高压物性
地层原油的高压物性
§1 地层油的溶解气油比
溶解气油比——通常把地层油在地面进行一次脱气，将分 离出的气体标准体积（20℃，0.101MPa）体积与地面脱气后 原油体积的比值称为溶解气油比，其单位是m3/m3或m3/t。 一般通过实验室或地面分离器进行脱气后得到脱气后原油 体积Vos以及地面脱气气量Vg，则地层油溶解气油比为：
地层油相对密度的计算例题（秦积舜p68）
已知某井地面脱气原油的相对密度为0.876，溶解气油比为138（标） m3/m3，天然气的相对密度为0.75，泡点压力时原油体积系数为1.42，试计算 泡点压力下地层油的相对密度。
§4 油层石油体积系数
地层石油以饱和压力为界，分为单相石油体积系数和两相石油体积系数。
1、与溶解气量有关
表7-4
油田名称
某些油田的溶解气量和体积系数
油层温度 油层压力 饱和压力 溶解气量 体积系数 收缩率（%） （℃） （ata） (ata) (m3/m3) 赫列布诺夫卡（苏） 23 72 72 50.5 1.12 10.7 罗马什金（苏） 40 170 85 50.0 1.15 13.0 阿赫蒂尔卡（苏） 58 162 152 96.7 1.28 21.8 新季米特里耶夫劳动保护克（苏） 103 345 238 216.7 1.68 40.5 爱尔克-茜齐（美） 82 307 238 506.0 2.62 61.9 大庆萨尔图 45 70-120 64-110 45 1.09-1.15 8.3-13.0
饱和压力的影响因素
1、石油的重组分越多，密度越大，其饱和压力就越高；
2、饱和压力随温度升高而升高；
3、天然气的不同组分在同一石油中溶解时，饱和压力是 不同的。 饱和压力是油藏开发的基本参数，必须在第一探批井 中就认真取样分析。 在油田开发时，应注意保持地层压力高于饱和压力，
天然气高压物性参数计算
摘要天然气的压缩因子、体积系数、压缩系数、粘度等高压物性参数随气藏压力和温度的变化而变化,定量描述和预测这些参数的变化规律具有十分重要的实际意义。
通过电脑程序将天然气高压物性的相关经验公式转变为程序计算，能够很快的得到计算结果以及对计算结果的图形分析，通过最后的图形分析我们能很直观的看出高压物性参数之间的关系，有利于确定合理的开发速度和规模，节省投资，将资金投向回报率高的方案上。
本文中首先介绍了天然气高压物性参数的相关经验及半经验公式，再利用excelVBA实现公式的程序计算，只要输入原始数据，点击相应的高压物性计算按钮就能得到计算结果，数据分析窗体能够自动输出高压物性与相关参数的图形。
关键字：高压物性偏差系数粘度压力温度ABSTRACTGas compressibility factor, volume factor, compressibility, viscosity and other physical parameters with high pressure gas reservoir pressure and temperature changes, quantitatively describe and predict the variation of these parameters has a very important practical significance. Through a computer program related to the physical properties of high pressure natural gas into a program to calculate the empirical formula, can quickly get the results and the calculation results of the graphical analysis, graphical analysis through the last we can see the pressure very intuitive relationship between the physical parameters will help determine a reasonable pace and scale of development, reduce investment, high return on the capital investment program on.This paper first introduces the gas pressure in the physical parameters relevant experience and semi.empirical formulas to achieve reuse excelVBA program calculates the formula, as long as the input raw data, click on the appropriate button to be able to calculate the physical properties of high pressure to get results, analysis of data form can be automatically output pressure properties and related parameters graphics.Keywords: PVT variation ；coefficient of viscosity；pressure ；temperature ；coefficient of volume.