油层物理学.

第一章油气藏流体的化学组成与性质
石油中的烃类及相态
石油主要由烷烃、环烷烃和芳香烃三种饱和烃类构成，原油中一般未发现非饱和烃类。

烷烃又称石蜡族烃，化学通式C n H2n+2，在常温常压（20℃，0.1MPa）下，C1~C4为气态，它们是天然气的主要成分；C5~C16是液态，它们是石油的主要成分；C17以上的烷烃为固态，即所谓石蜡。

石油的化学组成
石油中主要含碳、氢元素，也含有硫、氮、氧元素以及一些微量元素，一般碳、氢元素含量为95%~99%，硫、氮、氧总含量不超过1%~5%。

石油中的化合物可分为烃类化合物和非烃类化合物；烃类化合物主要为烷烃、环烷烃、芳香烃；非烃类化合物主要为各种含硫化合物、含氧化合物、含氮化合物以及兼含有硫、氮、氧的胶质和沥青质。

300~1000），含有氧、氮、硫等元素的多环芳香烃化合物，通常呈
半固态分散状溶解于原油中。

原油的物理性质及影响因素
包括颜色、密度与相对密度、凝固点、粘度、闪点、荧光性、旋光性、导电率等。

原油颜色的不同，主要与原油中轻、重组分及胶质和沥青质含量有关，胶质、沥青质含量高则原油密度颜色变深。

凝固点与原油中的含蜡量、沥青胶质含量及轻质油含量等有关，轻质组分含量高，则凝固点低；重质组分含量高，尤其是石蜡含量高，则凝固点高。

ρo）与某一温度和压力下的水的密度（ρw）之比。

我国和前苏联国家指1atm、20℃时原油密度与1atm、4℃纯水的密度之比，
欧美国家则以1atm、60℉（15.6℃）时的原油与纯水的密度之比，γo
欧美国家还使用API度
流体中任意一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值，是粘性流体流动时内部摩擦而引起的阻力大小的量度，表明流体流动的难易程度。

μ—流体粘度，又称动力粘度或绝对粘度，Pa·s，
F/A—单位面积上的剪应力或内摩擦阻力，N/m2
dv/dy—速度梯度，s-1
p、T）下绝对粘度与密度之比。

单位：m2/s
地面原油的分类
（1）根据原油中硫的含量可分为：低硫原油、含硫原油、高硫原油
（2）根据原油中胶质—沥青质的含量可分为：少胶原油、胶质原油、多胶原油
（3）根据原油中的含蜡量可分为：少蜡原油、含蜡原油、高含蜡原油
（4）按原油的关键组分可分为：凝析油、石蜡基原油、混合基原油、环烷基原油
（5）根据地面脱气原油相对密度可分为：轻质油、中质油、重质油
地层原油的分类
按粘度分为：低粘油、中粘油、高粘油、稠油。

还有凝析油、挥发油、高凝油
天然气的化学组成
天然气是以甲烷为主的烷烃，甲烷含量可高达70%~98%，乙烷含量约为10%，仅含少量的丙烷、丁烷、戊烷等。

非烃类气体有二氧化碳、氮气、硫化氢（一般不超过5%~6%）、水汽，偶尔含稀有气体如氦（He）、氖（Ar）等，还含有毒的有机硫化物，如硫醇RSH、硫醚RSR等。

油气藏的分类及特点（根据流体特性）
（1）气藏
以甲烷为主，含少量乙烷、丙烷和丁烷。

（2）凝析气藏
含有甲烷到辛烷（C8）的烃类，它们在地下原始条件是气态，随着流体压力下降，会凝析出液态烃。

液态烃（地面）相对密度0.72~0.80，颜色浅，称为凝析油。

（3）挥发性油藏（临界油气藏）
特点是含有比C8重的烃类，构造上部接近于气，下部接近于油，但油气无明显分界面，原油具挥发性，相对密度0.7~0.8。

（4）油藏
油藏流体以液态烃为主，油中都溶解有一定量天然气，地面相对密度0.8~0.94。

（5）重质油藏（稠油油藏）
原油粘度高、相对密度大，地面脱气原油相对密度0.934~1.0，地层温度条件下脱气原油粘度为100~10000mPa·s。

地层水的特点
（1）地层水在地层中长期与岩石和原油接触，常含有相当多的金属盐类，故称为盐水。

地层水含盐是它有别于地面水的最大特点，总矿化度高。

常见的阳离子为Na+、K+、Ca2+、Mg2+，偶尔含Ba2+、Fe2+、Sr2+、Li+；常见的阴离子为Cl-、SO42-、HCO3-及CO32-、NO3-、Br-、I-。

