储层流体的物理特性

储层流体的物理特性1油气藏烃类的相态特征2天然气的高压物性3地层原油的高压物性4地层水的高压物性5地层流体高压物性研究方法储层流体的物理特性－－１油气藏烃类的相态特征储层流体的物理特性储层流体的物理特性第一节油气藏烃类的相态特征第一节油气藏烃类的相态特征第一节油气藏烃类的相态特征第一节油气藏烃类的相态特征1.油气藏烃类的化学组成和分类2.单组分烃类体系的相图3.双组分烃类体系的相图4.多组分烃类系统的相图5.典型油气藏相图油气藏烃类的化学组成和分类

石油和天然气是多种烃类和非烃类所组成的混合物。就油气藏烃类而言，一般是烷烃、环烷烃和芳香烃。相态化学组成主要成分气态烷烃C1～C4天然气液态烷烃C5～C16石油固态烷烃C16以上石腊各相态的化学组成（常温、常压）实际上，石油、天然气、石蜡的化学组成，要找出明确的界线很困难。

1）油气藏烃类体系的相态及化学组成2）油气藏烃类体系相态的控制因素内因：烃类体系的化学组成外因：烃类体系所处的温度、压力环境3）相图相（phase）：某一体系中的均质部分。一个相中可以含有多种组分。（如：地层油和气为不同的两相）相态方程：对于一个组成固定的体系，压力、温度和比容（P.T.V）都是该体系相状态的函数。特定体系的状态方程为

F（P.V.T）=0相图：将状态方程以图示法表示就是相图。3）相图立体相图平面相图

P-V图

P-T图石油工业中，常将P-T图简称为相图。2.单组分烃类体系的相图泡点压力在温度一定的情况下，开始从液相中分离出第一批气泡的压力；或在压力一定的情况下，开始从液相中分离出第一批气泡的温度露点压力温度一定时，开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。单组分：P泡=P露乙烷的饱和蒸汽压线曲线上的各点即为不同温度下乙烷的饱和蒸汽压。它表示气、液两相共存的温度和压力条件；气、液两相能够共存的区域只是一条线（饱和蒸汽压线）；临界点：饱和蒸汽压线的终点（C），它所对应的温度为临界温度（Tc），它所对应的压力为临界压力（pc）。临界点是两相能够共存的最高温度点和最高压力点。2.单组分烃类体系的相图一点、一线、两区（三区）34/MPa56单组分烃相图特征：Pa=Pb(某一温度下)，在P—V图中，两相共存区为一水平线段。

Pa、Pb是任意温度下的露点、泡点压力临界点C为两相共存的最高温度压力点。饱和蒸汽压曲线为一条单调的曲线段。相图应用：根据Ｐ，Ｔ判断单组分烃所处的相态2.单组分烃类体系的相图３.双组分烃类体系的相图P-V相图:戊烷－正庚烷(占52%)某一温度下，较缓段为汽相区，较陡段为液相区，二者之间为两相共同区。在P—V图中，两相共存区为一条斜线。Pa≠Pb某一温度下的露点压力不等于泡点压力。3/MPa21双（多）组分烃类体系P—T相图及测定原理相图应用：根据Ｐ，Ｔ判断双组分烃类所处的相态临界点：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各组分的临界温度之间。两相区：所有混合物的两相区都位于两纯组分的蒸汽压线之间。P—T相图:乙烷—正庚烷具不同含量

组分比例包络线位置包络线形态大致相同正中间两相区最大相差越大与含量高的组分的饱和蒸汽线越靠近形态越细长,两相区越小组分性质相差越大（如分子大小）两相区越大临界点位置越高３.双组分烃类体系的相图４.多组分烃类系统的相图实际地下油气藏是复杂的多组分烃类体系。拟组分：为了便于研究，常把几种化学成分合并为一种拟组分。例如C2-6视为轻烃组分（或中间组分），C7+视为液烃组分。泡点线（饱和压力线）；aCpC，液相区和两相区的分界线。露点线；CCTb，气相区和两相区的分界线。临界点：

