第3章 油藏流体高压物性的计算
油藏工程基本原理
34
（2）油藏储量级别(续) 控制地质储量
指在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立 探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所 计算的储量。 控制储量可作为进一步评价钻探、编制中期和长期开
发规划的依据。
《油藏工程原理》讲义
35
（2）油藏储量级别(续)
探明地质储量
《油藏工程原理》讲义
7
绪论
孔隙度: 描述岩层储存油气的能力 水平方向渗透率: 描述油藏中流体的水平方向的 流动能力 垂直方向渗透率: 评价重力作用的影响和层间流 动能力 岩性分析: 提供岩石来源、纹理、结构的描述 残余相饱和度: 估计采收率 水的矿化度(Water Salinity): 矫正电测井，确定 钻井液侵入程度 岩芯伽玛测试: 矫正井下伽玛射线测井 岩石颗粒密度: 矫正密度测井 岩芯拍照: 提供岩心的永久存档
其中：
A h h A
j j
j
Aj h j
Aj h j
《油藏工程原理》讲义
30
中石油石油地质储量容积法
容积容积法计算石油地质储量公式： N＝100·A·h·(1—Swi)ρ o/Boi 式中：N—石油地质储量，104t； A—含油面积，km2 h—平均有效厚度，m； φ —平均有效孔隙度，f； Swi—平均油层原始含水饱和度，f； ρ o—平均地面原油密度，g/cm3 ； Boi— 平均原始原油体积系数 Rm3/Sm3。
ho h WOC
含油面积Ao:
充满程度β ：
Ao
Vc Ao h (1 swc )
油藏容积
《油藏工程原理》讲义
19
Vc Ao 0 1 Vct At
若 ＝ 1，表明圈闭已经充满，同时也表明更多的油 > 0，表明圈闭中聚集了油气，同时也表明油气从
油藏流体高压物性参数现场测定应用技术
油
仪
器
２Ｉ年Ｏ ０１ ２月
Ｐ Ｔ Ｏ Ｅ Ｍ Ｉ Ｓ Ｒ ＭＥ Ｔ ＥＲ ＬＵ Ｔ Ｕ Ｎ Ｓ Ｎ
・
方 法研 究 ・
油藏 流体 高压 物性 参 数现 场测 定 应 用技术
刘 树 巩 刘 海波 刘 海 涅 张 兴延 李 扬
（ 中海 油 田服 务 股 份 有 限 公 司油 田技 术 事业 部 河北 燕郊）
第 一作 者 简 介 ： 树巩 ，９ ３年生 ， ， 刘 １６ 男 高级 工 程 师 ，９ ４年 毕业 于 大 庆 石油 学 院 石 油地 质 专 业 ， 在 中海 油 田服务 股 份 有 限公 司油 田技术 事 业 部 ， １８ 现 从 事测 井 资 料解 释及 应 用 工作 。邮 编 ：６ ２ １ ０ ５ ０
１ 油藏流体高压物性参数现场测定设备
该 系统 由三套 主 要 设 备组 成 ， 括 原 油 Ｐ Ｔ釜 、 包 Ｖ 自动气体 体积计量 计 、 毛细 管粘度计 。 高压
原油 Ｐ Ｔ釜 体分 为 上 下两 部分 ， 釜体 积 为 １０ Ｖ 上 ０
ｅｍ 。
，
程中独立 出来 ， 建立 了油层 物 理 的学 科分 支 。我 国在
２１ ００年
第２卷 ５
第 １ 期
刘 树 巩 等 ： 藏 流体 高 压 物性 参数 现场 测 定 应 用 技 术 油
２． １ 泡 点压 力 对 比 ２．
原 油脱气等 实验 ， 可获得气 油 比 、 点压力 、 泡 体积 系数 、
压缩 系数 、 胀系数 等 Ｐ Ｔ参数 。 膨 Ｖ 高压 毛细管粘度 计如 图 １ 所示 ， 工作原 理是基 于
ＭＤ 、 Ｔ 贝壳休斯 的 Ｒ Ｉ以及 中海 油 田服 务 股 份有 限公 Ｃ 司的 Ｅ Ｃ Ｒ Ｔ都可 以获取 Ｐ Ｔ样 品 。 Ｖ
油藏及流体物理性质
率与绝对渗透率的比值。
K rl
Kl K
KroKrwKrg1
多相流体共存时，各 相流体相对渗透率之 和总是小于1。
1.4 流体在地层中的渗流规律
相对渗透率曲线
定义：相对渗透率与流体饱和度关系曲线
含水饱和度为20%（A点）水不参与流 动，只有油在流动——A点对应饱和 度为束缚水饱和度
随着含水饱和度的进一步增加，油相渗 透率急剧降低，含水饱和度达到85%（B 点），只有水在流动——B点对应饱和 度为残余油饱和度
通过曲线可以确定注水油层最终采收率
A
B
E RS oS o iS o i r1% 00 0 .8 0 .8 0 .1 1 5% 0 8 0 .3 % 1