（2）地层水中还常存在多种微生物，其中最常见的是非常顽固的厌氧硫酸还原菌，它们助长了油井套管的腐蚀，在注水过程中导致地层堵塞。

（3）地层水中还溶解有某些微量有机物，如环烷酸、脂肪酸、胺酸、腐植酸和其他比较复杂的有机化合物，这些有机酸对注入水洗油能力有直接影响。

苏林分类法
离子毫克当量溶度[Na++ K+]=23.00，[Mg2+]=12.15，[Cl-]=35.45，[SO42-]=48.03
（1）硫酸钠（Na2SO4）水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水。

一般此水型是环境封闭性差的反映，该环境不利于油气聚集和保存。

地面水多为该水型。

（2）重碳酸钠（NaHCO3）水型：代表陆相沉积环境下形成的水型。

该水型在油田中分布很广，它的出现可作为含油良好的标志。

（3）氯化镁（MgCl2）水型：代表海相沉积环境下形成的水。

该水型一般存在于油、气田内部。

（4）氯化钙（CaCl2）水型：代表深层封闭构造环境下形成的水。

环境封闭性好，有利于油、气聚集和保存，是含油良好的标志。

水型分类的意义
水型是以水中某种化合物的出现趋势而定名的。

苏林分类将地下水的化学成分与其所处的自然环境条件联系起来，用不同的水型来代表不同的地质环境，用以判断沉积环境。

第二章天然气的高压物理性质
是以烃类为主并含少量非烃气体的混合物。

天然气的组成表示方法
摩尔组成
体积组成
质量组成
0℃、760mmHg下，体积为22.4L的天然气所具有的质量。

在石油行业标准状况下（293K、0.101MPa），天然气的密度与干空气密度之比。

干空气的分子量为28.96≈29，所以，一般天然气的相对密度0.55~0.8
R=8.314 J/(mol·K)
压力下等量理想气体所占有的体积之比。

由于真实气体分子本身具有体积，故较理想气体难于压缩；另一方面分子间的相互引力又使真实气体较理想气体易于压缩。

压缩因子Z的大小恰恰反映了这两个相反作用的综合效果：当Z=1时，真实气体则相当于理想气体；当Z>1时，表明真实气体较理想气体难以压缩；当Z<1时，表明真实气体较理想气体更易于压缩，体积比理想气体小。

p r、对比温度
T r下，所有纯烃气体具有相同的压缩因子。

当两种气体处于相同对比状态时，气体的许多内涵性质如压缩因子Z、粘度μ也近似相同。

对比压力对比温度
视对比压力视对比温度
p、T）下的体积V R与其在地面标准状态下（20℃，0.1MPa）所占体积V sc之比。

单位：m3/m3
地面标准状况下，天然气近似理想气体，Z=1，则
在油气藏条件下，
由（Z为p的函数），得
代入得
对理想气体，Z=1.0，所以，则
低压时，压缩因子Z随压力的增加而减小，故为负，所以C g比理想气体的C g大；高压时，
Z随p的增加而增大，故为正，所以C g比理想气体的C g小。

影响天然气粘度的因素及其特点
气体的粘度取决于气体的组成、压力和温度。

在高压和低压下，其变化规律不同。

（1）在接近大气压时，气体的粘度几乎与压力无关。

烃类气体的粘度随分子量的增加而减小；随温度增加而增大。

（2）气体在高压下的粘度随压力的增加而增大，随温度的增加而减小，随分子量的增加而增大，即具有类似于液体粘度的特性。

在高压下，气体分子间的相互作用力成为主导作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层面剪切应力大，因而粘度增加。

