油层物理学分析解析.pptx

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1、第二章 储油气层中流体的物理性质第1页/共194页第一节 油层烃类的相态特征第二节 天然气的物理性质第三节 地层原油的物理性质第四节 油层水的物理性质第五节 油层流体的高压特性研究第六节 油层烃类的相态方程主要内容主要内容第2页/共194页 储集岩中的孔隙空间总是储集有流体，包括天然气，石油，以及地层水。油层流体的特点是处于高温、高压条件下，特别是其中的石油常溶解有大量的烃类气体，从而使处于地下的油层流体的物理性质与其在地面的性质有很大的不同，而且伴随油藏开采的过程，油层的温度、压力要发生变化，油层流体，特别是石油和天然气的相态也会随之改变，与此同时，油气组成也要改变。第3页/共194页 研究

2、油气水在地下的物理化学性质，及其随温度、压力的变化特征，对于认识油气的运移、聚集与分布；对于油气勘探的评价和油、气储量的计算；对于油气田的合理开采与开发；以及提高石油采收率等方面都有及其重要的作用。第4页/共194页 本章将讨论油-气系统的相态特征；油（气）储集层中的天然气、石油和地层水的物理性质；地层油的高压物性研究方法；以及相态方程等内容。第5页/共194页第一节 油层烃类的相态特征 油层中油气系统所处的相状态，主要取决于油气数量上的比例和油气组成性质及其所处的压力温度条件。油层烃类的化学组成是相态转化的内因，压力和温度则是产生转化的外部条件。一、油层烃类的化学组成及烃类相态表示方法第6页

3、/共194页 如果一个体系的组成一定，则压力（p）、温度（T）、比容（V）等都是该体系组成中相状态的函数。因此，对于任一特定的体系，其状态方程表示为：F（p，T，V）=0 状态方程若用图解表示，则如图2-1-2所示。该立体图是以p、T、V三个变量作出的。第7页/共194页图2-1-1 单组分立体相图(Zollan Gyulay,1977)第8页/共194页二、单组分烃的相态特征 单组分烃的相图（pT图）如图2-2所示。图中曲线称为饱和蒸汽压线。该曲线将组分的液态区和气相区分开。第9页/共194页图2-1-2 单组分烃的相图(据Standing,1952)第10页/共194页 饱和蒸汽压曲线的上

4、限C点成为临界点，该点所代表的温度和压力是临界温度（Tc）和临界压力（pc）。对于单组分，该点是两相共存的最高温度和压力点。图2-3给出了烷烃的饱和蒸汽压线，他们都是相似的单调曲线。第11页/共194页图2-1-3 烷烃的饱和蒸汽压曲线1CH4；2C2H6；3C3H8；4iC4H10；5nC4H10；6iC5H12；7nC5H12；8C6H14；9C7H16；10C8H18；11C9H20；12C10H22第12页/共194页图2-1-4 单组分物质在恒温下的蒸发过程（据William D.McCain,Jr.,1973）第13页/共194页 图中A点是少量分子首次从液体中逸出，形成小气泡的点

5、，A点就称为泡点。B点则是只有一小滴液体存留的点，B点就称为露点。对于单组分烃，泡点和露点压力等于在相应温度下该组分的饱和蒸汽压力。所以单组分的饱和蒸汽压线实际就是该组分的泡点和露点的共同轨迹。第14页/共194页 在pV图上，随着温度的变化可绘出若干条等温线；并且随着温度的升高，两相共存段在明显减少。因此，露点和泡点的位置亦相互靠近，最后重合与C点。第15页/共194页三、双组分烃的相态特征 表示两个组分（乙烷正庚烷）混合物相态图的典型形状。图中aC为泡点线，bC为露点线；泡点线的左侧为液相区，露点线的右侧为气相区，泡点线和露点线包围的区域为两相区。泡点线和露点线的交点C即为临界点。双组分体

6、系两相共存的极限点有两个，一个称为临界凝析压力点，即图中的p/点，它是两相共存的最高压力点；另一个称为临界凝析温度点，即图中的T/点，它是两相共存的最高温度点。第16页/共194页（1）任一混合物的两相区都位于两纯组分的整齐压线之间；（2）混合物的临界压力都高于各该组分的临界压力，混合物的临界温度都居于两个纯组分的临界温度之间；（3）图中虚线是不同比例的乙烷和正庚烷混合物临界点的轨迹，随正庚烷所占比例增加，亦即随混合物中较重组分比例的增加，临界点向右迁移；第17页/共194页（4）混合物中哪一组分的含量占优势，泡点与露点的包络线就靠近哪一组分的蒸汽压线；（5）两组分的分配比例越接近，泡点线与露

