油层物理学课件.doc

第一章 油气藏流体的化学组成与性质储层流体：储存于油（气）藏中的石油、天然气和地层水。石油中的烃类及相态石油主要由烷烃、环烷烃和芳香烃三种饱和烃类构成，原油中一般未发现非饱和烃类。烷烃又称石蜡族烃，化学通式CnH2n+2，在常温常压（20，0.1MPa）下，C1C4为气态，它们是天然气的主要成分；C5C16是液态，它们是石油的主要成分；C17以上的烷烃为固态，即所谓石蜡。烷烃：带有直链或支链，但没有任何环结构的饱和烃。石油的化学组成 石油中主要含碳、氢元素，也含有硫、氮、氧元素以及一些微量元素，一般碳、氢元素含量为95%99%，硫、氮、氧总含量不超过1%5%。 石油中的化合物可分为烃类化合物和非烃类化合物；烃类化合物主要为烷烃、环烷烃、芳香烃；非烃类化合物主要为各种含硫化合物、含氧化合物、含氮化合物以及兼含有硫、氮、氧的胶质和沥青质。含蜡量：指在常温常压条件下原油中所含石蜡和地蜡的百分比。胶质：指原油中分子量较大（约3001000），含有氧、氮、硫等元素的多环芳香烃化合物，通常呈半固态分散状溶解于原油中。胶质含量：原油中所含胶质的质量分数。沥青质含量：原油中所含沥青质的质量分数。含硫量：原油中所含硫（硫化物或硫单质）的百分数。原油的物理性质及影响因素包括颜色、密度与相对密度、凝固点、粘度、闪点、荧光性、旋光性、导电率等。 原油颜色的不同，主要与原油中轻、重组分及胶质和沥青质含量有关，胶质、沥青质含量高则原油密度颜色变深。凝固点与原油中的含蜡量、沥青胶质含量及轻质油含量等有关，轻质组分含量高，则凝固点低；重质组分含量高，尤其是石蜡含量高，则凝固点高。原油的密度：单位体积原油的质量。 原油的相对密度：原油的密度（o）与某一温度和压力下的水的密度（w）之比。 我国和前苏联国家指1atm、20时原油密度与1atm、4纯水的密度之比， 欧美国家则以1atm、60（15.6）时的原油与纯水的密度之比，o 欧美国家还使用API度 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。粘度：流体中任意一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值，是粘性流体流动时内部摩擦而引起的阻力大小的量度，表明流体流动的难易程度。 流体粘度，又称动力粘度或绝对粘度，Pas， 1mPas =1cP F/A单位面积上的剪应力或内摩擦阻力，N/m2或Pa dv/dy速度梯度，s-1运动粘度：相同状态（p、T）下绝对粘度与密度之比。 单位：m2/s闪点（闪火点）：指可燃液体的蒸气同空气的混合物在临近火焰时能短暂闪火时的温度。荧光性：原油在紫外光照射下发出一种特殊光亮的特征。旋光性：偏光通过原油时，偏光面对其原来的位置旋转一定角度的光学特性。地面原油的分类 （1）根据原油中硫的含量可分为：低硫原油、含硫原油、高硫原油 （2）根据原油中胶质沥青质的含量可分为：少胶原油、胶质原油、多胶原油 （3）根据原油中的含蜡量可分为：少蜡原油、含蜡原油、高含蜡原油 （4）按原油的关键组分可分为：凝析油、石蜡基原油、混合基原油、环烷基原油 （5）根据地面脱气原油相对密度可分为：轻质油、中质油、重质油地层原油的分类 按粘度分为：低粘油、中粘油、高粘油、稠油。还有凝析油、挥发油、高凝油天然气的化学组成 天然气是以甲烷为主的烷烃，甲烷含量可高达70%98%，乙烷含量约为10%，仅含少量的丙烷、丁烷、戊烷等。非烃类气体有二氧化碳、氮气、硫化氢（一般不超过5%6%）、水汽，偶尔含稀有气体如氦（He）、氖（Ar）等，还含有毒的有机硫化物，如硫醇RSH、硫醚RSR等。油气藏的分类及特点（根据流体特性） （1）气藏 以甲烷为主，含少量乙烷、丙烷和丁烷。 （2）凝析气藏 含有甲烷到辛烷（C8）的烃类，它们在地下原始条件是气态，随着流体压力下降，会凝析出液态烃。液态烃（地面）相对密度0.720.80，颜色浅，称为凝析油。 （3）挥发性油藏（临界油气藏） 特点是含有比C8重的烃类，构造上部接近于气，下部接近于油，但油气无明显分界面，原油具挥发性，相对密度0.70.8。 （4）油藏 油藏流体以液态烃为主，油中都溶解有一定量天然气，地面相对密度0.80.94。 （5）重质油藏（稠油油藏） 原油粘度高、相对密度大，地面脱气原油相对密度0.9341.0，地层温度条件下脱气原油粘度为10010000mPas。地层水的特点 （1）地层水在地层中长期与岩石和原油接触，常含有相当多的金属盐类，故称为盐水。地层水含盐是它有别于地面水的最大特点，总矿化度高。常见的阳离子为Na+、K+、Ca2+、Mg2+，偶尔含Ba2+、Fe2+、Sr2+、Li+；常见的阴离子为Cl-、SO42-、HCO3-及CO32-、NO3-、Br-、I-。 （2）地层水中还常存在多种微生物，其中最常见的是非常顽固的厌氧硫酸还原菌，它们助长了油井套管的腐蚀，在注水过程中导致地层堵塞。 （3）地层水中还溶解有某些微量有机物，如环烷酸、脂肪酸、胺酸、腐植酸和其他比较复杂的有机化合物，这些有机酸对注入水洗油能力有直接影响。矿化度：水中矿物盐的总浓度，地层水的总矿化度表示水中正、负离子含量之总和。离子毫克当量浓度：等于某离子的浓度除以该离子的当量。硬度：地层水中钙、镁等二价阳离子含量的大小。苏林分类法离子毫克当量溶度 Na+ K+=23.00，Mg2+=12.15，Cl-=35.45，SO42-=48.03 （1）硫酸钠（Na2SO4）水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水。一般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。地面水多为该水型。 （2）重碳酸钠（NaHCO3）水型：代表陆相沉积环境下形成的水型。该水型在油田中分布很广，它的出现可作为含油良好的标志。 （3）氯化镁（MgCl2）水型：代表海相沉积环境下形成的水。该水型一般存在于油、气田内部。 （4）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，有利于油、气聚集和保存，是含油良好的标志。水型分类的意义 水型是以水中某种化合物的出现趋势而定名的。苏林分类将地下水的化学成分与其所处的自然环境条件联系起来，用不同的水型来代表不同的地质环境，用以判断沉积环境。第二章 天然气的高压物理性质天然气：从地下采出的、在常温常压下呈气态的可燃与不可燃气体的统称，是以烃类为主并含少量非烃气体的混合物。天然气的组成表示方法摩尔组成 体积组成 质量组成 天然气的视分子量：在0、760mmHg下，体积为22.4L的天然气所具有的质量。 天然气的密度：单位体积天然气的质量。 天然气的相对密度：在石油行业标准状况下（293K、0.101MPa），天然气的密度与干空气密度之比。 干空气的分子量为28.9629，所以 ，一般天然气的相对密度0.550.8理想气体：气体无分子体积、气体分子之间无相互作用力的假想气体。 R=8.314 J/(molK)压缩因子（偏差因子，偏差系数）：一定压力和温度下，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。 由于真实气体分子本身具有体积，故较理想气体难于压缩；另一方面分子间的相互引力又使真实气体较理想气体易于压缩。压缩因子Z的大小恰恰反映了这两个相反作用的综合效果：当Z=1时，真实气体则相当于理想气体；当Z1时，表明真实气体较理想气体难以压缩；当Z1时，表明真实气体较理想气体更易于压缩，体积比理想气体小。对比状态原理：如果以临界状态作为描述气体状态的基准点，则在相同的对比压力pr、对比温度Tr下，所有纯烃气体具有相同的压缩因子。当两种气体处于相同对比状态时，气体的许多内涵性质如压缩因子Z、粘度也近似相同。对比压力 对比温度 视对比压力 视对比温度 天然气的体积系数：一定量的天然气在油气层条件（某一p、T）下的体积VR与其在地面标准状态下（20，0.1MPa）所占体积Vsc之比。 单位：m3/m3 地面标准状况下，天然气近似理想气体，Z=1，则 在油气藏条件下， 天然气等温压缩率（弹性系数）：在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。 