(tài)I點(diǎn)－飽和油藏液態(tài)壓力稍微下降氣液兩相F點(diǎn)－氣藏氣態(tài)壓力下降氣態(tài)L點(diǎn)－過飽和油藏(帶氣頂?shù)挠筒?氣液兩相*四、典型油氣藏相態(tài)特征**CO2提高原油采收率相圖變化*(3)等液量線由在露點(diǎn)附近密集轉(zhuǎn)變?yōu)樵谂蔹c(diǎn)線附近密集。(1)臨界點(diǎn)從右向左轉(zhuǎn)移,這一規(guī)律與雙組分體系是一致的；(2)相圖面積逐漸變小,油的兩相區(qū)較開闊,氣的兩相區(qū)較狹窄；認(rèn)識(shí)

從低收縮油、高收縮油、凝析氣、濕氣至干氣，油氣混合物的相圖有如下變化：

*

1.根據(jù)圖1.1.4試分析為什么在混相驅(qū)提高采收率時(shí)，要選用二氧化碳和丙烷而很少選用氮?dú)夂图淄樽骰煜鄤?/p>

2.相圖分析對(duì)提高凝析氣藏采收率有何重要意義？討論題

*

地層油的高壓物性地層油：高溫，高壓，溶解有大量的天然氣

一、地層油的溶解氣油比Rs1.定義①地層油在地面進(jìn)行一次脫氣，分離出的氣體標(biāo)準(zhǔn)體積與地面脫氣油體積的比值，標(biāo)m3/m3。②單位體積地面油在油藏條件下所溶解的氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積，標(biāo)m3/m3。地層油的溶解氣油比是用接觸脫氣的方法得到的。*2.影響因素①油氣性質(zhì)溶解氣油比與壓力的關(guān)系②壓力油氣密度差異越小，地層油的溶解氣油比越大。

③溫度T↗，Rs↘P<Pb：P≥Pb：P↗，Rs↗P↗，Rs=Rsi*二、地層油的密度和相對(duì)密度1.地層油的密度

地層油的密度是指單位體積地層油的質(zhì)量，kg/m3。一般，地層油的密度小于地面油的密度。？*影響因素：2)溶解氣油比：Rs↗，ρo↘；3)溫度:1)組成:輕組分↗，ρo↘4)壓力:P<Pb：P＝Pb：P↗，ρo↘；ρo最??；P>Pb：P↗，ρo↗。T↗，ρo↘；*2.地面油的相對(duì)密度20℃時(shí)的地面油密度與4℃時(shí)水密度之比。當(dāng)壓力高于飽和壓力時(shí)：γoi——原始地層壓力下的地層油相對(duì)密度；γob——泡點(diǎn)壓力下地層油相對(duì)密度；Boi——原始地層壓力下地層油體積系數(shù)；Bob——泡點(diǎn)壓力下地層油體積系數(shù)。*三、地層油的體積系數(shù)又稱原油地下體積系數(shù)，是指原油在地下體積(即地層油體積)與其在地面脫氣后的體積之比。一般地

Bo>1

為何Bo>1？*影響因素分析：③油藏溫度T↗，Bo↗④油藏壓力P↗,Bo↘當(dāng)P>Pb時(shí)，P↗,Bo↗

當(dāng)P<Pb時(shí)，當(dāng)P=Pb時(shí)，

Bo＝Bomax輕烴組分所占比例↗，Bo↗①組成②溶解氣油比Rs↗,Bo↗*兩相體積系數(shù)：

油藏壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)，在給定壓力下地層油和其釋放出氣體的總體積(兩相體積)與它在地面脫氣后的體積(地面原油體積)之比。因?yàn)椋?/p>

所以：*(1)P＜Pb時(shí),存在兩相體積系數(shù)；

(2)P=Pb時(shí):(3)P＝1絕對(duì)大氣壓時(shí)，(4)兩相體積系數(shù)與壓力的關(guān)系為一雙曲線型單調(diào)曲線。綜上所述：Rs=0，Bg=1,Bo=1,Bt=1+Rsi,Bt為最大值；Rs=Rsi,Vfg=0,Bt=Bo=Bob,Bt為最小值；*

四、地層油的等溫壓縮系數(shù)定義：在溫度一定的條件下，單位體積地層油隨壓力變化的體積變化值，1/MPa。由于：

所以：*影響因素分析：輕烴組分所占比例↗，Co↗①組成③溫度T↗，Co↗②溶解氣油比Rs↗,Co↗P↗,Co↘④壓力（P>Pb）*

五、地層油的粘度根據(jù)牛頓內(nèi)摩擦定律：

影響因素分析：輕烴組分所占比例↗,μo↘①組成③溫度T↗，μo↘④壓力②溶解氣油比Rs↗,μo↘P<Pb：P＝Pb：P↗，μo↘；μo最小；P>Pb：P↗，μo↗。*μo～P、T關(guān)系**第六節(jié)地層水的高壓物性地層水：油層水(與油同層)和外部水(與油不同層)的總稱。地層水長(zhǎng)期與巖石和地層油接觸地層水中含有大量的無機(jī)鹽底水邊水層間水束縛水上層水下層水構(gòu)造水*一、地層水的礦化度1.地層水中的離子陽離子Na+、K+、Ca2+、Mg2+Cl-、CO32-、SO42-、HCO3-陰離子2.礦化度水中礦物鹽的質(zhì)量濃度，通常用mg/l表示地層水的總礦化度表示水中正負(fù)離子的和。

不同油藏的地層水礦化度差別很大地層水的高礦化度會(huì)降低注入井中的聚合物的粘度。*MgCl223945121242813581375658712勝坨S2層NaHCO37711661724106310276442593渤海S2層CaCl2369610706022088187414112152臨盤S3層CaCl2373986360244382522880641372304896331中原W層總礦化度CO32-HCO3-SO42-Cl-Ca2+Mg2+Na+(K+)水型離子質(zhì)量濃度及總礦化度/（mg/L）油田名稱我國(guó)部分油田地層水資料*3.硬度指地層水中鈣、鎂等二價(jià)溶解鹽離子的含量,用mgL-1表示。德國(guó)度：1度相當(dāng)于10mg

L-1濃度的CaO。水中鈣、鎂鹽的含量碳酸鹽硬度暫時(shí)硬度其它二價(jià)鹽如鐵、鋁、鍶、鋇等鹽的含量永久硬度

地層水的硬度對(duì)入井的化學(xué)藥劑－－陽離子活性劑溶液影響極大,會(huì)使其產(chǎn)生沉淀而失效。*

二、地層水的分類蘇林分類法具體思路

根據(jù)水中Na+（包括K+）和Cl-的當(dāng)量比，利用水中正負(fù)離子的化合順序，以水中某種化合物出現(xiàn)的趨勢(shì)而命名水型。氯化鎂(MgCl2)水型重碳酸鈉(NaHCO3)水型硫酸鈉(Na2SO4)水型氯化鈣(CaCl2)水型**三、地層水的高壓物性

地層水溶解鹽類是影響地層水高壓物性的根本原因。1.溶解氣很少壓力在10MPa下，1m3地層水中溶解天然氣不超過2m3。地面1m3水在地層壓力、溫度條件下所溶解的天然氣體積，單位為標(biāo)m3/m3。天然氣在地層水中的溶解度：*