7、点线包络的面积就越大；两组分中只要有一个组分占绝对优势，泡点线与露点线包络的面积就变得越狭窄，亦即两向区变小。第18页/共194页 图2-1-9列举了一些烷烃的蒸汽压力曲线与这些烃中任意两者的混合物的临界点轨迹。组成一定的双组分体系的压力体积关系见图2-1-10所示。第19页/共194页图2-1-9 烷烃的双组分临界点轨迹曲线图（据Brown等，1948）第20页/共194页图2-1-10 戌烷和正庚烷（占总重量的52%）的P-V图（据Sage和Lacey,1939）第21页/共194页四、多组分烃的相态特征 多组分烃体系的pV图（2-1-11），图中C点为临界点，p/为临界凝析压力点，T/为

8、临界凝析温度点。图2-1-11 多组分烃体系的P-T图（据Amyx,1960）第22页/共194页 aC为泡点线，它是两相区和液相区的分界线；bC为露点线，它是两相区和气相区的分界线；图中虚线为液体体积百分含量线，称为等密线。aC线以上为液相区，bC线右下侧为气相区，aCb包络线以内则是液气两相共存区。图中的阴影部分为逆行区，逆行的简单含义就是与正常变化相反。等温降压（或升压）过程出现的逆行现象总是出现在临界温度和临界凝析温度之间，所以CBT/DC阴影区通常称为等温逆行区。若是压力介于临界压力和临界凝析压力之间的等压变化过程经过阴影区，也将发生逆行现象，所以CGP/HC阴影区通常称为等压逆行区

9、。第23页/共194页 多组分烃的相图还可以用来表述不同形态的油气藏类型。图中J点代表一特定多组分烃类系统的原始压力和温度，在这一温度和压力下，该烃类系统是单相液态，即原油。因此，J点表示的是一未饱和油藏；I点代表一饱和油藏；L点位于两相区内，它代表一个有气顶的油藏，这类油藏也称为饱和油藏；F点代表的是一个气藏；A点代表的则是一个凝析气藏，其原始压力温度处于气相区，温度介于临界温度和临界凝析温度之间，等温降压时要穿过逆行区，发生反凝析。第24页/共194页五、典型油气的相态特征1.低收缩原油2.高收缩原油3.逆行凝析气4.湿气5.干气第25页/共194页1.低收缩原油低收缩原油 低收缩原油的相

10、图（2-1-13）低收缩原油的的特点：低收缩原油含重烃较多，生产时通常地面汽油比较小，原油比重较高。第26页/共194页2.高收缩原油高收缩原油 高收缩原油的相图（2-1-14）高收缩原油的的特点：该原油所含轻烃较多，比重较小，油气比略高。第27页/共194页图2-1-13 低收缩原油的相图 图2-1-14 高收缩原油的相图第28页/共194页3.逆行凝析气逆行凝析气 逆行凝析气藏的相图见图2-1-15，在气藏原始条件1点，气藏中为单一气相，随生产过程气藏压力的降低，气藏中发生反凝析。这种气藏所含流体是更轻的烃，其中重烃比高收缩原油还要少。第29页/共194页4.湿气湿气 湿气的相图（2-1-

11、16），其临界温度远低于油藏温度。当油藏压力降低时，流体始终处于气相。然而，在分离器条件下则是处于系统的两相区内，因此在地面便有一些液体析出；但产生的液体要比凝析气少，混合物中的重组分也比凝析气少。第30页/共194页图2-1-15 逆行凝析气的相图 图2-1-16 湿气相图第31页/共194页5.干气干气 其相图如图2-1-17所示，干气的特点是，不论在地下条件还是在分离器条件下，它都处于该混合物的两相区之外，即在地下和地面都没有液体形成。第32页/共194页图2-1-17 干气相图第33页/共194页第34页/共194页第二节 天然气的物理性质一、天然气的组成和分类二、天然气的状态方程三、

12、天然气压缩因子的确定第35页/共194页一、天然气的组成和分类 天然气的化学组成，甲烷（CH4）占绝大部分（70%80%），乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）和戊烷（C5H12）的含量不多。此外，天然气中还含少量的非烃类气体，如硫化氢（H2S）、硫醇（RSH）、硫醚（RSR）、二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氮（N2）及水气（H2O）。有时也含微量的稀有气体，如氦（He）和氩（Ar）等。天然气有好几种分类方法。按矿藏分类，可分为气藏气、油藏气和凝析气藏气。第36页/共194页 若按井口流出物中C5或C3以上液态烃含量多少划分干气：每一标准立方米井口流出物中，C5以上重

