重庆科技学院油层物理第二章

泡点(bubblepoint)

开始从液相分离出第一个气泡的气液共存态。露点(dewpoint)

开始从气相中凝结出第一滴液滴的气液共存态。泡点压力(bubble

pointpressure)

在温度一定的情况下，开始从液相中分离出第一个气泡的压力。二、油藏烃类的相态表示方法露点压力(dewpointpressure)

在温度一定的情况下，开始从气相中凝结出第一滴液滴的压力。临界点(criticalpoint)

在临界状态下，共存的气、液相所有内涵性质相等。二、油藏烃类的相态表示方法2、相态的表示方法(1)物系状态与性质之间的关系据热力学观点，物系的状态(state)是用物系所有的性质properties（如组成、温度、压力等）进行描述的。物系各性质确定→物系有完全确定的状态物系状态确定→物系各性质有完全确定的值→物系的性质又称为“状态函数”(statefunction)二、油藏烃类的相态表示方法1、单组分体系的相态特征(single-component)单组分体系：一个独立组分构成的物系(1)相图特征一点：临界点C（Tc、pc）(criticalpoint)一线：饱和蒸汽压线(vapor-pressurecurve)两区：液相区(liquid)

气相区(vapororgas)

三、单、双、多组分体系相态特征(2)相态特征＜静态特征＞临界点C：

两相共存的最高T、p；P>Pc时，随T升高将不会出现液向气转化；T>Tc时，随P升高将不会出现气向液转化；气、液相无分界面；气、液性质差别消失。三、单、双、多组分体系相态特征饱和蒸汽压曲线(vapor-pressurecurve)由不同T下组分的饱和蒸汽压连成的曲线。体系的相分界线；气液两相共存线；泡点和露点共同轨迹线。三、单、双、多组分体系相态特征＜动态特征＞图中任一点代表单组分体系的一个相平衡状态（相态）改变体系T或p，相态改变。如T、p

变化穿越了相分界线，则体系的相和相数将发生改变：从一种单相→两相共存→另一种单相。三、单、双、多组分体系相态特征(1)相图特征三点：临界点C临界凝析压力点Cp(cricondenbar)临界凝析温度点CT(cricondentherm)两线：相包络线(phaseenvelope)

等液量线三区：液相区、气相区气液两相区2、双组分体系的相态特征(binarysystem)三、单、双、多组分体系相态特征(2)相态特征＜静态特征＞点的特征临界点C

露、泡点线、等液量线交点；非两相共存的最高T、p点。临界凝析压力点Cp：两相共存最高压力点；临界凝析温度点CT：两相共存最高温度点。dew-pointbubble-pointcurve三、单、双、多组分体系相态特征临界点位置特征

取决于体系的组成和组分的性质。pcm>max(pci)，min(Tci)<Tcm<max(Tci)随混合物中重组分含量的增加，临界点C向重组分饱和蒸汽压曲线方向偏移；两组分性质差别越大，临界点轨迹所包围的面积越大。线的特征包络线：泡点线(CF)和

露点线(CE)构成的相分界线。等液线：体系中液相含量相等的点的连线。包络线及包络线内为气液两相共存区；其外为单相区。包络线位置特征位于两个纯组分的饱和蒸汽压曲线之间；位置、形态取决于体系的组成和组分性质。三、单、双、多组分体系相态特征组分比例位置形态大致相同正中间宽，两相区面积最大相差越大位置越靠近含量高的纯组分饱和蒸气压线形态越细长两相区越小组分性质相差越大（如分子大小）包络线内两相区越大＜动态特征＞T、p

变化穿越包络线时体系相平衡状态改变。如体系可能从一种单相→两相共存→另一单相。三、单、双、多组分体系相态特征(1)相图特征三点：C、CP、CT；两线：包络线、等液量线；三区：气、液、两相区；特殊相区：等压逆行区(pC≤p≤pCp)；等温逆行区★(TC≤T≤TCT)。3、油气体系的相态特征★油气体系为典型多组分(multi-component)复杂物系。三、单、双、多组分体系相态特征(2)相态特征基本特征与双组分体系同。等温反凝析相变特征★(isothermalretrogradecondensation)