重庆科技学院本科生毕业设计目录目录摘要 (I)ABSTRACT (II)1 绪论 (1)1.1国内外天然气高压物性参数计算发展历史 (1)1.2国内天然气分布 (2)1.3天然气高压物性参数计算的意义 (2)2 计算方法介绍 (4)2.1天然气临界参数计算 (4)2.1.1 天然气平均分子量 (4)2.1.2 天然气的相对密度 (4)2.1.3 拟临界压力P PC和拟临界温度T PC (4)2.1.4 拟对比压力P Pr和拟对比温度T Pr的计算 (5)2.2天然气的偏差因子Z计算 (6)2.2.1 Pong.Robinson方程法 (6)2.2.2 Cranmer方法 (7)2.2.3 DPR法 (7)2.2.4 DAK法 (8)2.2.5 平均值法 (9)2.3天然气压缩因子计算 (9)2.4天然气体积系数计算 (10)2.5天然气膨胀系数的计算 (10)2.6天然气的粘度计算 (10)2.6.1 Lee关系式 (11)2.6.2 Dempsey关系式 (11)3 EXCELVBA程序计算 (13)3.1VBA简介 (13)3.2界面设计 (13)3.3操作步骤 (14)3.3.1 原始数据 (15)3.3.2 拟临界压力、温度，拟对比压力、温度的计算 (16)3.3.3 天然气高压物性的计算 (17)3.3.4 图形分析 (22)3.3.5 数据查询 (25)4 结论 (26)参考文献 (27)致谢 (28)1重庆科技学院本科生毕业设计 1 绪论1 绪论1.1 国内外天然气高压物性参数计算发展历史天然气高压物性参数计算问题早在20世纪40年代就有人提出了。
第一章第5节地层油的高压物性
2.地面油的相对密度 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。 20℃时的地面油密度与4℃时水密度之比。 时的地面油密度与4℃时水密度之比
ρo γo = 4 ρw
当压力高于饱和压力时： 当压力高于饱和压力时：
γ oi Boi = γ ob Bob
原始地层压力下的地层油相对密度； γoi—— 原始地层压力下的地层油相对密度； 泡点压力下地层油相对密度； γob—— 泡点压力下地层油相对密度； 原始地层压力下地层油体积系数； Boi—— 原始地层压力下地层油体积系数； 泡点压力下地层油体积系数。 Bob—— 泡点压力下地层油体积系数。
23
2. 地层水的体积系数
Bw =
温度： 温度： 随温度的增加而增加； 随温度的增加而增加； 压力： 压力： 随压力的增加而减小； 随压力的增加而减小； 溶解度： 溶解度： 溶解有天然气的水比纯 水的体积系数大些。 水的体积系数大些。 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。
V wf V ws
5
三、地层油的体积系数
又称原油地下体积系数， 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。 即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。
B
o
=
V V
of os
一般地 Bo>1
为何 Bo>1 ？
6
影响因素分析： 影响因素分析：
① 组成 轻烃组分所占比例↗ 轻烃组分所占比例↗，Bo ↗ Rs↗, Bo↗ T↗， T↗，Bo↗
中原W层 中原 层 临盘S 临盘 3层 渤海S 渤海 2层 胜坨S 胜坨 2层
96331 12152 2593 8712
原油高压物性实验方法
原油高压物性（PVT）实验描述在不同压力下，油藏流体的相平衡状态会发生变化。
一个油田在开发早期，最好就抓紧取样，开展原油高压物性（PVT）实验，使样品能尽量接近原始油藏流体。
通过PVT实验，掌握油藏流体及其在不同压力下的体积特征，为我们对油田动态预测奠定一个坚实的基础。
原油高压物性（PVT）实验有两类：
一类是等组分膨胀实验，它是把烃类流体样品在油藏温度及超过油藏原始压力下放入PVT容器中，在等温条件下逐步减少容器的压力，测量烃类体积在每个压力下的变化。
这项实验的目的在于确定:
（1）饱和压力（泡点压力，原油内的溶解气开始分离出去时的压力）；
（2）高于饱和压力时在油藏温度条件下的单相流体的压缩系数；
（3）总烃类体积与压力的函数关系。