1.4 流体在地层中的渗流规律
根据下图相对渗透率曲线求注水油层最终采收率
0.25
0.9
E RS oS o iS o i r1% 00 0 .7 0 .7 0 5 .1 5 1% 0 8 0 .7 % 6
K qL
Ap
1.4 流体在地层中的渗流规律
二、多相流体的渗流规律
绝对渗透率：指单相流体在多孔介质中流动，不与之发生物理化学 作用的渗透率。大小只取决于岩石本身，而与实验流体无关。
有效渗透率：当岩石中有两种以上流体共存时，岩石对某一相流体的 通过能力，又称相渗透率。
KoKwKgK
相对渗透率：当岩石中有多种流体共存时，每一种流体的有效渗透
o
Bo
பைடு நூலகம்ln
re rw
)
供给边缘压力 供油半径
原油体积系数
井眼半径
井底压力
1.4 流体在地层中的渗流规律
例题
某圆形储层，半径200m，储层厚度为10m，渗透率为 2μ㎡（平方微米），储层中心处一口井半径10㎝，油 的粘度1mPa·s（毫帕·秒），原油体积系数1.2，边缘 压力为30MPa,井底流动压力20MPa，求这口井产量。 （ln2000≈7.6）
油藏流体力学
油藏流体力学油藏流体力学是石油工程中的重要领域，研究油气藏中流体运动的行为及其影响因素。
在油藏开发和生产过程中，了解油藏流体力学的基本原理和特性对于优化采收率、提高产能至关重要。
一、油藏流体性质油藏中的流体主要包括油、水和天然气。
这些流体在岩石介质中的运动以及相互作用对于油藏的动态行为具有显著的影响。
以下是涉及到的一些重要性质：1. 渗透率：指的是岩石介质对流体运动的阻力程度，通常用单位面积上的流体通过速率来表示。
2. 孔隙度：指的是油气藏中矿物颗粒之间的孔隙空间占总体积的比例，决定流体的储存能力和流动性。
3. 饱和度：指的是岩石孔隙中的某种流体在孔隙总体积中的比例，如水饱和度、气饱和度和油饱和度等。
二、流体流动油藏中的流体流动遵循达西定律，即流体的速度与流体受到的压力梯度成正比。
在油藏开采过程中，常用的两种流动模式是线性流动和非线性流动。
1. 线性流动（Darcy流动）：在低渗透率的油气藏中，当压力梯度较小、流动速度较慢时，流体流动符合达西定律，并且与孔隙介质的性质相关。
2. 非线性流动：在高渗透率的油气藏中，流体的速度和压力梯度之间的关系不再呈线性，流动模式更为复杂，例如油藏中的高速水环绕或气推驱动。
三、渗流方程油藏流体力学中的渗流方程是描述流体流动的基本方程，常用的有连续性方程和达西方程。
1. 连续性方程：用于描述油、水和气在油藏中的质量守恒关系，即流入等于流出。
2. 达西方程：描述油藏中流体速度与压力梯度之间的关系，是油藏流体力学中最重要的方程之一。
四、渗透率对油藏流体力学的影响渗透率是决定油气流体运动能力的重要参数，直接影响着油藏的开采效果和产能。
以下是渗透率对油藏流体力学的影响：1. 渗透率大小决定了流体在岩石介质中的运动能力，高渗透率油藏更容易获取更大的产量。
2. 渗透率对流体的渗流路径和分布具有重要影响，低渗透率油藏通常需要采用增产技术来提高产能。
3. 渗透率也影响着流体通过岩石孔隙的速度和温度分布，其中流体速度与渗透率成反比。
油藏工程参数计算及图版
油气藏工程参数计算及图版1 1.2 油气藏工程参数计算及图版1.2．1原油地面粘度与地面密度的关系原油地面粘度随着密度的增大而增高，即密度大原油稠。
在密度较小时，粘度随密度增大缓慢增高，当密度较大时，原油粘度显著增高。
胜利油区几个大油田如胜坨、孤岛、孤东及埕岛油田的原油地面粘度随地面密度变化规律基本一致，但粘度随密度的变化速度仍有所差异。
如图，1.2．2原油地下粘度和地面粘度的关系原油地下粘度是油藏工程研究中重要参数之一。
其值通常由高压物性样品测取获得。
但大量的高压物性样品取得是困难的。
为了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程师一般用一定数量样品的高压物性分析的地下原油粘度与容易获取的地面原油粘度做统计关系，间接地计算油藏的地下原油粘度值。
下面是胜坨油田、东辛油田、埕岛等几个油田油层条件下原油粘度和地面脱气原油粘度的统计关系图。
见图12-2-112-2-1、、2、3。
1．2。
3原油体积系数～油层压力、地面原油粘度～温度图一所示为综合胜利油田地层原油体积系数与压力关系曲线。