C点，泡点线和露点线的汇合点。等温逆行区（等温反凝析区）逆行就是逆道而行，与正常相反。ABD从B到D，随压力降低，体系中液量含量由0%增加到40%。反常现象（逆行现象）DEF从D到E，随压力降低，体系中液量含量由40%降低到0%。正常现象CDCTBC即为反凝析区，反凝析现象只发生在靠近临界点附近区域的特定温度、压力条件下。两个逆行区：CBCTDC为等温逆行区，CGCpHC为等压逆行区。？J—纯油藏，未饱和油藏I—饱和油藏，可能有气顶L—含气油藏/带气顶的油藏/过饱和油藏A—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。B点称为上露点，E点称为下露点。F—气藏。相图的应用：判断油气藏类型５.典型油气藏相图不同油气藏，其相图不同：相图的宽窄、大小、区内等液量线的分布间隔；包络线上临界点的位置。1）干气气藏相图C点在临界凝析压力点最左下侧。两相区环形区面积最窄；等液量线密集地分布于泡、露点线之间且很密集地靠近泡点线。露点线右侧的气相区很大，地层温度和油气分离器温度均在露点线外侧。干气气藏：甲烷含量占70%~98%并无液相烃析出的气藏，重质含量极少。干气相态图干气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量低于13.5cm3/m3。

C点在临界凝析压力点的左下侧(与干气气藏相比，向临界凝析压力点靠近)。环形区面积较窄，等液量线较密集地靠近泡点线。在分离器条件下，体系处于两相区内。在分离器内，会有液态烃析出。2）湿气气藏相图湿气相态图干气相态图湿气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量超过13.5cm3/m3。C点位于临界凝析压力点的左下侧，更加靠近临界凝析压力点。环形区较窄；等液量线较密集。气藏地层温度（A点）介于临界温度与临界凝析温度之间。从B点到D点随着气藏压力降低，液态烃析出达到最大（反凝析过程）。3）凝析气藏相图反凝析气的相态图C点位于临界凝析压力点的右下侧，且比较接近临界凝析压力点。两相环形区更宽；等液量线较稀疏且向着露点线较靠近。油藏条件（A点）常位于泡点线上方，油藏中烃类以单相液态存在。随着油气采出，油层压力逐渐降低至泡点压力以下时，分出的气越来越多4）轻质油藏（高收缩油藏）相图高收缩原油的相态图C点位于临界凝析压力点的右下侧且离临界凝析压力点较远。环形区最宽；等液量线较密集，且更加靠近露点线。当油藏压力降低至泡点压力之后，虽有气体分离出来，但气量不大。这类油藏的气油比为上述几种油气藏的最低者。5）重质油藏（低收缩油藏）相图低收缩原油的相态图凝析气田开采油气田开采的生产过程，多为等温降压过程。那么对于凝析气田，人们希望液体烃的凝析是在地面，而不是在地下或井中。国外研究结果认为，由于液态烃凝析损失的气达地下气原始(潜在)含量的30～60%。故现在油气藏，特别是凝析气藏在开采中应特别注意压力的控制，使液态烃在地面发生凝析，而不是在地下。目前开发凝析气藏保持地层压力的方法有以下几种：(1)回注干气；(2)注空气；(3)注水法。

储层流体的物理特性1油气藏烃类的相态特征2天然气的高压物性3地层水的高压物性4地层原油的高压物性5地层流体高压物性研究方法－－2天然气的高压物性储层流体的物理特性§2天然气的高压物性天然气的组成天然气的分子量和相对密度天然气的状态方程和压缩因子天然气的体积系数天然气的压缩系数天然气的粘度一、天然气的组成2.化学组成：甲烷(CH4)占绝大部分(摩尔浓度达70～98%)

乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)等含量不多。天然气中还含有少量的非烃类气体，硫化氢、有机硫、二氧化碳、一氧化碳、氮气及水蒸气，有时也含有少量的稀有气体，如氦和氩等。1.天然气：是指从地下采出的、在常温常压下其相态为气态的烃类和少量非烃类气体组成的混合物。井号天然气

相对

密度天然气组分（%）甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷氮二氧

化碳榆290.603191.3707.351.030.110.13000.0120.000榆300.595794.2803.090.680.140.16000.0131.619榆430.572197.1201.960.210.020.02000.0720.599榆440.573796.9502.060.290.030.04000.0240.616榆450.583396.7000.560.670.110.08000.1391.742榆480.560298.7901.080.100.010.01000.0110.000榆530.587095.5002.260.410.050.07000.0301.681榆550.570598.0700.340.020.030.02000.1301.393天然气分析数据表按矿藏特点来分：可分为油藏伴生气和非伴生气