壓力：隨壓力的升高而升高；

溫度：影響不大；

礦化度：隨礦化度增大而下降。*地層水中還可能溶有其它非烴類氣體,如氯氣、二氧化碳、硫化氫及稀有氣體等。

地層水中溶解的天然氣以甲烷氣體為主：美國(guó)墨西哥灣沿岸地區(qū)的地壓氣藏氣就是一種高壓水溶氣,其氣體儲(chǔ)量多達(dá)76.46×1012m3。具有工業(yè)開采價(jià)值*2.地層水的體積系數(shù)油藏條件下的體積地面條件下的體積地層水體積系數(shù)受溫度的影響大于受壓力及溶解氣的影響。溫度：隨溫度的增加而增加；壓力：溶解度：隨壓力的增加而減??；溶解有天然氣的水比純水的體積系數(shù)大些。*3.等溫壓縮系數(shù)壓力：溫度：溶解氣量：礦化度：隨壓力的升高而下降；隨溫度的升高先下降后上升；隨溶解氣量增大而顯著上升。隨礦化度的升高而降低。*4.地層水的粘度a－水的粘度與溫度、壓力關(guān)系；1.0.1MPa；2.50MPab－水的粘度與溫度、礦化度關(guān)系；1.純水；2.礦化度60000mg/L地層水粘度與溫度、壓力、礦化度關(guān)系溫度：地層水粘度隨溫度的上升急劇降低。壓力溶解氣礦化度影響不大*

提高采收率原理與方法第一節(jié)影響采收率的因素一、影響采收率的因素油藏采收率的高低與油藏地質(zhì)條件和開采技術(shù)有關(guān)可采儲(chǔ)量綜合體現(xiàn)了油藏巖石和流體性質(zhì)與所采取的技術(shù)措施的影響*⑴油氣藏的地質(zhì)構(gòu)造形態(tài)；⑵天然驅(qū)動(dòng)能量的大小及類型；水驅(qū)采收率最大，溶解氣驅(qū)采收率最??；⑶油藏巖石及流體性質(zhì)；

巖石的非均質(zhì)性、流體組成、巖石潤(rùn)濕性、流體與巖石間的作用關(guān)系。1.油藏地質(zhì)因素客觀因素*

主觀因素體現(xiàn)了人們對(duì)驅(qū)油過程的影響能力；主觀因素的實(shí)現(xiàn)取決于人們對(duì)客觀因素的認(rèn)識(shí)程度。⑴油氣藏開發(fā)層系劃分；⑵布井方式與井網(wǎng)密度的選擇；⑶油井工作制度的選擇和地層壓力的保持程度；⑷完井方法；⑸開采工藝技術(shù)水平和增產(chǎn)措施；⑹提高采收率方法的應(yīng)用規(guī)模。2.油田開發(fā)和采油技術(shù)因素主觀因素*

主觀因素對(duì)油藏開采的作用程度在逐漸增加：三次采油(強(qiáng)化采油)天然能量依靠物理、機(jī)械和力學(xué)等宏觀作用立足化學(xué)、物理、熱力、生物或聯(lián)合微觀驅(qū)油作用應(yīng)用一次采油二次采油人工注水注氣化學(xué)驅(qū)混相驅(qū)熱力采油微生物采油*二、波及系數(shù)與驅(qū)油效率采收率可以表示為：其中：Vsw－工作劑的驅(qū)替體積；V－油藏總體積；So－原始含油飽和度；Sor－殘余油飽和度；Ev－體積波及系數(shù)；ED－洗油效率。采收率是注入工作劑的體積波及系數(shù)與驅(qū)油效率的乘積洗油效率：指在波及范圍內(nèi)驅(qū)替出的原油體積與工作劑的波及體積之比波及系數(shù)：指工作劑驅(qū)到的體積與油藏總體積之比*(一)波及系數(shù)流度比、巖石的宏觀非均質(zhì)性、注采井網(wǎng)對(duì)非均質(zhì)性的適應(yīng)程度等

影響因素：⒈流度比：指注入工作劑的流度與被驅(qū)原油在未波及區(qū)的流度之比。

流度：流體的滲透率與其粘度之比。

水油流度比：*圖12－4五點(diǎn)法注采單元流度比對(duì)波及狀況的影響波及系數(shù)隨水油流度比的增大而減小。結(jié)論增大μw；減小μo；增大Ko；降低Kw。降低M的措施：M<1：有較規(guī)則的流動(dòng)前緣，見水波及系數(shù)可達(dá)70％左右；M>2：出現(xiàn)明顯的粘滯指進(jìn)現(xiàn)象，波及系數(shù)降低。*⒉油層巖石宏觀非均質(zhì)的影響實(shí)際油層是在水流沖刷過程中沉積形成的順?biāo)鞣较蚺c垂直水流方向的滲透率必然有差異形成不軌則驅(qū)動(dòng)前緣油井會(huì)過早水淹，油藏留下一些“死油區(qū)”注采井網(wǎng)安排不當(dāng)流體沿滲透率好的方向流動(dòng)快*殘余油的分布狀況及數(shù)量直接與巖石的潤(rùn)濕性、界面張力、巖石的微觀結(jié)構(gòu)等有關(guān)。(二)驅(qū)油效率影響因素：巖石性質(zhì)及其微觀結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)親水巖藏：水驅(qū)油藏殘余油的分布：大多以珠狀形式被捕集在流通孔道中。

親油巖藏：存在于注入水未進(jìn)入的較小的流通孔道中，而在充滿水的大孔隙中，殘余油呈膜狀粘附在孔壁上。*二、提高采收率的方向第一、通過降低流度比以提高波及系數(shù)，同時(shí)盡可能適應(yīng)油層的非均質(zhì)性，以減少非均質(zhì)性對(duì)驅(qū)油過程的不利影響；第二、通過減小界面張力或者消除工作劑與原油間的界面效應(yīng)以提高驅(qū)油效率。*第二節(jié)提高采收率的方法包括：聚合物驅(qū)、活性劑驅(qū)、堿驅(qū)和復(fù)合驅(qū)。一、化學(xué)驅(qū)油法通過向油藏注入化學(xué)劑，以改善流體和巖石間的物化特征，如降低界面張力、改善流度比等，從而提高采收率。原理*1.聚合物驅(qū)

在注入水中加入水溶性高分子聚合物，增加水的粘度，降低水相滲透率，減小流度比M，提高波及系數(shù)。此外可以減小粘度指進(jìn)，提高驅(qū)油效率。聚丙烯酰胺部分水解聚丙烯酰胺黃原膠

聚合物：熱降解、鹽降解、剪切降解、地層吸附驅(qū)油機(jī)理藥劑存在問題*2．活性劑驅(qū)藥劑

磺酸鹽型

羧酸鹽型非離子－陰離子型⑴降低油水界面張力；⑵改變親油巖石表面的潤(rùn)濕性；⑶使原油乳化，產(chǎn)生迭加的液阻系數(shù)（賈敏效應(yīng)），增加高滲層的流動(dòng)阻力，減小粘度指進(jìn)現(xiàn)象。微乳狀液驅(qū)、活性水驅(qū)、膠束溶液驅(qū)和泡沫驅(qū)等。

活性劑驅(qū)主要以提高驅(qū)油效率為主。

聚醚型類型

驅(qū)油機(jī)理存在問題

活性劑在巖石表面大量吸附；活性水與普通水的粘度差很小。藥劑存在問題*3.堿驅(qū)

氫氧化鈉(NaOH)

硅酸鈉（Na2SiO3）原硅酸鈉（由NaOH和水玻璃配置而成）在注入水中加入堿，與原油中的有機(jī)酸反應(yīng)，生成表面活性劑，降低油水界面張力，形成乳狀液和改變巖石潤(rùn)濕性，提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率。

碳酸鈉〔NaCO3〕驅(qū)油機(jī)理存在問題堿耗；流度控制。藥物*4.化學(xué)復(fù)合驅(qū)