另一类是差异分离实验，它是在油藏开发过程中，随着压力降低，从原油中分离出来的溶解气不断地被采出来，在油藏中气与液相也不断重新建立新的平衡，这项实验的目的在于确定:
（1）溶解气与压力的函数关系；
（2）原油体积的收缩率与压力的关系；
（3）分离气体的组成、压缩系数和相对密度；
（4）剩余油的密度、黏度与压力的函数关系。
油层物理1-7 第七节 地层水的高压物性
第七节 地层水的高压物性
了解地层水的性质和组成具有如下意义： （1）可以判断边水流向、判断断块的连通性， 分析油井出水原因； （2）研究注入水的配伍性、分析储层伤害原 因和程度（如结垢）； （3）为油田污水处理及排污设计的提供依据。 （4）根据油田水型判断沉积环境。
2
一、地层水的化学组成
17
Na Cl
氯化镁型
1
Cl
Na Mg 2
1
氯化钙型
9
三、地层水的高压物性
1、天然气在地层水中的 溶解度 天然气在地层水中的溶 解度是指地面条件下单 位体积地层水，在地层 压力、温度条件下所溶 解的天然气体积 单位（标）m3／m3。
10
在高温高压地层条件下，地层水中溶有大量的盐， 只溶有少量的天然气， 10MPa 压力下溶气量， 一般不超过1～2 m3/m3 。 天然气在纯水中的溶解度主要取决于压力与温度， 地层水含盐量增加，溶解气量减少。 首先查纯水在一定P、T下的Rs纯，然后根据含盐量 进行校正。 Rs=校正系数×Rs纯
地层水含盐的多少通常用矿化度表示，其单位一般用毫克/升表示。
3
一、地层水的化学组成
2、矿化度与离子毫克当量浓度 矿化度: 代表水中矿物盐的总浓度，用mg／L或ppm（百万分之 一）来表示。地层水的总矿化度表示水中正、负离子含量 之总和。 原始地层条件下，高矿化度的地层水处于饱和溶液状态， 当由地层流至地面时，会因为温度、压力降低，导致盐从 地层水中析出，严重时还可在井筒中结盐，给生产带来困 难。 离子毫克当量浓度: 离子毫克当量浓度等于某离子的浓度除以该离子的当量。 例如，已知氯离子(Cl—)的浓度为7896mg／L，而氯离 子的化合当量＝35.3，则氯离子的毫克当量浓度＝7896 ／35.3＝225.6毫克当量／升。
高压物质的性质与相变
高压物质的性质与相变高压物质指的是在极端压力下表现出非常特殊性质的物质。
它们在普通大气压下可能表现得和其他物质无异，但当经受到极高压力的作用后，它们的行为和性质就开始呈现出与众不同的特点。
本文将讨论高压物质的性质和相变，揭示这些物质背后的奇妙之处。
一、高压引发的结构和性质变化当物质受到高压的作用时，其原子或分子之间的距离会变得更近，导致原子核之间的排斥力增加。
在这种情况下，物质中的原子或分子将产生更强的相互作用力，从而引发结构和性质的变化。
以晶体为例，普通情况下晶体的原子或离子排列有一定的规律，呈现出比较稳定的结构。
然而，当晶体所受的压力达到一定程度后，其结构会发生重塑。
一些晶体可能会变得更加紧密，形成更密实的晶格结构，而另一些晶体则可能出现亚稳态结构。
高压还可能影响物质的电学、磁学以及导电性等性质。
许多物质在高压下的电导率会发生显著的变化，部分物质甚至会表现出与室温下截然不同的电学性质。
此外，高压也会改变物质的磁性质，使得原本不带磁矩的物质产生磁矩，或改变已存在的磁矩的方向。
二、高压下的相变现象高压条件下物质的相变行为也非常引人注目。
通常情况下，固体在受到足够高的压力时，会转变为液体或气体。
这种相变被称为熔化相变和汽化相变。
然而，在高压下，相变现象会变得更为复杂。
对于某些物质，高压可能导致它们由液体直接转变为固体，跳过熔化的过程，这被称为“超熔相变”。
这种相变行为在很多有机化合物以及金属中都被观察到。
在某些情况下，高压下物质的相变行为变得极其不稳定。
例如，一些晶体在高压下会转变为金属液态，这就是所谓的“金属-非金属转变”。
这种相变行为常常伴随着电学、磁学性质的剧变，同时也引发了材料学和地球科学领域的广泛研究。
三、高压物质的应用前景高压物质的研究不仅仅具有理论意义，还有着广泛的实际应用前景。
首先，高压能够改变物质的化学性质，促使一些反应更快、更有效地进行。
通过对高压下化学反应的研究，我们能够探索新的反应途径和合成方法，为新材料的开发和生产提供更广阔的空间。
储层流体高压物性参数计算方法(专题)
注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO2 、 H2S 等可以用Wichert和Aziz修正。修正常数的计算公式为:
66.67 yc yH 0.9 yC yH 1.6 8 33 yH 05 yH 4.0
修正后的拟临界压力和温度公式为:
* ppc ppc Tpc / Tpc y H 1 y H
K
2.6832 10 2 470 M g Tf
1.5
7. 凝析气藏露点压力的计算
在原始条件下，确定凝析气藏露点压力的大小，是一 项重要的工作内容。它可Kennedy提供的如下相关 经验公式确定：
pd 6.895 10 3 expA1 0.2 y N y C y H 0.4C1 C 2