13、烃液体含量低于13.5厘米3的天然气。湿气：每一标准立方米井口流出物中，C5以上重烃液体含量超过13.5厘米3的天然气。富气：每一标准立方米井口流出物中，C3以上烃类液体含量超过94厘米3的天然气。贫气：每一标准立方米井口流出物中，C3以上烃类液体含量低于94厘米3的天然气。第37页/共194页 天然气的组成一般有三种表示方法，即重量组成、体积组成和摩尔组成。常用的摩尔组成表示如下：第38页/共194页二、天然气的状态方程 理想气体的状态方 程可表示为：范得瓦尔方程：或 第39页/共194页 天然气的状态方程可表示为：式中 Z通常称为压缩因子，而这一方程称之为压缩状态方程。压缩因子（Z）是给定

14、温度、压力下，实际气体占有的体积与相同温度和压力下的理想气体所占有的体积之比，即可表示为：第40页/共194页 当Z值大于1时，即实际气体较理想气体难于压缩；当Z值小于1时，即实际气体较理想气体容易压缩；当Z值等于1时，则实际气体成为理想气体。压缩因子不是一个常数，它随气体组成、温度和压力而变化。压缩因子须通过室内实验来测定。压缩因子的实验测定成果一般用图表方式表示，基本形状如图2-18所示。图2-19至2-21分别给出的是甲烷、乙烷和正丁烷的压缩因子与压力、温度关系图版。第41页/共194页三、天然气压缩因子的确定 单组分纯烃气体，一定压力、温度下的Z值可直接查自图2-19，2-20和2-2

15、1等图版。第42页/共194页对比压力：对比温度：1.对应状态原理对比压力，对比温度的定义：第43页/共194页 对应状态定律指出，所有纯气体在相同的对比压力和对比温度下，都具有相同的压缩因子。对于单组分烃类气体，只要知道其对比压力pr和对比温度Tr，就很容易从图版2-23查出其压缩因子Z来。第44页/共194页一些纯烃的临界参数如表2-2所示。第45页/共194页视临界温度：视临界压力：2.凯依视参数法凯依提出的视临界参数的概念如下：第46页/共194页 视对比压力：视对比温度：有了天然气的视临界参数，便可根据对应状态原理求视对比参数：第47页/共194页 至此，便可根据天然气的视对比压力和

16、视对比温度，从图2-24上查得天然气的压缩因子Z。可根据天然气比重由图2-25直接查出视临界参数（ppc、Tpc）。然后计算出天然气的视对比参数（ppr、Tpr）。最后，按视对比参数查图2-24，即可得出Z值。第48页/共194页例21 已知天然气的组分及各组分的摩尔分数（见表），试计算该气体t=32，p=880.1MPa时的压缩因子，如果天然气的比重为0.71，用天然气的比重资料求出压缩因子。第49页/共194页第50页/共194页解：首先根据所给的天然气各组分资料，查出临界参数（表2-2）并做相应计算，结果填入表中，得到：第51页/共194页 根据ppr和Tpr查图2-24得Z=0.825

17、。另据天然气比重0.71，查图2-25可得视临界参数ppc=45.4，Tpc=200 然后计算视对比参数n查图2-21 得Z=0.84第52页/共194页二、天然气中非烃成分对压缩因子计算的影响及校正方法第53页/共194页（1）氮气（）氮气（N2）当天然气中含有较高的氮气组分时，埃勒尔茨和卡尔森提出了用叠加的方法来计算含氮天然气的压缩因子。c叠加体积校正系数，它取决于氮气的浓度，温度和压力。第54页/共194页第55页/共194页例2-2 已知含氮的天然气组分及其摩尔分数如下表，计算该天然气在t=90及p=1800.1MPa时的压缩因子。第56页/共194页第57页/共194页解：首先根据所

18、给的天然气各组分资料，查出其临界参数值，列表计算烃的视临界参数。第58页/共194页 根据ppr和Tpr在图2-24上查得纯烃混合气体得压缩因子Zg=0.79。根据T=90和p=1800.1MPa从图2-26中查得氮气得压缩因子ZN=1.07。然后用叠加法计算Za，即：第59页/共194页第60页/共194页（2）硫化氢和二氧化碳）硫化氢和二氧化碳（H2S,CO2）若天然气中只含有H2S或者CO2一种非烃成分，而且浓度不高时，可按前述N2校正的叠加方法处理。第61页/共194页如果天然气中同时含有H2S和CO2两种非烃成分，且浓度较高时，通常用威斯特埃凯茨推荐的计算方法。B天然气中H2S的摩尔