化學(xué)復(fù)合驅(qū)是由聚合物、活性劑、堿以各種形式組合驅(qū)動(dòng)。降低界面張力：堿與原油中的酸性成份反應(yīng)就地產(chǎn)生表面活性劑，降低相間界面張力和殘余油飽和度，添加的表面活性劑與聚合物間的協(xié)同效應(yīng)產(chǎn)生超低界面張力，并擴(kuò)大低界面張力的堿濃度范圍；聚合物的流度控制作用：聚合物可以使水相粘度增加，滲透率降低，擴(kuò)大驅(qū)替相的波及體積；降低化學(xué)劑的吸附損失：堿的存在可降低注入的表面活性劑、聚合物等的吸附，提高洗油效率.驅(qū)油機(jī)理:

*二、混相驅(qū)油法包括：注液化石油氣驅(qū)油法、富氣驅(qū)油法、高壓干氣驅(qū)油法和二氧化碳驅(qū)油法。驅(qū)油機(jī)理：氣體與原油之間建立混相帶，消除界面張力，提高驅(qū)油效率。混相驅(qū)：指向油藏中注入一種能與原油在地層條件下完全或部分混相的流體驅(qū)替原油的開發(fā)方法。圖12－7混相流體驅(qū)油過程的相段分布圖*向油藏注入以丙烷為主的液化石油氣，與原油形成混相段塞，然后用天然氣驅(qū)動(dòng)段塞。液化石油氣段塞前緣可與地層油混相，后面與天然氣混溶，形成良好的混相帶。1.液化石油氣驅(qū)動(dòng)法圖12－8注液化石油氣混相驅(qū)油過程*對(duì)于地層油中輕質(zhì)組分（C2-6）較少的油藏，可注入適量加入乙烷、丙烷和丁烷的天然氣，富氣中的較重組分不斷凝析到原油中，最終使注入氣與原油混相的驅(qū)油方法。2.富氣驅(qū)油法驅(qū)油過程是先注一段富氣，再注一段干氣，然后用水驅(qū)動(dòng)。圖12－8注富氣混相驅(qū)油過程*對(duì)于地層中原油組分含重質(zhì)輕組分較多時(shí)，可向油藏高壓注干氣，與原油充分接觸，油中的輕質(zhì)組分C2-6逆行到氣體前緣，并使之富化，富化的氣體在推進(jìn)過程中不斷與新原油接觸，進(jìn)一步被富化，最后達(dá)到混相。3.高壓干氣驅(qū)油法

圖12－8高壓注干氣混相驅(qū)油過程*4.CO2驅(qū)油法向油藏高壓注入CO2，不斷與原油接觸萃取其中較重?zé)N組分而富化，CO2同時(shí)溶于原油中，它通過氣化、凝析過程，最終與原油形成混相的驅(qū)油法。(3)與原油產(chǎn)生低界面張力；存在問題：氣源提高采收率機(jī)理：(1)降低原油的粘度；(2)使原油膨脹；圖12－11原油粘度降低比值μm/μo和壓力的關(guān)系*圖12－12原油體積膨脹系數(shù)和CO2溶解度的關(guān)系*熱力采油是向油層注入熱流體或使油層就地發(fā)生燃燒后形成移動(dòng)熱流，主要依靠熱能降低原油的粘度，以增加原油的流動(dòng)能力的采油方法。三、熱力采油法熱力采油法主要用于對(duì)付稠油(即在地層條件下脫氣原油粘度大于100mPa·s或相對(duì)密度大于0.934的原油)，但也可以用于開采稀油。熱力采油工藝可分為兩類：注熱流體法

油層就地燃燒法*1.注熱流體法主要是蒸汽注蒸汽采油是以水蒸氣為介質(zhì)，把地面產(chǎn)生的熱注入油層的一種熱力采油方法。分為：蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)兩種。(1)蒸汽吞吐從注蒸汽開始到油井不能生產(chǎn)為止，即完成一個(gè)過程稱為一個(gè)周期。蒸汽吞吐：在本井完成注蒸汽、燜井、開井生產(chǎn)三個(gè)連續(xù)過程。蒸汽吞吐過程*

圖12－14蒸汽吞吐井的產(chǎn)量特征曲線*(2)蒸汽驅(qū)：蒸汽驅(qū)：按一定生產(chǎn)井網(wǎng)，在注汽井注汽，在生產(chǎn)井采油。蒸汽驅(qū)油藏示意圖蒸汽驅(qū)產(chǎn)油示意圖*注蒸汽熱力采油的增產(chǎn)原理：

原油粘度大大降低，增加了原油的流動(dòng)系數(shù)；

油層巖石和流體體積膨脹，增加了彈性能量；

原油中的輕質(zhì)油份易揮發(fā)，進(jìn)入氣相后更易流動(dòng)；

油相相對(duì)滲透率有增加的趨勢(shì)，從而增加了油的流動(dòng)能力；

提高了地層壓力，增加了驅(qū)油能量；

清除了井壁污染，降低了井筒附近的流動(dòng)阻力；*火燒油層：采用適當(dāng)?shù)木W(wǎng)，將氧氣或空氣注入井中并用點(diǎn)火器將油層點(diǎn)燃，燃燒前緣的高溫不斷使原油蒸餾、裂解、并驅(qū)替原油到生產(chǎn)井。2.火燒油層火燒油層燃燒過程示意圖*火燒油層增產(chǎn)原理：

燃燒帶的溫度很高，使燃燒帶前緣的原油加熱降粘，增加流動(dòng)能力；

燃燒帶前緣有蒸汽帶和熱水帶，有蒸汽驅(qū)和熱水驅(qū)作用；

燃燒過程中產(chǎn)生CO2和地層中原油形成混相，從而消除或降低了界面張力；

原油蒸餾產(chǎn)生的輕組分更易流動(dòng)；*四、微生物采油微生物采油：

通過有選擇地向油層注入微生物基液和營(yíng)養(yǎng)液，使得微生物就地繁殖生長(zhǎng)，其代謝產(chǎn)物與原油產(chǎn)生物化作用。⑵產(chǎn)生有機(jī)酸（表面活性劑），降低界面張力。驅(qū)油機(jī)理：⑴降低原油粘度，代謝產(chǎn)物中的CH4、H2、CO2、H2S等氣體使原油體積膨脹，代謝產(chǎn)物與原油互溶（乳化），降低原油粘度。

天然氣的高壓物性

一、天然氣的視相對(duì)分子量和相對(duì)密度1.天然氣的視相對(duì)分子量(平均相對(duì)分子量)