由 （Z为p的函数），得 代入得 对理想气体，Z=1.0，所以，则 低压时，压缩因子Z随压力的增加而减小，故为负，所以Cg比理想气体的Cg大；高压时，Z随p的增加而增大，故为正，所以Cg比理想气体的Cg小。影响天然气粘度的因素及其特点 气体的粘度取决于气体的组成、压力和温度。在高压和低压下，其变化规律不同。 （1）在接近大气压时，气体的粘度几乎与压力无关。烃类气体的粘度随分子量的增加而减小；随温度增加而增大。 （2）气体在高压下的粘度随压力的增加而增大，随温度的增加而减小，随分子量的增加而增大，即具有类似于液体粘度的特性。在高压下，气体分子间的相互作用力成为主导作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层面剪切应力大，因而粘度增加。影响天然气含水量的因素及其特点 （1）含水蒸气量随体系压力增加而降低；随温度增加而增加。 （2）与地层水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气含水量降低。 （3）天然气的相对密度越大，含水量越少。绝对湿度：单位体积湿天然气所含水蒸气的质量。相对湿度：在同样的温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比。天然气水合物：由水和低分子量烃或非烃组分所形成的结晶状笼形化合物，其中水分子借助氢键形成主体结晶网络，晶格中孔穴内充满轻烃或非烃气体分子。石油工业中研究水合物的工程意义 （1）水合物作为一种资源，可能储存在一定条件的地层中； （2）天然气开采过程中，井筒和气嘴后出现的水合物，对天然气流动有重要影响； （3）在地面上，气态的天然气可转化为水合物状态，从而实现高效的储运。天然气水和物的形成条件 除甲烷、氮和惰性气体以外的所有其他气体，都具有高于某一温度就不在形成水合物的临界温度。形成气体水合物，必须具备一定的温度、压力，在低温、高压条件下易形成天然气水合物。在地层条件下，大陆冻结层或海洋底部沉积岩层具有生成气体水合物的热力学条件。第三章 油气藏烃类的相态和汽液平衡体系：是人为划分出来、用于研究的对象，体系可以看作是由边界包围起来的空间。边界可以是客观存在的固体表面，也可以是假设的概念界面。边界可以是运动的，也可以是静止的。相：体系中某一均质的部分。组分：每一个相中可以含有多种成分，每一种成分称为一种组分。拟组分：一般情况下每一种组分由一种分子组成，有时也可将性质相近、含量较少的若干化学成分人为合并为一种拟组分。组成：体系中所含组分以及各组分在总体系中所占的比例。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。单组分p-V相图单组分p-T相图饱和蒸气压线是汽液两相平衡共存的温度和压力条件，实际上是该组分的泡点线和露点线的共同轨迹线。双组分p-T相图 相图是一开口的环形曲线。临界点是泡点线和露点线的交汇点。临界点所对应的温度和压力已不再是两相共存的最高温度或压力。临界凝析温度：两相共存的最高温度，体系温度高于最高温度TCT时，无论加多大的压力，体系也不能液化。临界凝析压力：两相共存的最高压力，体系压力高于最高压力pCp时，无论温度如何，体系液不能汽化，而以单相液体存在。 （1）任何双组分混合物的两相区必位于两个纯物质饱和蒸气压线之间；（2）混合物的临界压力都高于各组分的临界压力，混合物的临界温度则居于两纯组分的临界温度之间；（3）随着混合物中较重组分比例的增加，临界点向右迁移（即向重组分饱和蒸气压线方向偏移）；（4）混合物中哪一组分的含量占优势，露点线或泡点线就靠近哪一组分的饱和蒸气压线；（5）两组分的浓度比例越接近，两相区的面积就越大；两组分的性质（如分子量、挥发性）差别越大，则临界点轨迹所包围的面积就越大；某一组分的浓度很高时，两相区的区域窄长。多组分p-T相图 等温反凝析区和等压反凝析区 凝析气藏由D至E随压力降低体系液相蒸发是正常现象，而由B到D随压力降低凝析量增加则为反常凝析现象。从分子运动学的观点可以解释：当压力降至B时，由于压力下降，烃分子距离加大，分子间引力下降，特别是气态轻烃分子对重烃分子的作用力降低，重烃分子就从轻烃分子中离析出来，因而产生了第一批液滴。随压力的继续下降，分子间引力下降，凝析出的液量继续增加。