油层物理复习大纲答案.docx

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油层物理复习大纲答案

1.1在常温常压下，C1~C4为气态，它们是构成天然气的主要成分；C5~C16是液态，它们是石油的主要成份；而C17及以上的烷烃为固态，即所谓石蜡。

石油中固态烃能以溶解或结晶状态存在于石油中。

1.2原油相对密度：

原油的密度〔ρ0〕与某一温度和压力下水的密度〔ρw〕之比。

指1atm、20℃时原油与1atm、4℃纯水的密度之比

凝固点：

原油冷却过程中由流动态到失去流动性的临界温度点，它与原油中的含蜡量、沥青胶质含量及轻质油含量等有关。

粘度定义：

粘度是粘性流体流动时内部摩擦而引起的阻力大小的量度，流体的粘度定义为流体中任一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值。

地层原油粘度分类法及特点：

按粘度分为：

1.低粘油—指油层条件下原油粘度低于5mPa·s者，2.中粘油—油层条件下原油粘度5-20mPa·s。

3.高粘油—油层条件下原油粘度20-50mPa·s。

稠油：

油层条件下原油粘度高于50mPa·s，相对密度大于0.920。

凝析油：

地层条件下为气象烃类，开采时当气藏压力低于露点压力后凝析出的液态烃。

挥发油：

地层条件下呈液态，相态上接近临界点，在开发过程中挥发性强，收缩率高。

高凝油：

指凝固点高于40℃的高含蜡原油。

1.3天然气主要化学组成：

烷烃类—甲烷，乙烷，丙烷，丁烷，戊烷，大于C5

非烷烃类气体—H2SCO2CON2H2O。

惰性气体稀有气体—He、Ar

1.4油气藏综合分类

1.5地层水矿化度：

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

地层水主要类型：

水型分类——苏林分类法

硫酸钠（Na2SO4）水型：

代表大陆冲刷环境条件下形成的水，一般来说，此水型是环境封闭性差的反映，该环境不利于油气聚集和保存。

地面水多半为该水型

重碳酸钠（NaHCO3）水型：

代表大陆环境条件下形成的水型，该水型水在油田中分布很广，它的出现可作为含油良好的标志

氯化镁（MgCl2）水型：

代表海洋环境下形成的水

氯化钙（CaCl2）水型：

代表深层封闭构造环境下形成的水，环境封闭性好

水类型判断：

2.1天然气组成表示方法及关系：

摩尔组成

质量组成

体积组成

天然气分子量：

在标准状态下（0℃,760mmHg）体积为22.4L（1mol）天然气的质量,根据摩尔组成计算

天然气相对密度：

在标准状况下（293K、0.101MPa），天然气的密度与干空气密度之比

2.2Z偏差因子：

物理意义为：

给定压力和温度下，一定量真实气体所占的体积与相同温度压力下等量理想气体所占有的体积之比。

3.1泡点压力：

温度一定时，压力降低过程中开始从液相中分离出第一批气泡时的压力。

露点压力：

温度一定时，压力升高过程中从汽相中凝结出第一批液滴时的压力。

临界点：

汽，液两相能够共存的最高温度点和最高压力点。

露点线：

气相中凝结出液珠时压力，温度点组成的线

泡点线：

液相中分离出气泡时压力，温度点组成的线

临界凝析温度：

指气液两相共存的最高温度点。

临界凝析压力：

指气液两相共存的最高压力点。

反凝析现象：

欠饱和油藏：

油藏压力高于饱和压力，油藏未被天然气所饱和。

饱和油藏：

油藏压力等于饱和压力时，成为饱和油藏

过饱和油藏：

原油为气体所饱和，只要开发过程中压力稍有降低就会导致气体从原油中分离出来的油藏称为过饱和油藏。

凝析气藏：

原始地层压力高于临界压力，地层温度介于临界温度与临界凝析温度之间的气藏称为凝析气藏。

干气气藏：

地层温度和油气分离器温度均在露点线外侧，地层条件和分离器条件的连线不穿过两相区，故干气不产液烃。

干气气藏甲烷含量占百分之70到80.