油藏伴生气：是伴随原油共生，与原油同时被采出

非伴生气：包括纯气藏气和凝析气藏气。按组成来分：天然气可分为干气、湿气、富气、贫气

干气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量低于13.5cm3/m3。湿气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量超过13.5cm3/m3。据H2S和CO2含量：酸性天然气和洁气（甜气，sweetgas）3.天然气的分类：全世界已探明的含硫油气田约400个。我国相继发现了一些含硫气田(藏):华北的赵兰庄气田，天然气中的硫化氢含量高达92％，是世界高含硫气藏之一。1976年试采时因严重的元素琉沉积而被迫关井，至今未能投产。四川盆地中的卧龙河气田硫化氢含量5.0-7.82％；中坝气田硫化氢含量6.75-13.3％，这些气田已经得到了成功的开采。近年来在川东北地区相继发现了一系列中-高含硫气藏，如罗家寨飞仙关气藏，其硫化氢含量7.13-10.49％；滚子坪飞仙关气藏，其硫化氢含量13.74-14.25％；铁山坡飞仙关气藏，其硫化氢含量14.19-14.51％等，目前正在加速开采当中。普光气田硫化氢平均含量为11.95%。新疆、华北和胜利油田也有零星的H2S分布。

我国探明的含硫天然气占全国天然气探明储量的l／4，高H2S区块主要分布在四川盆地。该盆地2／3的气田含H2S，“十五”期间探明的天然气中有990×108m3为高含H2S。一、天然气的组成4.天然气组成的表示方法——摩尔组成Ni—气组分i的摩尔数另外还有：体积组成和质量组成等二、天然气的分子量和相对密度1.天然气的分子量天然气是多组分的混合气体，它本身没有分子式，因此不能像纯气体那样，由分子式计算出恒定的分子量。天然气的分子量是人们假想出的分子量，即所谓的视分子量。Density:themassofnaturalgasofaunitvolume:

，（g/cm3，Kg/m3）

Relativedensity:theratioofthedensityofnaturalgastothedensityofdryairatstandardcondition(20℃,1atm

):Standardcondition:Engineering:20℃,1at;Laboratory:0℃,1at在标准温度（293K）和标准压力（0.101MPa）条件下，天然气的密度与干燥空气密度之比。2.天然气的相对密度三、天然气的状态方程和压缩因子1.理想气体的状态方程据波义尔—查理定理：理想气体状态方程为：

PV=nR理想气体有两个假设前提：A气体分子无体积B气体分子间无作用力2.天然气的状态方程及压缩因子（压缩系数）（1）真实气体的状态方程真实气体状态方程对(1)式进行了压力、体积两相修正范德华方程：维里方程：

范德华方程中a,b是取决于气体类型的常数维里方程中的参数B、C分别为两、三个分子间的作用位能（2）天然气的压缩状态方程

表述真实气体的P、V、T之间的关系很多，油藏工程上常用的是在理想气体状态中，加一个系数Z，即为：

PV=ZnRT

其中Z——

压缩因子（压缩系数，偏差系数，偏差因子）

Z的物理意义为：给定压力和温度下，实际气体所占的体积与同温同压下理想气体所占有的体积之比

Z=V真实/V理想

压缩因子真实气体状态方程为PV真实=ZnRT理想气体状态方程为PV理想=nRT

同温同压同摩尔Z=V真实/V理想

所以压缩因子是真实气体与理想气体的偏差值，为同温同压同摩尔真实气体与理想气体体积之比。压缩因子Z是在相同的温压条件下，相同摩尔数的真实(实际)气体与理想气体体积之比值。Z＞1表示真实气体较理想气体难于压缩Z＜1表示真实气体较理想气体易于压缩Z=1表示真实气体与理想气体性质相近上述结果的原因在于真实气体Z由于引力因素（使真实气体较理想气体易于压缩）和体积因素（使真实气体较理想气体难于压缩）综合作用的结果。压缩因子的确定Z值的大小与气体的性质有关、温度和压力有关。直接测定查图表：Z值图版——用实验测出的气体的Z值，再作成Z值与T、p间的关系图版。压缩因子的确定--单组分气体甲烷的压缩因子图版压缩因子的确定——多组分气体

