油层物理复习资料,

天然气的体积系数：Bg定义为：一定量的天然气在油气层条件下（某一P,T）下的体积VR与其在地面标准状态下（20℃,0.1MPa）所占的体积Vsc之比 天然气等温压缩率 压缩因子

泡点压力：温度一定时，压力降低过程中开始从液相中分离出第一批气泡时的压力。

露点压力：温度一定时，压力降低过程中开始从气相中凝结出第一批液滴是的压力。 饱和压力：当压力降到等于泡点压力时，体系将出现第一批气泡，此压力又称为该氢类体系的饱和压力所以泡点线有称为饱和压力线 差异分离（多级脱气）：在脱气过程中，分几次降低压力，直到指定压力为止，每次降低压力时，分离出来的气体及时排出。 闪蒸分离（一次脱气）：在等温条件下，压力逐渐降低到指定分离压力，待体系达到平衡之后，一次性的排出从原油中脱出的气体的分离方式。

微分分离：脱气过程中，微小降压后立即将从油中分离出的气体放掉，保持体系始终处于泡点分离状态，使气液脱离接触，即不断降压，不断排气，系统组成不断地变化。 地层油气两相体积系数：当地层压力低于饱和压力时地层中原油和析出气体的总体积与它在地面脱气后原油体积之比 凝析气藏:除含甲烷乙烷外，还含有一定数量的丙丁烷以及戊烷以上和少量的C7-C11的液态氢类的气藏

地层水的矿化度：地层水中矿物盐的总浓度

岩石的粒度组成：不同粒径范围（粒级）占全部颗粒的百分数（含量），通常用质量百分数表示。

比面：单位体积岩石内孔隙总内表面积或单位体积岩石内岩石骨架的总表面积。 原始水饱和度（束缚水饱和度）：油藏投入开发前储层岩石孔隙空间中原始含水体积Vwi和岩石孔隙体积Vp的比值。

原始含油饱和度：地层中原始状态下含油体积Voi与岩石孔隙体积Vp之比。 残余油饱和度：经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层空隙中的原油称为残余油，其体积在岩石孔隙中所占体积的百分数称为残余油饱和度。 流体饱和度：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积百分数

剩余油：一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。 岩石的绝对孔隙度：岩石的总孔隙体积Va与岩石外表体积Vb之比。 岩石的有效孔隙度：岩石中有效孔隙的体积Ve与岩石外表体积Vb之比。

岩石的流动孔隙度：在含油岩石中，可流动的孔隙体积Vf与岩石外表体积Vb之比。 表面活性剂：能够自发的吸附到两相界面而且能够急剧降低界面张力的物质。

两相界面层的自由表面能：表面层分子立场的不平衡使得这些表面层分子储存了多余的能量，我们把这种能量称为自由能，这就是两相界面层的自由表面能。

接触角：通过液-液-固（或气-液-固）三相交点做液-液（或液-气）界面的切线，切线与固-液界面之间的夹角称为接触角。

润湿相：当不相混两相流体与岩石固体接触时，能延岩石表面铺开的那一相称为润湿相。 润湿反转：固体表面在活性物质吸附作用下润湿性发生转化的现象。 静润湿滞后：随润湿先后次序不同而润湿角改变的现象为静润湿滞后。 动润湿滞后：由于油、水界面各处运动速度不同而使接触角发生变化的现象称为动润湿滞后。 斑状润湿：指在同一岩样的表面上由于矿物组成不同表现出不同的润湿性，油湿或水湿表面

无特定位置

混合润湿：指在大小不同的孔道其润湿性不同，小孔隙保持水湿不含油，而在大孔隙的砂粒表面由于与原油接触常是亲油的油可连续形成渠道流动

毛管压力：毛细管中产生的液面上升或下降的曲面附加压力。

毛管滞后：在其他条件相同的条件下，由于饱和顺序不同，毛细管中吸入过程产生液柱的高度小于驱替过程产生的液柱高度的现象

毛管压力曲线：毛细管压力与湿相（或非湿相）饱和度的关系曲线称为毛细管压力曲线 吸允过程：当岩石表面为亲水性时，水能在毛细管力作用下自动进入岩心，驱出了岩心中的油的过程