3.3油气主要分离方式：

1.闪蒸分离：

在油气分离过程中分离出的气体与油始终保持接触，体系的组成不变。

2.差异分离：

在脱气过程中将每一级脱出的气体排走后，液相再进入下一级，亦即脱气是在系统组成变化的条件下进行的。

3.微分分离：

是指在脱气过程中，微小降压后立即将从油中分离出气体放掉，使气液脱离接触，即不断降压，不断排气，系统组成不断的变化。

溶解度：

某一温度，压力下单位体积液体所溶解的气量。

4.1地层油的溶解汽油比：

单位体积或单位质量地面原油在地层条件〔压力、温度〕下所溶有的天然气在标准状态下的体积。

地层原油的体积系数：

是原油在地下的体积〔即地层油体积〕与其在地面脱气后的体积之比。

地下油气两相体积系数：

当油层压力低于饱和压力时，地层中原油和析出气体的总体积与他在地面脱气后原油体积之比。

地层原油的压缩系数：

地下原油体积压力变化的变化率。

地层原油的粘度：

5多孔介质空隙特性

5.1

粒度组成的曲线表示方法：

见书109

沙粒的不均匀系数：

累积分布曲线上累积质量60%所对应的颗粒直径d60与累积质量10%所对应的颗粒直径d10之比称为不均匀系数即α=d60/d10砂岩颗粒的不均匀系数一般在1-20之间。

对照累计分布曲线不难理解，粒度越均匀则不均匀系数越接近1

粒度中值：

累计分布曲线上质量50%所对应的颗粒直径，单位mm

比面：

是指单位体积岩石内空隙总内表面积或单位体积岩石内岩石骨架的总表面积S=A/V

S-岩石比面

A-岩石空隙的总内表面积

V-岩石外表面积

比面不同定义的换算：

S=φ·Sp=（1-φ）Ss颗粒骨架体积Vs=A/Vs空隙体积Vp=A/Vp

砂岩主要胶结物类型：

泥质，灰质，硫酸盐，硅质

胶结方式：

基底式胶结，空隙式胶结，接触式胶结

5.2

砂岩岩石空隙的成因分类：

粒间空隙，杂基内微空隙，晶体次生晶间空隙，纹理及层理缝，裂缝空隙，溶蚀空隙

主要空隙结构类型：

1）单重空隙介质

（1）粒间孔隙结构

（2）纯裂缝结构2）双重空隙介质

（1）裂缝—粒间孔结构

（2）孔洞—粒间孔结构3）三重空隙介质

（1）粒间空隙—微裂缝—大洞穴

（2）粒间空隙—微裂缝—大裂缝

空隙结构主要测量方法：

薄片法，铸体电镜法，压泵法，离心法，隔板法

5.3

孔隙度定义：

是指岩石中空隙体积Vp与岩石总体积Vb的比值φ=Vp/Vb×100%

孔隙度类型及关系：

1岩石绝对空隙度φa=Va/Vb×100%（空隙总体积Va和岩石外表体积Vb之比）2岩石的有效空隙度φe=Ve/Vb×100%（岩石有效空隙的体积Ve与岩石外表体积Vb之比）3岩石的流动空隙度φf=Vf/Vb×100%（可流动空隙体积Vf与岩石外表体积Vb之比）

5.4

压缩系数：

是指地层压力每降低单位压力时，单位视体积岩石中空隙体积的缩小值Cf=1/Vb×ΔVp/ΔP=-1/Vb×ΔVp/ΔPe（Cf--岩石的压缩系数，Vb—岩石的视体积，ΔP—油层压力变化量，ΔPe—有效覆压变化量，ΔVp—油层压力降低时，空隙体积缩小值）

综合弹性压缩系数：

地层压力每产生单位降压时，单位岩石视体积中空隙及液体的总体积变化量Ct=1/Vb×ΔVo/ΔP

5.5

含油，气，水饱和度：

So=Vo/Vp=Vo/VbφSw=Vw/Vp=Vw/VbφSg=Vg/Vp=Vg/Vbφ（So,Sw,Sg含油，水，气饱和度VoVwVg油，水，气在岩石空隙中所占体积VpVb岩石空隙体积和岩石视体积φ岩石的空隙度So+Sw+Sg=1当岩心中只有油水两项时So+Sw=1Sg=0）

剩余油和残余油的饱和度定义：

经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层空隙中的原油称为残余油，其体积在岩石空隙中所占的体积百分数称为残余油饱和度，用Sor表示。

剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油，一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分，剩余油的多少取决于地质条件，原油性质，驱油剂种类，开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有部分被采出。

剩余油体积与空隙体积之比称为剩余油饱和度

6储层岩石渗透性

6.1

达西定律：

粘度为1mPa·S的流体，在压差1atm作用下，通过截面1c㎡，长度1cm的多孔介质，其流量为1立方厘米每秒时，则该多孔介质的渗透率就是1达西Q=KAΔp/μL

6.2

气体脱滑效应：

气测渗透率时，由于气-固间的分子力比液-液间的分子力更大，在管壁处的气体分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态，另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向做定向流动，管壁处流速不为零，形成了所谓的气体脱滑效应

