油层物理课件

油层物理是一门以油层为对象，用物理和物理化学的方法研究与油气田勘探、开发有关的物理和物理化学现象的科学。

绪论

0.1研究对象

30年代：G.H.Fancher等研究地下流体性质49年：M.Musket(美国)《采油物理原理》

研究成果系统和理论化，与油气田开发结合1956年：俄罗斯学者Φ.И.卡佳霍夫《油层物理基础》油层岩石及流体性质等60年代：James,W.Amyx等

《油藏工程》从油气田勘探角度系统概括了油层物理科学理论0.2油层物理的发展概况标志

1961年：R.E.Couins《流体通过多孔材料的流动》1962年：A.БАН等《岩石性质对地下流体渗流的影响》1978年：F.A.L.Dullien《多孔介质—流体渗移与孔隙结构》

油藏岩石渗流机理1980年：vanPoollen,H.K.等《提高采收率原理》

И.Л.马尔哈辛

《油层物理化学机理》1990年：郭尚平等《物理化学渗流微观机理》

用物理化学的观点揭示了提高原油采收率与油层物理研究的关系0.3本课程的内容和特点(1)储层流体的物理性质；(2)储层岩石的物理性质；(3)饱和多相流体的油藏岩石的渗流特征；

(4)提高采收率；

(5)油层物理研究与应用。内容特点

概念多，实践性强，既是专业基础课，又在油气田开发、开采中有着广泛的应用。先行课程数学物理化学物理化学地质学热力学后续课程渗流力学油藏工程钻井工程采油工程提高采收率原理数值模拟0.4与其它课程的关系

掌握油层流体性质、油层岩石性质及油藏岩石渗流机理的基本知识、基本概念、基本理论、基本研究方法和基本应用方法。为学好后继课程，为科学的开发好油气田打下结实的基础。目的(1)系统讨论油层物理学的基本理论；(2)系统讨论油层物理学的基本研究方法和应用方法；(3)培养学生严格的科学作风、实事求是的科学态度。任务0.5学习本课程的目的和任务

讲授方法：本课程包括理论教学与实践学两部分，根据课程特点，各章节的具体内容，采用启发式、提问与讨论等多种不同形式的与之相适的教学方法。

学习方法：上课认真听讲积极思维；课后认真复习按时完成作业（包括实验、笔作与思考题）；查阅参考文献资料，开阔思维拓展知识。0.6讲授方法与学习方法1.油层物理是一门什么样的科学?2.学习油层物理的目的和任务是什么?复习与思考*储层烃类系统的相态

储层流体的物理性质油气的溶解与分离天然气的高压物性原油的高压物性地层水的高压物性*储层流体石油天然气地层水一些分子结构相似的碳氢化合物的混合物和少量非碳氢化合物的混合物储层烃类:烷烃、环烷烃和芳香烃*（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体；储层流体的特点：（2）随温度、压力的变化，油藏流体的物理性质也会发生变化。同时会出现原油脱气、析蜡、地层水析盐或气体溶解等相态转化现象。原因烃类物质的组成是内因；温度、压力是外因。*

一、天然气的组成及表示方法、分类

石蜡族低分子饱和烷烃（主要）CH470－98％C2H6C3H8C4H10

非烃气体（少量）H2S惰性气体He、ArH2ON2COCO2>C5第一节储层烃类的化学组成组成:指混合物体系中各个成分或组分及其相对含量。1.天然气的组成*

2.天然气组成的表示方法摩尔组成质量组成体积组成

理想气体*矿藏汽油蒸汽含量硫含量凝析气油藏气气藏气干气<100g/m3≥100g/m3富气酸气≥1g/m3

净气<1g/m3

3.天然气的分类（>C5H12）**

②环烷烃

③芳香烃

④其它化合物

①烷烃C5～C16含氧化合物：含硫化合物：含氮化合物：高分子杂环化合物：苯酚、脂肪酸硫醇、硫醚、噻吩吡咯、吡啶、喹啉、吲哚胶质、沥青质二、石油的组成、商品性质及分类1.石油的组成*2.石油的商品性质馏分组成含硫量沥青质胶质含蜡量固点凝粘度相对密度指标：--148-2.35-20.722.633-63.50.8893任丘P层------3.418.130-12.30.8394川中油田---6.40.260.1517.44.73-7-37.40.9037辽河C区21.85899.511.89.6513.82162.2*-0.9744江汉W区------22.68.3-15.5-12.90.8530玉门L层3518583.70.130.0112.62.04-50-19.230.8699克拉玛依20.54.0974.810.136.2713.986.17-1225.5551.970.9174大港M层11.21.915.88.952.256.627.50-12157.5427.50.9547孤岛G层20979.55.50.473.118.317.93317.9537.690.8845胜利T区2814882.50.15-13.328.624-17.400.8753大庆S区<300℃/%<200℃/%初馏点(℃)70℃50℃馏分组成残碳/%含硫量/%沥青质/%胶质/%含蜡量/%凝固点/℃运动粘度/(cm2/s)相对密度D420

性质原油我国部分油田地面原油性质**含硫量胶质沥青质含量含蜡量

多胶原油>25％8～25％胶质原油

3.石油的分类少硫原油<0.5%>0.5%硫含原油<8％少胶原油高含蜡原油>2％1～2％含蜡原油<1％少蜡原油*第二节油气的相态一、体系、相、组分、组成

体系：指由一定种类和质量的物质所组成的整体。

相：指体系或系统中具有相同成分、相同物理、化学性质的均匀物质部分。

组分：指混合物体系中的各个成分。

组成：指混合物体系中各个成分或组分及其相对含量。通常：储层烃类一般有气、液、固三种相态；储层：储层烃类一般有气、液、气—液三种相态。*二、相图

某一个体系的相态是压力(p)、温度(T)和比容(v)的函数：相态方程用来表示相态方程的图形。油田开发中最常用的是：p—T相图。***三、单、双、多组分相态特征

1.单组分体系的相态特征

单调曲线

三个区：

①液相区②气相区③气液两相区

极值点饱和蒸汽压线泡点线露点线临界点泡点露点

临界点：体系中两相共存的压力和温点。*泡点：开始从液相中分离出第一批气泡时的压力、温度。露点：开始从气相中凝结出第一批液滴时的压力、温度。*AC线上的点，也称饱和压力点AC线上的点泡点露点临界点C点，气液两相共存的最高压力、最高温度点三点液相中分离出气泡时压力、温度点组成的线气相中凝结出液珠时压力、温度点组成的线泡点线露点线饱和蒸汽压线气液两相共存的压力、温度点组成的线一线液相区气液两相区气相区AC线以上AC线右下方AC线上的点油藏气藏油气藏三区*体系中两相共存的最高压力和最高温度点。指温度(或压力)一定时,开始从液相中分离出第一批气泡时的压力(或温度)。临界压力(Pc)临界温度(Tc)指温度(或压力)一定时,开始从气相中凝结出第一批液滴时的压力(或温度)。由泡点轨迹组成的线。由露点轨迹组成的线。露点：泡点：临界点：泡点线：露点线：*C2H6*2.双组分体系的相态特征开口环线三区