对比参数就是指某一参数与其应对应的临界参数之比：即
ppr p ppc
TP r T Tpc
3、天然气偏差因子Z的计算
定义：天然气偏差因子Z的计算是指在某一压力和温 度条件下，同一质量气体的真实体积与理想体积之比值。 1974年,Dranchuk和Purvis等人在拟合Standing-Katz 图版的基础上,提出了计算偏差因子Z的如下牛顿迭代公式。
3)Marhoun方法
1988年，Marhoun对来自中东的69种烃类混合物进行 PVT分析后，得到160个实验确定的泡点压力，并得出了 如下估算Pb的经验公式：
Pb 5.38088*103 (5.615Rs)0.715082 g 1.77784 o3.1437 (1.8T 492)1.32657
1)Standing法 1947年，Standing根据加利福尼亚油田的22种烃类系统 的105个实验测量的泡点压力，确定了图解相关关系，1981 年用下述数学表达式表述了图解相关关系：
《油层物理学》第3节：地层水的高压物性
油藏物理学——地层水的高压物性
一. 地层水的特点characteristic of formation water 地层水是指油气层边部﹑底部﹑层间和层内的 各种边水﹑底水﹑层间水及束缚水的总称。 地层水与地面水的区别在于：地层水在地层中 长期与岩石和石油接触，因而一般总含有相当 多的金属盐类，地层水中含盐是地层水有别于 地面水的最大特点。在这些金属盐类中，尤其 以钾盐﹑钠盐最多，而钙﹑镁等碱土金属盐类 则较少。
油藏物理学——地层水的高压物性
四. 污水回注的优越性： dump flodding/produced-water reinjection
油藏物理学——地层水的高压物性
（二） 主要离子principal ion
1﹑钙离子Ca2+：在适宜条件下（如水温升高， PH值增高，二氧化碳减少），可以和CO32-、 HCO3-、SO42-等阴离子结合生成CaCO3垢及难 溶的CaSO4垢或悬浮物。
2﹑钡离子Ba2+：可与水中的SO42-结合生成难溶的 BaSO4。
Bw溶气>Bw纯水
一般由于Vws≈Vwf
所以Bw ≈1P ,Βιβλιοθήκη Bw T , Bw R , Bw
油藏物理学——地层水的高压物性
4﹑地层水的粘度 viscosity T , w 与压力关系不大。
温度一定时，矿化度越大，μw越大 （图4－11和4－12或何中2－62和2－ 63）。
油藏物理学——地层水的高压物性
第三节 地层水的高压物性 physics property of formation water
油藏物理学——地层水的高压物性
讲课提纲
一. 地层水的特点（矿化度﹑硬度﹑分类） 二. 地层水的高压物性（R ﹑ Cw ﹑ Bw ﹑ μw） 三. 水质分析（物理性质﹑主要离子﹑细菌﹑
高压物性取样要求、分析方法及应用讲义
和一般油井的调整不同，不能认为产量控制越小越 好。取样时应保持足够高的产量，以防发生间歇生产和 井筒中的凝析物沉降。
地层温度高于临界温度的油气藏属 于气藏，否则属于油藏。
1 油气藏流体的类型
压力
油藏
5
4
气藏
3
2
Pm C
B
Tm
A
温度
油气藏流体的典型相图
1
1：干气 2：湿气 3：凝析气 4：挥发油 5：黑油
C：临界点 AC：露点线 BC：泡点线 Tm：临界凝析温度 Pm：临界凝析压力
1 油气藏流体的类型
地层温度高于临界凝析温度的气藏为干气藏 或湿气藏。干气的分离器条件位于气相区。湿气 的分离器条件位于相包络线以内的两相区，分离 器内会形成一些凝析液。
地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间 的气藏为凝析气藏。在衰竭式开采过程中，当地 层压力降到露点压力以下时会在地层中反凝析出 液体，采出井流物的气油比增加。地层中形成的 这部分凝析液流动性差，难以开采。
1 油气藏流体的类型
挥发性油藏的地层温度略低于流体的 临界温度，因此又称为近临界油藏。由于 在临界点附近，等液量线相当密集，地层 压力略低于泡点压力时就会有大量油挥发， 收缩性很大。其典型的分离器条件位于低 等液量线上。
2 油气藏流体取样及样品检查
2.3 取样方式的选择
取样方式 取样及样品检查
2.3 取样方式的选择
对于一般未饱和黑油油藏、稠油油藏和挥发性油藏，如果能 调整到井底压力高于预计的原始饱和压力，采取井下取样方式。 对于饱和油藏，井底流动压力肯定低于饱和压力，无法直接在井 下取得有代表性的样品。这时可在井下取得已脱气的样品，或者 在地面分离器中取得油、气样品，按饱和压力对样品进行配制；
第四章储层流体的高压物性
地面 Vgs s
Voi油藏原始条件下地层油体积 Vof ＝P时，地层油中分离出的
油的体积
Vgf ＝P≤Pb时, 从Voi中分离出的气体体积 Vgs为Vf体积地层油在地面分离出来气体体积 Vos为Vf体积地层油在地面脱气后体积
三、地层原油的体积系数 (2)Bt 的求取
Pi>Pb VPo>i Pb
Cw
1 Vw
