油層物理學課件

油層物理學§1.1儲層烴類系統(tǒng)的相態(tài)第一章儲層流體的物理性質§1.2油氣體系中的氣－液溶解與分離§1.3天然氣的高壓物性§1.4地層原油的高壓物性§1.5地層水的高壓物性第一章儲層流體的物理性質

儲層流體：

油、氣、水

儲層流體的特點：

(1).處于高溫、高壓狀態(tài)

(2).地層油中溶解有大量的天然氣

(3).地層水中溶解有大量的鹽類物質1.1儲層烴類的化學組成

1儲層烴類的化學組成、石油的商品性質及分類

§1.1儲層烴類系統(tǒng)的相態(tài)

石油和天然氣主要由烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴等組成，此外還含有少量氧、硫、氮的化合物?！?.1

在標準狀態(tài)下，石油和天然氣可能以氣、液、固三種物質狀態(tài)存在。一般地，氣態(tài)：C1

～C4；液態(tài)：C5

～C16；固態(tài)：>C16。在油氣藏條件下，石油和天然氣通常以單一液態(tài)或氣態(tài)和液態(tài)存在，很少以固態(tài)存在。

1.2石油的商品性質及分類

§1.1

相對密度、粘度、凝固點、含蠟量、膠質和瀝青質含量、含硫量、餾分組成等。1.2.1石油商品性質的指標構成1.2.2國際石油市場原油性質主要評價指標

含硫量、含蠟量、膠質和瀝青質含量、餾分組成等?！?.11.2.3原油的分類分類標準含硫量含膠質瀝青質量含蠟量原油類型少硫含硫少膠膠質多膠少蠟含蠟高含蠟指標/%<0.5>0.5<88～25>25<11～2>2§1.11.2.4油藏的分類烴類相對密度0.60～0.700.71～0.800.81～0.94>0.94油藏類型凝析油藏臨界油藏常規(guī)油藏稠油油藏§1.11.2.5氣藏的分類天然氣相對密度0.60～0.700.71～0.80>0.80氣藏類型干氣氣藏凝析氣藏濕氣氣藏2.1體系、相、組分和組成

§1.12油氣藏烴類的相態(tài)

體系－－也稱系統(tǒng)，是由一定種類和質量的物質所組成的整體。

相－－指體系中具有相同成分，相同物理、化學性質的均質部分。

組分－－指體系中所有同類的分子。

組成－－指組成某物質的組分及各組分所占的比例份數(shù)。§1.12.2相圖

§1.12.2.1體系的狀態(tài)方程

對組成固定的體系，其狀態(tài)是壓力、溫度和體積的函數(shù)，用公式表示為：

F(P,T,V)=02.2.2相圖

表示體系狀態(tài)方程的圖稱為相圖。

2.2.3常見的相圖§1.1立體相圖三角相圖二元相圖3單、雙、多組分體系的相態(tài)特征

3.1單組分體系的相態(tài)特征

3.1.1單組分體系的P－T相圖相圖構成：

§1.1

一點：臨界點C

一線：飽和蒸汽壓線三(四)區(qū)：氣相區(qū)、液相區(qū)、氣液兩相區(qū)、(超臨界區(qū))

相態(tài)特征：

(1).單調曲線－－由泡點線和露點線共同構成的軌跡線

(2).三(四)個區(qū)－－氣相區(qū)、液相區(qū)、氣液兩相區(qū)(超臨界區(qū))

(3).臨界點－－兩相共存的最高溫度、最高壓力點露點：從氣相中開始凝結出第一批液滴時的壓力

泡點：從液相中開始分離出第一批氣泡時的壓力

3.1.2單組分體系的P－v相圖(不要求)3.2雙組分體系的相態(tài)特征

3.2.1相圖構成

§1.1

三點：臨界點C、最大壓力點Pm、最高溫度點Tm

兩線：泡點線、露點線三區(qū)：氣相區(qū)、液相區(qū)、兩相共存區(qū)

3.2.2相態(tài)特征

(1).開口環(huán)線－－實線為泡點線，虛線為露點線

(2).三個區(qū)－－氣相區(qū)、液相區(qū)、兩相區(qū)

(3).臨界點－－泡點線和露點線的交點§1.1

3.3多組分烴類體系的相態(tài)特征

將多組分烴類體系理解為由重烴和輕烴兩個擬組分構成的擬雙組分體系后，其相圖構成和相態(tài)特征就與雙組分體系類似。但多組分烴類體系的反常相態(tài)變化現(xiàn)象是比較突出的。

一般而言，油藏烴類體系是由多種烴類組分組成的多組分體系，其相態(tài)特征比較復雜。為了分析問題的方便，同時滿足油田的實際需要，常將多組分體系簡化為擬雙組分體系，由此來分析其相態(tài)特征?！?.13.3.1多組分體系的相圖泡點線露點線臨界點臨界凝析壓力臨界凝析溫度等溫反常凝析區(qū)等壓反常凝析區(qū)§1.1

3.3.2反常凝析現(xiàn)象A—E：單一氣相，無相變

E—F：壓力降低，凝析液量增加(反常)F—G：壓力降低，凝析液量減少(正常)G—H：單一氣相，無相變以等溫反常凝析現(xiàn)象為例§1.1§1.1

3.3.3多組分烴類體系相圖的應用(1).判斷油氣藏類型

(2).確定開發(fā)方式

(3).分析開發(fā)過程中的相態(tài)變化烴類體系產生反?，F(xiàn)象的原因主要有：

(1).烴類體系的組成；

(2).壓力溫度條件。兩者缺一不可。純氣藏未飽和油藏過飽合油藏凝析氣藏§1.1

4典型油氣藏的相態(tài)特征

相圖分析時，需注意：

(1).兩相區(qū)的寬窄、大小，區(qū)內等液量線分布的疏密；

(2).臨界點的位置。4.1低收縮油相圖低收縮油：體積收縮程度小的油。特點：含重烴較多，氣油比較小，相對密度較高?！?.14.2高收縮油相圖高收縮油：體積收縮程度大的油。特點：含輕烴較多，氣油比較高，相對密度較小?！?.14.3反常凝析氣相圖4.4濕氣相圖濕氣：標準狀態(tài)下1m3井口流出物中C5以上重烴含量高于13.5cm3的天然氣?！?.2PRs甲烷溶解曲線適用范圍：單組分氣體、稀溶液有關溶解系數(shù)：(1).反映氣體在液體中的溶解能力；(2).氣體不同，溶解系數(shù)不同。1.2天然氣在石油中的溶解及其影響因素