该图版是用单次脱气体积系数查在不同压力下多级脱气体积系数数据图二所示为综合胜利油田稠油地面原油粘温曲线。
该图版是用5050℃地面原油的粘度查出不同℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据2 1.2.4 天然气粘度～温度天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
在国际单位制中，粘度的单位是kg·s/m 2，工程上常用的单位为泊（Pa·s ）及厘泊（CP ，mPa·s ），其换算关系为：），其换算关系为：3 1kg·s/m 2＝98.1（Pa·s ）＝9810（CP ）１. 常压下（0.1MPa ）的天然气粘度）的天然气粘度在低压条件下，天然气的粘度与压力关系不大，它随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低。
第一篇 第三章 储层流体的物理特性
第三章储层流体的物理特性所谓储层流体，这里指的是储存于地下的石油、天然气和地层水。
其特点是处于地下的高压、高温下，特别是其中的石油溶解有大量的气体，从而使处于地下的油气藏流体的物理性质与其在地面的性质有着很大的差别。
例如，当储层流体从储层流至井底，再从井底流至地面的过程中，流体压力、温度都会不断降低，此时会引起一系列的变化—原油脱气、体积收缩、原油析蜡；气体体积膨胀、气体凝析出油；油田水析盐—即离析和相态转化过程，而这一系列变化过程对于油藏动态分析、油井管理、提高采收率等都有重要的影响。
又如，进行油田开发设计和数值模拟时，必须掌握有关地下流体的动、静态物理参数，如石油和天然气的体积系数、溶解系数、压缩系数、粘度等；在进行油气田科学预测方面，如在开采初期及开采过程中，油田有无气顶、气体是否会在地层中凝析等，都需要对油气的物理化学特性及相态变化有深刻的认识，才能作出判断。
因此可以毫不夸张地说，不了解石油、天然气和水的性质及其问的相互关系，不掌握它们的高压物性参数，那么，科学地进行油田开发、采油及油气藏数值模拟等便无从讲起。
第一节油气藏烃类的相态特征石油和天然气是多种烃类和非烃类所组成的混合物。
在实际油田开发过程中，常常可以发现：在同一油气藏构造的不同部位或不同油气藏构造上同一高度打井时，其产出物各不相同，有的只产纯气，有的则油气同产。
在油气藏条件下，有的烃是气相，而成为纯气藏；有的是单一液相的纯油藏；也有的油气两相共存，以带气顶的油藏形式出现。
在原油从地下到地面的采出过程中，还伴随有气体从原油中分离和溶解的相态转化等现象。
那么，油藏开采前烃类究竟处于什么相态，为什么会发生一系列相态的变化，其主要原因是什么？用什么方式来描述烃类的相态变化？按照内因是事物变化的根据，外因则是事物变化的条件，可以发现油藏烃类的化学组成是构成相态转化的内因，压力和温度的变化是产生相态转化的外部条件。
因此，我们从研究油藏烃类的化学组成人手，然后再进一步研究压力温度变化时对相态变化的影响。
油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法油藏工程是石油工程中的一个重要领域，涉及到油藏的勘探、开发和生产等方面。
在油藏工程中，常常需要进行一系列的计算来评估和分析油藏的性质和行为。
下面将介绍一些油藏工程常用的计算方法。
1.计算原油储量原油储量是评估一个油藏的重要参数，常用的计算方法有静态法和动态法。
静态法通过测井数据和油藏地质模型，计算储量的地质体积。
动态法则通过考虑地层渗流和流体流动的动态特性，计算储量的产油体积。
2.计算油藏含水饱和度油藏的含水饱和度是指油藏中含有的水的比例。
常用的计算方法有电测井测井曲线分析法和测井资料解释法。
通过分析不同测井曲线（如电阻率曲线、自然伽玛曲线等）的变化规律，可以计算油藏的含水饱和度。
3.计算油藏渗透率油藏渗透率是衡量油藏储层导流能力的重要指标。
常用的计算方法有试油法和渗透率曲线法。
试油法通过实验室试验或现场试油，测量岩心样品或井中液体在单位时间内通过单位面积的流量，计算渗透率。
渗透率曲线法则通过测井曲线分析，利用渗透率曲线的特征，计算渗透率。
4.计算油藏压力与产量关系油藏的压力与产量关系是研究和预测油藏开发效果的重要依据。
常用的计算方法有压力-产量分析和产能预测法。