五点临界凝析压力点临界凝析温度点泡点线和露点线相交*意义：临界点：泡点线和露点线的交汇点。使该体系的气相和液相的所有内涵性质(指与数量无关的性质)如密度、粘度、表面张力、化学电位等相同的压力、温度点。临界凝析温度点：临界凝析压力点：指气液两相共存的最高压力点。指气液两相共存的最高温度点。**双组分体系相图的特点：1)任一双组分混合物的两相区都位于两纯组分的饱和蒸气压曲线之间；2)两组分的分配比例越接近,两相区面积越大；3)两相区、临界点向占优势的组分的饱和蒸气压曲线迁移；4)双组分混合物的临界压力一般都高于各组分的临界压力；混合物的临界温度都居于两纯组分的临界温度之间；5)两组分的分子量差别越大,临界点轨迹线所包面积越大，两相区最高压力越高；*3.多组分体系的相态特征未饱和油藏饱和油藏凝析气藏纯气藏过饱和油藏反常凝析区第二液相含量最大点等液量四区

三线六点各类油气藏的开发特点*PCT线包围的阴影部分AC线，液相区与两相区的分界线BC线，气相区与两相区的分界线虚线，线上的液相含量相等AC线以上BC线右下方ACB线包围的区域AC线上的点，也称饱和压力点BC线上的点C点，泡点线与露点线的交点P点，两相共存的最高压力点T点，两相共存的最高温度点油藏气藏油气藏凝析气藏液相区反常凝析区气液两相区气相区泡点线露点线等液量线泡点露点临界点临界凝析压力点临界凝析温度点第二露点气体在等温降压过程中出现的露点三线四区六点*各类油气藏的开发特点J点－油藏液态压力下降泡点线(饱和压力)压力下降气液两相A点－凝析气藏气态压力下降气液两相压力下降气态I点－饱和油藏液态压力稍微下降气液两相F点－气藏气态压力下降气态L点－过饱和油藏(带气顶的油藏)气液两相*四、典型油气藏相态特征**CO2提高原油采收率相图变化*(3)等液量线由在露点附近密集转变为在泡点线附近密集。(1)临界点从右向左转移,这一规律与双组分体系是一致的；(2)相图面积逐渐变小,油的两相区较开阔,气的两相区较狭窄；认识

从低收缩油、高收缩油、凝析气、湿气至干气，油气混合物的相图有如下变化：

*

1.根据图1.1.4试分析为什么在混相驱提高采收率时，要选用二氧化碳和丙烷而很少选用氮气和甲烷作混相剂？

2.相图分析对提高凝析气藏采收率有何重要意义？讨论题

*

地层油的高压物性地层油：高温，高压，溶解有大量的天然气

一、地层油的溶解气油比Rs1.定义①地层油在地面进行一次脱气，分离出的气体标准体积与地面脱气油体积的比值，标m3/m3。②单位体积地面油在油藏条件下所溶解的气体的标准体积，标m3/m3。地层油的溶解气油比是用接触脱气的方法得到的。*2.影响因素①油气性质溶解气油比与压力的关系②压力油气密度差异越小，地层油的溶解气油比越大。

③温度T↗，Rs↘P<Pb：P≥Pb：P↗，Rs↗P↗，Rs=Rsi*二、地层油的密度和相对密度1.地层油的密度

地层油的密度是指单位体积地层油的质量，kg/m3。一般，地层油的密度小于地面油的密度。？*影响因素：2)溶解气油比：Rs↗，ρo↘；3)温度:1)组成:轻组分↗，ρo↘4)压力:P<Pb：P＝Pb：P↗，ρo↘；ρo最小；P>Pb：P↗，ρo↗。T↗，ρo↘；*2.地面油的相对密度20℃时的地面油密度与4℃时水密度之比。当压力高于饱和压力时：γoi——原始地层压力下的地层油相对密度；γob——泡点压力下地层油相对密度；Boi——原始地层压力下地层油体积系数；Bob——泡点压力下地层油体积系数。*三、地层油的体积系数又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。一般地

Bo>1

为何Bo>1？*影响因素分析：③油藏温度T↗，Bo↗④油藏压力P↗,Bo↘当P>Pb时，P↗,Bo↗

当P<Pb时，当P=Pb时，

Bo＝Bomax轻烃组分所占比例↗，Bo↗①组成②溶解气油比Rs↗,Bo↗*两相体积系数：

油藏压力低于泡点压力时，在给定压力下地层油和其释放出气体的总体积(两相体积)与它在地面脱气后的体积(地面原油体积)之比。因为：

所以：*(1)P＜Pb时,存在两相体积系数；

(2)P=Pb时:(3)P＝1绝对大气压时，(4)两相体积系数与压力的关系为一双曲线型单调曲线。综上所述：Rs=0，Bg=1,Bo=1,Bt=1+Rsi,Bt为最大值；Rs=Rsi,Vfg=0,Bt=Bo=Bob,Bt为最小值；*

四、地层油的等温压缩系数定义：在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化值，1/MPa。由于：

所以：*影响因素分析：轻烃组分所占比例↗，Co↗①组成③温度T↗，Co↗②溶解气油比Rs↗,Co↗P↗,Co↘④压力（P>Pb）*

五、地层油的粘度根据牛顿内摩擦定律：

影响因素分析：轻烃组分所占比例↗,μo↘①组成③温度T↗，μo↘④压力②溶解气油比Rs↗,μo↘P<Pb：P＝Pb：P↗，μo↘；μo最小；P>Pb：P↗，μo↗。*μo～P、T关系**第六节地层水的高压物性地层水：油层水(与油同层)和外部水(与油不同层)的总称。地层水长期与岩石和地层油接触地层水中含有大量的无机盐底水边水层间水束缚水上层水下层水构造水*一、地层水的矿化度1.地层水中的离子阳离子Na+、K+、Ca2+、Mg2+Cl-、CO32-、SO42-、HCO3-阴离子2.矿化度水中矿物盐的质量浓度，通常用mg/l表示地层水的总矿化度表示水中正负离子的和。

不同油藏的地层水矿化度差别很大地层水的高矿化度会降低注入井中的聚合物的粘度。*MgCl223945121242813581375658712胜坨S2层NaHCO37711661724106310276442593渤海S2层CaCl2369610706022088187414112152临盘S3层CaCl2373986360244382522880641372304896331中原W层总矿化度CO32-HCO3-SO42-Cl-Ca2+Mg2+Na+(K+)水型离子质量浓度及总矿化度/（mg/L）油田名称我国部分油田地层水资料*3.硬度指地层水中钙、镁等二价溶解盐离子的含量,用mgL-1表示。德国度：1度相当于10mg