影响天然气含水量的因素及其特点
（1）含水蒸气量随体系压力增加而降低；随温度增加而增加。

（2）与地层水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气含水量降低。

（3）天然气的相对密度越大，含水量越少。

由水和低分子量烃或非烃组分所形成的结晶状笼形化合物，其中水分子借助氢键形
成主体结晶网络，晶格中孔穴内充满轻烃或非烃气体分子。

石油工业中研究水合物的工程意义
（1）水合物作为一种资源，可能储存在一定条件的地层中；
（2）天然气开采过程中，井筒和气嘴后出现的水合物，对天然气流动有重要影响；
（3）在地面上，气态的天然气可转化为水合物状态，从而实现高效的储运。

天然气水和物的形成条件
除甲烷、氮和惰性气体以外的所有其他气体，都具有高于某一温
度就不在形成水合物的临界温度。

形成气体水合物，必须具备一定的
温度、压力，在低温、高压条件下易形成天然气水合物。

在地层条件
下，大陆冻结层或海洋底部沉积岩层具有生成气体水合物的热力学条
件。

第三章油气藏烃类的相态和汽液平衡
观存在的固体表面，也可以是假设的概念界面。

边界可以是运动的，也可以是静止的。

人为合并为一种拟组分。

单组分p-V相图
单组分p-T相图
饱和蒸气压线是汽—液两相平衡共存的温度和压力条件，实际上是该组分的泡点线和露点线的共同轨迹线。

双组分p-T相图
相图是一开口的环形曲线。

临界点是泡点线和露点线的交汇点。

临界点所对应的温度和压力已不再是两相共存的最高温度或压力。

T CT时，无论加多大的压力，体系也不能液化。

p Cp时，无论温度如何，体系液不能汽化，而以单相液体存在。

（1）任何双组分混合物的两相区必位于两个纯
物质饱和蒸气压线之间；
（2）混合物的临界压力都高于各组分的临界压
力，混合物的临界温度则居于两纯组分的临界温度
之间；
（3）随着混合物中较重组分比例的增加，临界
点向右迁移（即向重组分饱和蒸气压线方向偏移）；
（4）混合物中哪一组分的含量占优势，露点线
或泡点线就靠近哪一组分的饱和蒸气压线；
（5）两组分的浓度比例越接近，两相区的面积
就越大；两组分的性质（如分子量、挥发性）差别
越大，则临界点轨迹所包围的面积就越大；某一组
分的浓度很高时，两相区的区域窄长。

多组分p-T相图
等温反凝析区和等压反凝析区
凝析气藏由D至E随压力降低体系液相蒸发是正常现象，而由B到D随压力降低凝析量增加则为反常凝析现象。

从分子运动学的观点可以解释：当压力降至B时，由于压力下降，烃分子距离加大，分子间引力下降，特别是气态轻烃分子对重烃分子的作用力降低，重烃分子就从轻烃分子中离析出来，因而产生了第一批液滴。