压力-产量分析通过分析油藏生产数据和压力变化，建立压力与产量的关系。
产能预测法则通过考虑岩石物性和流体性质等因素，结合油藏地质特征和开发方案，预测不同开发阶段的产能。
5.计算水驱油效果水驱是油藏开发中常用的一种增产方法。
计算水驱油效果是评估水驱效果的重要手段。
常用的计算方法有位移效率法和水驱指数法。
位移效率法通过考虑水驱后的产量与无水驱时的产量之比，计算水驱效果。
水驱指数法则通过测量水驱前后的注水压力和油井生产的工况参数，计算水驱指数。
以上介绍了一些油藏工程中常用的计算方法，涉及到油藏储量、含水饱和度、渗透率、压力与产量关系和水驱油效果等方面。
这些计算方法在油藏工程的勘探、开发和生产中具有重要的应用价值，能够帮助工程师和研究人员更好地了解和评估油藏的性质和行为。
(完整版)油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6。
1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6。
4Weng旋回模型预测可采储量 (10)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (16)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (17)9、水驱曲线 (17)9。
1甲型水驱特征曲线 (18)9.2乙型水驱特征曲线 (18)10、岩石压缩系数计算方法 (19)11、地层压力及流压的确定 (20)11。
1利用流压计算地层压力 (20)11。
2利用井口油压计算井底流压 (21)11.3利用井口套压计算井底流压 (22)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (23)11。
5地层压力计算方法的筛选 (24)12、A RPS递减分析 (24)13、模型预测方法的原理 (26)14、采收率计算的公式和方法 (27)15、天然水侵量的计算方法 (27)15。
1稳定流法 (29)15。
2非稳定流法 (30)16、注水替油井动态预测方法研究 (38)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (42)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量,且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时,两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
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；
油藏流体高压物性实验报告
中国石油大学油层物理实验报告实验日期： 2012.11.26 成绩：班级：石工10-15班 学号： 10131504 姓名： 于秀玲 教师： 张俨彬 同组者： 秘荣冉 张振涛 宋文辉地层油高压物性测定一、实验目的1.掌握地层油高压物性仪的结构及工作原理；2.掌握地层油的饱和压力、单次脱气的测定方法；3.掌握地层油溶解气油比、体积系数、密度等参数的确定方法；4.掌握落球法测量地层油粘度的原理及方法。
二、实验原理1.绘制地层油的体积随压力的关系，在泡点压力前后，曲线的斜率不同，拐点对应的应力即为泡点压力。
2.使PVT 筒内的压力保持在原始压力，保持压力不变将PVT 筒内一定量的地层油放入分离瓶中，记录放出油的地下体积，记录分离瓶中分出的油、气的体积，便可计算地层油的溶解气油比、体积系数等数据。
3.在地层条件下，钢球在光滑的盛有地层油的标准管中自由下落，通过记录钢球的下落时间，由下式计算原油的粘度：t k )(21ρρμ-=其中 μ- 原油动力粘度，mPa ·s; t- 钢球下落时间，s ；ρ1、ρ2- 钢球和原油的密度，g/cm 3；k- 粘度计常数，与标准管的倾角、钢球的尺寸及密度有关。
三、实验流程图一 高压物性试验装置流程图四、实验步骤1.泡点压力测定⑴粗测泡点压力从地层压力起以恒定的速度退泵，压力以恒定速度降低，当压力下降到速度减慢或不下降甚至回升时，停止退泵。