L-1浓度的CaO。水中钙、镁盐的含量碳酸盐硬度暂时硬度其它二价盐如铁、铝、锶、钡等盐的含量永久硬度

地层水的硬度对入井的化学药剂－－阳离子活性剂溶液影响极大,会使其产生沉淀而失效。*

二、地层水的分类苏林分类法具体思路

根据水中Na+（包括K+）和Cl-的当量比，利用水中正负离子的化合顺序，以水中某种化合物出现的趋势而命名水型。氯化镁(MgCl2)水型重碳酸钠(NaHCO3)水型硫酸钠(Na2SO4)水型氯化钙(CaCl2)水型**三、地层水的高压物性

地层水溶解盐类是影响地层水高压物性的根本原因。1.溶解气很少压力在10MPa下，1m3地层水中溶解天然气不超过2m3。地面1m3水在地层压力、温度条件下所溶解的天然气体积，单位为标m3/m3。天然气在地层水中的溶解度：*

压力：随压力的升高而升高；

温度：影响不大；

矿化度：随矿化度增大而下降。*地层水中还可能溶有其它非烃类气体,如氯气、二氧化碳、硫化氢及稀有气体等。

地层水中溶解的天然气以甲烷气体为主：美国墨西哥湾沿岸地区的地压气藏气就是一种高压水溶气,其气体储量多达76.46×1012m3。具有工业开采价值*2.地层水的体积系数油藏条件下的体积地面条件下的体积地层水体积系数受温度的影响大于受压力及溶解气的影响。温度：随温度的增加而增加；压力：溶解度：随压力的增加而减小；溶解有天然气的水比纯水的体积系数大些。*3.等温压缩系数压力：温度：溶解气量：矿化度：随压力的升高而下降；随温度的升高先下降后上升；随溶解气量增大而显著上升。随矿化度的升高而降低。*4.地层水的粘度a－水的粘度与温度、压力关系；1.0.1MPa；2.50MPab－水的粘度与温度、矿化度关系；1.纯水；2.矿化度60000mg/L地层水粘度与温度、压力、矿化度关系温度：地层水粘度随温度的上升急剧降低。压力溶解气矿化度影响不大*

提高采收率原理与方法第一节影响采收率的因素一、影响采收率的因素油藏采收率的高低与油藏地质条件和开采技术有关可采储量综合体现了油藏岩石和流体性质与所采取的技术措施的影响*⑴油气藏的地质构造形态；⑵天然驱动能量的大小及类型；水驱采收率最大，溶解气驱采收率最小；⑶油藏岩石及流体性质；

岩石的非均质性、流体组成、岩石润湿性、流体与岩石间的作用关系。1.油藏地质因素客观因素*

主观因素体现了人们对驱油过程的影响能力；主观因素的实现取决于人们对客观因素的认识程度。⑴油气藏开发层系划分；⑵布井方式与井网密度的选择；⑶油井工作制度的选择和地层压力的保持程度；⑷完井方法；⑸开采工艺技术水平和增产措施；⑹提高采收率方法的应用规模。2.油田开发和采油技术因素主观因素*

主观因素对油藏开采的作用程度在逐渐增加：三次采油(强化采油)天然能量依靠物理、机械和力学等宏观作用立足化学、物理、热力、生物或联合微观驱油作用应用一次采油二次采油人工注水注气化学驱混相驱热力采油微生物采油*二、波及系数与驱油效率采收率可以表示为：其中：Vsw－工作剂的驱替体积；V－油藏总体积；So－原始含油饱和度；Sor－残余油饱和度；Ev－体积波及系数；ED－洗油效率。采收率是注入工作剂的体积波及系数与驱油效率的乘积洗油效率：指在波及范围内驱替出的原油体积与工作剂的波及体积之比波及系数：指工作剂驱到的体积与油藏总体积之比*(一)波及系数流度比、岩石的宏观非均质性、注采井网对非均质性的适应程度等

影响因素：⒈流度比：指注入工作剂的流度与被驱原油在未波及区的流度之比。

流度：流体的渗透率与其粘度之比。

水油流度比：*图12－4五点法注采单元流度比对波及状况的影响波及系数随水油流度比的增大而减小。结论增大μw；减小μo；增大Ko；降低Kw。降低M的措施：M<1：有较规则的流动前缘，见水波及系数可达70％左右；M>2：出现明显的粘滞指进现象，波及系数降低。*⒉油层岩石宏观非均质的影响实际油层是在水流冲刷过程中沉积形成的顺水流方向与垂直水流方向的渗透率必然有差异形成不轨则驱动前缘油井会过早水淹，油藏留下一些“死油区”注采井网安排不当流体沿渗透率好的方向流动快*残余油的分布状况及数量直接与岩石的润湿性、界面张力、岩石的微观结构等有关。(二)驱油效率影响因素：岩石性质及其微观结构和流体性质亲水岩藏：水驱油藏残余油的分布：大多以珠状形式被捕集在流通孔道中。

亲油岩藏：存在于注入水未进入的较小的流通孔道中，而在充满水的大孔隙中，残余油呈膜状粘附在孔壁上。*二、提高采收率的方向第一、通过降低流度比以提高波及系数，同时尽可能适应油层的非均质性，以减少非均质性对驱油过程的不利影响；第二、通过减小界面张力或者消除工作剂与原油间的界面效应以提高驱油效率。*第二节提高采收率的方法包括：聚合物驱、活性剂驱、碱驱和复合驱。一、化学驱油法通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，如降低界面张力、改善流度比等，从而提高采收率。原理*1.聚合物驱

在注入水中加入水溶性高分子聚合物，增加水的粘度，降低水相渗透率，减小流度比M，提高波及系数。此外可以减小粘度指进，提高驱油效率。聚丙烯酰胺部分水解聚丙烯酰胺黄原胶

聚合物：热降解、盐降解、剪切降解、地层吸附驱油机理药剂存在问题*2．活性剂驱药剂

磺酸盐型

羧酸盐型非离子－阴离子型⑴降低油水界面张力；⑵改变亲油岩石表面的润湿性；⑶使原油乳化，产生迭加的液阻系数（贾敏效应），增加高渗层的流动阻力，减小粘度指进现象。微乳状液驱、活性水驱、胶束溶液驱和泡沫驱等。

活性剂驱主要以提高驱油效率为主。

聚醚型类型

驱油机理存在问题

活性剂在岩石表面大量吸附；活性水与普通水的粘度差很小。药剂存在问题*3.碱驱

氢氧化钠(NaOH)