標(biāo)準(zhǔn)狀況下1摩爾天然氣的質(zhì)量。

定義：根據(jù)Kay混合規(guī)則：Mi——天然氣組分i的相對(duì)分子量,g/mol,或kg/kmol。Mg——天然氣的視相對(duì)分子量,g/mol,或kg/kmol；yi——天然氣的組分i摩爾分?jǐn)?shù),小數(shù)；2.天然氣的相對(duì)密度定義：在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下,天然氣密度與干燥空氣密度的比值。ρa(bǔ)——干燥空氣的密度,kg/m3。γg——天然氣的相對(duì)密度；ρg——天然氣的密度,kg/m3；Ma——干燥空氣的摩爾質(zhì)量,kg/mol。Mg——天然氣的摩爾質(zhì)量,kg/mol；二、天然氣的臨界參數(shù)視臨界參數(shù)為：Tci——天然氣組分i的臨界溫度,(273+t)°K。——天然氣的視臨界壓力(絕),MPa；——天然氣的視臨界溫度,(273+t)°K；yi——天然氣組分i的摩爾分?jǐn)?shù)；pci——天然氣組分i的臨界壓力(絕),MPa；2.Kay法則1.實(shí)驗(yàn)方法3.經(jīng)驗(yàn)公式方法干氣濕氣含有CO2、N2和H2S氣體：1970年Thomas等人發(fā)表了二次方程式：使用條件：H2S含量＜3%,N2含量<5%,或非烴含量少于7%。干氣濕氣表1.3.2天然氣常見組分的主要物理化學(xué)性質(zhì)組分分子式相對(duì)分子質(zhì)量臨界溫度(K)臨界壓力(MPa)沸點(diǎn)℃(0.101325MPa)甲烷CH416.043190.554.604-161.52乙烷C2H630.070305.434.880-88.58丙烷C3H844.097369.824.249-42.07丁烷n-C4H1058.124425.163.797-0.49異丁烷i-C4H1058.124408.133.648-11.81正戊烷n-C5H1272.151469.63.36936.06異戊烷i-C5H1272.151460.393.38127.84已烷C6H1486.178507.43.01268.74庚烷C7H16100.205540.22.73698.42氦He4.0035.20.277-268.93氮N228.013126.13.399-195.80氧O231.999154.75.081-182.962氫H22.01633.20.297-252.87二氧化碳CO244.010304.147.382-78.51一氧化碳CO28.010132.923.499-191.49硫化氫H2S34.076373.59.005-60.31水汽H2O18.015647.322.118100.00三、天然氣的偏差因子方程理想氣體的假設(shè)條件：1.氣體分子無體積，是個(gè)質(zhì)點(diǎn)；2.氣體分子間無作用力；3.氣體分子間是彈性碰撞；理想氣體狀態(tài)方程：天然氣處于高溫、高壓狀態(tài)多組分混合物，不是理想氣體偏差因子偏差因子：一定溫度和壓力條件下，一定質(zhì)量氣體實(shí)際占有的體積與在相同條件下理想氣體占有的體積之比。實(shí)際氣體的狀態(tài)方程：Z<1實(shí)際氣體較理想氣體易壓縮Z>1實(shí)際氣體較理想氣體難壓縮Z＝1實(shí)際氣體成為理想氣體偏差因子Z的物理意義：實(shí)際氣體與理想氣體的差別。則：若：p=0.101325MPa，T=Tsc=293KZ=1，偏差因子Z的求?。?1)實(shí)驗(yàn)方法直接測(cè)定缺點(diǎn)：測(cè)試過程冗長(zhǎng),測(cè)得的結(jié)果應(yīng)用范圍有限。甲烷的偏差因子等溫線對(duì)應(yīng)狀態(tài)定律：在相同的對(duì)應(yīng)溫度和對(duì)應(yīng)壓力下，所有的純烴氣體具有相同的壓縮因子。(2)SK圖版法(Standing和Katz圖版)1941年（Pottman和Carpenter函數(shù)表

1952年）適用條件：組分間化學(xué)性質(zhì)差異不大的混合氣體。p、T――為油藏壓力和油藏溫度。――為天然氣的對(duì)應(yīng)壓力和對(duì)應(yīng)溫度。

求Z步

驟：(1)求天然氣的視臨界參數(shù)；(2)求視對(duì)應(yīng)參數(shù)；(3)查SK圖版，得Z。H2S和CO2校正：ε——

視臨界溫度校正系數(shù)。Tc——用Kay混合法則計(jì)算的天然氣的視臨界溫度,K；pc——用Kay混合法則計(jì)算的天然氣的視臨界壓力,MPa；Tc’——校正后的視臨界溫度,K；pc’——校正后的視臨界壓力,MPa；A——天然氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)之和；B——天然氣中H2S摩爾分?jǐn)?shù)；非烴組分校正含氮：T＝21～138℃，p＝1～34MPa時(shí)，C＝1.00～1.04C——疊加體積校正系數(shù),它決定于氮?dú)獾臐舛?、溫度和壓力。Z’N——含氮?dú)獾奶烊粴馄钜蜃?；Zg——純烴氣體偏差因子；ZN——氮?dú)獾钠钜蜃?；yN——含氮天然氣中氮?dú)獾哪柗謹(jǐn)?shù)；Z——含氮天然氣的偏差因子；4)從SK圖版或Poettman－Carpenter函數(shù)表查得Z值；SK方法確定天然氣偏差因子的條件和步驟已知條件：1)天然氣組成或相對(duì)密度；2)SK圖版或Poettman－Carpenter函數(shù)表；3)天然氣的狀態(tài)參數(shù)p、T。計(jì)算步驟：1)由Kay方法、經(jīng)驗(yàn)公式等求天然氣的視臨界參數(shù)pc,Tc；2)若非烴（CO2、H2S）含量大于5%,校正視臨界參數(shù)；3)由公式和狀態(tài)參數(shù)p、T,計(jì)算視對(duì)應(yīng)參數(shù)pr,Tr；5)如果含N2且含量大于5%,校正偏差因子。(3)直接計(jì)算方法Hall和Yarborugh方法(1973)Dranchuk、Durvis、Robinson方法(1974)Gopal方法(1977)四、天然氣的等溫壓縮系數(shù)

定義：在等溫條件下單位體積氣體隨壓力變化的體積變化值。(或：在等溫條件下氣體隨壓力變化的體積變化率.)V——?dú)怏w體積,m3；Cg——?dú)怏w壓縮系數(shù),1/MPa；——溫度為T時(shí)氣體體積隨壓力的變化率，m3/Mpa；負(fù)號(hào)說明氣體壓縮系數(shù)與壓力變化的方向相反。

實(shí)際氣體：理想氣體：高壓下：P↗，Z↗則：則：低壓下：P↗，Z↘應(yīng)用對(duì)應(yīng)狀態(tài)原理：或視對(duì)應(yīng)壓縮系數(shù)五、天然氣的體積系數(shù)

定義：地面標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下單位體積天然氣在地層條件下的體積。Vg——地層條件下nmol氣體的體積,m3；Vsc——地面標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下nmol氣體的體積,m3；Bg——天然氣的體積系數(shù),m3/m3(標(biāo))。膨脹系數(shù)T=273+tPsc=0.101325MPaTsc=273+20℃六、天然氣的粘度1.定義牛頓內(nèi)摩擦定律τxy——剪切應(yīng)力,N/m2；ux——在施加剪切應(yīng)力方向上的流體速度,m/s；

ux/

y——在與x垂直的y方向上的速度ux梯度,1/s；μ——?jiǎng)恿φ扯?也稱絕對(duì)粘度,Ns/m2(帕秒)。運(yùn)動(dòng)粘度ρ——?dú)怏w的密度,kg/m3；μ——?jiǎng)恿φ扯?Pa﹒s；ν——運(yùn)動(dòng)粘度,m2/s。動(dòng)力粘度絕對(duì)粘度2.烴類氣體粘度的計(jì)算(1)低壓氣體混合物粘度計(jì)算方法已知?dú)怏w混合物的組成,可用下面公式計(jì)算對(duì)比壓力小于0.6時(shí)地層溫度下的氣體粘度：φij—組分i與組分j的結(jié)合因子,用Mi/Mj(Mi,Mj—組分i、j的分子量)比值,由結(jié)合因子圖查得。

m—混合物粘度,mPa﹒s；

i—組分i的粘度,mPa﹒s；n—混合物的組分?jǐn)?shù)；xi—組分i摩爾分?jǐn)?shù)；xj—組分j摩爾分?jǐn)?shù)；API推薦的計(jì)算結(jié)合因子的公式：HerningF和ZippererL計(jì)算

低壓混合物粘度方法：(2)高壓氣體混合物粘度計(jì)算方法臨界溫度以上的任一壓力；低于臨界溫度時(shí),則可用飽和壓力。適用條件：粘度對(duì)比參數(shù)