当压力降到D时，大部分重烃分子离析出来，体系中液态烃的凝析量达到最大值。B点称为上露点（第二露点），E称为下露点（第一露点：凝析液全部蒸发为汽相时对应的温度）。 由于较重组分的凝析，将使烃类体系中最有价值的部分沉积、吸附在地层中，造成重烃损失，而且凝析油很难采出。为防止重烃从天然气中凝析出来，凝析气藏开发要采用循环注气等方法保持地层压力，使地层压力在高于上露点压力的条件下生产。油气藏类型的判断 实质是根据油藏原始条件（温度、压力）与临界点相对位置的关系判断。典型油气藏相图及其特征 （1）常规重质油藏（低收缩油藏） 地层条件位于泡点线上方、临界点左侧，烃类以单相液态存在，随着原油的采出，油层压力降低，开始分离出气体。两相区内的等液量线较密集地靠近露点线一侧，表明当油藏压力降低至泡点压力后，虽有气体分离出来，但气量不大，体系以液相为主。原油含重烃较多，气油比较小，原油比重较高。（2）轻质油藏（高收缩油藏）轻组分含量较高，两相区内等液量线比较稀疏，一旦低于泡点压力后即可分离出大量气体。原油含轻烃较多，比重较小，气油比较高。（3）反凝析气藏原始地层压力高于临界压力，气藏温度介于临界温度和临界凝析温度之间，气藏压力位于包络线之外，原始状态下烃类以单相气体存在。地层压力降至露点压力时，开始有液相析出。凝析油比重小，气油比很大。（4）湿气气藏气藏温度远高于临界温度，当油藏压力降低时，流体始终处于气相，在分离器条件下，体系处于两相区内，会有一些轻质油析出，比重小，气油比很大。（5）干气气藏甲烷含量很高（70%98%）的天然气称为干气。地层温度和油气分离器温度均在两相区之外，地层条件和井筒到分离器过程均不穿过两相区，地下和地面均无液烃析出，理论上气油比为无穷大。理想溶液：不同组分液体完全互溶；混合时无化学反应发生；各组分的分子体积大小相等（即分子之间吸引力和排斥力相等）。拉乌尔定律：理想溶液体系两相平衡共存时，各组分在汽相中的分压等于该温度下的饱和蒸汽压与该组分在液相中的摩尔分数的乘积。道尔顿定律：气体混合物的总压力等于其各组分作用的压力之和，或各组分的分压等于其摩尔分数与体系总压力的乘积。平衡比：在一定温度和压力下，系统中气液两相达到热力学平衡时，某一组分在气相和液相中的分配比例。油气的分离方式通常有闪蒸分离（一次脱气）、差异分离（多级脱气）、微分分离闪蒸分离（一次脱气）：在等温条件下，将体系压力逐渐降低到指定分离压力，待体系达相平衡状态后，一次性排出从油中脱出的天然气的分离方式。差异分离（多级脱气）：将脱气过程分为多次进行，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。微分分离：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，系统组成不断地变化。一次脱气与多级脱气的联系与区别 联系：多级脱气的每次脱气类似于一次独立的一次脱气。 区别：（1）一次脱气是一次性连续降压，一次脱气，油气体系一直保持接触，气体不排除，总组成始终不变；分离出的气量较多而油量较少，即气油比高，气体较重，气体中含轻质油较多。（2）多级脱气是分次降压，分次脱气，每次脱气的体系不同，压力不同；分离出的气量较少而油量较多，气体较轻，减少了轻质油的损耗。亨利定律：在温度一定时，气体的溶解度和压力成正比。 溶解系数，表示单位压力、单位体积液体中溶解气量（标准状态下的体积），m3/(m3MPa) 对于化学结构相似的烃类气体在原有中的溶解有较大偏差，即不是常数。当压力ppA时，剩余的气相主要是甲烷，此时随压力的增加甲烷向油中溶解，溶解系数接近于常数。溶解度：某一温度、压力下单位体积液体所溶解的气量（标准状态下的体积）。影响天然气在原油中溶解度的因素及其特点 压力，温度，天然气和原油的组成 （1）溶解气量随温度的增加而降低，高压时这种降低更大些。因为温度的增加使烃类气体的饱和蒸汽压随之增加。 （2）在同压力、同温度下，同样组成的天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油（高密度原油）中的溶解度。天然气的密度越大，它在石油中的溶解度也越大；石油的密度越小，它越容易溶解更多的天然气。