硅酸钠（Na2SiO3）原硅酸钠（由NaOH和水玻璃配置而成）在注入水中加入碱，与原油中的有机酸反应，生成表面活性剂，降低油水界面张力，形成乳状液和改变岩石润湿性，提高波及系数和驱油效率。

碳酸钠〔NaCO3〕驱油机理存在问题碱耗；流度控制。药物*4.化学复合驱

化学复合驱是由聚合物、活性剂、碱以各种形式组合驱动。降低界面张力：碱与原油中的酸性成份反应就地产生表面活性剂，降低相间界面张力和残余油饱和度，添加的表面活性剂与聚合物间的协同效应产生超低界面张力，并扩大低界面张力的碱浓度范围；聚合物的流度控制作用：聚合物可以使水相粘度增加，渗透率降低，扩大驱替相的波及体积；降低化学剂的吸附损失：碱的存在可降低注入的表面活性剂、聚合物等的吸附，提高洗油效率.驱油机理:

*二、混相驱油法包括：注液化石油气驱油法、富气驱油法、高压干气驱油法和二氧化碳驱油法。驱油机理：气体与原油之间建立混相带，消除界面张力，提高驱油效率。混相驱：指向油藏中注入一种能与原油在地层条件下完全或部分混相的流体驱替原油的开发方法。图12－7混相流体驱油过程的相段分布图*向油藏注入以丙烷为主的液化石油气，与原油形成混相段塞，然后用天然气驱动段塞。液化石油气段塞前缘可与地层油混相，后面与天然气混溶，形成良好的混相带。1.液化石油气驱动法图12－8注液化石油气混相驱油过程*对于地层油中轻质组分（C2-6）较少的油藏，可注入适量加入乙烷、丙烷和丁烷的天然气，富气中的较重组分不断凝析到原油中，最终使注入气与原油混相的驱油方法。2.富气驱油法驱油过程是先注一段富气，再注一段干气，然后用水驱动。图12－8注富气混相驱油过程*对于地层中原油组分含重质轻组分较多时，可向油藏高压注干气，与原油充分接触，油中的轻质组分C2-6逆行到气体前缘，并使之富化，富化的气体在推进过程中不断与新原油接触，进一步被富化，最后达到混相。3.高压干气驱油法

图12－8高压注干气混相驱油过程*4.CO2驱油法向油藏高压注入CO2，不断与原油接触萃取其中较重烃组分而富化，CO2同时溶于原油中，它通过气化、凝析过程，最终与原油形成混相的驱油法。(3)与原油产生低界面张力；存在问题：气源提高采收率机理：(1)降低原油的粘度；(2)使原油膨胀；图12－11原油粘度降低比值μm/μo和压力的关系*图12－12原油体积膨胀系数和CO2溶解度的关系*热力采油是向油层注入热流体或使油层就地发生燃烧后形成移动热流，主要依靠热能降低原油的粘度，以增加原油的流动能力的采油方法。三、热力采油法热力采油法主要用于对付稠油(即在地层条件下脱气原油粘度大于100mPa·s或相对密度大于0.934的原油)，但也可以用于开采稀油。热力采油工艺可分为两类：注热流体法

油层就地燃烧法*1.注热流体法主要是蒸汽注蒸汽采油是以水蒸气为介质，把地面产生的热注入油层的一种热力采油方法。分为：蒸汽吞吐和蒸汽驱两种。(1)蒸汽吞吐从注蒸汽开始到油井不能生产为止，即完成一个过程称为一个周期。蒸汽吞吐：在本井完成注蒸汽、焖井、开井生产三个连续过程。蒸汽吞吐过程*

图12－14蒸汽吞吐井的产量特征曲线*(2)蒸汽驱：蒸汽驱：按一定生产井网，在注汽井注汽，在生产井采油。蒸汽驱油藏示意图蒸汽驱产油示意图*注蒸汽热力采油的增产原理：

原油粘度大大降低，增加了原油的流动系数；

油层岩石和流体体积膨胀，增加了弹性能量；

原油中的轻质油份易挥发，进入气相后更易流动；

油相相对渗透率有增加的趋势，从而增加了油的流动能力；

提高了地层压力，增加了驱油能量；

清除了井壁污染，降低了井筒附近的流动阻力；*火烧油层：采用适当的井网，将氧气或空气注入井中并用点火器将油层点燃，燃烧前缘的高温不断使原油蒸馏、裂解、并驱替原油到生产井。2.火烧油层火烧油层燃烧过程示意图*火烧油层增产原理：

燃烧带的温度很高，使燃烧带前缘的原油加热降粘，增加流动能力；

燃烧带前缘有蒸汽带和热水带，有蒸汽驱和热水驱作用；

燃烧过程中产生CO2和地层中原油形成混相，从而消除或降低了界面张力；

原油蒸馏产生的轻组分更易流动；*四、微生物采油微生物采油：

通过有选择地向油层注入微生物基液和营养液，使得微生物就地繁殖生长，其代谢产物与原油产生物化作用。⑵产生有机酸（表面活性剂），降低界面张力。驱油机理：⑴降低原油粘度，代谢产物中的CH4、H2、CO2、H2S等气体使原油体积膨胀，代谢产物与原油互溶（乳化），降低原油粘度。

天然气的高压物性

一、天然气的视相对分子量和相对密度1.天然气的视相对分子量(平均相对分子量)

标准状况下1摩尔天然气的质量。

定义：根据Kay混合规则：Mi——天然气组分i的相对分子量,g/mol,或kg/kmol。Mg——天然气的视相对分子量,g/mol,或kg/kmol；yi——天然气的组分i摩尔分数,小数；2.天然气的相对密度定义：在标准状态下,天然气密度与干燥空气密度的比值。ρa——干燥空气的密度,kg/m3。γg——天然气的相对密度；ρg——天然气的密度,kg/m3；Ma——干燥空气的摩尔质量,kg/mol。Mg——天然气的摩尔质量,kg/mol；二、天然气的临界参数视临界参数为：Tci——天然气组分i的临界温度,(273+t)°K。——天然气的视临界压力(绝),MPa；——天然气的视临界温度,(273+t)°K；yi——天然气组分i的摩尔分数；pci——天然气组分i的临界压力(绝),MPa；2.Kay法则1.实验方法3.经验公式方法干气湿气含有CO2、N2和H2S气体：1970年Thomas等人发表了二次方程式：使用条件：H2S含量＜3%,N2含量<5%,或非烃含量少于7%。干气湿气表1.3.2天然气常见组分的主要物理化学性质组分分子式相对分子质量临界温度(K)临界压力(MPa)沸点℃(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异丁烷i-C4H1058.124408.133.648-11.81正戊烷n-C5H1272.151469.63.36936.06异戊烷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氢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硫化氢H2S34.076373.59.005-60.31水汽H2O18.015647.322.118100.00三、天然气的偏差因子方程理想气体的假设条件：1.气体分子无体积，是个质点；2.气体分子间无作用力；3.气体分子间是弹性碰撞；理想气体状态方程：天然气处于高温、高压状态多组分混合物，不是理想气体偏差因子偏差因子：一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下理想气体占有的体积之比。实际气体的状态方程：Z<1实际气体较理想气体易压缩Z>1实际气体较理想气体难压缩Z＝1实际气体成为理想气体偏差因子Z的物理意义：实际气体与理想气体的差别。则：若：p=0.101325MPa，T=Tsc=293KZ=1，偏差因子Z的求取：(1)实验方法直接测定缺点：测试过程冗长,测得的结果应用范围有限。甲烷的偏差因子等温线对应状态定律：在相同的对应温度和对应压力下，所有的纯烃气体具有相同的压缩因子。(2)SK图版法(Standing和Katz图版)1941年（Pottman和Carpenter函数表