Vw p
T
★Cw一般为3.7~5×10-4/MPa
Cw Co Cg
三、地层水的压缩系数
2. 影响Cw因素：
压力 P↑→Cw↓
温度 T<50℃, T Cw T>50℃, T Cw
天然气溶解度 Rw↑→Cw↑
矿化度 矿化度↑→Cw↓
三、地层水的压缩系数
3.Cw求取：图版法 查图版确定无溶解气时Cw； 查图版确定溶解气量Rw； 对Cw校正 根据溶解气量Rw查图版确定Cw的校正系数，对Cw校 正
原始溶解 气油比
三、地层原油的体积系数 1. 定义
原油在地下体积Vof与其在地面脱气后的体积Vos之比
Vof－地层油体积，m3
1 m3
Bo
V of V os
Vos－地面脱气油体积，(标)m3 Bo－地层油体积系数，(标)m3／m3
★Bo反映了地层油→地面后的体积变化幅度 在高压下，原油会受到压缩，但地层原油Bo＞1
本节重点 ➢ 地层油高压物性参数定义、影响因素及确定
方法 本节难点 ➢ 两相体积系数的定义及计算公式推导 ➢ 各高压物性参数的影响因素分析
二、地层油的密度和相对密度
1. 地层油密度
定义
地层油的密度是指单位体积地层油的质量
o
mo Vo
第4章地层流体的高压物性
Rsi Vg / Vos
Rs
Rs (
P,T
)
Vg ( P,T Vo( P,T
) )
sc sd
第一节 地层油的高压物性参数
图4-1 典型地层油接触脱气溶解气油比曲线
第一节 地层油的高压物性参数
地层压力高于饱和压力时的溶解气油比
均为原始溶解气油比Rsi。当地层压力降至低
于饱和压力后，随着压力降低一部分气体已 从地层原油中逸出，溶解于原油中的气量减
Pb
Pi
两相体积系数 单相油体积系数
(2)当地层压力降低到
地面大气压时，油中溶
解气全部脱出，Rs＝0； 此时，Bg＝1，Bo＝1， 故得出Bt＝1+Rsi，此时 Bt为最大值。
第一节 地层油的高压物性参数
Bo Bt
Bt Bo
B ob
0.1
Pb
Pi
两相体积系数 单相油体积系数
(3)由于Bo、Bg、Rs均 为压力P的函数，Bt也是 压力的函数， Bt-P关系
曲线如图所示。
(4)Bt-P曲线只在P＜Pb 时才存在，因为当P＞ Pb时为单相油。
第一节 地层油的高压物性参数
四、 地层原油的压缩系数
所谓地层原油压缩系数是指地层油体积随
压力变化的变化率。在等温条件下原油的压
缩系数定义为：
Co
1 Vf
(V f P
)T
1 Vf
V f P
1 Vf
Vb V f Pb P
1、地层原油体积系数
原油地下体积系数，简称为原油体积系数，
是一定量原油在地下的体积(即地层油体积)与其
在地面脱气后的体积之比，用Bo表示，即：
Bo
VoR P,T Vos P,T
天然气的高压物性
(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
Z—— 含氮天然气的偏差因子；
已低知压气 混体合混物合粘物度的方组法成：,可用下面公P式c计算对5比.1压0力小2于100. .6895g
偏差因子Z的物理意义：
湿气 实际气体与理想气体的差别。
(1)实验方法直接测定 (3)查图版,求［ / g1］；
Tc 132.2222176.6667g Pc 4.77800.2482g
实际气体：
PVZnRT V PnRP TZPP 2 Z
Cg
1 V
V P
T
理想气体：
Cg
1 p
1 Z
Z P
Cg
1 P
Cg
1 p
1 Z
Z P
低压下： P↗，Z ↘
Z 0 P
则：Cg实际 Cg理想
高压下：
P↗，Z↗
Z 0 P
则： Cg实际 Cg理想
应用对应状态原理：
Pr 1 P Pc
Z 1 Z
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.)
Cg
1 V
V P T
Cg—— 气体压缩系数,1/MPa；
V —— 温度为T时气体体积随压力的变化率， P T m3/Mpa；
V—— 气体体积,m3； 负号说明气体压缩系数与压力变化的方向相反。
已知条件：
CMG软件-组分模型高压物性实验方法
CMG软件-组分模型⾼压物性实验⽅法1地层岩⽯与流体（包括注⼊流体）之间的相互作⽤，以及流体与流体间的相互作⽤是油藏数值模拟研究的重要内容之⼀。
⽽相态模拟是研究流体（包括地层流体和注⼊流体）间相互作⽤的必要⼿段，也是油藏数值模拟能否正是准确地表征油藏流体流动的前提。
为了研究油藏流体在注⼊⽓前后的物理化学性质变化，⾸先要对所确定的油⽓井进⾏取样和配样，然后模拟计算饱和压⼒、恒组成膨胀（CCE ）、定容衰竭（CVD ）、多级脱⽓（DLT ）分离等实验。
将此配样作为基础，注⼊⼀定⽐例的⽓体，研究在不同温度和压⼒下流体混合物相态的变化。
1、原油组分的劈分与合并表2－1为肇44－26井油藏区块原始地层流体组成（数据来⾃西南⽯油学院《N 2、空⽓-地层原油体系相态特征综合研究》），由表可以看出，该流体中C 1含量为12.17%，C 2～C 6中间烃含量为25.69%，C 7+重质组分含量较⾼，摩尔含量为61.46%；C 7+的密度为0.88 g/m 3，分⼦量为190.69g/mol ，属于普通⿊油。