设体系原始态为A；对其等温降压A→FA→B（上露点）降压：相变：气相→开始出现液相；三、单、双、多组分体系相态特征B→D降压：相变：B→B1→B2→B3→D

（反常相变）；液相：0→10→20→30→40％。

CDCTBC为反凝析区D→E（下露点）

降压相变：D→D3→D2→D1→E

（正常相变）；液相：40→30→20→10→0％。E→F降压：单一气相

三、单、双、多组分体系相态特征等温反凝析(isothermalretrogradecondensation)

等温反凝析：在温度不变的条件下，随压力降低而从气相中凝析出液体的现象。油气藏开发——等温反凝析——凝析气藏；研究意义：指导凝析气藏开发，减少凝析油在地层中的损失。结果：气相体系等温降压穿过反凝析区时，体系中液相含量↑三、单、双、多组分体系相态特征对AF(T=const)AB，单一气相(无相变)BD，凝析量(两相,反常)DE，液量(两相,蒸发)EF，单一气相(无相变)(condensategasorretrogradegas凝析气)凝析气藏的开发过程(等温逆行凝析)三、单、双、多组分体系相态特征在凝析气藏开发过程中，当p地<pd后，储层中析出凝析油，但凝析油数量较少，Somax<Socc岩石的吸附作用使析出的凝析油粘附在岩石颗粒表面，导致凝析油不能参与流动。当地层压力继续下降时，再蒸发作用很小，仅有很小一部分液烃会再蒸发回到气相，大部分液烃将损失于储层中。→保持地层压力高于上露点压力条件下开采。凝析气藏的开发过程(等温逆行凝析)三、单、双、多组分体系相态特征采用什么方法开发凝析气田？(3)油气体系相图的应用判断油气藏类型★确定油藏饱和压力★

(saturationpressure)指导油气藏开发指导地面油气分离三、单、双、多组分体系相态特征①判断油气藏类型点A、B、D、G、H为不同油气体系的原始状态，各油气体系所属的油气藏类型如下：A：油藏(纯油藏、未饱和油藏)(undersaturatedreservoir)B：凝析气藏G：气藏D：带气顶油藏(饱和油藏)H：带油环气藏(带底油的气藏)三、单、双、多组分体系相态特征②确定油藏饱和压力pb(saturationpressure)饱和压力pb：油层温度下，油中溶解天然气刚好达到饱和时的油层压力。饱和油藏：位于泡点线下方→pb＝油藏pi未饱和油藏：位于泡点线上方→pb＝泡点压力油藏温度注意区别油藏饱和压力pb与油气体系泡点压力p泡的物理意义三、单、双、多组分体系相态特征按照油气中轻、重烃含量，可将各类油气藏烃类大致分为五种油气体系：从干气→重油，体系中重烃含量增加，液烃的颜色加深，密度、粘度增加；从干气→重油，相图特征表现出规律性变化。drygas四、几种典型的油气藏相图1、干气气藏相图（drygas）干气气藏：C1占70-98%，C5+几乎没有，C2-C4的含量<5%。相图特点：gas-oilratio露点线右侧的气相区很大；T地>TCT，地层条件点和油气分离器条件点均在露点线外侧，连线不穿过两相区；不产液烃，气油比GOR=V气/V液烃=∞。四、几种典型的油气藏相图特点：T地>TCT

，储层p↓时，流体始终为气相，储层内不会有液烃产生；油气分离器条件点位于两相区内，在地面分离器内会有一些液烃析出；2、湿气气藏（wetgas）油为透明色浅轻质油，γo<0.78，GOR>26700。四、几种典型的油气藏相图3、凝析气藏四、几种典型的油气藏相图特点：pi地>pd，Tc<T地<TCT。在pi地、T地下，流体以单相气存在；

p地低于pd后，储层内会凝析出液态烃，在分离器会有更多烃液析出；油色浅且透明，γo=0.74，GOR=534~26700。液烃析出——凝析气藏（凝析油损失）溶解气脱出——油藏（多相流动，采收率↓）从干气→重油，随C7+含量↑，相图变化趋势。总结：包络线区(两相区)变宽，位置向右下方偏移；等液量线由泡点线一边密集向露点线密集转化。油气藏开采过程穿过两相区时，地层中发生：通常有两种基本类型：闪蒸分离