因为石油密度越小，天然气密度越大，在相同温度、压力条件下，油、气组分的性质越接近，则天然气在原油中的溶解度就越大。第四章 储层流体的高压物性溶解气油比：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。原始溶解气油比：单位体积或单位质量地面原油在地层原始条件（原始压力、原始温度、原始饱和状态）下所溶有的天然气在标准状态下的体积。 单位；m3/m3原油体积系数：原油在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比。 单位；m3/m3地下原油与地面原油相比有三个不同点：溶解天然气，因高温而膨胀，因高压而受压缩。体积系数反映了三种作用而导致的体积变化。一般情况下，溶解气和热膨胀的影响远远超过受压缩所引起的体积变化，即地下体积总是大于地面体积，故一般Bo1。地层原油的收缩：地层油由地下至地面脱气后，其体积必然变小，这种现象称为地层原油的收缩。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它在地面脱气后原油体积之比。 单位；m3/m3原油压缩系数：等温条件下，地下原油体积随压力变化的变化率。 单位：MPa-1 注：ppb 地下原油压缩系数的大小主要取决于原油溶解气油比、原油所处的温度及压力。地层原油溶解气油比大，则溶解的气多，使原油密度较小且具有更大的弹性，所以压缩系数大。地层温度越高，原油密度越小，弹性越大，则其压缩系数越大。压力增加，原油密度增大，则其压缩系数变小。影响原油粘度的因素及其特点 （1）原油的化学组成是决定粘度高低的内因，即主要影响因素。原油分子量越大，则粘度越高。非烃含量（即胶质和沥青质）的多少对原油粘度有重大影响，大分子化合物（胶质和沥青质）的存在，引起原油液层分子的内摩擦增大，使原油粘度增大。胶质沥青质含量高或温度较低时，原油中形成胶体结构而使原油表现出非牛顿流体特性。原油中重烃含量越高，原油密度越大，粘度越大。溶解气油比越大，粘度越低。同一原油，地面脱气油要比地层油粘度高，一方面由于脱气引起粘度增加，另一方面地面温度比地下温度低，也引起粘度升高。 （2）外因。原油粘度对温度变化很敏感，温度提高，原油粘度降低。压力对地层原油粘度的影响以饱和压力pb为界，ppb时，压力增加引起地层油的弹性压缩，油的密度增大，液层间摩擦阻力增大，原油的粘度增大；p有效孔隙度e流动孔隙度f岩石外表（视）体积Vb的测定 （1）几何测量法 规则的岩样，如圆柱体形的岩样可直接用游标卡尺测量其直径d和长度L，计算Vb。适用于胶结较好，钻切过程中保持完整、不破碎的岩石。 （2）封蜡法 对外表不规则的岩样，首先称其质量1，在将其放入熔化的石蜡中覆盖一层蜡膜，称其质量2，最后将岩样至于水中称其质量3 适用于胶结疏松，易垮、易碎的岩石。 （3）饱和煤油法 先将岩心抽真空，浸入煤油中，将饱和煤油的岩心在空气中称质量1，在煤油中称质量2 适用于外表不规则的岩心。 （4）水银法 适用于不规则的岩样或准备用压汞法测定毛管压力曲线的岩样，前提是水银不进入岩样的孔隙 注：“岩样视密度”指烘干的岩样影响孔隙度的因素及其特点 （1）颗粒的分选性 颗粒有大有小，小颗粒碎屑充填了大颗粒间的孔隙和喉道，会降低岩石的孔隙度和渗透率，因此，颗粒的分选程度对孔隙度影响很大，岩石颗粒越均匀孔隙度越大。岩石颗粒分选程度差时，孔隙度变小。孔隙度与粒径有关，并且孔隙度随着粒径的增大而减小，因为细粒碎屑磨圆度差、呈棱角状、颗粒支撑时比较松散，因此它比圆度好的较粗砂粒有更好的孔隙度。 （2）岩石的矿物成分与胶结物质 矿物成分影响颗粒形状，如石英为粒状，云母为片状，粘土矿物遇水会发生膨胀使孔隙度降低。长石的亲油性或亲水性比石英强，当其被油或水润湿时，长石表面所形成的、不移动的液膜比石英厚，在一定程度上减少了孔隙的流动截面和储集体积。胶结物的成分、含量以及胶结类型与储油物性的关系十分密切，碎屑岩储层的胶结物主要是泥质，钙质较少，硅质、铁质等更少。泥质胶结的砂岩为疏松，孔隙性较好。伴随胶结物含量的增加，粒间孔隙度显著降低。钙质成分对孔隙度的影响比泥质大得多，当钙质含量大于3%5%时，岩石的孔隙度显著变小。 （3）埋藏深度与压实作用 随着储层埋深的增加和上覆岩层的加厚，地层静压力和温度也随之增加，颗粒排列更加紧密，颗粒间发生非弹性的、不可逆的移动，致使孔隙度急剧下降。当颗粒排列达到最大紧密限度时，若上覆地层压力继续增大，就会使颗粒在接触点上局部压溶，溶解的矿物在孔隙空间内形成新的结晶，这将导致孔隙度继续降低，严重时可导致孔隙消失，使地层没有渗透性。碳酸盐岩储层往往有许多裂缝，因为它比碎屑岩脆，更易受构造应力影响而产生裂缝。一般在相同应力条件下，白云岩裂缝发育，石灰岩次之，泥灰盐最差。裂缝密度和规模大小除与岩石岩性有关外，还与层厚有关。一般厚层的裂缝密度小、规模大；薄层的裂缝密度大、规模小。 （4）成岩后生作用 成岩后生作用对岩石孔隙性的影响主要分两方面：第一，受构造力作用储层岩石产生微裂缝，使岩石的孔隙度增加；第二，地下水溶蚀岩石颗粒及胶结物使岩石孔隙度增加，而地下水中的矿物沉淀充填，缩小岩石孔隙，导致岩石孔隙度减小。岩石压缩系数：地层压力每降低单位压力时，单位视体积岩石中孔隙体积的缩小值。岩石压缩系数的大小代表岩石弹性驱油能力的大小，因而也叫岩石弹性压缩系数。 单位：MPa-1孔隙体积压缩系数：油层压力每产生单位压降时，单位孔隙体积岩石所产生的孔隙体积变化值。 单位：MPa-1综合弹性压缩系数（总压缩系数）：地层压力每产生单位压降时，单位岩石视体积中孔隙及液体的总体积变化量。 单位：MPa-1流体饱和度：当储层孔隙中同时存在多种流体（原油、地层水或天然气）时，岩石孔隙被多种流体所饱和，某种流体所占的体积百分数称为该种流体的饱和度。原始含水饱和度：油藏投入开发之前储层岩石孔隙空间中原始含水体积和岩石孔隙体积的比值。束缚水：在原油运移、油藏形成过程中，由于毛细管作用和岩石颗粒表面对水的吸附作用，油不可能将水全部驱走，一些水残存下来，成为不流动水，称为束缚水。原始含油饱和度：地层中原始状态下含油体积与岩石孔隙体积的比值。影响含油饱和度的因素及其特点 （1）主要受储层岩石的孔隙结构及表面性质的影响。一般岩石颗粒越粗，则比面越小，孔隙、喉道半径越大，相应的孔隙连通性好，渗透性高，油气排驱水阻力小，含油饱和度就越高，束缚水饱和度也就越低。 （2）原油性质对饱和度也有影响。对于粘度较高的油，由于排水动力小，原油难以进入到孔隙中，因此残余水饱和度高，含油饱和度低。残余油：经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留与油层孔隙中的原油。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。测定油、气、水饱和度的方法 （1）油层物理法：包括常规岩心分析方法（如常压干馏法、蒸馏抽提法、色谱法）和专项岩心分析方法（如由相对渗透率曲线或毛管压力曲线确定油水饱和度） （2）测井方法，如脉冲中子俘获测井、核磁测井 （3）经验统计公式或经验统计图版法第六章 储层岩石的流体渗透性达西定律 Q在压差p下通过砂柱的流量，cm3/sA砂柱截面积，cm2L砂柱长度，cm流体粘度，mPasp砂柱两端压差，10-1MPaK多孔介质的绝对渗透率，D1达西的物理意义 粘度为1mPas的流体，在压差1atm作用下，通过截面积1cm2、长度1cm的多孔介质，其流量为1cm3时，则该多孔介质的渗透率就是1达西。达西定律的适用条件 （1）岩石中全部孔隙为单相液体所饱和，液体不可压缩，岩心中流动是稳态单相流。 （2）通过岩心的渗流为一维直线渗流。 （3）液体性质稳定，不与岩石发生物理、化学反应。两种非达西流动 （1）当渗流速度增大到一定值后，除产生粘滞阻力外，还会产生较大的惯性阻力，此时流量与压差不再是直线关系。若超过此临界渗流速度，流动由线性渗流转变为非线性渗流，达西定律也不再适用。当压力梯度超过b时，则为非达西流。 （2）对于低渗透性致密岩石，在低速渗流时，由于流体与岩石之间存在吸附作用，或在粘土矿物表面形成水化膜，当压力梯度很低时，流体不流动，因而存在一个启动压力梯度（a点）。当外加压力梯度大于启动压力梯度后，液体才能开始流动。在低于启动压力梯度范围内流量和压差间的直线关系遭到破坏，不符合达西定律。如何用气体测量渗透率？ 