表2-1 原始地层流体组成表2-2 原始地层流体拟组分划分为了便于数值模拟计算，按组分性质相近的原则，使⽤CMG-WINPROP 软件对本次研究油藏区块原始地层流体组分劈分并归并为如下7个拟组分，即：N 2、CO 2、C 1、C 2～C 4、IC 5～C 6、C 7～C 10、C 11～C 24，如表2－2所⽰。
在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较⼤的饱和压⼒、⽓油⽐、密度、等组成膨胀性质等拟合效果。
2、原油PVT相态拟合利⽤CMG-WinProp软件对本次研究的原始地层流体⾼压物性PVT实验数据进⾏拟合计算，得到能反应地层流体实际的性质变化和流体PVT参数特征的流体模型。
需要调整的参数，见图2-1：图2-1 原油PVT相态拟合需要调整的参数将饱和压⼒和密度的权重设为5，油⽓⽐和体积系数的权重分别为3和2。
第2-4章储层流体的物理特性(地层水的高压物性)
离子化合物顺序简图
2.水型划分 2.水型划分
rNa >1 rCl
rNa − rCl <1 rSO4 rNa − rCl >1 rSO 4
Na2SO4水型
NaHCO3水型
rNa <1 rCl
rCl − rNa <1 rMg rCl − rNa >1 rMg
MgCl2水型
CaCl2水型
所谓某种水型， 所谓某种水型，即以水中某种化合物 出现的趋势而定名， 出现的趋势而定名，不在于出现的数量多
少而在于出现的趋势。
判断水型
井号 靖5 塞157 塞413 塞450 沿25 总矿化度 g/l） （g/l） 80.82 97.54 72.35 90.71 61.76 钠离子+ 钠离子+钾 离子 （mg/l） ） 10937 26374 7878 15146 10536 钙离子 （mg/l） ） 18832 9452 18303 18330 12111 镁离子 （mg/l） ） 179 953 345 199 298 氯根 （mg/l） ） 50363 58494 44750 54659 37850 硫酸根 （mg/l） ） 236 2161 961 1961 784 碳酸轻根 （mg/l） ） 269 101 113 418 177
87-90页 四、地层水的高压物性（87-90页） 天然气在地层水中的溶解度：概念； 天然气在地层水中的溶解度：概念； 影响因素 地层水的体积系数： 概念 ；影响因素 地层水的体积系数： 地层水的压缩系数：概念 ；影响因素 地层水的压缩系数：
综合弹性压缩系数：概念；研究意义 综合弹性压缩系数：概念； 地层水的粘度：概念 ；研究意义 地层水的粘度：
第四章 储层流体的高压物性
P<Pb
Vgf Vf
地面
Vgs Vos
Rs＝Vgs／Vos Bg=Vgf／Vgs
Vof Vs
Vgf ＝（地层油在原始Pi下溶解的气量 -目前P下溶解的气量)折算到目前地层P
RsiVs
＝（Rsi－Rs）Vs×Bg
RsVs 将Vgf 带入Bt 式中有： 地层油气两相体积系数
Bt Bo
( Rsi Rs )Vs Bg Vs
Bt Bo ( Rsi Rs ) Bg
三、地层原油的体积系数
(3) Bt－P 曲线特点
Bt 在P≤Pb时才存在
P↓→Bt 快速↑ P＝Pb时，Rs= Rsi Bt 最小：Btmin＝Bob
两相体积系数最小值等于单相体积系数最大值
P=1atm，Rs=0，Bg=1，Bo=1 →Bt=Bo+Rsi=1+Rsi（最大）
查图版确定无溶解气时Cw； 查图版确定溶解气量Rw；
对Cw校正
根据溶解气量Rw查图版确定Cw 的校正系数，对Cw校正
' Cw Cw
四、地层水的粘度
μw 反映地层水流动的难易程度
① 主要受温度影响：T↑粘度↓ ② 压力对影响不大 ③ 矿化度↑，粘度略有↑ 一般取地层水的粘度 =1mPa.s(20-30℃)
B t B o ( R si R s ) B g
四、地层原油的压缩系数
1. 定义
Co：温度一定时，当压力改变单位压力时，单位体积地层原油的 体积变化率
1 Vof Co ( )T Vof P
Co－压缩系数，1／MPa Vf－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
天然气高压物性(4学时)
第三节天然气的高压物性（4学时）一、教学目的了解天然气的组成和分类方法，熟练掌握天然气各种高压物性参数的计算方法。
了解对应状态原理的应用。