1952年）适用条件：组分间化学性质差异不大的混合气体。p、T――为油藏压力和油藏温度。――为天然气的对应压力和对应温度。

求Z步

骤：(1)求天然气的视临界参数；(2)求视对应参数；(3)查SK图版，得Z。H2S和CO2校正：ε——

视临界温度校正系数。Tc——用Kay混合法则计算的天然气的视临界温度,K；pc——用Kay混合法则计算的天然气的视临界压力,MPa；Tc’——校正后的视临界温度,K；pc’——校正后的视临界压力,MPa；A——天然气中H2S和CO2摩尔分数之和；B——天然气中H2S摩尔分数；非烃组分校正含氮：T＝21～138℃，p＝1～34MPa时，C＝1.00～1.04C——叠加体积校正系数,它决定于氮气的浓度、温度和压力。Z’N——含氮气的天然气偏差因子；Zg——纯烃气体偏差因子；ZN——氮气的偏差因子；yN——含氮天然气中氮气的摩尔分数；Z——含氮天然气的偏差因子；4)从SK图版或Poettman－Carpenter函数表查得Z值；SK方法确定天然气偏差因子的条件和步骤已知条件：1)天然气组成或相对密度；2)SK图版或Poettman－Carpenter函数表；3)天然气的状态参数p、T。计算步骤：1)由Kay方法、经验公式等求天然气的视临界参数pc,Tc；2)若非烃（CO2、H2S）含量大于5%,校正视临界参数；3)由公式和状态参数p、T,计算视对应参数pr,Tr；5)如果含N2且含量大于5%,校正偏差因子。(3)直接计算方法Hall和Yarborugh方法(1973)Dranchuk、Durvis、Robinson方法(1974)Gopal方法(1977)四、天然气的等温压缩系数

定义：在等温条件下单位体积气体随压力变化的体积变化值。(或：在等温条件下气体随压力变化的体积变化率.)V——气体体积,m3；Cg——气体压缩系数,1/MPa；——温度为T时气体体积随压力的变化率，m3/Mpa；负号说明气体压缩系数与压力变化的方向相反。

实际气体：理想气体：高压下：P↗，Z↗则：则：低压下：P↗，Z↘应用对应状态原理：或视对应压缩系数五、天然气的体积系数

定义：地面标准状态下单位体积天然气在地层条件下的体积。Vg——地层条件下nmol气体的体积,m3；Vsc——地面标准状态下nmol气体的体积,m3；Bg——天然气的体积系数,m3/m3(标)。膨胀系数T=273+tPsc=0.101325MPaTsc=273+20℃六、天然气的粘度1.定义牛顿内摩擦定律τxy——剪切应力,N/m2；ux——在施加剪切应力方向上的流体速度,m/s；

ux/

y——在与x垂直的y方向上的速度ux梯度,1/s；μ——动力粘度,也称绝对粘度,Ns/m2(帕秒)。运动粘度ρ——气体的密度,kg/m3；μ——动力粘度,Pa﹒s；ν——运动粘度,m2/s。动力粘度绝对粘度2.烃类气体粘度的计算(1)低压气体混合物粘度计算方法已知气体混合物的组成,可用下面公式计算对比压力小于0.6时地层温度下的气体粘度：φij—组分i与组分j的结合因子,用Mi/Mj(Mi,Mj—组分i、j的分子量)比值,由结合因子图查得。

m—混合物粘度,mPa﹒s；

i—组分i的粘度,mPa﹒s；n—混合物的组分数；xi—组分i摩尔分数；xj—组分j摩尔分数；API推荐的计算结合因子的公式：HerningF和ZippererL计算

低压混合物粘度方法：(2)高压气体混合物粘度计算方法临界温度以上的任一压力；低于临界温度时,则可用饱和压力。适用条件：粘度对比参数

—粘度,mPa﹒s；

*—低压下气体粘度,mPa﹒s；

r—对应密度,ρ/ρc；

—气体密度,kg/m3；

c—气体临界密度,ρc=1/Vc,kg/m3；Vc—气体临界体积,m3/kg；Tc—天然气视临界温度,K；Mg—天然气视分子量；Pc—天然气视临界压力,MPa。

粘度对比参数法：(4)计算气体混合物粘度。计算步骤：(1)确定气体混合物的视临界参数和气体分子量Mg；(2)求低压下气体混合物粘度；(3)计算粘度对比参数λ；无因次气体粘度与对应参数图版方法（HerningF.和ZippererL.(1939)）(4)由

g1×［

/

g1］,求

。(1)由公式计算1个大气压、给定温度下的气体粘度

g1；求取混合物粘度步骤：(2)确定气体的视对应压力、温度；(3)查图版,求［

/

g1］；1.低压下3.天然气粘度的特点①气体的粘度随温度的增加而增加；②气体的粘度随气体分子量的增大而减小；③低压范围内，气体的粘度几乎与压力无关。大气压下天然气的粘度曲线2.高压下①气体的粘度随压力的增加而增加；在高压下，气体密度变大，气体分子间的相互作用力起主要作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层面剪切应力很大。②气体的粘度随温度的增加而减小；③气体的粘度随气体分子量的增加而增加。高压下，气体的粘度具有类似于液态粘度的特点。讨论题1.天然气的偏差因子Ｚ和天然气的体积系数Ｂg在概念上有何异同点？作业题:P1-23*