19、分数；视临界温度校正系数，它取决于H2S和CO2的浓度，由图版2-30直接查出。第62页/共194页 一个具有如下表组成的天然气，求在温度t=60，压力p=1000.1MPa时，天然气的压缩因子。例2-3第63页/共194页第64页/共194页解：首先根据组成的摩尔分数，按前面介绍的方法列表计算视临界参数；其次根据H2S和CO2的摩尔分数查出视临界温度校正系数；然后进行视临界参数的校正；最后计算出视临界对比参数，并据此查天然气压缩因子图版（图2-24）求出Z值。第65页/共194页根据图2-30查得=30第66页/共194页根据图2-24查得Z=0.79第67页/共194页四、天然气得体积系数

20、 天然气的体积系数是指天然气在油气藏条件下的体积与它在地面标准状况下所占体积的比值，该值远小于1，其表达式为：第68页/共194页在标准状况下，气体体积在油藏条件下，第69页/共194页又p0=1大气压 T0=273+t0油气藏温度则可视为常数，故Bg可视为油气藏压力的函数，即对于一定组成的天然气，在一定温度下，根据不同的压力值可做出如图2-31所示的Bg-p关系曲线。第70页/共194页五、天然气的压缩率 气体压缩率Cg亦称气体等温压缩系数。它是指等温条件下压力每改变0.1MPa时，气体体积的变化率。第71页/共194页于是所以第72页/共194页对于多组分的天然气：因 而故 第73页/共1

21、94页 故是无因次量，它可定义为视对比压缩系数（Cpr）。另外，根据视对比参数亦可直接由图2-2-14所给的天然气视对比压缩系数图版查出Cpr。第74页/共194页2-2-6天然气的密度和比重地下天然气的密度可以定义为地下单位体积天然气的质量：根据天然气的状态方程可知：故 第75页/共194页 天然气的比重定义为：同温、天然气的比重定义为：同温、同压下天然气的密度与空气密度的比同压下天然气的密度与空气密度的比值。值。假设天然气和空气两者的特性都近似为理想气体，即天然气的压缩因子（Zg）和空气的压缩因子（Za）都视为1，则：第76页/共194页七、天然气的粘度 粘度是气体（或液体）内部摩擦阻力的

22、量度。如图2-2-15所示，设有两平行气层相距dy，上层流动速度为v+dv，下层流动速度v，两层间的相对速度为dv；层和层间的接触面积为A，其间内摩擦阻力为F。写成等式则为：第77页/共194页图2-2-15 两层气体相对运动的示意图（据Amyx,1960）第78页/共194页 g两流动气层相对移动的阻力系数，即绝对粘度，粘度的单位在CGS制中用泊表示，即：1泊=1达因秒/厘米2或1克/厘米秒。在国际单位制中粘度用帕斯卡秒（Pas）表示，1 Pas=10泊=103厘泊。天然气的粘度与温度、压力和气体组成有关，并且其在低压（接近0.1MPa）下和高压（300.1MPa）下的变化规律有显著的不同，

23、低压下，气体分子间距离大，分子热运动碰撞是形成气体内摩擦阻力的主要原因，根据气体分子运动论，此时气体粘度可表示为第79页/共194页 在接近大气压的低压范围内气体的粘度与压力无关。随温度的增加，运动速度增加，故粘度增大。气体分子量增加时，分子运动速度减慢，所以粘度减小。图2-2-13大气压下单组分烃的粘度图版就清楚地表明了上述变化关系。第80页/共194页图2-2-13 一定温度下的BgP关系曲线第81页/共194页 在高压条件下，气体分子密度加大，分子彼此靠近，分子间的相互作用力成了形成气体内摩擦阻力的主要因素，其作用机理与液体类似。因此，气体的粘度随压力的增加而增大，随温度的增加而减小，随

24、气体分子量的增加而增大。第82页/共194页 天然气的粘度可以由实验室直接测定，也可以用已编制好的有关图表进行计算。图2-2-17表示一个大气压下天然气粘度与分子量和地层温度的函数关系，并且还附有非烃成分的校正。图2-2-18视对比温度和视对比压力与相对粘度的关系曲线，则反映高压下天然气的粘度特征。其计算过程是。首先根据天然气的分子量和地层温度从图2-2-17查出0.1MPa时天然气的粘度；然后根据天然气组成摩尔分数算出视临界压力和温度，再根据地层压力和温度算出视对比压力和温度，第83页/共194页图2-2-17 1个大气压（0.1MPa）下天然气的粘度（据Carr等，1954）第84页/共1

