油层物理试卷(附答案)

油层物理试卷（100）一．名词辨析（5*5）1.接触分离，微分分离，一次脱气，多级脱气四者的联系与区别答：接触分离是使油藏烃类体系从油藏状态瞬时变某一特定压力，温度状态，引起油气分离并迅速达到相平衡的过程；一次脱气是指油藏烃类体系从油藏状态下一次分离到大地气压气温上的状态的相态平衡过程，属于接触分离的一种。

微分分离是在微分脱气过程中，随着气体的分离，不断将气体放掉（使气体与液体脱离接触）；多级脱气是指在脱气过程中分几次降压，将每级分出的气体排走，液体在进行下一次脱气，最后达到指定压力的脱气方法，属于微分分离的一种。

2．天然气的等温压缩系数和体积系数的区别和各自的意义答：天然气等温压缩系数：在等温条件下单位体积气体随压力变化的体积变化值；其物理意义每降低单位压力，单位体积原油膨胀具有的驱油能力。

天然气体积系数：一定量的天然气在油气层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比；其意义是对于湿气和凝析气，采到地面后有液态凝析油产生，在计算产出气体的标准体积时，通常将凝析油转换出曾等物质的量的气体的标准体积，是膨胀系数的倒数。

3.有效孔隙度和流动孔隙度的区别答：有效孔隙度是指在一定的压差作用下，被油气水饱和且连通的孔隙体积与岩石外表体积之比；流动孔隙度是指在一定压差作用下，饱和与岩石孔隙中的流动发生运动时，与可动流体体积相当的那部分孔隙体积与岩石外表体积之比。

有效孔隙度比流动孔隙度大。

4.原始含油饱和度和束缚水饱和度的关系答：束缚水饱和度指单位孔隙体积中束缚水（分布和残存在岩石颗粒接触出角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面，不可流动的水）所占的比例（原始含水饱和度最小为束缚水饱和度）。

原始含油饱和度是指在油藏条件下单位孔隙体积中油所占的比例。

对于原始含水饱和度为束缚水饱和度的为饱和油藏而言，原始含油饱和度等于1减束缚水饱和度。

5.润湿反转和润湿滞后区别答：润湿反转是指由于表面活性剂的吸附，使固体表面的润湿性发生改变的现象。

润湿滞后是指由于三相周界沿固体表面移动的迟缓而产生润湿角改变的现象。

前者是比较稳定一种现象，后者是在两相驱替过程中出现的现象，不稳定。

二．综合题（10*5）1.说明露点方程和泡点方程的建立（8）答：相态方程通式：∑y i mi=1=∑n i k i1+(k i−1)N g= mi=11∑x i mi=1=∑n ik i+(k i−1)N i= mi=11露点压力：大气类系统中极少的液相与大量的气相平衡共存时的压力。

N i≈0N g≈1故有：∑y i mi=1=∑n i k i1+(k i−1)N g=mi=1∑n imi=1=1∑x i mi=1=∑n ik i+(k i−1)N i=mi=1∑n ik imi=1=1泡点压力：大气类系统中极少的气相与大量的液相平衡共存时的压力。

N i≈1N g≈0故有：∑y i mi=1=∑n i k i1+(k i−1)N g=mi=1∑n i k imi=1=1∑x i mi=1=∑n ik i+(k i−1)N i=mi=1∑n imi=1=12.岩石润湿性的判定方法和原理（9）答：有好几种方法，先是实验方法，和作图方法。

实验方法有直接测定法有光学投影法，吊板法；间接测定法有自吸吸入法，自吸驱替法。

(1)测定湿润角法1)光学投影法：将被测矿物磨成光面，浸入油（或水）中，在矿物光面上滴一滴水（或油），直径约1mm，然后通过光学系统，将液滴放大，投影到屏幕上，拍照后便可在照片上直接测出润湿角：tan θ2=2ℎD2)吊板法：吊板与界面接触时吊板受到拉力为F=δ1.2cosθl油水界面张力δ1.2可测出，F可读出，则cosθ=F lδ1.2(2)自吸法1)自动吸入法用自动吸入仪将已饱和油的岩样放入其中。

充满水：吸水→亲水→将岩心中油驱替出来，油涂于仪器顶部，其体积由刻度尺读出。

充满油：自动吸油→排油→岩心具有亲油能力，驱出水沉于仪器底部由刻度尺读出。

2)自吸驱替法在岩心自吸水（或自吸油）后，再用水把岩心中心的油驱替出来（或用油吧岩心中的水驱替出来），将自吸水量（用排出油量表示）与积累排出的油量对比。

作图方法一，有唐纳森方法，具体做法是将饱和水的岩样放到离心机上依次做油驱水，水驱油以及二次油驱水实验，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。

作图方法二，相对渗透率曲线，亲水岩石的油水相对渗透率曲线的交叉点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%。

3.什么是毛管力曲线？确定毛管力曲线的方法有哪些及基本原理？毛管力曲线基本参数？阐述毛管压力曲线的主要用途？（12）答：1.油藏岩石的毛管力与湿相（或非湿相）饱和度的关系曲线称为毛管力曲线。