气源由高压氮气瓶供给，经减压阀和恒压器后，上游压力保持稳定，气体通过岩心，岩心两端产生一定的压力差。待气体流动稳定后，测量岩心两端压差及出口流量，即可按公式计算气测渗透率。气体滑脱效应：气测渗透率时，由于气固间的分子作用力远比液固间的分子作用力小，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作定向流动，管壁处流速不为零，形成所谓的“气体滑脱效应”。等效液体渗透率（克氏渗透率）：气测渗透率时，如果平均压力增大，气体滑动效应逐渐消失，则渗透率减小；如果压力增至无穷大，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，这时渗透率趋于一个常数K，它接近液测渗透率值，故又称为等效液体渗透率。气体滑脱效应对气测渗透率的影响 （1）同一岩石的气测渗透率值大于液测的岩石渗透率。 （2）平均压力越小，所测渗透率值Kg越大。 （3）不同气体所测的渗透率值不同。 （4）岩石不同，气测Kg与液测K差值大小不同。影响岩石渗透率的因素及其特点 1）沉积作用 （1）岩石骨架构成、岩石构造。岩石的颗粒粒度、颗粒分选性、胶结物和层理等特性对渗透率均有影响，疏松砂岩的粒度越细，分选性越差，其渗透率越低。 （2）岩石孔隙结构的影响。粒度细、孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低，孔隙的连通性、迂曲度、内壁粗糙度等对岩石的渗透性也有影响。 2）成岩作用 （1）地层静压力的影响。作用于岩样上的有效覆盖越大，测得的渗透率越小；有效覆盖在一定范围内时，渗透率就急剧下降。对泥质砂岩，其渗透率减小更明显。压实作用主要使孔隙通道急剧变小，孔喉比急剧增加且曲折度增大，因而渗透率大大降低。 （2）胶结作用。胶结物质的沉淀和胶结作用都是孔隙通道变小，孔喉比增加，粗糙度增大，因而使渗透率降低。 （3）溶蚀作用。溶蚀作用使孔隙度增大，但对于渗透率，有的可能增大，有时增加不显著。因为溶蚀作用的次生孔隙一般很不规则，孔喉比和曲折度大。 3）构造作用与其他作用 构造作用形成的断裂和裂隙使储层孔隙度和渗透率均增大。特别是对碳酸盐岩储层，可能使原本非渗透的碳酸盐储层变为具有高、中渗透率的储层。流体或多或少地会与岩石发生物理和化学作用，流体的性质影响渗透率。粘土矿物：高度分散的含水的层状硅酸盐和含水的非晶质硅酸盐矿物的总称。粘土矿物结构类型 硅氧四面体晶片（T），铝氧八面体晶片（O） TO型结构（1:1型），高岭石 TOT型结构（2:1型），蒙皂石、伊利石 TOT、O型结构（2:1+1型），绿泥石粘土矿物不稳定的机制 粘土矿物遇水后会产生膨胀、分散或絮凝等不稳定现象。 （1）粘土矿物的膨胀。粘土矿物与水接触后，分两个阶段发生变化： 表面水化：在这一过程中，主要推动力是粘土表面水层的吸附能。水的吸附量、定向水膜的厚度和定向性取决与层间阳离子的水化能及粘土结晶表面的电荷密度。当粘土矿物与水接触时，吸附在粘土中的交换性阳离子趋于从粘土中分离出来，只剩下一些带负电的结构单元，斥力将迫使粘土分开而使水分子进入层间。 渗透水化：当低于地层水矿化度的外来流体进入地层时，由于粘土表面的离子浓度高于外来流体中的离子浓度，这时外来流体中的水被吸向粘土表面，在粘土矿物的外部形成定向水膜，并增加双电层的斥力。由于各粘土颗粒表面间的双电层相斥，把粘土表面相互推开，使粘土继续膨胀。渗透水化是导致粘土矿物膨胀的主要因素。 （2）絮凝和分散。 当粘土颗粒在水介质在趋于聚集而形成团块时，称粘土处于絮凝状态，当这些团块分裂散开时，则称粘土处于分散状态。在含有电介质的水溶液中，粘土表面形成双电层。当平衡离子距粘土颗粒较远时，由于粘土颗粒受表面负电荷间的相互斥力的作用，粘土颗粒就发生分散。当带正电荷的平衡阳离子距粘土颗粒较近时，就抵消了粘土表面负电荷斥力的作用，反而使粘土颗粒相互 而产生絮凝。通常储层中的粘土矿物与地层水处于一种平衡状态，即絮凝状态。如果外来流体的矿化度较低或含有分散性阳离子，就可能引起储层中粘土发生分散和运移，造成地层伤害。