25、94页图2-2-18 g/g1与Ppr、Tpr关系图（据Carr等，1954）第85页/共194页从图2-2-18查出；最后得到天然气的粘度第86页/共194页八、天然气中的水蒸气和水化物的形成 实际储油气层通常都含有束缚水，所以一般可以认为再地层处于气相的整个烃类气体混合物是被水蒸汽所饱和的。在地层气体中所含的水量，取决于地层的温度和压力条件。详见图2-2-19。第87页/共194页图2-2-19 处于饱和时天然气中水蒸汽含量与温度压力的关系曲线图（据McCarthy等，1950）第88页/共194页 气体水化物的性质犹如气体溶于晶状固体中，与化合物不相同。水化晶体的主晶架由水分子组成，烃分

26、子则占据着水晶格内的空间。气体水分子的形成与气体的组分、水的化学性质、压力和温度条件有关。水化物形成的最重要条件是必须存在液态水。第89页/共194页图2-2-21是比重不同的天然气形成的压力-温度条件。图2-2-21 预测水化物形成的压力-温度曲线（据Katz,1959）第90页/共194页第三节 地层原油的物理性质 地层原油在油层中处于高温高压条件，而且原油中溶解有大量的天然气，这说使它的物理性质大大异于地面脱气石油的物理性质。例如，由于高温和溶解有气体，可使地层原油的比重和粘度减小，而使地层油的体积和压缩性增大。溶解于油中的天然气，随着油中的天然气，随着压力的变化，将会发生溶解和分离，从

27、而使地层原油的物理性质发生变化。第91页/共194页二、天然气在石油中的溶解和分离1.天然气在石油中的溶解2.天然气从石油中分离第92页/共194页1.天然气在石油中的溶解天然气在石油中的溶解享利定律Rs=cpRs溶解度，即压力为p时单位体积液体中溶解的气量，标准米3/为3；第93页/共194页天然气的组成对溶解度的影响如图2-41所示图2-3-2 单组分的溶解曲线（据何更生，1993）第94页/共194页 单组分烃的分子量越大，其中石油中的溶解度也越大；所以天然气中重质组分越多，天然气的比重越大，其在石油中的溶解度也越大。天然气随压力随压力增加在石油中的溶解度变化如图2-3-3所示。第95页

28、/共194页图2-3-3 天然气在石油中溶解度随压力变化曲线图（据Burcik，1957）第96页/共194页 另一方面，天然气在石油中的溶解度同样也和石油性质有关。见图2-3-4所示。相同温度、压力下，同一种天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油中的溶解度。天然气溶解度还受地层温度的影响，对于特定天然气和石油，压力一定时，随温度的升高，溶解度下降，如图2-3-5所示。第97页/共194页图2-3-4 天然气溶解度与饱和压力和石油比重关系（据Beal,1946）第98页/共194页图2-3-5 溶解度与温度的关系（据卡佳霍夫，1956）第99页/共194页斯坦丁所作的天然气在石油中的溶解度作为压

29、力、温度、天然气和石油比重函数的诺模图(图2-3-6)第100页/共194页第101页/共194页2.天然气从石油中分离天然气从石油中分离 一般愈易溶解于石油中的气体组分，它从石油中分离出来也就愈困难；反之，较难溶于石油中的氮气、甲烷等组分，就容易从石油中分离出来。第102页/共194页 分离与压力、温度的关系是：随压力降低，他离气量增加；随温度的升高，分离气量增加。脱气方式通常有两种基本类型：接触胶气和差异脱气。通常把一次脱气比级次脱气分离的气量要多。第103页/共194页表2-3-5一次脱气和级次脱气比较表油样分离出来的总气量（标准米3/米3）一次脱气级次脱气分离出来的气量差%A油田59.

30、641.430.6B油田83.071.513.9C油田175.4144.51736第104页/共194页三、地层原油的饱和压力 地层原油的饱和压力是油层温度下全部天然气溶解于石油中的量小压力，也可以说是在油层温度下从石油中开始分离出第一批气泡的压力。第105页/共194页 饱和压力的大小主要取决于石油和天然气的组成，地层温度也有一定影响。石油的轻组分和天然气的重组分愈多，温度愈低，饱和压力就愈低；反之愈高。饱和压力随温度的升高 而增大。第106页/共194页四、地层油的压缩系数 在高于或等于饱和压力下，地层石油的弹性大小通常用压缩系数Co来表示。它的定义是，单位体积地层石油在压力改变0.1Mp

31、时体积的变化率，即 地层石油的压缩系数主要决定于石油和天然气的组成、溶解气量以及压力和温度条件。第107页/共194页表2-3-9我国和世界某些油田原油物性参数油田名称BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)油田名称BoRsi米3/米3CO(1/0.1MPa)大庆油田Cr层1.12948.27.7105苏罗马什油田1.1758.411.4105任丘油田P2层1.17.27.50.4105苏杜依玛兹油田11.1311.16860-709.5105孤岛渤26-18井G层1.09537.37.310521.24760-70/大港西区44井M层1.0965.87.3105加拿大帕宾那油田狄姆砂层1