—粘度,mPa﹒s；

*—低壓下氣體粘度,mPa﹒s；

r—對(duì)應(yīng)密度,ρ/ρc；

—?dú)怏w密度,kg/m3；

c—?dú)怏w臨界密度,ρc=1/Vc,kg/m3；Vc—?dú)怏w臨界體積,m3/kg；Tc—天然氣視臨界溫度,K；Mg—天然氣視分子量；Pc—天然氣視臨界壓力,MPa。

粘度對(duì)比參數(shù)法：(4)計(jì)算氣體混合物粘度。計(jì)算步驟：(1)確定氣體混合物的視臨界參數(shù)和氣體分子量Mg；(2)求低壓下氣體混合物粘度；(3)計(jì)算粘度對(duì)比參數(shù)λ；無因次氣體粘度與對(duì)應(yīng)參數(shù)圖版方法（HerningF.和ZippererL.(1939)）(4)由

g1×［

/

g1］,求

。(1)由公式計(jì)算1個(gè)大氣壓、給定溫度下的氣體粘度

g1；求取混合物粘度步驟：(2)確定氣體的視對(duì)應(yīng)壓力、溫度；(3)查圖版,求［

/

g1］；1.低壓下3.天然氣粘度的特點(diǎn)①氣體的粘度隨溫度的增加而增加；②氣體的粘度隨氣體分子量的增大而減??；③低壓范圍內(nèi)，氣體的粘度幾乎與壓力無關(guān)。大氣壓下天然氣的粘度曲線2.高壓下①氣體的粘度隨壓力的增加而增加；在高壓下，氣體密度變大，氣體分子間的相互作用力起主要作用，氣體層間產(chǎn)生單位速度梯度所需的層面剪切應(yīng)力很大。②氣體的粘度隨溫度的增加而減小；③氣體的粘度隨氣體分子量的增加而增加。高壓下，氣體的粘度具有類似于液態(tài)粘度的特點(diǎn)。討論題1.天然氣的偏差因子Ｚ和天然氣的體積系數(shù)Ｂg在概念上有何異同點(diǎn)？作業(yè)題:P1-23*

油藏巖石的毛管力一、彎液面在毛細(xì)管中上升的現(xiàn)象毛管力*

水在毛細(xì)管內(nèi)上升至一定高度h，是毛細(xì)管管壁對(duì)水的附著張力與毛細(xì)管中液柱的重力平衡的結(jié)果。(1)由表面張力推導(dǎo)毛管力公式1.玻璃毛細(xì)管和水-氣系統(tǒng)*作用于三相周界上的各個(gè)界面張力之間的關(guān)系：附著張力A則：附著張力是固體對(duì)水柱產(chǎn)生的作用于單位長(zhǎng)度三相周界上的拉力,其大小等于水的表面張力在垂直方向的分力。*(1)由流體力學(xué)推導(dǎo)毛管力公式根據(jù)U形管原理：PA′=PA=Pa；設(shè):彎液面內(nèi)側(cè)B′點(diǎn)壓力為PB′；彎液面外側(cè)的B點(diǎn)壓力為PB；水面上A′點(diǎn)壓力為PA′，毛細(xì)管中A點(diǎn)的壓力為PA；PB′=Pa(大氣壓力)、PA′=Pa(大氣壓力)；則而毛管力*PC為毛細(xì)管壓力(簡(jiǎn)稱毛管力),它的物理意義：毛細(xì)管中彎液面兩側(cè)兩種流體(非濕相流體與濕相流體)的壓力差,是附著張力A與界面張力σ平衡時(shí)在彎液面上產(chǎn)生的附加壓力。

毛管力的大小等于毛細(xì)管中水柱的重力；方向指向彎液面內(nèi)側(cè)(毛管力的作用使彎液面兩側(cè)的非濕相流體的壓力高于濕相流體的壓力)。*2.玻璃毛細(xì)管和油-水系統(tǒng)

又所以*歸納如下：(1)毛管力Pc與cosθ成正比,θ＜90°,毛管親水，Pc為正值,彎液面上升；θ＞90°,毛管憎水(親油)，Pc為負(fù)值,彎液面下降。(2)毛管力Pc和兩相界面的界面張力σ成正比；(3)毛管力Pc和毛管半徑r成反比,毛管半徑越小,毛管力則越大,毛管中彎液面上升(或下降)高度越大。*二、毛管力公式的應(yīng)用1.油藏中流體界面是過渡帶對(duì)于氣-液界面：對(duì)于油-水界面：

過渡帶高度取決于最細(xì)的毛管中的油(或水)柱的上升高度。

因?yàn)棣褀-ρo＜ρo,所以油-水過渡帶比氣-液過渡帶寬,且油越稠，ρw-ρo越小,油水過渡帶越寬。σog很小,故氣-液過渡帶高度較小。*

當(dāng)毛管傾斜時(shí),水沿毛管上升,但垂直高度不變；當(dāng)毛管水平放置時(shí),毛管力則成為水驅(qū)油的動(dòng)力。若巖石親油,毛管力將阻止水進(jìn)入毛管,從而成為水驅(qū)油的阻力。

2.巖石親水,毛管力是水驅(qū)油的動(dòng)力,否則毛管力是水驅(qū)油的阻力。

3.判斷巖石的潤(rùn)濕性

巖石自動(dòng)吸入流體的能力與毛管力的大小、方向有關(guān)。毛管力的方向主要受控于流體對(duì)巖石的選擇性潤(rùn)濕。*三、任意曲面的附加壓力拉普拉斯方程：Pc—曲面的附加壓力(壓強(qiáng))；σ—兩相流體的界面張力；R1、R2—任意曲面的兩個(gè)主曲率半徑。*1.不規(guī)則曲面的附加壓力（1）球面的附加壓力

過毛管軸心線,用兩垂直相交的平面截得的兩相流體界面均為球面,曲率半徑相同,即

R1=R2=R；

則：由

：*（2）柱面的附加壓力

等直徑毛管中有一液珠(或氣泡),其與管壁間的接觸面為柱面,過毛管中心線,用兩垂直相交的平面截得界面的形狀一個(gè)為圓,其曲率半徑R1=r(r-毛管半徑)；另一個(gè)為直線(柱面),曲率半徑R2=∞,

*

對(duì)于裂縫性油氣藏,處于兩平行裂縫壁之間的油-氣、油-水界面就是柱面。

設(shè)縫寬為W,縫中彎液面的主曲率半徑分別為R1、R2(R2=∞)；

由

：

裂縫寬度越小,毛管力越大。*（3）斷面漸變毛管的附加壓力因此，圓錐形毛細(xì)管中彎液面的附加壓力為：毛細(xì)管粗端彎液面的曲率半徑為：

細(xì)端彎液面曲率半徑為：式中β——管壁與管中心線的夾角,即錐角之半；

*

2.任意曲面附加壓力的應(yīng)用

由于油藏巖石孔隙存在彎液面的附加壓力,使液珠或氣泡在孔隙中靜止及流動(dòng)時(shí)均產(chǎn)生附加壓力。（1）等直徑毛管孔道中液珠或氣泡的毛管效應(yīng)由柱面產(chǎn)生的毛管力：

①液珠或氣泡靜止時(shí)：由球形彎液面產(chǎn)生毛管力為：*

由于壓強(qiáng)的傳遞作用,球形彎液面的毛管力Pc′施于管壁,柱面的毛管力Pc″與其相反,故靜態(tài)時(shí)管壁液膜所受的凈壓力為：

上式表明：油-水(或油-氣)的界面張力越大,毛管半徑越小,施加于管壁液膜的凈壓力越大,液膜達(dá)到平衡前其厚度減小的也越快。管壁液膜具有反常的特性-高粘度和高強(qiáng)度,欲使珠泡在孔道中流動(dòng),必須克服Pc1及反常膜的高粘度所產(chǎn)生的摩擦阻力。*（2）當(dāng)液珠或氣泡在兩差的作用下,克服上述摩擦阻力欲在孔隙中流動(dòng)時(shí),由于潤(rùn)濕滯后,彎液面發(fā)生變形,產(chǎn)生第二種毛管阻力Pc2,即：