二、教学重点、难点教学重点1、天然气各种高压物性参数的计算2、对应状态原理的证明及应用3、压缩因子的物理意义教学难点1、对应状态原理的证明2、多组分体系压缩系数的计算三、教法说明课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表四、教学内容本节主要介绍六个方面的问题：一、天然气的组成二、天然气的分子量等参数三、天然气的状态方程四、天然气的体积系数五、天然气的压缩系数六、天然气的粘度（一）、天然气的组成及分类1、天然气的组成化学组成：天然气就是指地下采出的可燃气体的总称，它是由多种气体组成的一种混合物，其组成主要的烃类气体，同时含有少量的非烃类气体，天然气的组成通常采用气相色谱仪进行全分析来获得，从化学角度来看，天然气通常含有：（1）甲烷（＞80%）、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷（少）、己烷、庚烷（2）H 2S 、硫醇、硫醚、CO 2、CO 、N 2、H 2O 、He 、Ar 天然气在地层中有三种存在形式： （1）以溶解状态存在于原油中 （2）以游离状态存在于气通部分 （3）存在于气层中 天然气的三种组成表示方法： （1）重量组成：%1001⨯=∑=ni iii WW g（2）体积组成：%1001⨯=∑=ni iii VV y（3）摩尔组成：%1001⨯=∑=ni iii NN y2、天然气的分类（1）、按矿藏分气田气： C 1＞80% C 2～C 4不多 C 5+甚微 油田气：（溶解气、气顶气）C 2含量高 ，C 1变化大20～97% 凝析气田气：C 5+含量较多，C 175～94% （2）、按组成分湿气（富气）：C 6+＞100g/m 3 贫气：C 6+ 10～100g/m 3 干气：C 6+＜10g/m 3 （3）、按含硫量分：净气：S ＜1g/m 3 酸气：S ＞1g/m 3（二）、天然气的分子量及比重1、天然气的分子量天然气的视分子量：天然气为一种由多种烃类和非烃类气体组成的混合物，它没有固定的分子式和分子量，人们为了以后计算上的方便，特意给天然气假想了一个分子量，称为视分子量。
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中国石油大学渗流物理实验报告
实验日期: 成绩: 班级: 学号: 姓名: 教师:
同组者:
不可压缩流体平面径向稳定渗流实验
一、实验目的
1、平面径向渗流实验是达西定律在径向渗流方式下的体现，通过本实验加深对达西定律的理解；
2、要求熟悉平面径向渗流方式下的压力降落规律，并深刻理解该渗流规律与单向渗流规律的不同，进而对渗透率突变地层、非均质地层等复杂情况下的渗流问题及其规律深入分析和理解。
二、实验原理
平面径向渗流实验以稳定渗流理论为基础，采用圆形填砂模型，以流体在模型中的流动模拟水平均质地层中不可压缩流体平面径向稳定渗流过程。
保持填砂模型内、外边缘压力恒定，改变出口端流量，在稳定条件下测量填砂模型不同位置处的水头高度，可绘制水头高度或压力随位置的变化曲线(压降漏斗曲线)；根据平面径向稳定渗流方程的解计算填砂模型的流动系数及渗透率。
三、实验流程
图2-1 平面径向流实验流程图
1－测压管（模拟井）；2～16－测压管（共16根）；18―圆形边界（填砂模型）；19－排液管（生产井筒）；20—量筒； 21—进水管线；22—供液筒；23－溢流管；24—排水阀；25—进水阀；26—供水阀。
四、实验步骤
1、记录填砂模型半径、填砂模型厚度，模拟井半径、测压管间距等数据。
2、打开供水阀“26”，打开管道泵电源，向供液筒注水，通过溢流管使供液筒内液面保持恒定。
3、关闭排水阀“24”，打开进水阀“25”向填砂模型注水。
4、当液面平稳后，打开排水阀“24”，控制一较小流量。
5、待液面稳定后，测试一段时间内流入量筒的水量，重复三次。
；
6、记录液面稳定时各测压管内水柱高度。
7、调节排水阀，适当放大流量，重复步骤5、6；在不同流量下测量流量及各测压管高度，共测三组流量。
8、关闭排水阀24、进水阀25，结束实验。
注：待学生全部完成实验后，先关闭管道泵电源，再关闭供水阀26。
五、实验要求及数据处理
1、实验要求
(1)将原始数据记录于测试数据表中，根据记录数据将每组的3个流量求平均值，并计算测压管高度、压力；绘制三个流量下压力随位置的变化曲线（压降漏斗曲线），说明曲线形状及其原因。
(2)根据平面径向稳定渗流方程，计算填砂模型平均渗透率、不同半径范围的渗透率，评价砂体的均匀性。
(3)写出填砂模型流量与总压差的关系表达式，并绘出流量与总压差的关系曲线。
2、数据处理
流量与总压差的关系表达式：
()
w
e
w e R R P P Kh ln 2Q μπ-=
（2-1）
任意半径范围的渗透率计算公式：
()212
12ln
P P h r r Q K -=
πμ （2-2）
式中：e P —模型外边缘压力，10-1MPa ；
w P —模型出口端面压力，10-1MPa ；
e R —供给边缘半径，cm ； w R —井筒半径，cm ；
h —地层厚度，cm ； μ—流体粘度，s mPa ⋅；
1P 、2P —任意半径1r 、2r 处的压力，10-1MPa 。
3、平面径向流实验数据与处理结果记录表
实验设备编号： 径3#
表2 测压管液面读数与高度、压力计算结果记录表
其中：H 为实际读数；h 为计算高度，P 为计算压力。