不同粘土矿物对储层的潜在影响 （1）蒙皂石粘土胶结物对储层的最大伤害是它对水有极强的敏感性，尤其是钠蒙皂石，遇水后体积可膨胀至原体积的600%1000%，从而引起储层渗透了的明显降低。 （2）高岭石是砂岩储层中最常见且含量较高的粘土胶结物，对储层的潜在影响有两方面： 充填粒间孔隙，使原来的粒间孔隙变成微细的晶间空隙，降低岩石的渗透率。 高岭石集合体对岩石颗粒的附着力很差，在流体剪切力的作用下，易从岩石颗粒上脱离和破碎，并随流体在孔隙中移动，造成高岭石微粒堵塞岩石孔隙喉道。速敏 （3）伊利石是形态最复杂的粘土矿物。按成因可将其形态分成两大类：鳞片状和纤维毛发、条片状。前者一般分布于颗粒表面，主要通过减小孔隙的有效渗流半径而影响储层的渗透率；后者对储层的影响复杂得多，通常分为三个方面： 纤维状、毛发状伊利石在孔隙中交错分布，使原始的粒间孔隙变成大量的微细孔隙，使孔隙结构变得复杂，储层渗透率显著降低。 这些伊利石具有很大的比表面积并强烈地吸附水，使岩石具有很高的束缚水饱和度。 受流体剪切力作用，这些伊利石易破碎，并被运移至孔隙喉道处形成堵塞，从而导致储层渗透能力的下降。（水敏，速敏，压力敏感） （4）储层中的绿泥石是一种富含铁的粘土矿物。遇酸后溶解并释放出铁，当酸消耗尽时，会形成氢氧化铁的胶体沉淀。三价铁胶体颗粒较大，很容易堵塞孔隙喉道，从而伤害储层。（酸敏）粘土的膨润度：粘土膨胀的体积占原始体积的百分数，表示粘土膨胀程度的大小。岩心分析中如何防止石膏在高温下脱水所造成的实验误差？ （1）利用离心机高速旋转下所产生的离心力，将岩心中的油、水甩出； （2）用氯仿和甲醇按质量比13:87配制混合液溶剂，其沸点为53.5，小于石膏的脱水温度。研究灰质胶结物的意义 （1）通过分析岩石中碳酸盐矿物的含量，特别是后生碳酸盐矿物的含量，能够了解地层中水动力场的活动规律，了解地层形成的时代特征。 （2）碳酸盐矿物的特点之一是能与酸反应，多数碳酸盐矿物与酸反应后，不易生成沉淀物质，所以不会对地层造成伤害，还会使渗透率提高。采油工程中，为提高油井产能和水井的注入能力，往往用向采层中挤注酸液的工艺方法来改造地层。酸敏矿物：与酸反应，并生成沉淀导致孔道堵塞进而引起渗透率降低的矿物。储层伤害：在勘探、开发过程中的各个环节钻井、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。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。储层敏感性评价的实验项目及其目的 （1）速敏：地层中未被胶结或胶结不好的粘土和小于37m碎屑颗粒统称为地层微粒。速敏是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集，形成“桥堵”，造成孔隙堵塞和地层渗透性降低的现象。 速敏性评价实验的目的在于了解储层渗透率的变化与渗流速度的关系，如果储层有速敏性则要找出其开始发生速敏现象的临界流速和临界流量。临界流速的大小为确定油井合理产能及注入速度提供了依据。 渗透率伤害率 KL小于临界流速时，此流体的原始渗透率 KLmin大于临界流速、小于或等于6cm3/min的流量范围，此流体渗透率的最小值 速敏指数：由速敏性产生的渗透率伤害率与岩样的临界流速之比。 （2）水敏：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。 水敏指数 Kw去离子水的渗透率 KL岩样没有发生水化膨胀等物理化学作用时的液体渗透率，通常为标准盐水渗透率或地层水渗透率。 （3）盐敏：指对于水敏性地层，当含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。 盐敏性评价实验的目的是了解地层岩石在地层水矿化度不断下降或外来低矿化度流体侵入时，其渗透率变化情况，从而确定此地层的临界矿化度。 （4）酸敏：指酸化液进入地层后与地层中的酸敏矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出微粒，使地层渗透率下降的现象。 酸敏性评价实验的目的是了解酸液对地层是否会产生伤害以及伤害的程度，以便优选酸液配方，使酸化处理方法更有效。第七章 储层岩石的其他物理性质地