油藏岩石的毛管力一、弯液面在毛细管中上升的现象毛管力*

水在毛细管内上升至一定高度h，是毛细管管壁对水的附着张力与毛细管中液柱的重力平衡的结果。(1)由表面张力推导毛管力公式1.玻璃毛细管和水-气系统*作用于三相周界上的各个界面张力之间的关系：附着张力A则：附着张力是固体对水柱产生的作用于单位长度三相周界上的拉力,其大小等于水的表面张力在垂直方向的分力。*(1)由流体力学推导毛管力公式根据U形管原理：PA′=PA=Pa；设:弯液面内侧B′点压力为PB′；弯液面外侧的B点压力为PB；水面上A′点压力为PA′，毛细管中A点的压力为PA；PB′=Pa(大气压力)、PA′=Pa(大气压力)；则而毛管力*PC为毛细管压力(简称毛管力),它的物理意义：毛细管中弯液面两侧两种流体(非湿相流体与湿相流体)的压力差,是附着张力A与界面张力σ平衡时在弯液面上产生的附加压力。

毛管力的大小等于毛细管中水柱的重力；方向指向弯液面内侧(毛管力的作用使弯液面两侧的非湿相流体的压力高于湿相流体的压力)。*2.玻璃毛细管和油-水系统

又所以*归纳如下：(1)毛管力Pc与cosθ成正比,θ＜90°,毛管亲水，Pc为正值,弯液面上升；θ＞90°,毛管憎水(亲油)，Pc为负值,弯液面下降。(2)毛管力Pc和两相界面的界面张力σ成正比；(3)毛管力Pc和毛管半径r成反比,毛管半径越小,毛管力则越大,毛管中弯液面上升(或下降)高度越大。*二、毛管力公式的应用1.油藏中流体界面是过渡带对于气-液界面：对于油-水界面：

过渡带高度取决于最细的毛管中的油(或水)柱的上升高度。

因为ρw-ρo＜ρo,所以油-水过渡带比气-液过渡带宽,且油越稠，ρw-ρo越小,油水过渡带越宽。σog很小,故气-液过渡带高度较小。*

当毛管倾斜时,水沿毛管上升,但垂直高度不变；当毛管水平放置时,毛管力则成为水驱油的动力。若岩石亲油,毛管力将阻止水进入毛管,从而成为水驱油的阻力。

2.岩石亲水,毛管力是水驱油的动力,否则毛管力是水驱油的阻力。

3.判断岩石的润湿性

岩石自动吸入流体的能力与毛管力的大小、方向有关。毛管力的方向主要受控于流体对岩石的选择性润湿。*三、任意曲面的附加压力拉普拉斯方程：Pc—曲面的附加压力(压强)；σ—两相流体的界面张力；R1、R2—任意曲面的两个主曲率半径。*1.不规则曲面的附加压力（1）球面的附加压力

过毛管轴心线,用两垂直相交的平面截得的两相流体界面均为球面,曲率半径相同,即

R1=R2=R；

则：由

：*（2）柱面的附加压力

等直径毛管中有一液珠(或气泡),其与管壁间的接触面为柱面,过毛管中心线,用两垂直相交的平面截得界面的形状一个为圆,其曲率半径R1=r(r-毛管半径)；另一个为直线(柱面),曲率半径R2=∞,

*

对于裂缝性油气藏,处于两平行裂缝壁之间的油-气、油-水界面就是柱面。

设缝宽为W,缝中弯液面的主曲率半径分别为R1、R2(R2=∞)；

由

：

裂缝宽度越小,毛管力越大。*（3）断面渐变毛管的附加压力因此，圆锥形毛细管中弯液面的附加压力为：毛细管粗端弯液面的曲率半径为：

细端弯液面曲率半径为：式中β——管壁与管中心线的夹角,即锥角之半；

*

2.任意曲面附加压力的应用

由于油藏岩石孔隙存在弯液面的附加压力,使液珠或气泡在孔隙中静止及流动时均产生附加压力。（1）等直径毛管孔道中液珠或气泡的毛管效应由柱面产生的毛管力：

①液珠或气泡静止时：由球形弯液面产生毛管力为：*

由于压强的传递作用,球形弯液面的毛管力Pc′施于管壁,柱面的毛管力Pc″与其相反,故静态时管壁液膜所受的净压力为：

上式表明：油-水(或油-气)的界面张力越大,毛管半径越小,施加于管壁液膜的净压力越大,液膜达到平衡前其厚度减小的也越快。管壁液膜具有反常的特性-高粘度和高强度,欲使珠泡在孔道中流动,必须克服Pc1及反常膜的高粘度所产生的摩擦阻力。*（2）当液珠或气泡在两差的作用下,克服上述摩擦阻力欲在孔隙中流动时,由于润湿滞后,弯液面发生变形,产生第二种毛管阻力Pc2,即：

当珠泡两端压差克服了上述两种阻力以及液膜阻力后,珠泡才能流动。*液珠或气泡通过孔隙喉道时,产生的附加阻力称为贾敏效应。

钻井液、完井液、压井液：失水时对油流向井造成阻力。

调剖堵水：封堵大孔道、调整流体渗流剖面，通过增加驱替液的波及体积来提高原油采收率。（3）贾敏效应*3.毛细管滞后现象毛细管滞后现象与润湿滞后及孔隙几何形态有关：(1)润湿滞后引起毛细管滞后(2)毛细管半径突变引起毛细管滞后(3)毛细管半径渐变引起毛细管滞后毛细管中吸入液柱高度小于驱替液柱高度的现象叫做毛细管滞后现象。*四、岩石毛管力曲线的测定方法1.半渗隔板法优点：比较接近油藏实际情况,测量精度较高,可以作为其它方法的对比标准。缺点：测试时间长,测定压力范围小,不适合低渗岩石。半渗隔板法压汞法离心法基本原理：岩心饱和湿相流体,当外加压力克服某毛管喉道的毛管力时,非湿相进入该孔隙,将其中的湿相驱出。*

半渗隔板法测毛管力曲线装置示意图*2.压汞法特点：测定压力范围大、测定速度快,适合于高、中、低渗透率岩石。缺点：非湿相是水银,与油藏实际流体相差较大,并且水银有毒,岩样被污染而不能重复使用,操作也不安全。其中：*压汞法法测毛管力曲线仪器简图**2.离心法优点：兼有半渗隔板法和压汞法两者的优点,测定速度快,所采用的流体又接近油藏实际,所测得的毛管力曲线与半渗隔板法测的曲线吻合较好。原理：利用离心机产生的离心力代替外加的排驱压力实现非湿相驱替湿相过程的一种测量毛管力的方法。缺点：测试压力范围较小(一般排驱压力只能达到几个兆帕)；设备较复杂,数据处理量大。*进行毛管力资料换算的原因：(1)不同测定方法,使用不同流体,由于界面张力及润湿性的差异,测得的毛管力不同；(2)相同的流体在室内和油藏条件下的界面张力及其对岩样润湿性不同,其毛管力也不同。压汞法~半渗隔板法:**五、岩石毛管力曲线的基本特征1.毛管力曲线的基本特征

初始段:

随压力的增加,非湿相饱和度缓慢增加。表面孔或较大的缝隙

中间平缓段越长,说明岩石喉道的分布越集中,分选越好。平缓段位置越靠下,说明岩石主要喉道半径越大。中间平缓段主要的进液段*

随着压力的升高,非湿相将进入越来越细的孔隙喉道,但进入速度越来越小,最后曲线与纵坐标轴几乎平行,即压力再增加,非湿相不再进入岩样。末端上翘段:*

通过非湿相流体排驱湿相流体过程测得的毛管力曲线称为驱替曲线；通过湿相流体排驱非湿相流体过程测得毛管力曲线称为吸吮(入)线。

吸入曲线始终位于驱替曲线的下方。*2.毛管力曲线的特征参数

非湿相流体开始进入岩心中最大喉道的压力或非湿相开始进入岩心的最小压力PT称为阈压,或“入口压力”或“门坎压力”。(1)阈压PT最大喉道半径rmax

渗透性好的岩石,阈压均比较低；反之,阈压比较大。*(2)饱和度中值压力Pc50

指驱替毛管力曲线上非湿相饱和度为50%时对应的毛管压力,简称中值压力。中值半径r50

因为岩石的孔隙分布接近正态分布,所以r50可定性地视为岩石的平均喉道半径的大小。

岩石物性越好,Pc50越低,r50越大；物性差的岩石,Pc50很高,甚至在毛管力曲线上读不出来(曲线上非湿相饱和度小于50%)。*

当驱替压力达到一定值后,压力再升高,湿相饱和度也不再减小，毛管力曲线与纵轴几乎平行,此时岩心中的湿相饱和度称为最小湿相饱和度Smin。(3)最小湿相饱和度Smin

对于亲水岩石,Smin相当于岩石的束缚水饱度。湿相饱和度Smin越小，表明岩石含油饱和度越大。典型毛管力曲线*

退汞曲线：压力接近零时岩心中的含汞饱和度称为最小含汞饱和度SKpmin(相当于亲水油藏水驱后的残余油饱和度)。退汞效率WE相当于强亲水油藏的水驱采收率。(4)退汞效率WE

进汞曲线：最高压力点对应的岩心中的含汞饱和度称为最大含汞饱和度Skpmax(相当于强亲水油藏的原始含油饱和度)退汞效率WE：典型毛管力曲线*3.裂缝油藏毛管力曲线特征双重介质岩石的毛管压力曲线*六、毛管力曲线的应用

描述储层特征的主要参数：束缚水饱和度、残余油饱和度、孔隙度、绝对渗透率、相对渗透率、岩石润湿性、岩石比面及孔隙喉道大小分布1.岩石储集性能评价

毛管力曲线的形态主要受孔隙喉道的分选性及喉道大小控制。

分选性是指岩石孔隙喉道的几何尺寸大小的分散(或集中)程度。岩石孔隙喉道的几何尺寸越集中,则分选性越好，对应的毛管力曲线的中间平缓段越长；喉道半径越大,对应的毛管力曲线的中间平缓段位置越低。*六种类型的简化毛管压力曲线*2.研究岩石的孔隙结构(1)确定岩石的最大孔喉半径及主要孔喉大小。(2)定量评价孔隙喉道的分布压汞毛管力曲线及孔隙大小分布曲线*3.判断岩石的润湿性

具体做法：将饱和水的岩样放到离心机上依次做油驱水、水驱油及二次油驱水实验,测出相应的毛管力曲线，比较水驱油和二次油驱水曲线的下包面积，面积小的为润湿相驱替非润湿相。A1>A2

亲水A1<A2

亲油唐纳森方法*润湿指数W和视润湿角

实验方法：将一块岩心一分为二,一块饱和油后测定空气驱油的毛管力,另一块饱和水后测定油驱水毛管力。得到两条毛管力曲线,分别求出两条毛管力曲线的阈压PTog和PTwo，按以下指标判断岩石的润湿性。

(1)润湿指数W

式中

θwo和θog——分别为岩样与油-水、油-气系统中水和油的润湿角；PTog和PTwo——分别为气进入已饱和油的岩样和油进入已饱和水的岩样的阈压；σog和σwo——分别为油-气和油-水两相界面的界面张力。*

(2)视润湿角θ

视接触角θwo越接近0°岩石越水湿,越接近90°岩石越油湿。

W称为润湿指数，物理意义是：以油-空气系统油润湿岩石能力为标准,比较水-油系统水润湿岩石的能力。W=1

水完全润湿岩石

W=0

油完全润湿岩石*4.确定注入工作剂对储层的损害程度或增产措施的效果

通过对比岩石在接触工作液前后毛管力曲线的特征变化,可判断油层是否受到伤害以及评价增产措施是否有效。*5.水驱油(或气驱油)过程中任一饱和度面上油-水(或气)相间的压力差

油藏中水驱油(或气驱油)时,岩石中的流体分布及驱替过程与毛管力测定过程相似。因此,任一饱和度面上,油水(或气)相间的压力差(即毛管力)可直接由相应条件下的毛管力曲线查得。

油藏工程计算中常用此法确定任一饱和度面上油水(或气)相间的压力差。*6.油藏过渡带内流体饱和度的分布自由水面

Pc=0100%含水面Pc=PT100%产水面

Pc=Pcsor*七、毛管力函数（J函数）1.J(Sw)函数表达式

式中

J(Sw)——无因次；

Pc——毛管压力,MPa;

σ——界面张力,mN/m;θ——润湿角,(°)；

K——渗透率,μm2；

Sw——湿相饱和度,f。

当K的单位用10-3μm2时

*毛管力曲线标准化的含水饱和度可表示为：对压汞毛管力曲线:利用标准化的湿相饱和度,压汞毛管力曲线的J函数为：*

对于具有不同K和φ岩样的毛管力曲线,用上式进行标准化处理(以SwD为横坐标，J(SwD)为纵坐标),对数据点进行回归,可得到一条能够代表储层特征的平均无因次J(SwD)曲线。该曲线可用下式表示：

应用

⑴求未测岩心的毛管力曲线；

⑵据本层系的J函数曲线,查得不同SwD时的J(SwD),再反求该层位油藏的毛管力曲线PcHg～SHg。

**岩心k=0.2μm2,φ=0.24,Swi=0.5，预测结果见红线：*2.J(Sw)函数的特征

因此：在将毛管力曲线进行平均时,首先应按岩性和渗透率对毛管力曲线进行分组,然后再进行J函数处理,如果点子比较集中,可进行平均；如果不集中,需继续进行筛选分组,直至获得比较集中的J函数曲线。