克氏渗透率：

如果压力增加到无穷大，气体的流动性质已接近于液体的流动性质，气-固之间的作用力增大，管壁上的气膜逐渐趋于稳定，这时的渗透率趋于一个常数K∞，它接近液测渗透率，故又称为等效液体渗透率或克氏渗透率Kg=K∞（1+b/p）

6.3

岩石渗透率的影响因素：

一、沉积作用1岩石骨架构成，岩石构造2岩石空隙结构影响二、成岩作用1地层静压力的影响2胶结作用3溶蚀作用三、构造作用和其他作用

6.4

串、并联地层平均渗透率：

6.6

根据毛管模型推导孔隙度、渗透率、比面：

155

6.7

储层岩石敏感性评价意义及内容：

储层岩石中存在着某些敏感性矿物，油气田开发过程引起某些地下条件变化时，可能导致地层渗透率降低，造成储层伤害。

为防止这种现象的发生，必须掌握这些敏感性规律，在油气田正式投入开发之前，对储层岩心进行各种敏感性平价实验，以确定储层与外来流体接触时，对储层可能造成的伤害程度。

在作业过程中，通过采取必要的措施，防止储层伤害。

砂岩中不同胶结物的敏感特性：

1、粘土矿物遇水膨胀特性2、硫酸盐胶结物及其脱水特性3、灰质胶结物及特点

速敏性：

指地层微粒在高速流体作用下在孔隙中的运移并在喉道处堆积，形成“桥堵”，造成孔隙堵塞和地层渗透性降低的现象

水敏性：

指与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘土膨胀，分散，运移而导致渗透率下降的现象

盐敏性：

指对于水敏性地层，当盐度下降时导致粘土矿物晶层扩张增大、膨胀增加，地层渗透率下降的现象

酸敏性：

指酸化液进入地层后与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出颗粒，使地层渗透率下降的现象

8储层岩石界面现象

比界面能：

单位面积上具有的自由界面能大小。

单位：

焦耳/米2

吸附：

溶解于两相界面系统中的物质，自发地聚集到两相界面层并急剧减小该界面层的表面张力的现象称之为“吸附”。

被吸附的物质叫做表面活性剂。

比吸附：

界面层单位面积上比相内多余的吸附量。

润湿：

液体在表面分子力作用下在固体表面的流散现象。

润湿类型：

（1）当

度时，水可以润湿岩石，岩石亲水性好，称为水湿，亲水油藏；

（2）当

，油、水润湿岩石的能力相当，岩石既不亲水也不亲油，称为中性润湿，；不同程度的非均匀润湿（斑状润湿和混合润湿）油藏。

.

润湿反转：

固体表面在活性物质吸附的作用下润湿性发生转化的现象。

润湿滞后：

指在外务作用下开始运动时，三相周界沿固体表面移动迟缓而使润湿接角改变的一种现象。

影响因素：

1.与三相周界的移动方向有关——静润湿滞后

2.与三相周界的移动速度有关——动润湿滞后

3.与石油中的表面活性物质在岩石表面上的吸附有关

4.与岩石颗米表面粗糙程度有关。

油水微观分布的影响：

1.亲水岩石中的油水分布

a.当含水饱和度很低时，水附着于颗粒表面，围绕颗粒接触处形成水环，称之为“环关分布”

b.当含水饱和度增加时，水环的大小也随之增加，直至增到水环彼此连通起来，成为“迂回状”分布，参于流动。

c.随含水饱和度的进一步增加，最终油则失去连续性面破裂成油珠，称为“孤滴状”

分布，油滴虽然靠水流能将其带走，但它很容易遇到狭窄的孔隙喉道而被卡住，形成对液的阻力。

湿相驱替非湿相的过程称为“吸吮过程”

2.亲油岩石中的油水分布

a.含水饱和度较低时：

油分布在岩石表面，水首先沿着大孔道形成曲折迂回的连续水流渠道，而油只是在水流的摩擦携带作用下沿孔隙壁面流动；

b.当继续注水时，水逐渐进入较小的孔道，并使这些小道串联起来形成别外一些水流渠道；

c.当形成的水流渠道多得几乎使水畅通地渗流时，油实际上已被憋死，残余的油停留在一些小孔道内及在水流通道的固体表面上以油膜形式存在。

非湿相驱替湿相的过程称为“驱替过程。

”

9毛管压力

毛细管模型：

为了研究多相流体在油藏岩石中的流动情况，一般把这些复杂的孔道简化为毛细管型。

毛细管压力：

对于凸面，表面张力将有一指向液体内部的合力，液体内部的压力大于外部压力，使它受到一个附加压力。

凹面正好相反，凹面好象要被拉出液面，因面涂体内部的压力小于外面的压力，也受到一个附加压力，称之为毛细管压力或毛管力.毛管力等于弯曲液面两侧非润湿相和润湿相的压力之差。