當(dāng)珠泡兩端壓差克服了上述兩種阻力以及液膜阻力后,珠泡才能流動(dòng)。*液珠或氣泡通過孔隙喉道時(shí),產(chǎn)生的附加阻力稱為賈敏效應(yīng)。

鉆井液、完井液、壓井液：失水時(shí)對(duì)油流向井造成阻力。

調(diào)剖堵水：封堵大孔道、調(diào)整流體滲流剖面，通過增加驅(qū)替液的波及體積來提高原油采收率。（3）賈敏效應(yīng)*3.毛細(xì)管滯后現(xiàn)象毛細(xì)管滯后現(xiàn)象與潤(rùn)濕滯后及孔隙幾何形態(tài)有關(guān)：(1)潤(rùn)濕滯后引起毛細(xì)管滯后(2)毛細(xì)管半徑突變引起毛細(xì)管滯后(3)毛細(xì)管半徑漸變引起毛細(xì)管滯后毛細(xì)管中吸入液柱高度小于驅(qū)替液柱高度的現(xiàn)象叫做毛細(xì)管滯后現(xiàn)象。*四、巖石毛管力曲線的測(cè)定方法1.半滲隔板法優(yōu)點(diǎn)：比較接近油藏實(shí)際情況,測(cè)量精度較高,可以作為其它方法的對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)。缺點(diǎn)：測(cè)試時(shí)間長(zhǎng),測(cè)定壓力范圍小,不適合低滲巖石。半滲隔板法壓汞法離心法基本原理：巖心飽和濕相流體,當(dāng)外加壓力克服某毛管喉道的毛管力時(shí),非濕相進(jìn)入該孔隙,將其中的濕相驅(qū)出。*

半滲隔板法測(cè)毛管力曲線裝置示意圖*2.壓汞法特點(diǎn)：測(cè)定壓力范圍大、測(cè)定速度快,適合于高、中、低滲透率巖石。缺點(diǎn)：非濕相是水銀,與油藏實(shí)際流體相差較大,并且水銀有毒,巖樣被污染而不能重復(fù)使用,操作也不安全。其中：*壓汞法法測(cè)毛管力曲線儀器簡(jiǎn)圖**2.離心法優(yōu)點(diǎn)：兼有半滲隔板法和壓汞法兩者的優(yōu)點(diǎn),測(cè)定速度快,所采用的流體又接近油藏實(shí)際,所測(cè)得的毛管力曲線與半滲隔板法測(cè)的曲線吻合較好。原理：利用離心機(jī)產(chǎn)生的離心力代替外加的排驅(qū)壓力實(shí)現(xiàn)非濕相驅(qū)替濕相過程的一種測(cè)量毛管力的方法。缺點(diǎn)：測(cè)試壓力范圍較小(一般排驅(qū)壓力只能達(dá)到幾個(gè)兆帕)；設(shè)備較復(fù)雜,數(shù)據(jù)處理量大。*進(jìn)行毛管力資料換算的原因：(1)不同測(cè)定方法,使用不同流體,由于界面張力及潤(rùn)濕性的差異,測(cè)得的毛管力不同；(2)相同的流體在室內(nèi)和油藏條件下的界面張力及其對(duì)巖樣潤(rùn)濕性不同,其毛管力也不同。壓汞法~半滲隔板法:**五、巖石毛管力曲線的基本特征1.毛管力曲線的基本特征

初始段:

隨壓力的增加,非濕相飽和度緩慢增加。表面孔或較大的縫隙

中間平緩段越長(zhǎng),說明巖石喉道的分布越集中,分選越好。平緩段位置越靠下,說明巖石主要喉道半徑越大。中間平緩段主要的進(jìn)液段*

隨著壓力的升高,非濕相將進(jìn)入越來越細(xì)的孔隙喉道,但進(jìn)入速度越來越小,最后曲線與縱坐標(biāo)軸幾乎平行,即壓力再增加,非濕相不再進(jìn)入巖樣。末端上翹段:*

通過非濕相流體排驅(qū)濕相流體過程測(cè)得的毛管力曲線稱為驅(qū)替曲線；通過濕相流體排驅(qū)非濕相流體過程測(cè)得毛管力曲線稱為吸吮(入)線。

吸入曲線始終位于驅(qū)替曲線的下方。*2.毛管力曲線的特征參數(shù)

非濕相流體開始進(jìn)入巖心中最大喉道的壓力或非濕相開始進(jìn)入巖心的最小壓力PT稱為閾壓,或“入口壓力”或“門坎壓力”。(1)閾壓PT最大喉道半徑rmax

滲透性好的巖石,閾壓均比較低；反之,閾壓比較大。*(2)飽和度中值壓力Pc50

指驅(qū)替毛管力曲線上非濕相飽和度為50%時(shí)對(duì)應(yīng)的毛管壓力,簡(jiǎn)稱中值壓力。中值半徑r50

因?yàn)閹r石的孔隙分布接近正態(tài)分布,所以r50可定性地視為巖石的平均喉道半徑的大小。

巖石物性越好,Pc50越低,r50越大；物性差的巖石,Pc50很高,甚至在毛管力曲線上讀不出來(曲線上非濕相飽和度小于50%)。*

當(dāng)驅(qū)替壓力達(dá)到一定值后,壓力再升高,濕相飽和度也不再減小，毛管力曲線與縱軸幾乎平行,此時(shí)巖心中的濕相飽和度稱為最小濕相飽和度Smin。(3)最小濕相飽和度Smin

對(duì)于親水巖石,Smin相當(dāng)于巖石的束縛水飽度。濕相飽和度Smin越小，表明巖石含油飽和度越大。典型毛管力曲線*

退汞曲線：壓力接近零時(shí)巖心中的含汞飽和度稱為最小含汞飽和度SKpmin(相當(dāng)于親水油藏水驅(qū)后的殘余油飽和度)。退汞效率WE相當(dāng)于強(qiáng)親水油藏的水驅(qū)采收率。(4)退汞效率WE

進(jìn)汞曲線：最高壓力點(diǎn)對(duì)應(yīng)的巖心中的含汞飽和度稱為最大含汞飽和度Skpmax(相當(dāng)于強(qiáng)親水油藏的原始含油飽和度)退汞效率WE：典型毛管力曲線*3.裂縫油藏毛管力曲線特征雙重介質(zhì)巖石的毛管壓力曲線*六、毛管力曲線的應(yīng)用

描述儲(chǔ)層特征的主要參數(shù)：束縛水飽和度、殘余油飽和度、孔隙度、絕對(duì)滲透率、相對(duì)滲透率、巖石潤(rùn)濕性、巖石比面及孔隙喉道大小分布1.巖石儲(chǔ)集性能評(píng)價(jià)

毛管力曲線的形態(tài)主要受孔隙喉道的分選性及喉道大小控制。

分選性是指巖石孔隙喉道的幾何尺寸大小的分散(或集中)程度。巖石孔隙喉道的幾何尺寸越集中,則分選性越好，對(duì)應(yīng)的毛管力曲線的中間平緩段越長(zhǎng)；喉道半徑越大,對(duì)應(yīng)的毛管力曲線的中間平緩段位置越低。*六種類型的簡(jiǎn)化毛管壓力曲線*2.研究巖石的孔隙結(jié)構(gòu)(1)確定巖石的最大孔喉半徑及主要孔喉大小。(2)定量評(píng)價(jià)孔隙喉道的分布?jí)汗芰η€及孔隙大小分布曲線*3.判斷巖石的潤(rùn)濕性