2.主要方法有半渗隔板法，压汞法，离心法。

其基本原理是岩心饱和湿相流体，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。

3.阈压指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。

饱和度中值压力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。

最小湿相饱和度指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。

退汞效率相当与强亲水油藏的水驱采收率。

4.研究岩石孔隙结构，毛管压力曲线实际上包含了岩样孔隙吼道分布规律，而且可以确定最大孔喉半径；根据毛管压力曲线形态评估岩石储集性好坏，喉道大小分布越集中，则分选性越好，毛管力曲线的中间平缓段也越长，且越接近与横坐标平行，毛管曲线形态越靠向坐标的左下方，喉道也大，大吼道也越多；毛管压力资料确定储层岩石的润湿性，唐纳德方法，一次水驱油曲线的面积大于二次油驱水曲线的面积则亲油，反之亦然；用毛管压力曲线可计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率。

5.画出储层烃类单组份和多组分的p-t相图，并指出其特征点线区（11）答：AC上的点，可以称之为泡点或露点。

泡点：指温度（压力）一定时开始从液相中分离出第一批气泡的压力（温度）。

露点：指温度（压力）一定时开始从气相中分离出第一批露珠的压力（温度）。

C为临界点。

临界点：---体系中气液两相共存的最高压力点以及最高温度点。

AC可以称之为露点线，泡点线饱和蒸汽压线（只有---组分露点线与泡点线重合）AC线上的点为气液两相区，AC左上方为液相区，AC右下方为气相区。

AC上的点为泡点，C为临界点，G为临界凝折压力点，H为临界凝折温度点，D为第二露点，E为第一露点。

凝界凝折压力点：两相共存最高压力。

临界凝折温度点：两相共存最高温度。

AC为泡点线，CB为露点线，图中虚线为等液相线。

AGCHB围起来的区为气液两相区，图中阴影区为反常凝折区，AC线以上为液相区，BC线右侧为气相区。

三．计算题1.某断块砂岩油藏总体积为1.44×108m3，孔隙度为20%，岩石压缩系数为，地层水压缩系数为，束缚水饱和度为25%，原始地层压力为20MPa，地层油饱和压力为16 MPa，20 MPa至16 MPa之间地层油的平均单相体积系数为1.2，地面原油相对密度为0.84。

试计算该油藏在单相弹性开采阶段依靠油藏天然弹性能量最多可采出多少吨原油？（12分）解：由题意可知：381044.1m V p ⨯= ，%20=Φ ，MPa C f 11014-⨯=，MPa C o 110104-⨯=，MPa C w 11044-⨯=，%25=w S ，%75%251=-=o S ，MPa P P P d 41620=-=-=∆ ，2.1=o B ，331084.0m kgv o ⨯=()()444*104%251010%75%20101---⨯⨯+⨯⨯+⨯=+Φ+=w w o o f C S C S C C ()MPa 1107.24-⨯=又 Pv V C o p ∆∆=1* ∴b o V P V v •∆•=∆*oO b o o o B v V P C v B v N ••∆•=•∆=* ()万吨89.102.11064.132.11084.01044.14107.2384=⨯=⨯⨯⨯⨯⨯⨯=-2. 改进等径直筒毛细管模型使其更接近地层实际孔隙结构，并求孔隙度，渗透率和比面的关系（13）答：（1）N 种不等径直筒毛细管模型（M 为摩擦系数）半径为r i 的单根导管总流量为q =∫dq r i 0=πr i 4(P 1−P 2)8ML那么岩石假想的流体流量为Q 1=∑n i πr i 4(P 1−P 2)8MLN i=1 真实岩石的流体流量为Q 2=KA(P 1−P 2)ML真实岩石和假想岩石流渗阻力相同，外表尺寸一样，流体性质一样，压差相等下有Q 1=Q 2则有 K =π8A ∑n i r i 4N i=1此毛细管岩石模型孔隙度为 φ=∑n i πr i 2L N i=1AL =πA ∑n i r i N i=1 此毛细管岩石模型比面为S v =∑n i 2πr i L N i=1AL =2πA ∑n i 2πr i N i=1（2）等径迂曲度为a 的毛细管模型（M 为摩擦系数）单根导管总流量为q =∫dq r 00=πr 04(P 1−P 2)8MLτ那么岩石假想的流体流量为Q 1=Nπr 04(P 1−P 2)8MLτ 真实岩石的流体流量为Q 2=KA(P 1−P 2)ML真实岩石和假想岩石流渗阻力相同，外表尺寸一样，流体性质一样，压差相等下有Q 1=Q 2则有 K =N A πr 048τ=n πr 048τ (n-单位横截面上导管个数)此毛细管岩石模型孔隙度为 ∅=Nπr 02LτAL=nπr 02τ 从而有渗透与孔隙度的关系为K =πr 028τ2 此毛细管岩石模型比面为S v =N(2πr 0)LτAL =2nπr 0τ=2∅(1−∅)r 0。