油藏工程参数计算及图版(DOC)

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12-2-1、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50℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据

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。在国际单位制中，粘度的单位是κγ∙σ/μ2，工程上常用的单位为泊（∏α∙σ）及厘泊（X∏，

μ∏α∙σ），其换算关系为：

1κγ∙σ/μ2＝98.1（∏α∙σ）＝9810（X∏）

１. 常压下（0.1M∏α）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。 目前，普遍应用Xαρρ、Kοβαψσηι和Bυρροωσ发表的图版（图版1）。

常压下（0.1M∏α）的天然气粘度可以根据下式进行计算：

µN0＝Σψιµι（Mι）1/2/〔Σψι（Mι）1/2〕 （１）

式中：µN0 常压下天然气的粘度，X∏；

µι 常压下组分ｉ的粘度，X∏；

ψι 天然气中组分ｉ的摩尔份数，％；

Mι 组分ｉ的分子量。

对于烃类气体，（1）式的平均误差为1.5％，最大误差为5％。

当天然气中含有非烃类气体时，会使粘度增加，所以，必须根据其含量，引进必要的修正（图版1中的三个小图版）。

２. 高压下（大于0.1M∏α）的天然气粘度

在高压条件下，影响天然气粘度的重要因素是压力。它随压力的升高而增大，随温度的升高而下降，随分子量的增大而增大，即具有液体粘度的特征。

首先根据已知的温度T、分子量Mγ或相对密度γγ，在图版1中查出0.1M∏α下的天然气粘度µ1；然后根据所给状态计算出对比参数∏πρ、Tπρ, 再从图版2、3中查出粘度比µ／µ1，则求得高压下的粘度为：

µ=（µ／µ1）µ1

∆εμπσεψ对Xαρρ等人的图版进行拟合，得到了以下关系式：

µ1＝（1.709⋅10-5-2.062⋅10-6γγ）（1.8T＋32）

＋8.188⋅10-3-6.15⋅10-3λγ（γγ）

Tρ＇µ／µ1＝α0＋α1∏ρ＇＋α2∏ρ＇2＋α3∏ρ＇3

＋（α4＋α5∏ρ＇＋α6∏ρ＇2＋α7∏ρ＇3）Tρ＇

＋（α8＋α9∏ρ＇＋α10∏ρ＇2＋α11∏ρ＇3）Tρ＇2

＋（α12＋α13∏ρ＇＋α14∏ρ＇2＋α15∏ρ＇3）Tρ＇3

式中，粘度的单位为μ∏α∙σ，温度的单位为摄氏度（︒X）。

式中各系数的值如下:

α0＝-2.46211820

α1＝2.97054714

α2＝-2.86264054⋅10-1

α3＝8.05420522⋅10-3

α4＝2.80860949

α5＝-3.49803305

α6＝3.60373020⋅10-1

α7＝-1.04432413⋅10-2

α8＝-7.93385684⋅10-1

α9＝1.39643306

α10＝-1.49144925⋅10-1

α11＝4.41015512⋅10-3

α12＝8.39387178⋅10-2

α13＝-1.86408848⋅10-1

α14＝2.03367881⋅10-2

α15＝-6.09579263⋅10-4

已知∏、T，想求出µ，其步骤如下：

（１） 根据T、γγ，用式计算µ1；

（２） 根据∏ρ＇、Tρ＇，用式计算Tρ＇µ／µ1；

（３） 所求µ为：

µ＝（Tρ＇µ／µ1）µ1／Tρ＇

含有非烃类气体时，粘度也会增加，所以，也必须进行非烃校正。可以采用∑τανδινγ于1977年发表的方法：

µ＝µ1＋ΔµH2∑＋ΔµXO2＋ΔµN2

其中:

ΔµH2∑＝ψH2∑〔8.49⋅10-3λγ（γγ）＋3.73⋅10-3〕⋅10-2

ΔµXO2＝ψXO2〔9.08⋅10-3λγ（γγ）＋6.24⋅10-3〕⋅10-2

ΔµN2＝ψN2〔8.48⋅10-3λγ（γγ）＋9.59⋅10-3〕⋅10-2

1.2.5 天然气在水中的溶解度～温度＋压力＋矿化度

天然气在水中的溶解度（或称为溶解气水比）主要取决于地层压力，而温度的影响是很小的。它还与水的矿化度有关，矿化度越高，天然气在水中的溶解度越低。

天然气在水中的溶解度大大低于天然气在原油中的溶解度，根据统计经验，它一般为0.7—3.56μ3/μ3。

图版4、5分别为天然气在纯水中的溶解度及其矿化度校正。

其经验公式为：

在纯水中：Rsw=〔A+B（145.03∏）＋X(145.03∏)2〕/5.615

在地层水中：Rsb=Rsw⋅∑X＇

∑X＇=1-〔0.0753-0.000173(θ)〕∑

θ=1.8（T-273.15）+32

式中：A=2.12+3.45⋅10-3（θ)-3.59⋅10-5（θ)2

B=0.0107-5.26⋅10-5（θ)+1.48⋅10-7（θ)2

X=-8.75⋅10-7+3.9⋅10-9（θ)-1.02⋅10-11（θ)2

∑X＇ 矿化度校正系数；

∑水的矿化度，用NαXλ的质量百分数表示，%；

T温度，K。

1.2.6 天然气压缩因子图版

天然气的压缩因子Ｚ是为描述真实气体而引入的一个较正系数，它的定义为：

在一定温度和压力条件下，一定质量的气体实际占有的体积与在相同条件下作为理想气体应该占有的体积之比。

Z＝V actual／V ideal（１）

Z的大小，反映出真实气体的引力和体积两个因素影响的综合效果。当Z>1时，真实气体比理想气体难以压缩；当Z<1时，真实气体比理想气体容易压缩；当Z＝1时，真实气体与理想气体接近。Z的大小与气体的组成、温度、压力有关。

确定天然气的压缩因子，可以通过取气样用试验方法来测定、查Standing和Katz的图版（图版6）或函数表，目前更多的是利用计算机采用经验公式进行计算。

1974年，Dranchuk、Purvis和Robinson用BWR状态方程拟合Standing-Katz的Z系数资料，得到了以下方程：

Z=1+(A1+A2/Tpr+A3/Tpr3)ρpr+(A4+A5/Tpr)ρpr2+A5A6ρpr5/Tpr

+(A7ρpr2/Tpr3)(1+A8ρpr2)exp(-A8ρpr2)

ρpr=0.27Ppr/(ZTpr)

式中：A1=0.31506237

A2=-1.0467099

A3=-0.57832729

A4=0.53530771