稳定后的压力即为粗测的泡点压力。
⑵细测泡点压力A.升压至地层压力，让析出的气体完全溶解到油中。
从地层压力开始降压，每降低一定压力（如2.0MPa）记录压力稳定后的泵体积读数。
B.当压力降至泡点压力以下时，油气混合物体积每次增大一定值（如5cm3）,记录稳定后的压力（泡点压力前后至少安排四个测点）。
2.一次脱气⑴将PVT筒中的地层原油加压至地层压力，搅拌原油样品使温度、压力均衡，记录泵的读数；⑵取一个干燥洁净的分离瓶称重，将量气瓶充满饱和盐水；⑶将分离瓶安装在橡皮塞上，慢慢打开放油阀门，保持地层压力不变排出一定体积的地层油，当量气瓶液面下降200ml左右时，关闭放油阀门，停止排油。
(完整版)油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6.1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15)9、水驱曲线 (16)9.1甲型水驱特征曲线 (16)9.2乙型水驱特征曲线 (17)10、岩石压缩系数计算方法 (17)11、地层压力及流压的确定 (18)11.1利用流压计算地层压力 (19)11.2利用井口油压计算井底流压 (19)11.3利用井口套压计算井底流压 (20)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22)11.5地层压力计算方法的筛选 (22)12、A RPS递减分析 (23)13、模型预测方法的原理 (24)14、采收率计算的公式和方法 (25)15、天然水侵量的计算方法 (25)15.1稳定流法 (27)15.2非稳定流法 (27)16、注水替油井动态预测方法研究 (34)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时，两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
垂直多相管流总结
最新课件
20
（自己加）
一、漂移模型的主要参数
1. 漂移速度和漂移流率
局部速度
vg、vl、v
局部空隙率
气相的漂移速度 液相的漂移速度
vmgvg v
vmlvl v
最新课件
对于均质混合物 流动
vg vl v
vmgvml0
21
（自己加）
第四节 流动型态模型
定义：将气液两相流动分成几种典型的流动型态， 按不同流动型态分别建立流动的机理模型
Qg Ag
液相实际速度
vl
Ql 9Al
二、流速
Qg vgAg Ql vl Al
折算速度(superficial velocity):又称表观流速， 假定管道全被一相占据时的流动速度 , m/s
气相折算速度
v sg
Qg A
液相折算速度
v sl
Ql A
Qg vsgA
Ql vslA
两相混合物(平均)速度
特点：气体是连续相，液体是分散相；
气、液之间的相对运动速度很小；
可以忽略滑脱。
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34
（自己加） 嘴流规律
临界流动：流体的流速达 到压力波在流体介质中的 传播速度时的流动状态。
最新课件
8
一、流量
质量流量: 单位时间内流过过流断面的流体质量，kg/s
GGg Gl
体积流量: 单位时间内流过过流断面的流体体积，m3/s
QQg Ql
Gg g Qg Gl l Ql
二、流速
实际速度(velocity) :
Ag
Al
单位相面积所通过的该相体积流量,m/s
AAg Al
气相实际速度 v g 最新课件
石油工程概论 ：第三节 油藏流体饱和度
4、气压驱动 主要靠气顶气的膨胀能或注入气驱油的 驱动方式。
(1)刚性气驱 注入气量足以保持油藏 压力稳定，或气顶体积 比含油区体积大得多能 够保持油藏压力基本保 持不变。
刚性气压驱动可采特征曲线
(2)弹性气压驱动 气顶体积体积小， 不能够保持油藏压 力基本不变。
弹性气压驱动开采特征曲线
Rs ↗, μo ↘
③温度
T↗，μo↘
④压力
当P<Pb时， P↗, μo ↘
当P>Pb时， P↗, μo↗ 当P=Pb时，μo＝ μomin
μo ～P、T 关系
第二节 油藏岩石的孔隙性
一、储层岩石的孔隙和孔隙结构
1、孔隙 岩石中未被碎屑颗粒、胶结物或其它 固体物质充填的空间。