填砂模型（内）半径＝ 18.0 cm ， 填砂厚度＝ 2.5 cm ，
中心孔（内）半径＝ 0.3 cm ， 相邻两测压管中心间距＝ 4.44 cm ，
4、单向流实验数据处理和曲线绘制
(1)举例说明水头高度、压力、和流量的计算过程，并将计算结果填在表1中；绘制三个流量下压力随位置的变化曲线（压降漏斗曲线），说明曲线形状及其原因。
以H=66.5cm 为例进行计算举例：
h=H-2.5/2-0.4=66.5-1.25-0.4=64.85cm p=ρgh=1000*9.8*0.6458=6355.3Pa
s)(cm3/ 78.23
84
.267.283.23321=++=++=
Q Q Q Q
图2 压降漏斗曲线
对于每个流量下的压降曲线，其基本关于纵轴对称，表明距离井筒相同的点压差基本一样；越靠近井筒压差下降越快，距离增大时压差增加缓慢，基本不怎么变化，原因在于井筒的压力降对远处的影响减弱；曲线基本呈对数形态，流量越大，曲线越靠下。
(2)根据平面径向稳定渗流方程，计算填砂模型平均渗透率、不同半径范围的渗透率，评价砂体的均匀性。
①以流量1为例：cm h 65.652
85
.6545.651=+=
ε )1.0(0643.07.64336565.0*8.9*1000
11MPa Pa h g P ====εερ (0.1MPa)
0564.09.56395755.0*8.9*100012====Pa gh P w ρ )(72.91)
0564.00643.0(*5.2*23.018
ln
*1*78.2)(2ln
2212111m P P h r r Q K μππμ=-=-=
同理：cm h 75.642=ε，)1.0(0635.02MPa P =ε，)1.0(0494.02MPa P w =
)(37.83)
0494.00635.0(*5.2*23.018
ln
*1*51.4)(2ln
2212122m P P h r r Q K μππμ=-=-=
cm h 05.603=ε，)1.0(0588
.03MPa P =ε，)1.0(0345.03MPa P w = )(94.72)
0345.00588.0(*5.2*23.018
ln
*1*80.6)(2ln
2212133m P P h r r Q K μππμ=-=-=
所以模型的平均渗透率为：
)(68.823
94
.7237.8372.9132321m K K K K μ=++=++=
以半径范围为0至4.44cm 的地层平均渗透率的计算为例： 在流量1的情况下：
)1.0(0635.04.63502
6485
.06475.0*
8.9*100011MPa Pa h g P ==+==ρ
(0.1MPa)
0564.09.56395755.0*8.9*100022====Pa h g P ρ )(17.67)
0564.00635.0(*5.2*23.044
.4ln
*1*78.2)(2ln
22121111m P P h r r Q K μππμ=-=-=
同理在流量2的情况下：
)1.0(0622
.0'1MPa P =，)1.0(0494.0'2MPa P = )(44.60)0494
.00622.0(*5.2*23.044
.4ln
*1*51.4)(2ln
22'
1'21212m P P h r r Q K μππμ=-=-= )1.0(0570
.0'
'1MPa P =，)1.0(0345.0''2MPa P = )(84.51)0345
.00570.0(*5.2*23.044
.4ln
*1*80.6)(2ln
22'
'1''21313m P P h r r Q K μππμ=-=-=、
所以，此半径范围内的地层平均渗透率为：
)(82.583
84
.5144.6017.67321312111m K K K K μ=++=++=
以此类推，在计算半径范围为4.44cm 至8.88cm 的地层平均渗透率时，1r 取8.88cm ，2r 取4.44cm ；在计算半径范围为8.88cm 至13.32cm 的地层平均渗透率时，1r 取13.32cm ，2r 取8.88cm ；在计算半径范围为13.32cm 至17.76cm 的地层平均渗透率时，1r 取17.76cm ，
2r 取13.32cm ；其中所有对应的1P 、2P 应当取半径相对应的测压管内所测压力。
(3)写出填砂模型流量与总压差的关系表达式，并绘出流量与总压差的关系曲线。
图3 流量与总压差的关系曲线
流量与总压差的关系表达式：
()w
e
w e R R P P Kh ln 2Q μπ-=
由上式可得出流量与总压差之间呈线性关系，由流量与总压差的关系曲线可知实验数据基本满足线性关系。
六．实验总结
由于实验设备的长期使用填砂管的均质性变差，并非严格的均质。
其次，由于测得的流量数据组数不多，即使图像近似线性，由曲线作出的图像并不能充分证明流量与压差的线性关系。
再次，实验过程读数必须等到稳定时进行，且读数必须按照读数规则进行。