具體做法：將飽和水的巖樣放到離心機(jī)上依次做油驅(qū)水、水驅(qū)油及二次油驅(qū)水實(shí)驗(yàn),測(cè)出相應(yīng)的毛管力曲線，比較水驅(qū)油和二次油驅(qū)水曲線的下包面積，面積小的為潤(rùn)濕相驅(qū)替非潤(rùn)濕相。A1>A2

親水A1<A2

親油唐納森方法*潤(rùn)濕指數(shù)W和視潤(rùn)濕角

實(shí)驗(yàn)方法：將一塊巖心一分為二,一塊飽和油后測(cè)定空氣驅(qū)油的毛管力,另一塊飽和水后測(cè)定油驅(qū)水毛管力。得到兩條毛管力曲線,分別求出兩條毛管力曲線的閾壓PTog和PTwo，按以下指標(biāo)判斷巖石的潤(rùn)濕性。

(1)潤(rùn)濕指數(shù)W

式中

θwo和θog——分別為巖樣與油-水、油-氣系統(tǒng)中水和油的潤(rùn)濕角；PTog和PTwo——分別為氣進(jìn)入已飽和油的巖樣和油進(jìn)入已飽和水的巖樣的閾壓；σog和σwo——分別為油-氣和油-水兩相界面的界面張力。*

(2)視潤(rùn)濕角θ

視接觸角θwo越接近0°巖石越水濕,越接近90°巖石越油濕。

W稱為潤(rùn)濕指數(shù)，物理意義是：以油-空氣系統(tǒng)油潤(rùn)濕巖石能力為標(biāo)準(zhǔn),比較水-油系統(tǒng)水潤(rùn)濕巖石的能力。W=1

水完全潤(rùn)濕巖石

W=0

油完全潤(rùn)濕巖石*4.確定注入工作劑對(duì)儲(chǔ)層的損害程度或增產(chǎn)措施的效果

通過對(duì)比巖石在接觸工作液前后毛管力曲線的特征變化,可判斷油層是否受到傷害以及評(píng)價(jià)增產(chǎn)措施是否有效。*5.水驅(qū)油(或氣驅(qū)油)過程中任一飽和度面上油-水(或氣)相間的壓力差

油藏中水驅(qū)油(或氣驅(qū)油)時(shí),巖石中的流體分布及驅(qū)替過程與毛管力測(cè)定過程相似。因此,任一飽和度面上,油水(或氣)相間的壓力差(即毛管力)可直接由相應(yīng)條件下的毛管力曲線查得。

油藏工程計(jì)算中常用此法確定任一飽和度面上油水(或氣)相間的壓力差。*6.油藏過渡帶內(nèi)流體飽和度的分布自由水面

Pc=0100%含水面Pc=PT100%產(chǎn)水面

Pc=Pcsor*七、毛管力函數(shù)（J函數(shù)）1.J(Sw)函數(shù)表達(dá)式

式中

J(Sw)——無因次；

Pc——毛管壓力,MPa;

σ——界面張力,mN/m;θ——潤(rùn)濕角,(°)；

K——滲透率,μm2；

Sw——濕相飽和度,f。

當(dāng)K的單位用10-3μm2時(shí)

*毛管力曲線標(biāo)準(zhǔn)化的含水飽和度可表示為：對(duì)壓汞毛管力曲線:利用標(biāo)準(zhǔn)化的濕相飽和度,壓汞毛管力曲線的J函數(shù)為：*

對(duì)于具有不同K和φ巖樣的毛管力曲線,用上式進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理(以SwD為橫坐標(biāo)，J(SwD)為縱坐標(biāo)),對(duì)數(shù)據(jù)點(diǎn)進(jìn)行回歸,可得到一條能夠代表儲(chǔ)層特征的平均無因次J(SwD)曲線。該曲線可用下式表示：

應(yīng)用

⑴求未測(cè)巖心的毛管力曲線；

⑵據(jù)本層系的J函數(shù)曲線,查得不同SwD時(shí)的J(SwD),再反求該層位油藏的毛管力曲線PcHg～SHg。

**巖心k=0.2μm2,φ=0.24,Swi=0.5，預(yù)測(cè)結(jié)果見紅線：*2.J(Sw)函數(shù)的特征

因此：在將毛管力曲線進(jìn)行平均時(shí),首先應(yīng)按巖性和滲透率對(duì)毛管力曲線進(jìn)行分組,然后再進(jìn)行J函數(shù)處理,如果點(diǎn)子比較集中,可進(jìn)行平均；如果不集中,需繼續(xù)進(jìn)行篩選分組,直至獲得比較集中的J函數(shù)曲線。

不同儲(chǔ)層J函數(shù)曲線不同；同一儲(chǔ)層滲透率差異較大時(shí),也不能得到統(tǒng)一的J函數(shù)曲線。*第四節(jié)飽和多相流體巖石的滲流特征一、有效滲透率和相對(duì)滲透率的概念1.絕對(duì)滲透率

當(dāng)巖石孔隙為一種不與巖石發(fā)生反應(yīng)的流體100％飽和，層流流動(dòng)時(shí)測(cè)得的滲透率。

絕對(duì)滲透率只是巖石本身的一種屬性,與通過巖石的流體性質(zhì)無關(guān)。2.有效滲透率

當(dāng)巖石孔隙中飽和兩種或兩種以上流體時(shí)，巖石讓其中一種流體通過的能力稱為有效滲透率或稱為相滲透率。*油相的有效滲透率Ko氣相的有效滲透率Kg水相的有效滲透率Kw

巖石的有效滲透率之和總是小于或等于該巖石的絕對(duì)滲透率。

巖石的有效滲透率是巖石自身屬性、流體飽和度及其在孔隙中的分布的函數(shù),而流體飽和度及其分布后者與潤(rùn)濕性等有關(guān)。*

指巖石孔隙中飽和多相流體時(shí),巖石對(duì)每一相流體的有效滲透率與巖石絕對(duì)滲透率的比值。3.相對(duì)滲透率油相的相對(duì)滲透率氣相的相對(duì)滲透率水相的相對(duì)滲透率*空氣滲透率:

100%鹽水的滲透率

100%油的滲透率束縛水飽和度下油的滲透率同一巖石的相對(duì)滲透率之和總是小于1。

相對(duì)滲透率與含水飽和度的關(guān)系曲線稱為相對(duì)滲透率曲線。*二、相對(duì)滲透率曲線特征及其影響因素1.相對(duì)滲透率曲線的特征飽和兩相流體的巖石的相對(duì)滲透率曲線油水相對(duì)滲透率A區(qū)：

Sw≤Swi；B區(qū)：

Swi<Sw<1-Sor；C區(qū)：

Sw≥1-Sor；油相流動(dòng)。

油、水相流動(dòng)；隨Sw的增大，Kro急劇降低，Krw增大。

水相流動(dòng)。*三、影響相對(duì)滲透率曲線的因素1.潤(rùn)濕性

一般情況下：當(dāng)巖石潤(rùn)濕性由親水向親油轉(zhuǎn)化時(shí),油的相對(duì)滲透率趨于降低,水的相對(duì)滲透率趨于升高。Sw≤Swi=20%(平衡飽和度)Sw=85%=Sor(殘余油飽和度)**潤(rùn)濕性對(duì)相對(duì)滲透率曲線的影響如下：

(1)在含水飽和度一定時(shí),隨著巖石親油程度增加,油的相對(duì)滲透率逐漸降低,水的相對(duì)滲透率逐漸增加。在相對(duì)滲透率曲線上表現(xiàn)為Krw=0的位置及曲線的交叉點(diǎn)左移；