(flashseparation/liberation)微分分离

(differentialseparation)1、闪蒸分离Flashseparation：在等温条件下，将体系压力逐渐降低到指定分离压力，待体系达相平衡状态后，一次性排出从油中脱出的天然气的分离方式；又称接触分离、一次脱气。一、天然气从原油中的分离特点：一次性连续降压，一次性脱气；体系总组成不变，油气两相始终保持接触。一、天然气从原油中的分离结果：脱出气量多，油量少，测出的气油比(GOR＝Vg／Vo)高，气体比重大（含C2-C5多）脱气的p-V关系为两相交的直线段，交点为气液开始分离的初始点，即体系的泡点(p泡)→体系饱和压力pb＝p泡

(实验测体系pb

的依据)2、微分分离/脱气(differentialseparation/liberation)微分分离：等温降压过程中，不断使分出的天然气从体系中排出，保持体系始终处于泡点状态的分离方式。特点：气油分离在瞬间完成，气油两相接触极短；组成不断变化。一、天然气从原油中的分离3、级次/多级脱气(multistageseparation)级次脱气：在脱气过程中，分几次降低压力，直至降到最后的指定压力为止。而每次降低压力时分离出来的气体都及时地从油气体系中放出。

特点：分次降压，分次脱气；每次脱气类似于一次独立的闪蒸分离；脱气过程中体系组成要发生变化。一、天然气从原油中的分离结果：脱出气量比一次脱气少，油量比一次脱气多，测出的气油比小，气体比重小。气油比GOR＝Vg／Vo

式中Vo为最后一次脱气后的油体积（标）Vg=∑Vgi（标）结论：级次脱气比闪蒸分离得到的气更干，气量更少；级次脱气比闪蒸分离得到的油更轻，油量更多。4、闪蒸分离和级次脱气对比一、天然气从原油中的分离方法方式体系组成汽油比脱出气脱出油气量密度油量密度闪蒸分离一次不变大多大（湿少大级次脱气多次变化小少小（干）多小问题：现场应该采用何种分离方式？1、溶解度(solubility)和溶解系数(solubilitycoefficient)(1)溶解度Rs

Solubility：一定p、T下，单位地面体积的某种原油能够溶解的气量在标态下的体积。二、天然气向原油中溶解★溶解度反映某种液体溶解了多少某种气体。③天然气的Rs与p的关系：不满足Henry’slaw天然气溶解曲线的特点OA段：p↑→α↓；α随p而变平均溶解度系数AB段：α＝常数；AB段的α＜OA段的α溶解曲线＝OA曲线段＋AB直线段

对于一个给定的原油体系，当压力高于饱和压力后，体系已为单相油，随压力增加溶解度几乎不再变化。压力、体系组成一定时，随温度的增加，天然气溶解度随着降低，温度变化一定时，高压时溶解度的降低更大

(2)温度T的影响二、天然气向原油中溶解天然气密度↑→溶解度↑

-干气Rs＜湿气Rs

-单组分气体溶解度大小为：

C3>C2>CO2>C1>N2(3)体系组成(composition)的影响①气组成的影响②原油组成的影响原油密度越大天然气溶解度越小-重油中的Rs＜轻油中的Rs天然气在原油中的溶解规律：★油越轻，气越重，天然气的Rs