不同储层J函数曲线不同；同一储层渗透率差异较大时,也不能得到统一的J函数曲线。*第四节饱和多相流体岩石的渗流特征一、有效渗透率和相对渗透率的概念1.绝对渗透率

当岩石孔隙为一种不与岩石发生反应的流体100％饱和，层流流动时测得的渗透率。

绝对渗透率只是岩石本身的一种属性,与通过岩石的流体性质无关。2.有效渗透率

当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体通过的能力称为有效渗透率或称为相渗透率。*油相的有效渗透率Ko气相的有效渗透率Kg水相的有效渗透率Kw

岩石的有效渗透率之和总是小于或等于该岩石的绝对渗透率。

岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙中的分布的函数,而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关。*

指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。3.相对渗透率油相的相对渗透率气相的相对渗透率水相的相对渗透率*空气渗透率:

100%盐水的渗透率

100%油的渗透率束缚水饱和度下油的渗透率同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。

相对渗透率与含水饱和度的关系曲线称为相对渗透率曲线。*二、相对渗透率曲线特征及其影响因素1.相对渗透率曲线的特征饱和两相流体的岩石的相对渗透率曲线油水相对渗透率A区：

Sw≤Swi；B区：

Swi<Sw<1-Sor；C区：

Sw≥1-Sor；油相流动。

油、水相流动；随Sw的增大，Kro急剧降低，Krw增大。

水相流动。*三、影响相对渗透率曲线的因素1.润湿性

一般情况下：当岩石润湿性由亲水向亲油转化时,油的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率趋于升高。Sw≤Swi=20%(平衡饱和度)Sw=85%=Sor(残余油饱和度)**润湿性对相对渗透率曲线的影响如下：

(1)在含水饱和度一定时,随着岩石亲油程度增加,油的相对渗透率逐渐降低,水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移；

(2)亲水岩石的油、水相对渗透率曲线交点的对应饱和度数值大于50%,亲油岩石对应的饱和度数值小于50%；

(3)亲水岩石的束缚水(共存水)饱和度一般大于亲油岩石的束缚水饱和度。*2.饱和顺序的影响

非湿相：任何饱和度下吸吮的总是低于驱替的相对渗透率。

湿相：吸吮时的与驱替时的相对渗透率曲线重合。

解释：在驱替过程中,非湿相首先窜入大孔隙中央,且非湿相是连续的,故其相对渗透率较高；在吸吮过程中,湿相沿孔隙壁面流动,同时驱动孔隙中间的非湿相,随湿相饱和度的增加,越来越多的非湿相变为不连续相,因此影响了非湿相的相对渗透率。*3.岩石孔隙结构的影响

低渗小孔隙岩心及大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反。

高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透率高；*4.温度的影响

温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率降低；温度对相对渗透率影响的基本特征是整个X形曲线右移。

原因：岩石表面吸附的活性物质在高温下解附,使大量水转而吸附于岩石表面,使岩石变得更加水湿；此外,温度升高,会导致岩石热膨胀,使孔隙结构发生变化,渗透率也随之发生改变。*4.其它因素的影响流体粘度

毛管压力:润湿相趋向于占据小孔隙,非湿相占据着较大孔隙,增加了两相相对渗透率之间的差异。

一种观点：流体粘度对相对渗透率没有影响。另一种观点：当非湿相粘度很高并且大大高于润湿相时,粘度可以对相对渗透率产生影响。*四、相对渗透率曲线的测定

1.稳定法达西公式--恒水、油比驱替

末端效应：它是两相流体在多孔介质中流动过程中，出现在出口末端的一种毛管效应,其特点是：

(1)距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高；

(2)出口端见湿相出现短暂的滞后。*

消除末端效应的方法:

(1)

提高流速：降低毛管力作用,以减小末端效应;

(2)三段岩心法：使末端效应不在测试岩心中发生。*

以水驱油基本理论(贝克莱-列维尔特驱油机理)为基础,并假设在水驱油过程中,油、水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数。因此，在岩石某一截断面上的流量、有效渗透率也随饱和度的变化而改变。原理

测量恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力:2.不稳定法时间短，快⑴根据毛管力曲线计算⑵用经验统计公式计算⑶用矿场资料计算*⑴预测水驱油藏的最终采收率最终采收率＝＝⑵计算产水率===五、相对渗透率曲线的应用分流方程*则：产水率变化速度*⑶确定自由水面位置②100%产水面(低于它便100%地产水),通常由试油、钻井中途测试、电测等手段确定。

①自由水面或毛管力为零的面；100%产水面位置最大含水饱和度毛管力所对应的高度自由水面位置**

油藏岩石的物理性质第一节砂岩的骨架性质

砂岩的粒度组成

岩石的比面

岩石的胶结物质与胶结类型孔隙性岩石孔隙裂缝溶洞储集空间渗流通道为油气提供渗透性*砂岩的孔隙性质

岩石的孔隙、孔隙结构与孔隙度

储层流体饱和度

储层岩石的渗透率

毛细管渗流模型

岩石的压缩系数及油藏的综合压缩系数*岩石沉积岩如碎屑岩、碳酸盐岩等岩浆岩如花岗岩、玄武岩等如大理岩、片麻岩等变质岩(世界99%以上)沉积岩层碎屑岩储集层碳酸盐岩储集层我国大部分油田波斯湾盆地华北古潜山油田决定于碳酸盐岩的结构组分及其组合或结合关系决定于碎屑颗粒的大小及其组合或结合关系碎屑岩的孔渗特性碳酸盐岩的孔渗特性*一、砂岩的粒度组成1.砂岩粒度组成的概念及测定方法指构成砂岩的各种大小不同的颗粒的相对含量,以质量百分数表示。

(1)砂岩的粒度组成：(2)测定方法薄片法筛析法沉降法较大直径的砂粒组成中小直径的砂粒组成粒径小于40μm以下颗粒*将岩石洗油、烘干、称质量、解析、过套筛、分筛称质量、计算。基本做法：套筛的筛孔以毫米直接表示筛孔孔眼大小以每英寸长度上的孔数表示目或号①筛析法相邻的两级筛孔孔眼的级差为

或通过最小筛孔的筛子(最细一层筛子,400目或37μm孔径)的颗粒采用沉降法进行分析。242***斯托克(C.J.Stokes)公式：原理在合适的介质中测定颗粒在外力场作用下的沉降速度,间接确定颗粒的粒度组成。v—直径为d的颗粒在密度为ρ的液体中的沉降速度,cm/s；d—颗粒直径,cm；ρg——颗粒密度,g/cm3；μ—液体的运动粘度,cm2/s；ρl——液体的密度,g/cm3；g——重力加速度,980cm/s2。适用条件颗粒直径为10～50μm；颗粒的质量浓度不应超过1%。②沉降法*——i级颗粒的平均直径,mm；Di——i级颗粒直径的上限,mm；di+1——i级颗粒直径的下限,mm。各粒级的平均直径：*表示方法：(3)粒度组成的表示方法及评价方法数字图形准确直观、明了*尖峰越高