驱替过程：反之，当岩石表面亲油时，岩样不能自动吸水，如要使水进入岩心使水驱油，则必须施加一个外力克服毛管力的过程

流度：流体的有效渗透率与其粘度的比值，表示了该相流体流动的难易程度。 产水率：油水同产时产水量与总产液量的比值。

绝对渗透率：岩石中100%被一种流体所饱和时测定的渗透率。

相对渗透率：多相流体共存时，每一相流体有效孔隙度与一个基准渗透率的比值。 相渗透率：当岩石中有两种以上流体共流时，其中某一项流体通过能力称为某相的相渗透率。 气体滑脱效应：由于气-固间的分子作用力远比液-固间的分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态；另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向作定向流动，管壁处流速不为零形成所谓的气体滑脱效应又称克氏效应

二．简答

1.苏林水型：

（1）硫酸钠型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水； （2）重碳酸钠型：代表陆相沉积环境下形成的水； （3）氯化镁型：代表海洋环境下形成的水；

（4）氯化钙型：代表深层封闭构造环境下形成的水。

2.岩石孔隙按大小分为：

（1）超毛细管孔隙：孔隙直径大于0.5mm或裂缝宽度大于0.25的孔隙； （2）毛细管孔隙：孔隙直径介于0.5~0.0002mm之间或裂缝宽度介于0.25~0.0001mm之间的孔隙； （3）微毛细管孔隙：孔隙直径小于0.0002mm、裂缝宽度小于0.0001mm的孔隙。

3.影响孔隙度大小因素：（1）颗粒的大小及排列方式（2）颗粒的分选性（3）岩石的矿

物成分与胶结物质（4）埋藏深度与压实作用（5）成岩后生作用

4.影响岩石渗透率的因素

（1）沉积作用: （a）岩石骨架构成，岩石构造 岩石的颗粒粒度，颗粒分选型，胶结物和 层理等特性对渗透率均有影响，岩石构造对渗透率影响很大。b）岩石孔隙结构的影响粒度细，孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低。孔隙的连通性，迂曲度，内壁粗糙度等对岩石的渗透性也有影响。

（2）成岩作用:(a)地层静压力的影响b）胶结作用 (c) 溶蚀作用 （3）构造作用与其他作用:

5.达西定律 测定岩石绝对渗透率的条件是什么

绝对渗透率是岩石的固有特性，测定和计算岩石的绝对渗透率必须符合以下条件：

1.岩石中全部孔隙为单相液体所饱和，液体不可压缩，岩心中流动是稳态单相流 2.通过岩心的渗流为一维直线渗流

3.液体性质稳定，不与岩石发生物理 化学作用 7.绝对，有效，流动孔隙度的区别

岩石的绝对孔隙度是岩石的总孔隙体积Va与岩石外表体积Vb之比。

岩石的有效孔隙度是岩石中有效孔隙的体积Ve与岩石外表体积Vb之比。计算储量和评价油气层特性时一般指有效孔隙度

岩石的流动孔隙度是在含油岩石中，可流动的孔隙体积Vf与岩石外表体积Vb之比。流动孔隙度与有效孔隙度不同，它既排出了死孔隙，又排除了微毛细管孔隙体积，在油气田开发中，流动孔隙度具有一定的实用价值

有上述定义可知：绝对孔隙度 》有效孔隙度 》流动孔隙度

8.什么是气体滑脱效应?对渗透率有何影响？常以哪种条件下测得的渗透率为准？

由于气-固间的分子作用力远比液-固间的分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态；另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向作定向流动，管壁处流速不为零形成所谓的气体滑脱效应 影响：