随压力的继续下降，分子间引力下降，凝析出的液量继续增加。

当压力降到D时，大部分重烃分子离析出来，体系中液态烃的凝析量达到最大值。

B点称为上露点
（第二露点），E称为）。

由于较重组分的凝析，将使烃类体系中最有价值的部分沉积、吸附在地层中，造成重烃损失，而且凝析油很难采出。

为防止重烃从天然气中凝析出来，凝析气藏开发要采用循环注气等方法保持地层压力，使地层压力在高于上露点压力的条件下生产。

油气藏类型的判断
实质是根据油藏原始条件（温度、压力）与临界点相对位置的关系判断。

典型油气藏相图及其特征
（1）常规重质油藏（低收缩油藏）
地层条件位于泡点线上方、临界点左侧，烃类以单相液态存在，随着原油的采出，油层压力降低，开始分离出气体。

两相区内的等液量线较密集地靠近露点线一侧，表明当油藏压力降低至泡点压力后，虽有气体分离出来，但气量不大，体系以液相为主。

原油含重烃较多，气油比较小，原油比重较高。

（2）轻质油藏（高收缩油藏）
轻组分含量较高，两相区内等液量线比较稀疏，一旦低于泡点压力后即可分离出大量气体。

原油含轻烃较多，比重较小，气油比较高。

（3）反凝析气藏
原始地层压力高于临界压力，气藏温度介于临界温度
和临界凝析温度之间，气藏压力位于包络线之外，原始状
态下烃类以单相气体存在。

地层压力降至露点压力时，开
始有液相析出。

凝析油比重小，气油比很大。

（4）湿气气藏
气藏温度远高于临界温度，当油藏压力降低时，流体
始终处于气相，在分离器条件下，体系处于两相区内，会
有一些轻质油析出，比重小，气油比很大。

（5）干气气藏
甲烷含量很高（70%~98%）的天然气称为干气。

地层温
度和油气分离器温度均在两相区之外，地层条件和井筒到分
离器过程均不穿过两相区，地下和地面均无液烃析出，理论
上气油比为无穷大。

之间吸引力和排斥力相等）。

理想溶液体系两相平衡共存时，各组分在汽相中的分压等于该温度下的饱和蒸汽压与
该组分在液相中的摩尔分数的乘积。

气体混合物的总压力等于其各组分作用的压力之和，或各组分的分压等于其摩尔分数与体系总压力的乘积。

配比例。

油气的分离方式通常有闪蒸分离（一次脱气）、差异分离（多级脱气）、微分分离
态后，一次性排出从油中脱出的天然气的分离方式。

相再进入下一级，亦即脱气是在系统组成变化的条件下进行的。

脱气过程中，微小降压后立即将从油中分离出气体放掉，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。

一次脱气与多级脱气的联系与区别
联系：多级脱气的每次脱气类似于一次独立的一次脱气。

区别：（1）一次脱气是一次性连续降压，一次脱气，油气体系一直保持接触，气体不排除，总组成始终不变；分离出的气量较多而油量较少，即气油比高，气体较重，气体中含轻质油较多。

（2）多级脱气是分次降压，分次脱气，每次脱气的体系不同，压力不同；分离出的气量较少而油量较多，
气体较轻，减少了轻质油的损耗。

α—溶解系数，表示单位压力、单位体积液体中溶解气量（标准状态下的体积），m3/(m3·MPa)
对于化学结构相似的烃类气体在原有中的溶解有较大偏差，即
α不是常数。

当压力p<pA时，溶解系数α较大，因为低压时乙烷、
丙烷等容易溶解的烃类先溶于油中，当压力p>pA时，剩余的气相
主要是甲烷，此时随压力的增加甲烷向油中溶解，溶解系数接近于
常数。

影响天然气在原油中溶解度的因素及其特点
压力，温度，天然气和原油的组成
（1）溶解气量随温度的增加而降低，高压时这种降低更大些。

因为温度的增加使烃类气体的饱和蒸汽压随之增加。

（2）在同压力、同温度下，同样组成的天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油（高密度原油）中的溶解度。