32、.4289/玉门L油层1.1579.6105伊朗阿贾加里190/第108页/共194页表2-3-10不同压力区间地层油的压缩系数压力间隔（0.1MPa)平均压缩系数Co=（1/0.1MPa)压力间隔（0.1MPa)平均压缩系数Co=（1/0.1MPa)344-29224.7194-19038.9292-24230.2Ps-190(0.1MPa)242-19436.0第109页/共194页根据一定压力范围内平均压缩系数是常数，可将式2-46整理成如下的分式；地层温度的变化对石油压缩系数的影响如表2-3-11第110页/共194页表2-3-11某井平均石油压缩系数与温度关系地层温度平均压缩系数10

33、5/0.1MPa209.110524.712628.9第111页/共194页图2-3-9 饱和压力下的石油比重与平均压缩系数关系图（据Calhoun等，1953）地层石油的压缩系数在油田上一般由实验直接测定。常用的是根据饱和压力时的比重，用图2-3-9查出。第112页/共194页五、地层石油的体积系数 地下石油体积与其在地面脱气后的体积之比，称为地层石油的体积系数。第113页/共194页表2-3-12某些油田的溶解气量和体积系数油田名称油层温度温度油层压力0.1MPa饱和压力0.1MPa溶解气量米3/米3体积系数收缩率(%)赫列布诺夫卡（苏）23727250.51.1210.7罗马什金（苏）4

34、017085501.1513.0阿赫蒂尔卡（苏）5816215296.71.2821.8新季米特里耶夫斯克（苏）103345238216.71.6840.5爱尔克茜齐（美）823072385062.6261.8-9大庆4570-12064-110451.09-1.158.3-13.0第114页/共194页表2-3-13在压力一定时，不同温度下体积系数温度油气比（米3/米3）体积系数20175.31.5340183.71.55第115页/共194页 地层石油的体积系数大小主要与石油中的溶气量，油层压力以及温度等因素有关。图2-3-10给出了地层石油体积系数与压力的关系。地层石油体系系数与油层温度

35、的关系如表2-3-13第116页/共194页图2-3-10 地层石油体积系数和压力的关系第117页/共194页地层石油的体积系数可用地层油样在高压PVT实验仪中直接测定。当缺乏实验条件时，也可以用有关图表，公式进行计算。对于饱和石油，可以使用精确度较高的斯坦丁诺模图来查出地层石油的体积系数(见图2-3-11)第118页/共194页第119页/共194页计算高于饱和压力下的石油体积系数：如果设原始地层压力为饱和压力，即p1=ps；而高于饱和压力的地层压力pi=p2；则第120页/共194页地层石油的两相体积系数当地层压力降低到低于饱和压力时，地下石油体积的变化可由三阶段来说明，如图2-3-12所

36、示。第121页/共194页图2-3-12 油气两相体积变化示意图（据何更生，1993）第122页/共194页 地层石油的两相体积体积系数u，又称总体积系数，它定义为：当油层压力低于饱和压力时，在某一压力下地层石油和析出气体的总体积与它在地面脱气石油体积的比值。设Rsi为原始地层压力下天然气在石油中的溶解度，Rst 为目前地层压力下天然气在石油中的溶解度，当ptps时，从油中分离出的气量析算到地面条件下的体积为，Vos为地面脱气石油体积。第123页/共194页 若分离出气体的体积系数为Bs,则在压力Pt下从油中分离出的气体体积为：如果Vo表示压力pt下地层石油的体积，根据两相体积系数的定义第12

37、4页/共194页 如图2-3-13所示，虚线则表示两相石油体积系数随压力的变化情况.用斯坦丁总地层体积系数 图版(见图2-3-14)直接估算出石油两相体积系数 用图2-3-14还可用来估算凝析油的地层体积系数，其计算方法与总地层体积系数的相同，其误差也小于5%。而所谓凝析油的地层体积系数是指：在地面上生产1个地面体积（米3）凝析油所需要的地层气体体积。第125页/共194页图2-3-13 石油体积系数与压力的关系（据Burcik,1957）第126页/共194页第127页/共194页第128页/共194页1.地层石油的密度地层石油的密度是指单位体积地层石油的质量六、地层石油的密度和比重第129