(2)親水巖石的油、水相對(duì)滲透率曲線交點(diǎn)的對(duì)應(yīng)飽和度數(shù)值大于50%,親油巖石對(duì)應(yīng)的飽和度數(shù)值小于50%；

(3)親水巖石的束縛水(共存水)飽和度一般大于親油巖石的束縛水飽和度。*2.飽和順序的影響

非濕相：任何飽和度下吸吮的總是低于驅(qū)替的相對(duì)滲透率。

濕相：吸吮時(shí)的與驅(qū)替時(shí)的相對(duì)滲透率曲線重合。

解釋：在驅(qū)替過程中,非濕相首先竄入大孔隙中央,且非濕相是連續(xù)的,故其相對(duì)滲透率較高；在吸吮過程中,濕相沿孔隙壁面流動(dòng),同時(shí)驅(qū)動(dòng)孔隙中間的非濕相,隨濕相飽和度的增加,越來越多的非濕相變?yōu)椴贿B續(xù)相,因此影響了非濕相的相對(duì)滲透率。*3.巖石孔隙結(jié)構(gòu)的影響

低滲小孔隙巖心及大孔隙連通性不好的巖心剛好與此相反。

高滲大孔隙連通性好的巖心：兩相滲流區(qū)范圍較大,共存水飽和度低,端點(diǎn)(共存水飽和度及殘余油飽和度點(diǎn))相對(duì)滲透率高；*4.溫度的影響

溫度升高,束縛水飽和度增加,油相相對(duì)滲透率增加,水相相對(duì)滲透率降低；溫度對(duì)相對(duì)滲透率影響的基本特征是整個(gè)X形曲線右移。

原因：巖石表面吸附的活性物質(zhì)在高溫下解附,使大量水轉(zhuǎn)而吸附于巖石表面,使巖石變得更加水濕；此外,溫度升高,會(huì)導(dǎo)致巖石熱膨脹,使孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,滲透率也隨之發(fā)生改變。*4.其它因素的影響流體粘度

毛管壓力:潤(rùn)濕相趨向于占據(jù)小孔隙,非濕相占據(jù)著較大孔隙,增加了兩相相對(duì)滲透率之間的差異。

一種觀點(diǎn)：流體粘度對(duì)相對(duì)滲透率沒有影響。另一種觀點(diǎn)：當(dāng)非濕相粘度很高并且大大高于潤(rùn)濕相時(shí),粘度可以對(duì)相對(duì)滲透率產(chǎn)生影響。*四、相對(duì)滲透率曲線的測(cè)定

1.穩(wěn)定法達(dá)西公式--恒水、油比驅(qū)替

末端效應(yīng)：它是兩相流體在多孔介質(zhì)中流動(dòng)過程中，出現(xiàn)在出口末端的一種毛管效應(yīng),其特點(diǎn)是：

(1)距離多孔介質(zhì)出口末端端面一定距離內(nèi)濕相飽和度過高；

(2)出口端見濕相出現(xiàn)短暫的滯后。*

消除末端效應(yīng)的方法:

(1)

提高流速：降低毛管力作用,以減小末端效應(yīng);

(2)三段巖心法：使末端效應(yīng)不在測(cè)試巖心中發(fā)生。*

以水驅(qū)油基本理論(貝克萊-列維爾特驅(qū)油機(jī)理)為基礎(chǔ),并假設(shè)在水驅(qū)油過程中,油、水飽和度在巖心中的分布是時(shí)間和距離的函數(shù)。因此，在巖石某一截?cái)嗝嫔系牧髁俊⒂行B透率也隨飽和度的變化而改變。原理

測(cè)量恒定壓力時(shí)油水流量或恒定流量時(shí)的壓力:2.不穩(wěn)定法時(shí)間短，快⑴根據(jù)毛管力曲線計(jì)算⑵用經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)公式計(jì)算⑶用礦場(chǎng)資料計(jì)算*⑴預(yù)測(cè)水驅(qū)油藏的最終采收率最終采收率＝＝⑵計(jì)算產(chǎn)水率===五、相對(duì)滲透率曲線的應(yīng)用分流方程*則：產(chǎn)水率變化速度*⑶確定自由水面位置②100%產(chǎn)水面(低于它便100%地產(chǎn)水),通常由試油、鉆井中途測(cè)試、電測(cè)等手段確定。

①自由水面或毛管力為零的面；100%產(chǎn)水面位置最大含水飽和度毛管力所對(duì)應(yīng)的高度自由水面位置**

油藏巖石的物理性質(zhì)第一節(jié)砂巖的骨架性質(zhì)

砂巖的粒度組成

巖石的比面

巖石的膠結(jié)物質(zhì)與膠結(jié)類型孔隙性巖石孔隙裂縫溶洞儲(chǔ)集空間滲流通道為油氣提供滲透性*砂巖的孔隙性質(zhì)

巖石的孔隙、孔隙結(jié)構(gòu)與孔隙度

儲(chǔ)層流體飽和度

儲(chǔ)層巖石的滲透率

毛細(xì)管滲流模型

巖石的壓縮系數(shù)及油藏的綜合壓縮系數(shù)*巖石沉積巖如碎屑巖、碳酸鹽巖等巖漿巖如花崗巖、玄武巖等如大理巖、片麻巖等變質(zhì)巖(世界99%以上)沉積巖層碎屑巖儲(chǔ)集層碳酸鹽巖儲(chǔ)集層我國(guó)大部分油田波斯灣盆地華北古潛山油田決定于碳酸鹽巖的結(jié)構(gòu)組分及其組合或結(jié)合關(guān)系決定于碎屑顆粒的大小及其組合或結(jié)合關(guān)系碎屑巖的孔滲特性碳酸鹽巖的孔滲特性*一、砂巖的粒度組成1.砂巖粒度組成的概念及測(cè)定方法指構(gòu)成砂巖的各種大小不同的顆粒的相對(duì)含量,以質(zhì)量百分?jǐn)?shù)表示。

(1)砂巖的粒度組成：(2)測(cè)定方法薄片法篩析法沉降法較大直徑的砂粒組成中小直徑的砂粒組成粒徑小于40μm以下顆粒*將巖石洗油、烘干、稱質(zhì)量、解析、過套篩、分篩稱質(zhì)量、計(jì)算?；咀龇ǎ禾缀Y的篩孔以毫米直接表示篩孔孔眼大小以每英寸長(zhǎng)度上的孔數(shù)表示目或號(hào)①篩析法相鄰的兩級(jí)篩孔孔眼的級(jí)差為

或通過最小篩孔的篩子(最細(xì)一層篩子,400目或37μm孔徑)的顆粒采用沉降法進(jìn)行分析。242***斯托克(C.J.Stokes)公式：原理在合適的介質(zhì)中測(cè)定顆粒在外力場(chǎng)作用下的沉降速度,間接確定顆粒的粒度組成。v—直徑為d的顆粒在密度為ρ的液體中的沉降速度,cm/s；d—顆粒直徑,cm；ρg——顆粒密度,g/cm3；μ—液體的運(yùn)動(dòng)粘度,cm2/s；ρl——液體的密度,g/cm3；g——重力加速度,980cm/s2。適用條件顆粒直徑為10～50μm；顆粒的質(zhì)量濃度不應(yīng)超過1%。②沉降法*——i級(jí)顆粒的平均直徑,mm；Di——i級(jí)顆粒直徑的上限,mm；di+1——i級(jí)顆粒直徑的下限,mm。各粒級(jí)的平均直徑：*表示方法：(3)粒度組成的表示方法及評(píng)價(jià)方法數(shù)字圖形準(zhǔn)確直觀、明了*尖峰越高