孔隙
空隙
孔隙 空洞 裂隙(缝)
联轴器、离合器、 变速箱、皮带传动 及链条传动等装置
(2)功能
产生动力，并把动力传递给泥浆泵、 绞车和转盘。
5、气控系统 (1)组成：控制面板(控制机构)、传输管线和阀门、执行
机构以及压气机等。 (2)功能：
确保对整个钻机各个工作机构及其部件的准确、迅速控制，使整机 协调一致的工作。
6、井控系统 (1)组成： 防喷器组、钻井四通、节流管汇、压井管线以
按照国民经济发展对原油生产的要求， 从油田的实际情况和生产规律出发， 制订出合理的开发方案并对油田进行建设和投产， 使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产， 直至开发结束的全过程。
油藏驱油能量
①边水的压能 ②原油中的溶解气体的弹性能 ③气顶中压缩气体的弹性能 ④流体和岩石的弹性能 ⑤原油自身的重力
Sl Vl /VP Vl / V f
So Sw Sg 1
第3章 油藏流体高压物性的计算汇总
yCO2、yH2S —气体混合物中CO2 和 H2S 的摩尔分数
2.天然气的压缩因子
多相管流理论与计算
理想气体状态方程： PV＝nRT
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；
天然气处于高温、高压状态多组分混合物，不是理想气体.
多相管流理论与计算
Tr
T Tc
对比压力
Pr
p pc
对比密度
r
0.27 Pr ZTr
(2) Cranmer方法
Z
1
0.3151
1.0467 Tr
0.5783 Tr3
r
0.5353
0.6123 Tr
r2
0.6815
r2
Tr3
3 、天然气粘度
1965 年 ， Lee 等 使 用 大 量 的资料对他们最初提出的天 然气粘度计算公式进行了验 证和修改，得出如下公式：
g2 Tcr 175 .59 307 .97
g g1 g2
(3)当天然气 CO2 和 H 2S 含量较高时，需要对临界特性进行校正
e 120
yCO2 yH2S
0.9
yCO2 yH2S
1.6
15
y0.5 CO2
y0.5 H2S
Tc*r Tcr e
pc*r pcr Tcr e Tcr yH2S 1 yH2S e
4 、原油粘度
影响因素分析：
①组成 轻烃组分所占比例↗, μo ↘
②溶解气油比
Rs ↗, μo ↘
③温度
T↗，μo↘
④压力
当P<Pb时， P↗, μo ↘ 当P>Pb时， P↗, μo↗ 当P=Pb时，μo＝ μomin
油藏工程常用计算公式
b
−
)
R
b
p 特别地当 = 0 时，得 wf
Q J p p *
oo = Q AOF =
(
o
− 0.4444
R
)
b
达西公式基本数学表达式： 油井：
0.00708Kh( p − p )
q=
r
ws
µB(ln(x) − 3 / 4 + s)
总压缩系数计算公式为：
c c s c s c =
+
+
t
g gi
w wi
S B G = 43560 ×φ × (1 − ) × SCF/亩呎
w
ga
所谓单元产量，即地下原始储气量和在枯竭压力下剩余气量之差，也就是在枯竭压力下 所采出的总气量，或
S B B 单元产量= 43560 ×φ × (1 −
)×(
w
−
gi
)
ga
SCF/亩呎
因此采收率可以用下式表示：
采收率= 100(G − Ga ) = 100(Bgi − Bga ) %
数字签名人 zuoyiyin
zuoyiyin 辨别名：CN = zuoyiyin, C = CN-中国, O = cfbgc, OU = gauge 原因：我证明本文档是准确和 真实的 日期：2005.07.15 14:57:18 +08'00'
SIGN HERE
利用单点测压数据确定地层流体界面位置
o
wf
b
示为：
J p p Q
* o
=
*(
o
−
R
)
wf
则：
FE(1 − V )( p − p )2
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2.天然气的压缩因子
理想气体状态方程：
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；
PV ＝nRT
天然气处于高温、高压状态多组分混合物，不是理想气体 .