孔道中的毛细管效应附加阻力：

由于毛细管中毛细管压力的存在，多相流体在岩石中流动时，出现附加阻力。

分三种阻力效应：

1.当油柱（或气泡）处于静止状态时；

2.在压差作用下，当油柱欲运动时；

3.当珠泡流到孔道窄口时。

贾敏效应：

当液珠（气泡）流动到孔道窄口时（由于其直径大于孔道直径）遇阻变形，前后端弯液面不相等，由此产生毛管附加效应阻力。

毛管滞后现象：

在其他条件相同的情况下，同于饱和顺序不同，毛细管中吸入过程产生液柱的高度小于驱替过程产生的溶剂化物柱高度。

由毛管力计算孔隙喉道半径：

由毛管力计算自由水面液注高度：

h=

通过非湿相流体排驱湿相流体过程测得的毛管力曲线称为驱替曲线；

通过湿相流体排驱非湿相流体过程测得毛管力曲线称为吸吮（入）线。

定性特征参数确定方法

（1）阈压PT

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PT称为阈压,或“入口压力”或“门坎压力”。

渗透性好的岩石,阈压均比较低；反之,阈压比较大。

（2）饱和度中值压力Pc50

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,简称中值压力。

岩石物性越好,Pc50越低,r50越大；物性差的岩石,Pc50很高,甚至在毛管力曲线上读不出来（曲线上非湿相饱和度小于50%）。

因为岩石的孔隙分布接近正态分布,所以r50可定性地视为岩石的平均喉道半径的大小。

（3）最小湿相饱和度Smin

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称为最小湿相饱和度Smin。

对于亲水岩石,Smin相当于岩石的束缚水饱度。

湿相饱和度Smin越小，表明岩石含油饱和度越大。

（4）退汞效率WE

进汞曲线：

最高压力点对应的岩心中的含汞饱和度称为最大含汞饱和度Skpmax（相当于强亲水油藏的原始含油饱和度）。

退汞曲线：

压力接近零时岩心中的含汞饱和度称为最小含汞饱和度SKpmin（相当于亲水油藏水驱后的残余油饱和度）。

退汞效率WE：

10多相渗流及相渗曲线

一、水驱油的非活塞性：

（1）地层孔隙结构非常复杂：

孔道有大有小，表面润湿性、表面粗糙度和迂曲度等参数均不同

（2）毛管力的存在：

对亲水孔道来说，毛管力是驱油动力。

相反，在亲油孔道中的毛管力却成为附加阻力。

（3）油水粘度差引起的粘滞力不同。

（4）毛细管中油水两相流引起的各种阻力。

各孔道中的流动速度不同，各孔道油水分界面前进速度不同，导致油水界面必然参差不齐，宏观上出现一个既有油又有水的油水混合流动区。

水驱油的非活塞性将影响水驱油田的采收率。

非活塞式水驱油有两种表现形式：

水的舌进现象和水的指进现象。

有效渗透率：

当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体通过的能力称为有效渗透率或称为相渗透率。

相对渗透率：

指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。

相对渗透率曲线：

相对渗透率与饱和度之间有密切关系，把相对渗透率与饱和度之间的关系曲线。

束缚水饱和度：

分布在孔隙边、角及颗粒表面的水仍处于非连续相，不能流动（水的相对渗流率为零），因而称之为束缚水。

此时的饱和度称为束缚水饱和度。

残余油饱和度：

经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油称为残余油，其体积在岩石孔隙中所占体积的百分数成为残余油饱和度用Sor表示。