1.2.1天然氣在石油中的溶解

(1).天然氣是多組分混合氣體；(2).石油也非稀溶液；因此，天然氣在石油中的溶解不符合亨利定律。1.2.2影響因素(1).壓力的影響

溫度一定時，在低壓下，溶解系數(shù)較大的重烴組分和易溶的非烴組分溶解到石油中，因而曲線陡峭；

隨壓力的增加，重烴組分基本溶解完畢，只有溶解系數(shù)小的輕烴組分繼續(xù)溶解到石油中，因而曲線變?yōu)橹本€；

當壓力達到泡點壓力時，天然氣全部溶解到石油中，曲線變?yōu)樗骄€。(2).溫度的影響

當壓力一定時，隨溫度的增加，溶解度降低

(3).油氣性質的影響

油氣的性質越接近，溶解度越大。

1.3溶解度的求取(不要求)(1).脫氣實驗；

(2).經驗圖表。

要求已知油層溫度和壓力、石油和天然氣的相對密度。油層壓力－－油層溫度－－原油相對密度－－天然氣相對密度－－溶解度2.1相態(tài)方程的建立

§1.22相態(tài)方程2.1.1基本假設

(1).油氣系統(tǒng)中液相、氣相混合物的總量為1摩爾；

(2).在壓力為P、溫度為T時，氣、液兩相達到熱力學平衡；

(3).系統(tǒng)中液相物質的摩爾數(shù)為Nl，氣相物質的摩爾數(shù)為Ng；

(4).油氣系統(tǒng)中有m個組分；

(5).任一組分i在氣相中的濃度為yi，在液相中的濃度為xi，在系統(tǒng)中的摩爾濃度為ni；由Nl＋Ng＝1(1.2.2)ni＝xiNl＋yiNg(1.2.3)

得ni＝xiNl＋xi(1－Nl)yi/xi(1.2.4)§1.2令Ki＝y(tǒng)i/xi(1.2.5)則xi＝ni/[Ki－(Ki－1)Nl](1.2.6)2.1.2推導過程體系物質平衡方程組分物質平衡方程考慮到Σxi＝1

則

Σxi＝Σ{ni/[Ki－(Ki－1)Nl]}=1§1.2同理Σyi＝Σ{niKi/[1＋(Ki－1)Ng]}=1各相物質平衡方程相態(tài)方程相態(tài)方程2.2露點方程和泡點方程§1.22.2.1露點方程

條件：Nl≈0，Ng≈12.2.2泡點方程

條件：Nl≈1，Ng≈0露點方程：Σxi＝Σ(ni/Ki)＝1泡點方程：Σyi＝Σ(niKi)＝12.3平衡常數(shù)的求取§1.22.3.1平衡常數(shù)的定義

在一定的溫度和壓力下，系統(tǒng)中氣液兩相達到熱力學平衡時，組分i在氣相和液相中的分配比例。

平衡常數(shù)，又稱平衡比、分配比或分配系數(shù)。用公式表示為：

Ki＝y(tǒng)i/xi

§1.22.3.2平衡常數(shù)的求取

對已知組成的體系，在各種不同的氣液平衡條件下，分別測定氣相、液相各組分的摩爾數(shù)，按公式Ki＝y(tǒng)i/xi來計算平衡常數(shù)。

2.3.2.2圖版法

在實驗的基礎上，人們做了大量的圖版，以方便平衡常數(shù)的求取。2.3.2.1實驗方法§1.2§1.2§1.2§1.22.3.2.3收斂壓力法

隨壓力的增加，平衡常數(shù)逐漸收斂于Ki=1的點，該點對應的壓力稱為收斂壓力。

a.根據(jù)烴類組成，確定收斂壓力值；

b.根據(jù)收斂壓力值選擇圖版；

c.在P、T下查圖版即可得到Ki。

2.3.2.3.1收斂壓力的定義2.3.2.3.2求取步驟§1.2

2.4相態(tài)方程的應用2.4.2.1泡點計算2.4.1多級分離計算2.4.2相圖計算Σ(niKi)＝12.4.2.2露點計算Σ(ni/Ki)＝1§1.2

2.4.2.3臨界點的計算Σ(niKi)＝1Σ(ni/Ki)＝1§1.23

油氣分離

使油藏烴類體系從油藏壓力和溫度狀態(tài)瞬時變到某一特定壓力和溫度狀態(tài)，實現(xiàn)油氣分離，并迅速達到相平衡的過程。

接觸分離，又稱一次脫氣，或閃蒸分離。

3.1接觸分離(flashvaporization)3.1.1定義3.1.2特點

在油氣分離過程中，分離出的氣體與油始終保持接觸，體系的組成不變?！?.23.1.3示意圖§1.23.1.4實驗室脫氣流程§1.2

在油氣分離過程中，不斷地將分離出的氣體排走，使脫氣在系統(tǒng)組成不斷變化的條件下進行。

微分分離，又稱微分脫氣。

3.2微分分離3.2.1定義3.2.2多級脫氣

所謂多級脫氣，是指在脫氣過程中，分幾次降低壓力，每次降壓所分離出的氣體都及時地從油氣體系中放出，并測定其氣量，直至降至最后的指定壓力，累加每次脫出的氣量。3.2.3示意圖§1.21.1天然氣的組成1天然氣的組成、視相對分子質量及相對密度烴類氣體：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等非烴類氣體：硫化氫、二氧化碳、一氧化碳、氮氣、氧氣、氫氣、水蒸氣、氦、氬等。1.1.1定義

構成天然氣的各組分及其在天然氣中的百分含量。

§1.31.1.2表示方法

(1).質量組成

構成天然氣的各組分的質量占天然氣總質量的百分數(shù)wi=(mi/Σmi)×100%(2).體積組成

構成天然氣的各組分的體積占天然氣總體積的百分數(shù)

vi=(Vi/ΣVi)×100%(3).摩爾組成

構成天然氣的各組分的摩爾數(shù)占天然氣總摩爾數(shù)的百分數(shù)yi=(ni/Σni)×100%

三種組成之間的關系：

yi=vi

1.2視相對分子質量和相對密度

在標準狀況(0℃，0.10MPa)下，1摩爾天然氣的質量

Mg=Σ(yiMi)1.2.1視相對分子質量

(apparentmolecularweight)天然氣的視相對分子質量天然氣組分i的分子量天然氣組分i的摩爾分數(shù)

在標準狀態(tài)下，天然氣的密度與干燥空氣的密度之比

γg＝ρg/ρa

1.2.2天然氣的相對密度

γg＝Mg/29視天然氣和空氣均為理想氣體1.3天然氣的視臨界參數(shù)

視臨界壓力Ppc

視臨界溫度Tpc

(1).Kay方法

Ppc=Σ(yiPci)Tpc=Σ(yiTci)

(2).經驗公式法

與天然氣相對密度有關的經驗公式

:

對于干氣：

Ppc=4.8815－0.3861γgTpc=92.2222＋176.6667γgγg≥0.7Ppc=4.7780－0.2482γgTpc=92.2222＋176.6667γgγg<0.7

對于濕氣：

Ppc=5.1021－0.6895γgTpc=132.2222＋116.6667γgγg≥0.7Ppc=4.7780－0.2482γgTpc=106.1111＋152.2222γgγg<0.7

含CO2、N2

、H2S的天然氣的經驗公式

:Ppc=4.7546－0.2102γg+0.03φCO2－

0.011583φN2+0.030612φH2S

Tpc=84.9389＋188.4944γg－0.9333φCO2－

1.4944φN2

適用條件：

Ppc=4.6666＋0.103γg－0.25γg2Tpc=93.3＋181γg－7γg2

對于干氣Ppc=4.868＋0.356γg－0.077γg2Tpc=103.9＋183.3γg－39.7γg2

對于凝析氣

Thomas二次方程式

:

H2S含量<3%，N2含量<5%或非烴含量<7%2天然氣的狀態(tài)方程

2.1理想氣體狀態(tài)方程2.1.1理想氣體

不考慮氣體分子間的無相互作用力；

氣體分子間的碰撞為彈性碰撞。

氣體分子為質點，無體積；

PV=nRT2.1.2理想氣體狀態(tài)方程

2.2實際氣體狀態(tài)方程2.2.1壓縮因子狀態(tài)方程

z<1真實氣體易壓縮；z=1真實氣體＝理想氣體；z>1真實氣體難壓縮；Z=V實際/V理想

在一定溫度和壓力下，一定質量的實際氣體所占有的體積與相同條件下理想氣體所占有的體積之比

壓縮因子(compressibilityfactor)

：PV=znRT2.2.2范德華方程

對于純組分氣體，A0、B0、C0、a、b、c、α、γ為常數(shù)，見表1.3.5。2.2.3BWR方程

其中，a,b－－范德華常數(shù)，數(shù)值見表1.3.4

2.3天然氣壓縮因子的求取

2.3.1實驗方法

§1.3圖1.3.2甲烷的壓縮因子等溫線

2.3.2SK圖版法(1).對應狀態(tài)定律

對于單組分氣體，對應溫度Tr為：

在相同的對應溫度和對應壓力下，所有的純烴氣體具有相同的壓縮因子。

對應壓力Pr為：已知條件：天然氣的摩爾組成(2).SK圖版法計算步驟

對于天然氣，視對應溫度Tpr為：視對應壓力Ppr為：

計算步驟：求天然氣的視臨界參數(shù)求天然氣的視對應參數(shù)查圖版非烴校正含氮天然氣的校正：C－－疊加體積校正系數(shù)，C＝1.00～1.04(3).非烴組分校正

計算步驟：求不含氮烴類氣體的壓縮因子zg

求氮氣的壓縮因子zN

疊加，校正含H2S和CO2的天然氣的校正：P48不要求(2).Dranchuk－Durvis－Robinson方法

2.3.3經驗方法求z

(1).Hall－Yarborough方法(3).Gopal方法

§1.33天然氣的等溫壓縮系數(shù)(coefficientofisothermalcompressibility)

在等溫條件下，天然氣體積隨壓力的變化率

3.1定義3.2推導

3.2.1單組分理想氣體

3.2.2單組分實際氣體(1).手算

3.2.3多組分天然氣3.3等溫壓縮系數(shù)計算

(2).電算

(3).圖版法

4天然氣的體積系數(shù)和膨脹系數(shù)

4.1體積系數(shù)

(formationvolumefactor)

一定量的天然氣在油氣藏條件下的體積與其在標準狀況下的體積之比

Bg＝V

/Vsc

4.1.1定義

4.1.2計算

4.2膨脹系數(shù)(expansionfactor)

天然氣體積系數(shù)的倒數(shù)Eg＝1

/Bg

4.2.1定義

4.3Bg、Eg－P曲線

5天然氣的粘度

(viscosity)§1.35.1粘度的定義

流體抗剪切能力的一種量度5.1.1定義

5.1.2動力粘度

5.1.3運動粘度§1.3運動粘度，cm2/s動力粘度，mPa.s氣體密度，kg/m3

5.2天然氣粘度的計算

5.2.1低壓下天然氣粘度的計算

若已知天然氣的組成，當視對應壓力小于0.6時，地層溫度下天然氣的粘度為：

組分i的粘度組分i與組分j的結合因子組分i的摩爾分數(shù)組分j的摩爾分數(shù)結合因子的計算：

§1.3Herning－Zipperer方法5.2.2高壓下天然氣粘度的計算(1).API方法

低壓下天然氣的粘度粘度對比系數(shù)對應密度§1.3(2).Herning－Zipperer方法計算1個大氣壓、給定溫度下天然氣的粘度μg1

確定天然氣的視對應壓力和視對應溫度

查圖求無因次粘度μg/μg1

由μg1×[μg/μg1]，求μg

5.3天然氣粘度的特點

§1.35.3.1低壓下天然氣粘度的特點特點：

§1.3天然氣的粘度幾乎與壓力無關天然氣的粘度隨溫度的增加而增大隨分子量的增加，天然氣的粘度降低5.3.2高壓下天然氣粘度的特點隨壓力的增加，天然氣的粘度增大隨溫度的增加，天然氣的粘度降低隨分子量的增加，天然氣的粘度增大§1.41.3溶解氣油比與溶解度

1.4溶解氣油比曲線

溶解氣油比表示在某一溫度和壓力下，地層油中溶解氣量的多少，而溶解度則表示在某一溫度和壓力下，地層油中能夠溶解的氣量大小。§1.41.5原始溶解氣油比Rsi1.6生產氣油比Rp

累積產氣量與累積產油量之比

在油藏原始溫度和原始壓力下，地層油的溶解氣油比

2地層油的密度和相對密度2.1地層油的密度單位體積地層油的質量

當P<Pb時，隨壓力的增加，地層油的密度降低；

當P>Pb時，隨壓力的增加，地層油的密度增大；

當P=Pb時，地層油的密度最?。弧?.42.2地面油的相對密度

注：地面油的相對密度通常稱為原油相對密度

20℃時地面油的密度與4℃時水的密度之比3地層油的體積系數(shù)和收縮率

3.1地層油的體積系數(shù)Bo

3.1.1定義原油在地下的體積與其在地面脫氣后的體積之比Bo=Vof/Vos

§1.43.1.2體積系數(shù)－壓力關系

隨p的增加，Bo增大隨p的增加，Bo減小Bo最大§1.43.1.3幾個常見的體積系數(shù)

Boi：油藏原始壓力下的體積系數(shù)Bob:泡點壓力下的體積系數(shù)3.2兩相體積系數(shù)

3.2.1定義

當油藏壓力低于泡點壓力時，地層油與其釋放出的氣體的總體積(兩相體積)與它在地面脫氣后的體積(地面原油體積)之比

u=Bo+(Rsi-Rs)Bg

§1.43.2.2兩相體積系數(shù)－壓力關系

§1.4兩相體積系數(shù)的特點：

(2).p=pb時，u=Bob，為最小值

(1).雙曲線型單調曲線

(3).p=1atm時，u=Bo+Rsi

，為最大值

(4).只有當p<pb時才存在兩相體積系數(shù)

Eo=[(Vf-Vs)/Vf]×100%=[(Bo-1)/Bo]×100%3.3地層油的收縮率

地層油在地面脫氣后體積收縮的百分數(shù)

4.1定義4地層油的等溫壓縮系數(shù)