多相管流理论与计算
压缩因子：
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。
1.0467 0.5783 0.6123 2 0.06423 5 Z 1 r 0.3051 T T 3 r 0.5353 T r T r r r r 0.6816 2 2 2 1 0 . 6845 exp 0 . 6845 r r r 3 Tr 对比密度 0.27Pr p T r 其中，对比温度 Tr T 对比压力 Pr pc ZTr c
g (2)在已知天然气的临界特性后，可预测天然气相对密度
g1 pcr 700.55 47.94
g 2 Tcr 175.59 307.97
e 120 yCO2 yH 2 S
多相管流理论与计算
g g1 g 2
yH 2 S
(3)当天然气 CO2 和 H 2 S 含量较高时，需要对临界特性进行校正
psep 5 gs g 1 5.91210 o 1.8T 273 32lg 0.791
系数 c1 、 c2 、 c3 表 系数
d o < 0.8762
> 30 API °
56.18
0.84246 10.393
d o 0.8762
多相管流理论与计算
1.175 饱和原 ob 0.5 g 油密度 5.615Rs 0.972 0.000147 1.251.8t 32
1000 o 1.205Rs g o
1
7.9688p 1.410 5.615
API expc3 1 . 8 T
d o 0.8762
API 30
0．0362 1.0937 25.7240
g
A 1.2048
gs
广泛 使用
3 c2
c1 系数
系数
c2 c 3 、 、
表
d o < 0.8762
天然气的溶解曲线不是线性的
天然气在原油中溶解度典型曲线
先溶解重烃，曲线较陡；再溶解轻烃，曲线较直，斜率小。
多相管流理论与计算天然气的组成天然气中重质组分愈多，
相对密度愈大，其在原油
中的溶解度也愈大。
多相管流理论与计算
石油的组成 相同的温度和压力下，同 一种天然气在轻质油中的 溶解度大于在重质油中的
y
0.9
CO2
15y
1.6
0.5 CO2
0.5 yH 2S
* Tcr Tcr e
* pcr pcr Tcr e Tcr yH2S 1 yH2S e
yCO2、yH 2 S —气体混合物中 CO2 和 H 2 S 的摩尔分数
多相管流理论与计算
API > 30
C1 C2
C3
2.622×10-3 1.100×10-5 7.507×10-9
API 30
2.620×10-3 1.751×10-5 -1.062×10-7
多相管流理论与计算
4 、原油粘度
影响因素分析： ①组成 轻烃组分所占比例↗, μo ↘
②溶解气油比
③温度 ④压力 当P<Pb时， 当P>Pb时，
饱和原油的粘度
A 10.7155.6146Rs 100
B 5.445.6146Rs 150
0.338
0.515
不饱和原油的粘度
p ob o p b
m
m C1 pC2 expC3 C4 p
C1 0.2628 C2 1.187 C3 11.513
T 1.8 t 273.15
c 2.4 0.2b
M g 28.97 g
多相管流理论与计算
4、天然气密度
g 3.4844
Z t 273.15
gP
103 3.4844
0.87
64.56kg/m3
多相管流理论与计算
第二节 油水高压物性的计算
Qo×Bo
Qo×Bo+Qw
Qt Ql Qg 6.82 104 m3/s
多相管流理论与计算
高压物性参数计算必要性： 在进行气液两相流动的有关计算中，常需要确定工作条 件下原油、天然气、水及其混合物的物性参数。客观地讲， 确定这些物性参数最根本、最精确的方法是实验测定。然而， 实际生产设计和计算中所遇到的原油、天然气及水的组成、 工作温度和工作压力等的范围都非常广泛，完全依赖实验方 法测定各种工况条件下的油、气、水及其混合物的物性参数 是很困难的。另外，过去曾一度建立和使用的许多物性参数 图版，也都难以适应目前广泛应用电子计算机进行工程计算 的要求。