稳态法测定油水相对渗透率：

油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。

水相渗透率：

油相渗透率：

油相的相对渗透率：

水相的相对渗透率：

末端效应：

它是两相流体在多孔介质流动过程中，出现在出口末端的一种毛管效应,其特点是：

（1）距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高；

（2）出口端见湿相出现短暂的滞后。

流度：

是流体的有效渗透率与其粘度的比值，流度表示了该流体流动的难易程度。

其值越大，说明该相流体越容易流动。

11采收率公式采收率影响因素提高采收率对策

油藏采收率的高低与油藏地质条件、流体性质和开采技术有关

1.油藏地质因素——客观因素

1气藏的地质构造形态；

2天然驱动能量的大小及类型；

3油藏岩石及流体性质；

岩石的非均质性、流体组成、岩石润湿性、流体与岩石间的作用关系。

2.油田开发和采油技术因素——主观因素

⑴油气藏开发层系划分；

⑵布井方式与井网密度的选择；

⑶油井工作制度的选择和地层压力的保持程度；

⑷完井方法；

⑸开采工艺技术水平和增产措施；

⑹提高采收率方法的应用规模。

主观因素体现了人们对驱油过程的影响能力；主观因素的实现取决于人们对客观因素的认识程度。

二、提高采收率的方法

第一、通过降低流度比以提高波及系数，同时尽可能适应油层的非均质性，以减少非均质性对驱油过程的不利影响；

第二、通过减小界面张力或者消除工作剂与原油间的界面效应以提高驱油效率。

第三、完善开采工艺。

综合分析

一．储层敏感性评价目的意义、内容？

目的意义：

在勘探、开发过程的各个环节—钻井，固井，完井，射孔，增产措施，修井及注水作业中，储层都会与外来流体以及它所携带的固体微粒接触；如果这些流体与储层不匹配，则导致储层渗流能力的下降，损害储层的生产能力，这就是储层伤害。

为了保护油气储层，充分发挥其潜力，有必要对储层的各种敏感性进行系统评价。

内容：

储层敏感性包括速敏性，水敏性，酸敏性，盐敏性等。

储层敏感性评价应包括岩石学分析，常规岩心分析，专项岩心分析以及为评价储层敏感性而进行的岩心流动试验等。

通过岩石学分析，常规岩心分析等来了解储层的原始状态，如岩性，矿物组成，孔隙分布，岩心渗透率，胶结物成分，粘土含量，粘土矿物类型等，以了解储层可能潜在的损害因素，给出损害程度大小的定性判断。

在此基础上，再通过岩心流动试验，找出储层与外来流体接触时产生速敏，水敏，盐敏，酸敏等的敏感程度。

通过系统流体评价，为找出与该底层相配伍的流体提供依据，最后经过综合研究提出钻井，完井，增产措施设计建议。

二．亲水岩石和亲油岩石水驱油特征？

亲水岩石：

1〕当含水饱和度较低时，水围绕颗粒接触点形成一个水环，称为“环状分布”，由于含水饱和度很低，这些水既不能互相接触，又不能彼此连通，因此它们是不能流动的，即以束缚状态存在。

2〕当含水饱和度增加时，水环的大小也随之增加，直至增到水环彼此连通起来，成为“迂回状”分布，参与流动。

3〕随着含水饱和度的进一步增加，最终油则失去连续性而破裂成油珠，称为“孤滴状”分布，油滴虽然靠水流能将其带走，但它很容易遇到狭窄的孔隙喉道而被卡住，形成对液流的阻力。

亲油岩石：

1〕含水饱和度较低时：

油分布在岩石表面，水首先沿着大孔道形成曲折迂回的连续水流渠道，而油只是在水流的摩擦携带作用下沿孔隙壁面流动2〕当继续注水时，水逐渐进入较小的孔道，并使这些小孔道串联起来形成另外一些水流渠道3〕当形成的水流渠道多的几乎使水顺畅的渗流时，油实际上已经被憋死，残余的油停留在一些小孔道内及在水流渠道的固体表面上以油膜形式存在。

三剩余油、残余油饱和度各自概念，影响因素？

经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层空隙中的原油称为残余油，其体积在岩石空隙中所占的体积百分数称为残余油饱和度，用Sor表示。

剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油，一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分，剩余油的多少取决于地质条件，原油性质，驱油剂种类，开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有部分被采出。

剩余油体积与空隙体积之比称为剩余油饱和度

四影响采收率因素及提高采收率对策？

油藏采收率的高低与油藏地质条件、流体性质和开采技术有关

3.油藏地质因素——客观因素

1气藏的地质构造形态；

2天然驱动能量的大小及类型；

3油藏岩石及流体性质；

岩石的非均质性、流体组成、岩石润湿性、流体与岩石间的作用关系。

4.油田开发和采油技术因素——主观因素

⑴油气藏开发层系划分；

⑵布井方式与井网密度的选择；

⑶油井工作制度的选择和地层压力的保持程度；

⑷完井方法；

⑸开采工艺技术水平和增产措施；

⑹提高采收率方法的应用规模。

主观因素体现了人们对驱油过程的影响能力；主观因素的实现取决于人们对客观因素的认识程度。

提高采收率的方法

第一、通过降低流度比以提高波及系数，同时尽可能适应油层的非均质性，以减少非均质性对驱油过程的不利影响；

第二、通过减小界面张力或者消除工作剂与原油间的界面效应以提高驱油效率。

第三、完善开采工艺。