天然气的密度越大，它在石油中的溶解度也越大；石油的密度越小，它越容易溶解更多的天然气。

因为石油密度越小，天然气密度越大，在相同温度、压力条件下，油、气组分的性质越接近，则天然气在原油中的溶解度就越大。

第四章储层流体的高压物性
态下的体积。

状态）下所溶有的天然气在标准状态下的体积。

单位；m3/m3
单位；m3/m3
地下原油与地面原油相比有三个不同点：溶解天然气，因高温而膨胀，因高压而受压缩。

体积系数反映了三种作用而导致的体积变化。

一般情况下，溶解气和热膨胀的影响远远超过受压缩所引起的体积变化，即地下体积总是大于地面体积，故一般B o>1。

当油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。

单位；m3/m3
单位：MPa-1注：p>p b
地下原油压缩系数的大小主要取决于原油溶解气油比、原油所处的温度及压力。

地层原油溶解气油比大，则溶解的气多，使原油密度较小且具有更大的弹性，所以压缩系数大。

地层温度越高，原油密度越小，弹性越大，则其压缩系数越大。

压力增加，原油密度增大，则其压缩系数变小。

影响原油粘度的因素及其特点
（1）原油的化学组成是决定粘度高低的内因，即主要影响因素。

原油分子量越大，则粘度越高。

非烃含量（即胶质和沥青质）的多少对原油粘度有重大影响，大分子化合物（胶质和沥青质）的存在，引起原油液层分子的内摩擦增大，使原油粘度增大。

胶质沥青质含量高或温度较低时，原油中形成胶体结构而使原油表现出非牛顿流体特性。

原油中重烃含量越高，原油密度越大，粘度越大。

溶解气油比越大，粘度越低。

同一原油，地面脱气油要比地层油粘度高，一方面由于脱气引起粘度增加，另一方面地面温度比地下温度低，也引起粘度升高。

（2）外因。

原油粘度对温度变化很敏感，温度提高，原油粘度降低。

压力对地层原油粘度的影响以饱和压力p b为界，p>p b时，压力增加引起地层油的弹性压缩，油的密度增大，液层间摩擦阻力增大，原油的粘度增大；p<p b时，随着地层压力的降低，油中溶解气不断分离出来，地层原油粘度急剧增加。