在等溫條件下，地層油體積隨壓力的變化率，記作Co4.2計算

§1.44.3特點

§1.45地層油的粘度

在油田開發(fā)過程中，地層油的粘度決定其在地層中的滲流能力，也影響其在管道中的流動能力。

隨Rs的增大，C0增大；

隨溫度的升高，C0增大。

C0與壓力區(qū)間有關；

原油的粘度取決于它的化學組成、溶解氣油比、溫度、壓力等條件。

§1.45.1原油粘度與壓力、溫度關系5.2地層油粘度的特點

§1.4(2).p一定，隨T的增加，μo

降低；

(3).隨膠質、瀝青質含量的增加，μo增大；

p>pb，隨p的增大，μo增大；

p＝pb，μo最小

p<pb，隨p的增大，μo降低；

(1).T一定§1.46地層原油物性的常用算法

6.1.2Glaso公式6.1.1Standing公式

6.1地層油飽和壓力的計算

§1.46.1.3Lazater公式§1.4

6.2.2Glaso公式6.2.1Standing公式

6.2地層油體積系數(shù)的計算

6.2.3Vazques和Beggs公式§1.4

6.3溶解氣油比的計算

Vazques和Beggs公式§1.4

6.4.2飽和壓力和飽和壓力以下地層油的粘度計算6.4.1地層溫度下地面脫汽油的粘度計算

6.4地層油粘度的計算

6.4.3飽和壓力以上地層油的粘度計算1.1地層水礦化度

1地層水的礦化度和硬度§1.5地層水的高壓物性

礦化度代表水中礦物鹽的質量濃度，常用mg/L表示。

由地層水總礦化度的大小，可以概括地了解地層水的性質。1.2地層水的硬度

地層水的硬度是指地層水中鈣、鎂等二價溶解鹽離子的含量，常用mg/L表示。

§1.5地層水中鈣、鎂鹽的含量2地層水的分類

碳酸鹽硬度:非碳酸鹽硬度:

其他二價鹽，如鐵、鋁、鍶、鋇等鹽的含量(暫時硬度)(永久硬度)加熱時能從水中析出陽離子：K＋，Na＋，Ca2＋，Mg2＋，······2.1地層水的化學成分陰離子：Cl－，HCO3－，SO42－，CO32－，······§1.52.2地層水的分類地層水的化學成分決定于特定的自然環(huán)境

根據(jù)水中Na＋

(包括K＋)和Cl－的當量比，利用水中正負離子的化合順序，以水中某種化合物出現(xiàn)的趨勢而命名水型2.2.1基本觀點

2.2.2具體思路

2.2.3離子化合順序當量比成因系數(shù)水型環(huán)境特點NaHCO3大陸環(huán)境Na2SO4大陸沖刷環(huán)境，地面CaCl2深層封閉環(huán)境MgCl2海洋環(huán)境表1.5.1蘇林成因系數(shù)法水型劃分表

2.2.4四種水型

§1.5

代表大陸環(huán)境條件下形成的水，世界上約有1/3的地層水為該水型。

代表海洋環(huán)境下形成的水，構造性油藏和巖性油藏中常見此水型；

代表大陸環(huán)境條件下形成的水，它反映環(huán)境封閉性差，不利于油氣聚集和保存，多為地面水；

代表深層封閉環(huán)境下形成的水，它反映環(huán)境封閉性好，有利于油氣聚集和保存。(1).Na2SO4型(2).NaHCO3型(3).MgCl2型(4).CaCl2型§1.53地層水的高壓物性

天然氣在地層水的溶解度受溫度、壓力和地層水含鹽量等的影響

在地層壓力、溫度條件下，1m3地面水中所溶解的天然氣的標準體積，單位為標m3/m3。

3.1.2影響因素

3.1天然氣在地層水的溶解度3.1.1定義

§1.53.2地層水的體積系數(shù)

Bw=Vwf/Vws

地層水在地層壓力、溫度下的體積與其在地面條件下的體積之比3.2.2體積系數(shù)與壓力、溫度、溶解氣的關系3.2.1定義3.3.1定義3.3地層水的等溫壓縮系數(shù)

在等溫條件下，地層水的體積隨壓力的變化率，記作Cw3.3.2特點

§1.5(1).隨P的增大，Cw降低

(2).隨溫度的升高，Cw先下降后上升

(3).隨礦化度的升高，Cw降低

(4).在不同的壓力、溫度區(qū)間，Cw不同

3.4地層水的粘度

§1.53.4.1特點3.4.2地層水的粘度與壓力、溫度、礦化度的關系

μw對壓力不敏感；

地層水礦化度對μw影響不大；隨T的增加，μw降低；

天然氣在地層水中的溶解度對μw影響不大油藏巖石類型：(1).砂巖(碎屑巖)：石英、長石儲集和流動空間－－孔隙(2).灰?guī)r(碳酸鹽巖)：方解石、白云石儲集空間－－孔隙流動空間－－裂縫(3).其它§2.1砂巖的骨架性質(4).敏感性質(速敏、水敏、酸敏等)§2.1巖石物性：(1).骨架性質(粒度組成、比面)(2).儲集性質(孔隙度、飽和度、壓縮性)(3).滲透性質(滲透率)

由性質不同、形狀各異、大小不等的顆粒經膠結物膠結而成§2.1

砂粒和砂粒之間未被膠結物或固體物質充填的空間

由砂粒和膠結物構成的架構幾個概念：(1).砂巖(2).骨架(3).孔隙1砂巖的粒度組成

§2.1

指構成砂巖的大小不同的顆粒的相對含量，常用百分數(shù)表示。

1.2測量方法薄片法篩析法沉降法分析大粒徑分析中小粒徑分析小粒徑1.1定義1.2.1篩析法

基本做法：

巖石洗油、烘干、稱質量、解析(破碎)、過套篩、分篩稱質量、計算。

套篩篩孔的表示方法：

1、以毫米表示篩孔孔眼的大小；

2、以每英寸長度上的孔眼數(shù)表示，稱為目或號；

套篩孔眼大小標準：

相鄰的兩級篩子孔眼大小相差

§2.1或1.2.2沉降法

基本原理：

不同大小的顆粒在液體中具有不同的沉降速度。

Stokes公式：

公式適用范圍：

(1).顆粒直徑范圍：10～50μm；

(2).顆粒的質量密度小于1%。

§2.11.3粒度組成的表示方法

1.3.1粒度組成分布曲線

粒度組成分布曲線表示了各種粒徑的顆粒所占的百分數(shù)，可用來確定任一粒級在巖石中的含量。粒級平均直徑：

(1).曲線尖峰越高，說明巖石粒度組成越均勻；

(2).曲線尖峰越靠右，說明巖石顆粒越粗。

§2.1特點：

1.3.2粒度組成累積分布曲線

(1).上升段直線越陡，說明巖石粒度組成越均勻。

(2).可以根據(jù)曲線上的一些特征點來求得粒度參數(shù)，從而定量地評價巖石粒度組成的均勻程度。

§2.1特點：

1.4粒度組成評價指標

1.4.1不均勻系數(shù)

定義：

粒度組成累積分布曲線上某兩個質量百分數(shù)所代表的顆粒直徑之比。

常用累積質量60%的顆粒直徑d60與累積質量10%的顆粒直徑d10之比來表示，記作a。a=d60/d10

(1).不均勻系數(shù)越接近于1，表明巖石的粒度組成越均勻。(2).一般儲層巖石的不均勻系數(shù)在1～20之間。

§2.1(3).不均勻系數(shù)小于2的巖石，可視為均質巖石。

1.4.2分選系數(shù)