38、页/共194页地层石油由于溶解有大量天然气，因而密度与地面脱气石油相比有很大的差别，通常要低百分之几到百分之十几，有时还更低。它与地层温度的关系是随温度的增加而下降，见图2-3-15。地层石油密度与压力的关系。第130页/共194页图2-3-15 油层石油密度与温度、压力关系图1-70阿赫提尔斯克原油 2-84新季米特里耶夫斯克原油（据卡佳霍夫，1956）第131页/共194页 石油密度在实验条件具备时一般都直接测定，但有时也得借用已获得的某些分析资料或利用有关图表进行计算。（1）应用矿场生产数据计算饱和压力下的石油密度第132页/共194页解：1米3脱气石油重量1060.876876（kg）

39、138米3天然气的重量1380.7529/22.4=134(kg)1米3地下石油的重量876+134=1010(kg)1米3地下石油体系积1.421=1.42(m3)饱和压力下石油的密度1010/1.42=711(kg/m3)=0.711(g/cm3)已各某井地面脱气石油密度为0.876克/厘米3，地层油气（天然气溶解度）为138米3/米3，天然气比重0.75，而饱和压力时地层石油的体积系数为1.42，试求地层压力等于饱和压力时的地层石油密度。例28第133页/共194页（4）应用石油等温压缩系数计算压力高于饱和压力进的地层密度地层压力高于饱和压力时地层石油密度计算分两步进行。第一步用上述方法

40、算出饱和压力下的密度。然后考虑压力自饱和压力上升为该压力下的压缩变化进行密度折算。第二步计算须用石油等温压缩系数来完成。第134页/共194页得 对比式244与249可见，在同样条件下有：由上式也可可以算出任何一个高于饱和压力地地层压力下的石油密度。第135页/共194页2.石油的比重石油比重的严格定义是石油的密度与同一温度和压力下水的密度之比，第136页/共194页习惯上石油比重在我国和原苏联是指1大气压、20时的石油与4纯水单位体积的重量比，用d420来表示。在欧美各国则以0.1MP、15.6的石油与纯水单位体积的重量比，用ro表示。但在商业上常以API度表示。它与15.6石油比重（ro）

41、关系，可用下式换算第137页/共194页 地层石油的粘度是反映液体在流动过程中内部的摩擦阻力七、地层石油的粘度第138页/共194页粘度与密度在地层条件下同时与压力、温度、溶解气的组成有关，引入运动粘度。所谓运动粘度就是动力粘度与密度的比值 第139页/共194页石油运动粘度在CGS制中单位为St，它与SI单位第140页/共194页地层石油的粘度取决于它的化学组成，溶解气的含量以及压力和温度条件。从化学组成来看，原油中重烃、非烃含量，即各种烃类的氧、硫、氮化合物（也就是沥青、胶质）含量的多少对地层油的粘度有很大的影响。石油中溶解气量的多少也对石油粘度有很大影响。第141页/共194页表2-3-

42、13大庆、胜利油田脱气原油粘度与沥青、胶质含量对比关系葡萄花（葡萄花层）杏树岗（萨尔图层）喇嘛甸（葡萄花层）辛1坨1营1辛2辛6比重0.83930.85750.8630.88760.93370.94140.95210.9534胶质沥青质%6.81316.527.636.741.949.564.5粘度厘泊（50）10.818.922.858.54908865120.56400第142页/共194页原油中溶解的气量越多，粘度就愈低。饱和气体的石油的粘度还取决于溶解气的性质。地层石油粘度受温度的影响也很大。由于温度增加，液体分子运动速度增加，液体分子引力减小，因而粘度降低。第143页/共194页 对

43、于某一地层石油来说，地下石油粘度随压力的变化如图2-3-17。地层石油粘度一般在实验室中由高压粘度计算直接测定。如不具备实验条件，也可以用有关图表进行计算。当地层压力等于饱和压力时，可以使用图2-3-18、2-3-19直接查出地层石油粘度。当地层压力超过饱和压力时，计算粘度可查图2-3-20。第144页/共194页图2-3-17 原油粘度与压力温度的关系（据卡佳霍夫，1956）第145页/共194页图2-3-18 在油层温度下地面脱气石油粘度与石油比重的关系图（据Beal,1946）图2-3-19 溶解气对地层石油粘度的影响（据Beal,1946）第146页/共194页二、天然气在油层水中的溶

44、解度 天然气在油层水中的溶解度如图2-4-2所示，天然气在纯水中的溶解烽主要取决于压力、并随压力的增加而增加。而温度的影响较小，一般随温度的增加而降低。天然气在水中的溶解度与含盐量的关系是随含盐量的增加而降低 第四节 油层水的物理性质第147页/共194页图2-4-2 地层水中天然气溶解度与压力、温度及矿化度的关系（据Dodson和Standing,1944）第148页/共194页三、油层水的体积系数油层水的体积系数是指油层水的体积与标准状况下纯水的体积之比值。第149页/共194页 油层水的体积系数随温度的增加而增加，随压力的增加而减小，溶解有天然气的水比纯水体积系数要大。但由于溶解天然气不