在油田开发过程中，应保持油层压力高于饱和压力，防止气体从地层原油中分离出来，以免造成地下原油粘度增大。

在高温高压地层条件下，地层水中溶有大量的盐类，但仅溶解少量天然气。

积。

影响天然气在水中溶解度的因素及其特点
单位；MPa-1
单位；m3/m3
地层水的体积系数随着温度的增加而增大，随着压力的增加而减小。

溶解有天然气的水比纯水的体积系数大。

第五章储层多孔介质的孔隙特性
储层性质主要受颗粒的大小、形状、排列方式，胶结物的成分、数量、性质以及胶结方式的影响。

，通常用质量百分数表示。

分析粒度组成的方法：筛析法、沉降法、薄片法。

沉降法原理：不同直径的颗粒在液体中具有不同的沉降速度，因而到达沉降管底部所需时间不同。

（确定小于72μm的粒级含量）
平均粒径
粒度组成的表示方法
一粒级颗粒在岩石中的含量。

曲线尖峰越高，表明该岩石以某一粒径
颗粒为主，岩石粒度组成越均匀；曲线尖峰越靠右，表明岩石中粗颗
粒越多。

，上升段越陡，表明岩石颗粒越均匀。

50%所对应的颗粒直径。

单位：cm2/cm3
其他定义的比面，则
影响岩石比面的因素及其特点
（1）粒径。

当颗粒间是点接触时，岩石孔隙的总内表面积即为所有颗粒的总表面积。

假设颗
粒为半径为R的球体，则其比面，R越小，孔隙介质比面越大。

砂岩的砂
粒越细，其比面越大，骨架分散程度越高。

（2）比面还受颗粒排列方式、颗粒形状、胶结物含量等因素影响。

圆球形颗粒的比面要比扁圆形颗粒的小，颗粒间胶结物含量少则比面大。

50%。

常见胶结物及其特点
（1）泥质（粘土）
粘土矿物是组成粘土主体的矿物，粘土矿物是高度分散的含水的层状硅酸盐和含水的非晶质硅酸盐矿物的总称。

常见的粘土矿物有高岭石、蒙皂石、伊利石、绿泥石及混合层等含水层状硅酸盐。

粘土矿物遇水后会产生膨胀、分散或絮凝等不稳定现象。

粘土矿物按成因可分为陆源粘土矿物和自生粘土矿物，前者是造成地层非均质性的主要原因，后者是储层伤害和生产能力下降的主要原因。

自生粘土在砂岩孔隙中的产状有分散质点式、薄膜式、架桥式。

（2）灰质
灰质胶结物主要是由碳酸盐类矿物组成，碳酸盐（3）硫酸盐胶结物
储层岩石中的硫酸盐矿物主要是石膏和硬石膏。

硫酸盐矿物在高温下易脱出结晶水，与酸反应易生产沉淀。

胶结类型及其特点
（1）基底式胶结
胶结物含量高，颗粒孤立地分布于胶结物之中，彼此不相接触或很少有颗粒接触。

胶结物与碎屑颗粒同时沉积，故称原生胶结。

胶结强度很高，孔隙类型为胶结物内的微孔，储集油、气的物性很差，孔隙度小，渗透率低。

（2）孔隙式胶结
胶结物含量不多，仅充填于颗粒之间的孔隙中，颗粒呈支架状接触。

胶结物多是次生的。

胶结强度次于基底胶结。

孔隙度、渗透率一般。

（3）接触式胶结
胶结物含量很少，一般小于5%，仅分布于颗粒互相接触的地方，颗粒呈点状或线状接触，胶结物多为原生或碎屑风化物质，常见的为泥质。

孔隙性、渗透性均好。

空隙按几何尺寸或现状可分为孔隙、空洞、裂缝。

孔隙类型
（1）按成因分类：粒间孔隙，杂基内微孔隙，晶体次生晶间孔隙，纹理及层理缝，裂缝孔隙，溶蚀孔隙。

（2）按孔隙大小分类：超毛细管孔隙，毛细管孔隙，微毛细管孔隙
（3）按生成时间分类：原生孔隙，次生孔隙
（4）按组合关系分类：孔道，喉道
（5）按连通性分类：连通孔隙，死孔隙
：组成岩石的各种直径的孔隙数量的比例。

表示孔隙组成的方法
S p值越小，孔隙越均匀，分选性越好。

糙程度等全部孔隙特征和它的构成方式。

l与岩石外观长度L之比。

孔隙结构类型
孔隙结构划分为三重孔隙介质和六种孔隙结构类型
1）单重孔隙介质
（1）粒间孔隙结构。

碎屑岩的基本孔隙结构，部分碳酸盐岩也具有此种孔隙结构，粒间孔隙既是储油气空间，又是油气渗流的通道。

（
2具有两种不同孔隙类型的孔隙介质）
（1）裂缝—粒间孔结构。

特别发育于石灰岩与白云岩，粒间孔隙是主要的储油气空间，裂缝是油气渗流的主要通道。

粒间孔隙有较大的孔隙度，但渗透率很小；裂缝有很小的孔隙度，但具有较高的渗透率。

基本特点：双重孔隙度、双重渗透率和两个性质差别较大的水动力系统。

（2）孔洞—粒间孔结构。

特别发育于碳酸盐岩，流体在粒间孔隙中的流动服从渗流规律；而在洞穴中的流动服从流体力学奈维—斯托克斯方程。

3）三重孔隙介质
（1）粒间孔隙—微裂缝—大洞穴
（2）粒间孔隙—微裂缝—大裂缝
V p与岩石总体积V b的比值。

V a与岩石外表体积V b之比。

V e与岩石外表体积V b之比。

计算储量和评价油气层特性时一般指有效孔隙度。

V f与岩石外表体积V b之比。

绝对孔隙度Φa>有效孔隙度Φe>流动孔隙度Φf
岩石外表（视）体积V b的测定
（1）几何测量法
规则的岩样，如圆柱体形的岩样可直接用游标卡尺测量其直径d和长度L，计算V b。

适用于胶结较好，钻切过程中保持完整、不破碎的岩石。

（2）封蜡法
对外表不规则的岩样，首先称其质量ω1，在将其放入熔化的石蜡中覆盖一层蜡膜，称其质量ω2，最后将岩样至于水中称其质量ω3
适用于胶结疏松，易垮、易碎的岩石。

（3）饱和煤油法
先将岩心抽真空，浸入煤油中，将饱和煤油的岩心在空气中称质量ω1，在煤油中称质量ω2
适用于外表不规则的岩心。

（4）水银法
适用于不规则的岩样或准备用压汞法测定毛管压力曲线的岩样，前提是水银不进入岩样的孔隙注：“岩样视密度”指烘干的岩样
影响孔隙度的因素及其特点
（1）颗粒的分选性
颗粒有大有小，小颗粒碎屑充填了大颗粒间的孔隙和喉道，会降低岩石的孔隙度和渗透率，因此，颗粒的分选程度对孔隙度影响很大，岩石颗粒越均匀孔隙度越大。

岩石颗粒分选程度差时，孔隙度变小。

孔隙度与粒径有关，并且孔隙度随着粒径的增大而减小，因为细粒碎屑磨圆度差、呈棱角状、颗粒支撑时比较松散，因此它比圆度好的较粗砂粒有更好的孔隙度。

（2）岩石的矿物成分与胶结物质。