多相管流理论与计算
第三章 油藏流体高压物性的计算
dp v 2 dv g sin v dz 2D dz
自喷生产
常规有杆泵生产
多相管流理论与计算
压力梯度计算
dvm m v dp m g sin m vm m dZ dZ d 2
2 m
求解的关键是确定
多相管流理论与计算
3 、天然气粘度
1965 年， Lee 等使用大量的 资料对他们最初提出的天然 气粘度计算公式进行了验证 和修改，得出如下公式：
其中，
a 9.4 0.02M g 209 19M g T T 1.5
g a exp b g 10
c
4
986 b 3 .5 0.01M g T
1 、 泡 点 压 力
API
o
131.5
泡点压力
Rs a 10 1.4 Pb 6.89810 5.615 c1 gs
3
c2
多相管流理论与计算
几个相关 系数
141.5 a c3 131.5 (1.8Tsep ) o
因此，为了便于利用电子计算机进行气液两相流动的计 算，建立原油、天然气、水及其混合物物性参数计算的相关 公式是非常必要的。
多相管流理论与计算
•油藏流体
石油 天然气 地层水
储层烃类：C、H
•油藏流体的特点：
油气在地层状态（高温高压）下的物 理性质称为油气的高压物性。
（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体；
g F 5.6146Rs o
0.5
1.251.8t 32
Bo 1 C1Rs 1.8t 28
API
gs
(C3 Rs C2 )
( P Pb )
Bo Bob exp C0 P P b
( P > Pb )
2 g 12.5 g 临界温度 Tcr 168 325
2 p 706 51 . 7 11 . 1 临界压力 cr g g
凝析气
2 g 71.5 g 临界温度 Tcr 187 330
1 psi 6.894757 kpa
9 t F t C 32 5
m、vm 及 m
多相管流理论与计算
已知某不饱和油藏单井生产时，地面油产量Qo，生产气油比 Rp，井口温度和压力分别为T0和p0，计算井筒中某点(压力和 温度为T和p)油相和气相实际体积流量。 气体的体积流量 原油的体积流量 液体的体积流量 总体积流量
Zp0T Qo ( R p Rs ) pT0
Rs ↗, μo ↘
T↗，μo↘
P↗, μ o ↘ P ↗, μ o↗
当P=Pb时，μo＝ μomin
μ
o
～P、T 关系
on 10x 1
地面脱气原油的粘度
多相管流理论与计算
x y1.8t 32
1.163
API y 3.0324 0.02023
B o Aon
Beggs 公式
溶解度。
多相管流理论与计算
② 压力
溶解气油比与压力的关系
③ 温度
T升高，Rs降低
多相管流理论与计算
(1) Standing公式
Rs
1.8t 32 A 0.0125API 0.00091
（2） Vasquez_Beggs公式（1980）
Rs c 145.03p 10 5.615
Z＝
V实际 V理想
V实际 ＝ nRT P
实际气体的状态方程：
PV ZnRT
多相管流理论与计算
压缩因子Z的物理意义： 实际气体与理想气体的差别。 Z<1 Z＝1 Z>1 实际气体较理想气体易压缩 实际气体成为理想气体 实际气体较理想气体难压缩
压缩因子Z可以由图版查得。
多相管流理论与计算
天然气压缩因子计算： (1) Dranchuk-Purvis-Robinson公式
② 溶解气油比
③ 温度
④ 压力
T ↑ ，Bo ↑
当P<Pb时， P ↓, Bo ↓
当P>Pb时， P ↓, Bo ↑ 当P=Pb时，Bo＝ Bomax
多相管流理论与计算
(1) Standing公式（1947）
C为校正系数 无实测资料取零
( P Pb )
(2) Vasquez_Beggs公式
Bo 0.9759 0.00012 F 1.2 C