1.同一岩石的气测渗透率值大于液测的岩石渗透率 2.平均压力越小，所测渗透率值Kg越大 3.不同的气体所测的渗透率值不同

4.岩石不同，气测Kg与液测K差值大小不同

综上所述，气体滑脱现象对气测渗透率有较大影响，特别是对于低渗透岩石，在低压下测定时影响更大。

通常以气测法测得的岩石渗透率更能真实的反应出岩石的渗透率，以它为准

6.储层岩石润湿性的影响因素

（1）岩石的矿物组成 油藏岩石主要为砂岩和碳酸盐岩两类。因为构成砂岩矿物组成的多样性，使得砂岩表面性质，润湿性要比碳酸盐复杂的多。

（2）油藏流体组成的影响 原油的组成非常复杂，按对润湿性的影响其物质可分为三类：非极性的烃类;含有极性的氧，硫，氮的化合物；原油中的极性物质或活性物质。原油中烃类所含碳原子数越多，接触角就越大。在同一表面上，油的性质不同，起润湿性可能为亲水性，也可能为亲油性。 （3）表面活性物质的影响 表面活性物质吸附到岩石表面，可以使岩石的润湿性发生变化，甚至润湿反转，因此它对岩石润湿性的影响比极性物质的影响还要大。地层水中的表面活性物质能吸附于岩石表面上，吸附量会随水中的电解质的增加而减少。另外，存在于水中的某些金属离子也会改变岩石的润湿性。

（4）岩石孔隙表面的非均质性及粗糙度的影响 实际岩石孔隙或者岩石表面粗糙不平，导致了各处的表面能的不均匀，因此岩石的润湿性在各处也有差异，出现斑状润湿和混合润湿。润湿性与孔隙结构，温度，压力等也有一定关系。

油和水在岩石中的分布有那些影响因素

1.储层岩石润湿性

亲水岩石而言，水附着于岩石颗粒表面和小孔隙

亲油岩石而言，油附着于岩石颗粒表面 2.流体饱和度大小

亲油岩石而言，随Sw升高，有的渠道减少，水的渠道增多，以油呈迂回状分布在孔隙，最终水在空隙中迂回分布

3.饱和度变化方向（即是湿相驱替非湿相还是非湿相驱替湿相）

亲油岩石，水（非湿相）驱替油（湿相）为驱替过程，最终油形成油膜附着于岩石颗粒表面

毛细管力曲线的定性特征和定量特征

定性特征;

毛细管力曲线一般分为三段：初始段 中间平缓段 末端上翘段 曲线表现两头陡，中间缓的特点

在初始段，随毛细管压力升高，润湿相饱和度缓慢降低，非润湿相饱和度缓慢增加

在中间平缓段，非湿相在该压力区间逐渐进入岩石空隙中，并且逐渐向小孔隙推进，非湿相饱和度增大很快而相应的毛细管压力变化则不大

在末端上翘段，非湿相进入岩心孔隙的量越来越小，毛管压力急剧升高，最后只有很少的孔隙还存在湿相流体，非湿相流体已不能把这些小孔隙中的湿相流体驱替出来 定量特征

1.阈压或称排驱压力Pt：阈压是指非湿相开始进入岩样时的最小压力，它对应于岩样最大孔隙的毛管压力。岩石渗透性好，孔隙半径大，排驱压力PT 较低，表明岩石物性较好，反之亦然。因此由排驱压力的大小，可评价岩石渗透性的好坏。利用PT 值还可确定岩石最大孔隙半径并判断岩石的润湿性。

2.饱和度中值压力Pc50：和度中值是指在驱替毛管压力曲线上饱和度为50％时相应的毛管压力值。此时对应的孔道半径是饱和度中值孔道半径r50 简称为饱和度中值半径。Pc50值越小r50 越大，表明岩石的孔渗特性越好。如果岩石的孔隙大小分布接近正态分布，r50 可粗略地视为岩石的平均孔道半径。

3.最小湿相饱和度Smin 最小湿相饱和度表示当驱替压力达到最高时。未被非湿相侵入的孔隙体积百分数。如果岩石亲水，则最小湿相饱和度代表了束缚水饱和度。反之，若岩石亲油，则Smin代表了残余残余油饱和度。最小湿相饱和度实际上是反映岩石孔隙结构的一个指标，岩石物性越好，其值越小。另外Smin值还取决于仪器的最高压力。当毛管压力曲线的陡峭段不平行压力轴时，仍把它作为束缚水饱和度来考虑会造成误差，特别对于低孔隙，低渗透的岩样，其误差会更大。