越大；体系温度越低，天然气的Rs

越大；体系压力越高，天然气的Rs

越大。3、天然气组成的表示方法三种方法：摩尔组成、体积组成、质量组成

体积组成：各组分的体积占总体积的分数。用符号vi表示。考虑天然气为遵循阿伏加德罗定律的混合气体，其体积组成与摩尔组成相等。

摩尔组成：各组分的摩尔数占总摩尔数的分数。用yi表示，是最常用的一种表示方法。（摩尔分数，可用百分数，也可用小数表示）重量组成：各组分的重量占总重量的分数，用符号Gi表示4、天然气分子量、密度和相对密度天然气分子量（molecularweight）定义：标态下1mol天然气具有的质量，即平均分子量、视分子量。确定方法：天然气密度(density)定义：在一定温度、压力下，单位体积天然气的质量。（g/cm3，Kg/m3）天然气相对密度(specificgravityorrelativedensity)定义：在20℃，0.101MPa下天然气的密度与干燥空气的密度之比。Z—偏差系数(deviationfactor)特点：保留了理想气体状态方程的基本形式，仅增加参数Z。计算简便，广为工程计算中采用。不受压力的限制，在很高的压力下可用。二、天然气的状态方程和对应状态原理2、真实气体的状态方程(1)天然气偏差系数状态方程物理意义:反映了实际气体与理想气体压缩性的差异。实际气体分子有体积→实际气体比理想气体难压缩；分子间有引力→实际气体比理想气体易压缩；→Z的大小反映了两方面影响的综合效果。Z＝1，V实＝V理→实气接近理气Z＜1，V实＜V理→实气比理气易压缩←引力Z＞1，V实＞V理→实气比理气难压缩←斥力(2)偏差系数偏差系数(Z)：给定温度、压力下，实际气体所占体积与同温同压下相同数量的理想气体所占体积之比。标准状态：（美）t=15.6℃，p=0.1MPa

（中、苏）t=20℃，p=0.1MPa

（实验室）t=0℃，p=0.1MPa在p地、T地下的体积标态下的体积★Bg描述了一定量天然气从地下→地面，由于T、p改变引起的体积膨胀的大小。天然气Bg＜＜1三、天然气的体积系数1、定义（formationvolumefactor)气藏条件下（p地、T地）天然气的体积与其在地面标准状态下（20℃、0.1MPa）的体积之比。在地层条件下:地面标准状况下，Z=1三、天然气的体积系数2、Bg的确定天然气体积系数Bg的计算公式→组成一定的天然气：掌握地层天然气Bg~p和Bg~T关系图。当T恒定时，Z＝f（p），Bg=CZ/p（油藏条件）当p恒定时，Z＝f（T），Bg=CZ(273+t)三、天然气的体积系数物理意义：在温度一定时，当体系压力改变单位压力时，单位体积的天然气其体积改变量。

单位：MPa-1四、天然气的等温压缩系数Cg1、定义(isothermalcompressibility)Cg：在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。注意：天然气等温压缩系数Cg与偏差系数(压缩因子）Z的区别；理想气体：Cg＝1/p；天然气：Cg＝f（1/p）。四、天然气的等温压缩系数Cg常用单位：mPa.s（国际），cP（工程）

五、天然气的粘度1、定义粘度μg（viscosity)：当天然气分子层间相对运动时，相邻分子层间单位接触面积上的剪切力与其速度梯度的比值，即：稀气体区——低压；稠气体区——高压。五、天然气的粘度2、影响天然气粘度的因素天然气μg＝f（T，p，组成）天然气压缩性大→低压和高压下，μg

的变化规律不同高、低压影响判定：根据（Tpr、ppr）天然气μg变化规律：五、天然气的粘度低压下μ的变化规律高压下μ的变化规律分子热运动为主气体近似于液体μ与P无关P↑→μ↑T↑→μ↑T↑→μ↓M↑→μ↓M↑→μ↑非烃↑→μ↑非烃↑→μ↑按含蜡量<1%，少蜡原油1~2%，含蜡原油>2%，高含蜡原油按含硫量<0.5%，少硫原油>0.5%，含硫原油一、原油的常规物性1、原油的组成：C5+

烃＋非烃2、原油的分类<8%，少胶原油8~25%，胶质原油>25%，多胶原油按胶质-沥青质含量3、原油的密度和相对密度密度(density)