定義：累積質量75%的顆粒直徑d75與累積質量25%的顆粒直徑d25之比來，記作s。s=d75/d25

(1).S＝1～2.5，分選好；(2).S＝2.5～4.5，分選中等；§2.1(3).S>4.5，分選差。特拉斯克(P.D.Trask)規(guī)定：

1.4.3?？耍值聟?shù)轉換公式：

§2.1計算公式：

平均值標準偏差§2.1偏度峰態(tài)分選等級標準偏差極好<0.35好0.35～0.50較好0.50～0.71中等0.71～1.00差1.00～2.00很差2.00～4.00極差>4.00?？耍值路诌x等級表粒級名稱粒徑/mm礫石>1.00粗砂0.50～1.00中砂0.25～0.50細砂0.10～0.25粗粉砂0.05～0.10細粉砂0.01～0.05泥質砂<0.01粒級分類標準2巖石的比面

2.1定義

單位體積巖石骨架的總表面積，單位m2/m3

2.2三種比面

S=A/V

2.2.1以巖石骨架體積為基礎的比面

§2.1圖2.1.5等徑球正排列模型

2.2.2以巖石外表體積為基礎的比面

2.2.3以巖石孔隙體積為基礎的比面

§2.12.2.4不同基數(shù)比面之間的關系

2.3巖石比面的影響因素

2.4比面的求取

2.4.1實驗測定法

計算公式：(1).巖石顆粒直徑：直徑越小，比面越大；(2).泥質含量：泥質含量越多，比面越大；

§2.1(3).顆粒形狀：顆粒形狀越不規(guī)則，比面越大。

1儲層巖石的孔隙和孔隙結構空隙：包括孔隙、空洞和裂縫在通常情況下，空隙＝孔隙孔隙空間：孔隙＋喉道被碎屑顆粒包圍的較大的空間在顆粒間連通的狹窄部分§2.2儲層巖石的孔隙性1.1孔隙砂粒和砂粒之間未被膠結物或固體物質充填的空間1.2孔隙結構參數(shù)

§2.2孔喉比配位數(shù)迂曲度巖石孔隙直徑與喉道直徑之比與孔隙連通的喉道數(shù)目流體質點實際流經的路程長度與巖石外觀長度之比1.3孔隙組成曲線§2.21.3.1孔隙組成分布曲線

特點：(1).尖峰越高，孔隙組成越均勻

(2).尖峰越靠右，主要孔隙半徑越大§2.21.3.2孔隙組成累積分布曲線

特點：(1).中間段越陡，孔隙組成越均勻

(2).中間段越偏右，主要孔隙半徑越大1.4.1定義

§2.21.4孔隙結構

孔隙結構：巖石中孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關系2.1孔隙類型

§2.22儲層巖石的孔隙特征碎屑巖：碳酸鹽巖：常見的孔隙主要有粒間孔、溶蝕孔、晶間孔和雜基內微孔等。常見的孔隙主要有原生孔、溶蝕孔、生物鉆孔、收縮孔和裂縫等。孔隙類型主要受巖石類型的控制。2.2砂巖的孔隙類型

2.2.1粒間孔隙§2.22.2.2雜基內微孔隙2.2.3紋理和層理縫§2.22.2.4溶蝕孔隙2.2.5晶間孔隙§2.22.2.6裂縫孔隙2.3孔隙的分類§2.22.3.1按孔徑大小劃分

類型毛管直徑/mm裂縫寬度/mm流動條件巖石類型微毛管孔隙<0.0002<0.0001克服很大毛管力泥(頁)巖毛管孔隙<0.5<0.25克服毛管力一般砂巖超毛管孔隙>0.5>0.25自由流動裂縫2.3.2按孔隙連通狀況劃分§2.2連通孔隙不連通孔隙2.3.3按儲集性質劃分§2.2有效孔隙無效孔隙孔隙半徑>0.0001mm相互連通孔隙半徑<0.0001mm的連通孔隙、不連通孔隙、死孔隙1.4按流體流動狀況劃分§2.2流動孔隙不流動孔隙有效孔隙中被參與流動的流體所占據(jù)的孔隙有效孔隙中被吸附層流體所占據(jù)的孔隙及死孔隙3.1孔隙度的概念

§2.23儲層巖石的孔隙度巖石的孔隙體積與其外表體積的比值

外表體積骨架體積孔隙體積3.2經典孔隙度模型

§2.23.2.1等徑球正排列模型的孔隙度3.2.2等徑球菱形排列模型的孔隙度3.3.1絕對孔隙度

§2.23.3儲層巖石的孔隙度巖石總孔隙體積與其外表體積的比值

絕對孔隙體積視體積3.3.2有效孔隙度

巖石的有效孔隙體積與其外表體積的比值

3.3.3流動孔隙度

§2.2巖石流動孔隙體積與其外表體積的比值

3.4儲層巖石孔隙度的評價

表2.2.3儲層巖石孔隙度評價孔隙度/%<55～1010～1515～2020～25儲層評價極差差一般好特好3.4雙重介質的流動孔隙度

§2.2雙重介質：裂縫－孔隙介質溶洞－孔隙介質雙重介質的孔隙：基質孔隙－－裂縫孔隙－－基質孔隙度裂縫孔隙度一般地，φp>φf，基質孔隙為主要儲油空間。4.1顆粒的分選性和磨圓度

§2.24影響巖石孔隙度的因素顆粒分選性好，孔隙度大；顆粒磨圓度好，孔隙度大；4.2膠結物質

§2.2膠結物的成分、含量和膠結類型等包括泥質、鈣質、硅質、鐵質等表2.2.5砂巖孔隙度與泥質含量的關系泥質含量/%<22～55～1010～1515～20孔隙度/%28～3429～3125～30<25<204.3巖石的壓實程度

§2.2埋藏深度4.4成巖后生作用

§2.2受構造力作用，產生微裂隙，孔隙度變大；巖石顆粒及膠結物受地下水溶蝕，孔隙度變大；地下水中的礦物質沉淀，充填孔隙，孔隙度變?。?.1實驗室方法

§2.25研究巖石孔隙度的方法5.1.1測定巖石外表體積的方法尺量法－－巖石具有簡單幾何形狀排開體積法－－巖石總體積儀浮力測定法§2.25.1.2測定巖石骨架體積的方法比重瓶法－－用比重瓶測量沉沒法－－在濕相流體中測定流體對固相的浮力氣體膨脹法－－利用玻－馬定律§2.25.1.3測定巖石孔隙體積的方法飽和稱重法壓汞法氣體膨脹法5.2間接方法

§2.25.2.1地層因子方法地層因子(FF)：優(yōu)勢：(1).考慮了儲層巖石的地下條件；(2).考慮了儲層流體、儲層各種力場對巖石性質的影響。100%飽和鹽水時巖樣的電阻系數(shù)鹽水的電阻系數(shù)§2.2阿爾奇公式：M－－膠結指數(shù)a－－儲層特征參數(shù)孔隙度§2.25.2.3伽馬－伽馬測井方法5.2.2中子測井方法API中子偏轉值由伽馬－伽馬測井曲線確定的地層密度A，B—常數(shù)巖石骨架密度孔隙中流體的密度§2.25.2.4聲波測井方法巖石骨架中的聲速測井曲線標出的巖石聲速巖石孔隙中流體的聲速§2.26巖石的壓縮系數(shù)6.1定義