45、多，因此油层水的体积系数一般在1.011.02之间。油层水与温度、压力的关系曲线见图2-4-3第150页/共194页图2-4-3 地层水的体积系数与温度和压力的关系溶有天然气水；纯水（据Dodson和Standing,1944）第151页/共194页 设是由于地层压力降低引起的体积变化，为地层温度降低引起的体积变化。图2-4-4及2-4-5为及分别与地层温度与压力的函数关系。这样用式264及这两个图的数据计算出地层水的体积系数。第152页/共194页图2-4-4 VWT与地层温度的函数关系（据William D,McCain,Jr.,1973）图2-4-5 VWP与地层温度及压力的函数关系（据

46、Dodson和Standing,1944）第153页/共194页四、油层水的压缩系数 油层水的压缩系数定义为：单位体积油层水在压力改变0.1MPa时的体积变化率。第154页/共194页 油层水压缩系数同样受压力，温度各水中溶解的天然气量多少的影响。因而，实际计算时，往往先确定无溶解气时油层水的压缩系数CW,如图2-4-6（a）。然后再根据图2-4-6（b）进行溶解气的校正。第155页/共194页图2-4-6 油层水的压缩系数（a）不含溶解气的水的压缩系数；（b）含有溶解气时水的压缩系数校正（据Dodson和Standing,1944）第156页/共194页五、油层水的密度 油层水的密度是指地层

47、条件下单位体积水的质量，已知地下压力、温度和地下水的含盐量，根据图2-4-7的诺模图，可求地层水的密度。第157页/共194页图2-4-7 计算地层水密度的诺模图（据Schowalter,1979）第158页/共194页六、油层水的粘度 油层水粘度的定义与油气一样都是液体内部摩擦阻力的量度。它与温度的关系是随温度增设而急剧降低，水的粘度与压力几乎没有关系。由于溶解气量少，溶解气对水的粘度影响并不大。第159页/共194页图2-4-9 水的粘度与矿化度的关系（据卡佳霍夫，1957）A纯水 B含盐量为60000mg/L的水第160页/共194页第五节 油层流体的高压特性研究油层流体高压物性研究，通

48、常是指地层油高压物性的研究。地层油的高压物性试验样品，是应用深井取样器直接在井下取得，即在高于饱和压力条件下将溶解有天然气的原油取到地面。然后将保持在地层压力条件下的样品转移到高压物性仪中，对流体性质进行逐渐测定和研究，从而获得油层条件下流体的有关物理性质；为石油和天然气储量计算。油气田评价和油气田开发提供依据。第161页/共194页一、高压物性仪简介地层原油高压物性仪如图2-5-2所示。它们主要由以下几个部分组成。可供在高温高压下达到样品油气相平衡的高压容器（1）进行加压和计量高压下烃类体积的计量泵（2.2）恒温控制系统，其中包括超级恒温水浴（6.6）和PTV筒。示压量气系统。专供测定流体粘

49、度和高压粘度计（8）。第162页/共194页图2-5-2 油层油高压物性仪示意图1PVT筒；2.2高压电动计量泵；3.3压力表；4油气分离瓶；5气量瓶；6.6超级恒温水浴；7井下取样器和水套；8高压粘度计；8粘度计附带的电秒表；9电动控制箱；10盐水罐；11阀门；高压管线；恒温水管线第163页/共194页二、油层流体的高压物性研究油层流体的高压物性研究包括以下内容测定油层石油物理性质包括地层石油的饱和压力、油气比（溶解度）、体积系数、压缩系数、粘度等第164页/共194页测定石油的饱和压力和压缩系数测定石油饱和压力的流程如图2-5-3根据高于饱和压力以上的压力体积数据，就可以计算出油层石油的压

50、缩系数。第165页/共194页图2-5-3 高压物性测定流程示意图1恒温水浴；2PVT筒；3油气分离瓶；4气量表或气量瓶；5盛传压介质容器；6压力表；7计量泵第166页/共194页测定原油原始油气比（溶解度）和体积系数 当压力和温度达到平衡后，在保持地层压力条件下，将PVT筒内原油放出一定量到分离瓶中（图2-5-3中3），放油前后读计量泵体积，二者之差即为放出油之地下体积。然后由天平称出脱气油重。分离瓶分出的气体体积，由气量表（图2-5-3中4）量出。最后按下列公式进行计算第167页/共194页油层石油粘度的测定 高压物性仪附带的粘度计一般是落球式高压粘度计（图2-5-2中8）。其原理是在保持