一定温度、压力下单位体积原油的质量。相对密度(specificgravityorrelativedensity)

标态（20℃，1atm）下，原油密度与4℃的水的密度之比。一般γo：0.8～0.94。一、原油的常规物性式中：Rs－溶解气油比，（标）m3／m3；

Vg－原油在地面脱出气量，（标）m3

；

Vs－地面脱气原油的体积；m3

。★Rs表示单位体积地面原油在地层条件下所溶解的天然气量；度量了地层原油中溶解气量的多少。二、地层原油的溶解气油比RS1、定义(solutiongas-oilratio)Rs：某T、p下的地层原油在地面脱气后，得到1m3

脱气原油时所分离出的气量，即：原始溶解气油比(initialsolutiongas-oilratio)地层油溶解气油比Rs－p曲线特点二、地层原油的溶解气油比RS油藏原始条件下的Rs称原始溶解气油比Rsi。p≥pb：Rs＝Rsi；p＜pb：p↑→Rs↑2、溶解气油比Rs

与溶解度Rs

的区别（solutiongas-oilratio、solubility)气油比Rs=分出气V(标)／脱气油V(标)溶解度Rs=能溶解的气V(标)／油V(标)参数的物理意义不同气油比——反映地层油中溶解气的多少溶解度——反映某种油溶解某种气的能力大小二、地层原油的溶解气油比RSsolutiongasordissolvedgas二、地层原油的溶解气油比RS曲线的形态不同：

-气油比曲线有最大值平缓段

-溶解度曲线无最大值p≤pb时，两者数值上相等：气油比Rs＝溶解度Rs油层p>pb时，数值上气油比Rs<溶解度Rs掌握地层原油Rs－p曲线特点。二、地层原油的溶解气油比RS3、影响溶解气油比的因素地层油组成：轻质组分越多，Rs

越大；地层温度：T↑→Rs↓；油层压力：p≥pb，Rs=Rsi；

p＜pb，p↓→Rs↓；脱气方式有关：Rs（一级脱气）>Rs（多级脱气）★Bo反映了地层油→地面后的体积变化幅度Vf－地层油体积，m3Vs－地面脱气油体积，(标)m3Bo－地层油体积系数，(标)m3／m3三、地层原油的体积系数Bo

1、定义（formationvolumefactor)：Bo：原油在地下的体积与其在地面脱气后体积之比。在高压下，原油会受到压缩，但地层原油Bo＞1。（溶解气＋热膨胀＞＞弹性压缩的影响）★掌握Bo－p曲线的特点。p＜pb：p↑→Bo↑（Rs↑）p＝pb：Bo=Bomax最大；p＞pb：p↑→Bo↓（Rs=Rsi，p↑油受到压缩）三、地层原油的体积系数Bo

2、影响原油体积系数的因素溶解气量：气油比Rs↑→Bo↑；（溶解气）地层温度：T↑→Bo↑；（热膨胀）地层压力：Co－压缩系数，1／MPaVf－地层原油体积。★Co表示每降低单位压力，单位体积原油膨胀具有的驱油能力；定量描述了地层油的弹性能大小。★在地层p＞pb时，Co才有意义。四、地层原油的压缩系数Co

1、定义(compressibility)Co：T=const时，当压力改变单位压力时，单位体积地层原油的体积变化率。p＞pb时，Co－p曲线才存在；p↑→Co↓→p＝pb，Co最大；★掌握Co－p曲线特点。

Co(脱气原油)=4~7×10-4/MPaCo(地层原油)=10~140×10-4/MPa四、地层原油的压缩系数Co

3、影响Co的因素溶解气量：气油比Rs↑→Co地层温度：TCo地层压力：Rs↑→μo↓五、地层原油粘度o

1、定义(viscosity)μo：地层原油流动时，原油分子层间的内摩擦阻力。★地层油粘度反映原油流动的难易程度。2、影响地层原油粘度的因素原油组成：重组分↑→μo↑

胶质、沥青↑→μ