毛细管力曲线判断岩石物性

.相对渗透率曲线特征

1.两条曲线 两条曲线是指润湿相对渗透率曲线，非润湿相对渗透率曲线。两条曲线成X型交叉，纵坐标为两相各自的相对渗透率Kri ，横坐标为湿相饱和度，或非湿相饱和度。 2. 三个区域 A区为单相油流区。这一曲线特征是由岩石中油水分布和流动情况所决定的。因为对于亲水岩石，但含水饱和度很小时，水分布在岩石颗粒表面及孔隙的边，角，狭窄部分，而油则处于大的流通孔隙中，因而水对油的流动影响很小，油的相对渗透率降低很小。分布在孔隙的边，角及颗粒表面的水仍处于非连续相，不能流动，因而称为束缚水。此时饱和度称为束缚水饱和度SWI, ,小于此饱和度水不能流动，也称为共存水饱和度或残余水饱和度等。B区为油水同流区。曲线特征为：随含水饱和度SW的逐渐增大，水相相对渗透率KRW 增加，而油相相对渗透率KRO下降。C区为纯水流动区、非润湿相的饱和度小于残余油饱和度Sor，非润湿相的失去了宏观流动性，油相相对渗透率KRO=0;与此同时润湿相占据了几乎所有的主要通道，非润湿相已失去连续性而分散成油滴分布于湿相水中并滞留于孔隙内。这些油滴由于贾敏效益对造成很大阻力，因而出现，含油饱和度越大，分散油滴越多，对水流造成的阻力越大，水相的相对渗透率离100%越远；反之亦然。

3.四个特征点 四个特征点分别是束缚水饱和度SWI点，残余油饱和度SOR点，残余油饱和度下水相相对渗透率KRW点，两条曲线的交点。 4.湿相---非湿相体系相对渗透率曲线的共同特征

(a)对两相流体，无论湿相还是非湿相，都存在一个开始流动的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，流体不能流动。湿相的最低饱和度值大于非湿相最低饱和度。

(b)两相渗流时，由于毛细管压力产生的贾敏效应，使两相流体的渗滤能力都降低了，故两相流体的相对渗透率之和小于1；KRW+KRO为最小值时，两相相对渗透率相等。

(c)无论润湿相还是非润湿相，随着本身饱和度增加，相对渗透率增加，但非润湿相相对渗透率随饱和度增加的速率比润湿相要快。

影响相对渗透率的因素

1.岩石孔隙结构的影响 由于流体饱和度分布及流动的渠道直接与孔隙大小分布有关，岩石中各相流动阻力大小不同，因此岩石孔隙的大小，几何形态及其组合特征，就是直接影响岩石的相对渗透率曲线。

2.岩石润湿性的影响 岩石的润湿性对相对渗透率曲线的特征影响较大，一般岩石从强润湿到强非润湿时，非润湿相的相对渗透率将依次降低；相反，润湿相的相对渗透率将依次升高。 3.流体物性

(a)流体粘度的影响：由于润湿相在固体表面吸附的那部分液体可视作一层润湿膜，当非润湿相粘度很大时在其上流动，。当非润湿粘度较大时，就处于滑动效应，因而其相对渗透率增高了。

(b)流体中表面的活性物质的影响：分散体系于油水中的极性化合物的多少，这些物质的变化使油水界面张力，流体在岩石表面上的吸附作用发生变化。

4.油水饱和顺序的影响 油水顺序不同，会影响流体在岩石孔道中的分布，润湿特征及其毛管压力特征也都会产生滞后现象。

5.温度对相对渗透率曲线的影响 由于温度升高，分子热运动增大，结果使得原油粘度降低，岩石表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，因而使得油相相对渗透率有所提高。 6.驱动因素影响

三．计算题

1.压缩因子Z P27例2-4 2.水型确定P17 例1-1

3.天然气体积系数Bg P37例2-8 2-9 2-10 4.天然气等温压缩率Cg

5.孔隙度（饱和煤油法） P125 6.流体饱和度 P133 例5-1 7.储量计算

P296 297 11题12题