油藏壓力每降低1MPa時，單位體積巖石內孔隙體積的變化值6.2綜合壓縮系數(shù)

油藏壓力每降低1MPa時，單位體積油藏巖石由于巖石孔隙體積的縮小、油和束縛水的膨脹而從巖石孔隙中排出油的總體積1達西定律(Darcy’sLaw)

1.1.1實驗裝置§2.3儲層巖石的滲透性1.1達西試驗1.1.2實驗結果1.2達西定律的推廣

§2.31.2.1實驗裝置

1.2.2修正的達西公式1.2.3水平線性穩(wěn)定滲流的達西公式

§2.31.2.3.1示意圖

1.2.3.2公式單位:Q――cm3/sμ――mPa.sL――cmA――cm2ΔP―――atmK―――μm21.2.4垂直線性穩(wěn)定滲流的達西公式

§2.31.2.4.1示意圖

1.2.4.2公式(1).無壓頭自由滲流(2).有壓頭向下滲流

§2.3(3).有壓頭向上滲流

1.2.5平面徑向流§2.32氣測滲透率和克林肯伯格效應

2.1絕對滲透率(1).巖石孔隙100%被某一種流體飽和；

(2).流體在巖石中的滲流狀態(tài)為層流；

(3).流體不與巖石發(fā)生反應；

2.2.1氣測滲透率流程圖

§2.32.2氣測滲透率2.2.2氣測滲透率公式2.3.1概念

§2.32.3克林肯伯格效應

在巖石孔道中，在孔道中心的液體分子的流速比靠近孔道壁的分子流速高，而且越靠近孔道壁表面，分子的流速越低；氣體則不同，靠近孔道壁表面的氣體分子與孔道中心的氣體分子流速幾乎沒有差別。氣體在巖石孔道中的這種滲流特性稱為滑動效應或克林肯柏格效應。2.3.2克林肯伯格實驗§2.3(1).同一巖石，在同一平均壓力下，用不同氣體測得的滲透率不同；(2).同一巖石，不同氣體測得的滲透率和平均壓力的直線關系交縱坐標于一點，該點對應的氣體滲透率與同一巖石的液體滲透率等價，該滲透率稱為等價液體滲透率，又稱克林肯伯格滲透率?！?.3克林肯伯格滲透率：其中，

氣體平均自由程比例系數(shù)

由于氣體滑動效應的存在，氣測滲透率一般高于液測滲透率。巖石孔隙半徑3滲透率的影響因素

§2.33.1沉積作用的影響

(1).巖石結構和構造特征的影響巖石結構：指巖石的粒度及分選性

巖石構造：指層理和紋理等Krumbein-Monk經驗公式：常數(shù)顆粒平均直徑粒度標準偏差滲透率的方向性：滲透率在不同方向上的差異

§2.3巖石的孔隙

(2).巖石孔隙結構的影響孔隙Carman-Kozeny公式：迂曲度r-－－喉道半徑喉道－－對滲透率影響很大孔隙內表面的粗糙度也對巖石滲透率產生影響?！?.33.2成巖作用的影響

(1).壓實作用的影響經驗公式：

其中，ak－－滲透率變化系數(shù)。壓實與滲透率關系曲線§2.3(2).膠結作用的影響

膠結物的沉淀和膠結，引起巖石滲透率的顯著降低。

§2.3(3).溶蝕作用的影響

溶蝕作用對巖石滲透率的影響不顯著。

3.3地應力的影響

主要作用：形成斷裂和微裂縫裂縫滲透率公式：

其中，φf－－裂縫孔隙度，小數(shù)；b－－裂縫寬度，μm

；§2.33.4流體－巖石相互作用的影響

(1).粘土膨脹(2).顆粒堵塞

(3).膠質、瀝青質、石蠟沉積(4).多相流動4儲層巖石滲透率評價表2.3.1儲層巖石滲透率評價級別滲透率/×10－3μm2

儲層評價1>1000極好2100～1000好310～100一般41～10差5<1極差5.1實驗室測定

§2.35儲層巖石滲透率的求取5.1.1常規(guī)小巖心滲透率測定常用儀器：(1).流量管氣測滲透率儀(2).高低滲透率儀(3).全自動孔滲分析儀采用標準：SY5336－88§2.35.1.2全直徑巖心滲透率測定巖心夾持器：計算公式:(1).垂直方向:(2).水平方向:§2.3G—篩網(wǎng)形狀系數(shù)求取方法:§2.35.1.3徑向滲透率的測定徑向滲透率測定儀：計算公式:其中，d0－－巖心外徑，cm；

dw－－巖心中心孔直徑，cm；

h－－巖心高度，cm。§2.35.2間接法求取滲透率圖版：計算公式:其中，a，b，c－－與巖石孔隙中流體性質有關的系數(shù)；§2.37非均質儲層滲透率的計算7.1滲透率均值計算7.1.1縱向非均質儲層平均滲透率計算(1).平面線性流§2.3計算公式:(2).平面徑向流計算公式:§2.37.1.2橫向非均質儲層滲透率的計算(1).平面線性流計算公式:§2.3(2).平面徑向流計算公式:§2.37.2儲層滲透率差異的描述(1).儲層滲透率變異系數(shù)其中，1流體飽和度單位孔隙體積中流體所占的百分數(shù)

§2.4儲層流體飽和度1.1定義Sl=Vl/Vp=Vl/(φVf)

其中：Vl-----孔隙中流體的體積；

Vp-----孔隙體積；

Vf-----巖石外表體積；

φ-----巖石的孔隙度；

Sl------流體飽和度；1.2含油、含水、含氣飽和度

§2.4含油飽和度：

So=Vo/Vp

含水飽和度：

Sw=Vw/Vp

含氣飽和度：

Sg=Vg/Vp

關系：

So+Sw+Sg=1

2束縛水飽和度和殘余油飽和度

§2.42.1束縛水飽和度(irreduciblewatersaturation)

2.1.1束縛水

分布和殘存在巖石顆粒接觸處角隅和微細孔隙中或吸附在方式骨架顆粒表面的不能流動水

2.1.2束縛水飽和度2.1.3影響束縛水飽和度的因素束縛水的體積占巖石孔隙體積的百分數(shù)，常用Swc表示。

(1).巖石的孔隙結構

巖石孔隙小，連通性差，則束縛水飽和度高。

§2.4

(2).巖石滲透率

巖石滲透率越低，束縛水飽和度越高?！?.4

(3).泥質含量(4).潤濕性§2.42.1.4儲量計算(1).原始含油飽和度

Soi=1-Swc

N=Ahφ(1-Swc)/Bo(m3)

(2).儲量計算：或

N=Ahφ(1-Swc)ρo/Bo(t)

(3).例題：P122

§2.42.2殘余油飽和度(residualoilsaturation)

2.2.1殘余油被工作劑驅洗過的地層中被滯留或閉鎖在巖石孔隙中的油

2.2.2殘余油飽和度2.1.3剩余油殘余油體積占儲層孔隙體積的百分數(shù)

未被工作劑驅掃或波及到的油

2.1.4應用－－計算采收率

3油氣水飽和度測定方法

§2.4實驗室方法

常規(guī)巖心分析特殊巖心分析

靜態(tài)分析

礦場方法動態(tài)分析

測井方法

示蹤劑方法

油藏工程方法

§2.43.1實驗室方法

3.1.1常規(guī)巖心分析

(1).蒸餾抽提法

(2).常壓干餾法§2.4

3.1.2特殊巖心分析

(1).半滲隔板法

(2).離心法

3.1.3動態(tài)方法－－巖心流動實驗

§2.43.2礦場方法

3.2.1測井資料解釋法

(1).電阻率測井

(2).脈沖中子俘獲法§2.43.2.2試井方法

(1).壓力降落試井

(2).壓力恢復試井

(3).干擾試井1.1泥質、粘土、粘土礦物

§2.51泥質(粘土)膠結物粘土：天然的土狀細粒集合體

粘土的化學成分主要是氧化硅、氧化鋁、水以及少量的鐵、堿金屬和堿土金屬氧化物。粘土礦物：組成粘土的、細分散的含水的層狀硅酸鹽和非晶質硅酸鹽礦物的總稱泥質：沉積巖中粒度小于0.01mm的物質的總和油氣層中常見的粘土礦物：高嶺石、蒙脫石、伊利石、綠泥石等1.2粘土礦物的結構特征

§2.5(1).硅氧四面體晶體(2).鋁氧(氫氧)八面體晶體1.2.1基本結構單元

§2.5(3).硅氧四面體晶片(4).鋁氧八面體晶片(5)晶層------層狀結構

§2.51.3常見的粘土礦物

§2.51.3.1高嶺石§2.51.3.2伊利石§2.51.3.3蒙脫石1.4粘土礦物的產狀

§2.51.4.1陸源粘土礦物的產狀§2.51.4.2自生粘土礦物的產狀1.5粘土礦物的性質

§2.5(2).帶電性(3).離子交換性結構電荷(1).微粒性(4).吸附性表面電荷(5).親水性

1.6粘土礦物不穩(wěn)定性的機制

§2.5(2).絮凝表面水化(1).遇水膨脹(3).分散滲透水化1.7不同粘土礦物對儲層的潛在影響

§2.5(1).充填粒間孔隙遇水膨脹1.7.1蒙脫石－－－(2).脫落、破碎1.7.2高嶺石1.7.3伊利石(1).纖維狀、毛發(fā)狀(2).水吸附(3).破碎§2.5(2).鐵(1).柳葉狀、絨球狀1.7.4綠泥石2灰質膠結物灰質膠結物主要包括CaCO3、MgCO3、CaMg(CO3)2等2.1灰質膠結物

通過分析巖石中的碳酸鹽含量，能夠了解地層中水動力場的活動規(guī)律，了解地層形成的時代特征。

2.2酸－巖反應

2.3酸敏礦物

2.3.1菱鐵礦

2.3.2富鐵綠泥石2.3.3防治方法

為了防止地層中Fe+2和Fe+3的沉淀，可在酸化液體中加入鐵的螯合劑等添加劑，減少Fe(OH)3生成，保護油氣層。

§2.5

石膏，CaSO4.nH2O，屬硫酸鹽膠結物；在高溫下，石膏易脫水，形成硬石膏(CaSO4)，從而影響巖石含水飽和度的測量。

3硫酸鹽膠結物4.1定義

§2.54膠結類型4.2顆粒的接觸形式(1).游離狀

膠結物在巖石中的分布狀況及其與碎屑顆粒的接觸關系稱為膠結類型(2).支架狀(3).近鑲嵌狀(4).鑲嵌狀4.3.1基底膠結

§2.54.3膠結類型4.3.3接觸膠結4.3.2孔隙膠結膠結強度排序：基底膠結>孔隙膠結>接觸膠結復合膠結：如接觸－孔隙式膠結膠結物含量較多，巖石骨架顆粒孤立地分布于膠結物中，呈游離狀，膠結強度很高。膠結物含量不多，膠結物主要分布于顆粒之間的孔隙中，顆粒呈支架狀接觸，膠結強度中等。膠結物含量很少，膠結物主要分布于顆粒相互接觸處，顆粒呈點狀或線狀接觸，膠結強度較弱。

§2.55儲層敏感性儲層敏感性：儲層某種損害的發(fā)生對外界誘發(fā)條件的敏感程度

分類：流動實驗SY/T5358-94評價方法：使用標準：速敏、水敏、鹽敏、堿敏、酸敏等試驗準備：

巖樣準備

巖樣抽空飽和鉆切－－－－洗油－－－－烘干巖樣孔隙體積測定氣測滲透率流動試驗流程5.1速敏評價

5.1.1速敏

5.1.2臨界流速

因流體流動速度變化引起地層微粒運移、堵塞喉道，導致滲透率下降的現(xiàn)象

巖樣的滲透率隨流速的增加開始較大幅度下降時的流速

目的－－了解地層的滲透率與流體流動速度的關系，如地層有速敏性，則要找出其臨界流速。

通常選擇在滲透率出現(xiàn)明顯拐點的前一個流速值，或(Kn-Kn-1)/Kn-1大于等于10%時的流速值。(2).滲透率傷害率

損害程度強中等偏強中等偏弱弱無滲透率損害率>0.700.51～0.700.31～0.500.06～0.30<0.05(1).臨界流速m/dml/mincm2流量等級：0.10，0.25，0.50，1.00，1.50，2.00，2.50，3.00，3.50，4.00，4.50，5.00，5.50，6.00ml/min。5.1.3評價指標(3).速敏指數(shù)速敏程度強中等偏強中等偏弱弱無速敏指數(shù)>0.700.41～0.700.11～0.400.06～0.10<0.05流速曲線圖：滲透率－－流速關系曲線速敏傷害后巖心滲透率的最小值與臨界流速下的滲透率的比值5.2水敏評價

5.2.1水敏

5.2.2水敏指數(shù)

與地層不配伍的外來流體進入地層后引起粘土膨脹、分散、運移，導致滲透率下降的現(xiàn)象

用標準鹽水或地層水測得的滲透率用蒸餾水測得的滲透率水敏程度無弱中等偏弱中等偏強強極強水敏指數(shù)<0.050.06～0.300.31～0.500.51～0.700.71～0.90>0.90

目的－－了解粘土膨脹、分散、運移的過程，確定巖樣滲透率下降的程度

5.3鹽敏評價

5.3.1鹽敏

5.3.2臨界鹽度

由于注入水礦化度高于地層水礦化度，引起粘土去水化、收縮、破裂、脫落，導致滲透率下降的現(xiàn)象

鹽敏程度弱中等偏弱中等中等偏強強極強臨界鹽度<10001000～25002500～55005500～80008000～25000>25000

隨注入流體鹽度下降，巖樣滲透率開始較大幅度下降時對應的鹽度

目的－－了解在地層水或現(xiàn)場用鹽水的鹽度不斷下降的條件下，巖樣滲透率的變化過程，找出滲透率明顯下降的臨界鹽度。

次地層水：

次標準鹽水：將地層水稀釋，使其濃度減半而得到的鹽水

將標準鹽水稀釋，使其濃度減半而得到的鹽水

臨界pH值：

隨注入液pH值的上升，巖樣滲透率開始明顯下降時對應的pH值

溶液中無機鹽的含量配比為：NaCl:CaCl2:MgCl2.6H2O=7:0.6:0.4

標準鹽水：5.4酸敏評價

5.4.1酸敏

5.4.2酸敏指數(shù)

酸液進入地層后與地層中的酸敏性礦物發(fā)生反應，產生沉淀或釋放出顆粒，導致滲透率下降的現(xiàn)象

酸敏程度無弱中等強酸敏指數(shù)<0.050.06～0.300.31～0.70>0.70

巖樣酸化前后的滲透率之差與酸化前滲透率之比

目的－－了解擬處理地層用酸是否會對地層產生損害以及損害的程度，找到有效的酸化處理方法

5.4.3溶蝕率

巖樣與酸反應前后的質量之差與酸化前的質量之比5.5堿敏評價

5.5.1堿敏

5.5.2堿敏指數(shù)

堿性液體進入地層后與地層中的堿敏性礦物發(fā)生反應而導致滲透率下降的現(xiàn)象

巖樣注堿液前后的滲透率之差與注堿液前的滲透率之比1.2毛管滲流模型§2.6§2.6(1).假想巖石的流量－－泊稷葉公式

(2).真實巖石的流量－－達西公式(3).滲流阻力相等－－流量相等N－－毛管數(shù)§2.6

令n=N/A，則

2滲透率和孔隙度的關系

對于毛管模型，其孔隙度為：§2.6則有：由此可得，巖石平均孔隙半徑為：

3滲透率與比面的關系

高才尼方程，k－－高才尼常數(shù)。

1儲層巖石的熱學性質

將儲層巖石溫度升高１Ｋ所需的熱量稱為巖石的熱容§2.7儲層巖石的其他物理性質1.1巖石的熱容

(1).定義：

(2).比熱容

把１kg巖石的溫度升高１ｋ所需的熱量叫比熱容1.2巖石的導熱性

§2.7(1).定義：

熱量從巖石較熱部分傳播至較冷部分的能力，它可用熱傳導系數(shù)來描述。

(2).熱傳導系數(shù)：

熱傳導系數(shù)在數(shù)值上等于單位長度巖石垂直熱流方向單位面積上兩端溫度差為１K時在１s內所傳遞的熱量

(3).溫度傳導系數(shù)

巖石的溫度傳導系數(shù)是把某一熱量引入到單位長度單位截面積的巖樣中，巖樣在單位時間內所升高的溫度。

溫度傳導系數(shù)α與比熱容C和熱傳導系數(shù)λ之間的關系：

§2.72儲層巖石的聲學性質

聲波：在巖石中傳播的聲波有縱波與橫波之分。聲波測井

(1).縱波速度(2).橫波速度(3).威利公式

§2.73儲層巖石的導電性

巖石的導電性指巖石傳導電流的性質。

巖石的電阻率表示巖石阻止電流通過的能力

巖石的電阻率是由其礦物組成、孔隙度、含油和含水飽和度、水的化學組成以及巖石的溫度決定的，與地層的幾何尺寸、形狀無關。

1.1界面和表面

1兩相界面的界面能(interfacialenergy)

表面：當接觸的兩相中有一相為氣相時，把與氣相接觸的界面稱為表面。經常把“界面”和“表面”混用。

界面：互不相溶的兩相間的接觸面§3.1油藏流體的界面張力§3.11.2界面層分子的受力分析

(1).液體內部分子－－分子力場平衡(2).液體表面分子－－受到指向液體內部的凈吸引力界面能:

由于分子力場不平衡而使界面層分子儲存的多余能量稱為兩相界面的界面能(或表面能)?！?.11.3界面能的性質

(1).界面能依存于兩相界面(2).界面能分布于整個界面層(3).界面能與界面面積成正比

(4).界面能的大小與兩相分子的極性有關。(5).界面能還與物質的相態(tài)有關?！?.12比界面能和界面張力(specificinterfacialenergyandinterfacialtension)

2.1比界面能定義：單位界面面積上所具有的界面能單位：J/m2

J/m2=Nm/m2=N/m

2.2界面張力

定義：作用于單位界面長度上的收縮力

§3.1平衡時，作用點：三相周界的接觸點大?。旱扔诟髯缘谋冉缑婺芊较颍航缑鏋槠矫鎰t在界面上，界面為曲面，則在界面切線上，方向指向使界面收縮的方向

界面張力的三要素：§3.1§3.12.3界面張力的測定方法

(1).毛細管上升法(2).懸滴法(3).旋轉液滴法

(4).液滴最大壓力法(5).液滴質量法(6).吊板法§3.12.4影響界面張力的因素(1).兩相物質(2).物質的相態(tài)一般地，氣－液界面張力大于液－液界面張力。表3-1-1不同液體在室溫條件下與空氣接觸時的表面張力物質表面張力mN/m

物質表面張力mN/m正己烷乙醚正辛烷四氯化碳鄰二甲苯18.417.021.826.930.3苯三氯甲烷二氯乙烷二硫化碳甲苯29.028.532.673.232.8§3.1(3).物質的極性

(4).溫度和壓力

溫度升高，氣－液界面張力降低。兩相分子的極性越接近，界面張力越小。壓力升高，氣－液界面張力降低?！?.12.5油藏流體間的界面張力油藏巖石孔隙中的界面油－水油－氣水－氣

油、氣、水與巖石界面張力！

(5).溶解氣

3.1液體界面的吸附

§3.13吸附作用3.1.1吸附的定義

溶解于兩相界面系統(tǒng)中的物質，自發(fā)地濃集于兩相界面上并降低該界面層的界面張力的過程規(guī)定：直線端――非極性端圓端――極性端或：溶質在相界面濃度和相內濃度不同的現(xiàn)象稱為吸附。

若極性A>極性C>極性B，則C為吸附在A、B界面上的物質?！?.13.1.2極性均衡原則3.1.3吉布斯比吸附公式

G＞0，稱為正吸附，它表示界面張力隨溶質濃度的增加而降低，溶質為表面活性物質。

G＜0，稱為負吸附，它表明界面張力隨溶質濃度的增加而增加，此時溶質為非表面活性劑

若G=0，則表明沒有吸附發(fā)生

G---比吸附，指與相內比較，界面層單位面積上的多余吸附量

3.1.4比吸附等溫線

§2.2

當表面活性物質濃度較小時，隨濃度的增加比吸附的增加和表面張力的減小都是比較快的；

當濃度增加到一定值以后，比吸附不再增加，界面張力也不再減小。

§2.23.2固體界面的吸附

3.2.1固體界面的吸附規(guī)律

(1).固體表面對被吸附物質的吸附量隨界面面積的增大而增加；

(2).固體表面凹凸不平，表面物質成分也不均一