利用范德华的对应状态理论(1873年):在相同对应状态下的气体，对理想气体的偏差相同。即气体具有相同的对比压力和对比温度下，都具有相同的压缩因子。SinglecomponentgasMixedgas

（naturalgas）ReducedTPseudoreducedtemperatureReducedPPseudoreducedpressureReducedVPseudoreduced

volumegasdeviationfactor（Z）pseudocorrespondencetemperaturepseudocorrespondencepressuregaspseudo–criticaltemperaturegaspseudo–criticalpressuregascompressibilitygasviscositybubble-point相关专业英语词汇：天然气的压缩因子图版天然气相对密度与视临界参数的关系图例题：已知天然气的组成，求它在65℃和12MPa下的Z值。组分摩尔分数临界温度（K）临界压力（MPa）CH40.85190.54.6408C2H60.09306.04.8835C3H80.04369.64.2568n-C4H100.02425.03.7928解：（1）计算视临界参数：Tpc=212.8，ppc=4.6303

（2）计算视对比参数：Tpr=1.59，ppr=2.59

（3）查图版得出：Z=0.849四、天然气的体积系数（Bg）1.定义

一定量的天然气在油气层中的体积V与其地面标准状态下（20℃，压力为1个大气压）天然气体积VSC之比。Bg—天然气体积系数；Vsc—天然气在标准状况下的体积；V—同量的天然气在油气层中的体积。地面标准状况下，气体体积地层（油藏）条件下，气体体积2.求取Bg—p关系曲线五、天然气的压缩系数1.定义天然气等温压缩系数（压缩系数、弹性系数或压缩率）是指，在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。单位：MPa-12.求取等温压缩系数单组分的天然气多组分的天然气天然气视对比压缩系数天然气的对比等温压缩系数六、天然气的粘度1.定义天然气内部某一部分相对另一部分流动时摩擦阻力的量度。粘度越大，流动阻力越大。设两层流体，其层面面积为A，层间间距为dz。F为层间内摩擦阻力。

流体的粘度（动力粘度或绝对粘度）为流体中任一点上单位面积上的剪应力与速度梯度的比值。单位：1mPa·s=1cP2.求取

气体的粘度取决于气体的组成、压力和温度高压区低压区分界线对比压力对比温度低压下的气体粘度大气压下单组分烃的绝对粘度大气压下天然气的粘度高压下的气体粘度气体在高压下的粘度：随压力的增加而增加，随温度的增加而减少，随分子量的增加而增加。（类似于液态）储层流体的物理特性1油气藏烃类的相态特征2天然气的高压物性3地层原油的高压物性4地层水的高压物性5地层流体高压物性研究方法－－3地层原油的高压物性储层流体的物理特性第三节地层原油的高压物性3.1天然气在原油中的溶解与分离3.2地层原油的体积系数3.3地层原油的压缩系数3.4地层原油的密度3.5地层原油的粘度3.1天然气在原油中的溶解与分离1)天然气在原油中的溶解天然气在原油中溶解量的度量天然气在原油中的溶解规律2)天然气从原油中的分离天然气与原油分离的方式影响油气分离的因素，即油气分离规律（1）天然气在原油中溶解量的度量溶解度：单位体积(V地面=1)地面原油所能溶解天然气的体积(标准状况下的体积)。也就是单位体积的地面油在地下(一定T下)所能溶解天然气最大量在地面标准状况下气体的体积。单位(标准)米3/米31)天然气在原油中的溶解3.1天然气在原油中的溶解与分离溶解气油比：一定量的地层原油在地面降压脱气，平均单位体积的脱气原油所分离出来天然气的体积。单位：(标准)米3/米3。Vg—地层油在地面脱出的气量，（标）m3；Vos—地面脱气原油，m3。天然气在石油中的溶解量与压力的关系Rs（2）天然气在石油中的溶解规律地层原油的饱和压力（Pb）

地层原油的饱和压力是指在油层温度下，使石油中溶解天然气量达到最大时的对应的最小压力或说在地层温度下从石油中开始分离出第一批气泡的压力。Rs单组分气体的溶解曲线溶解量T1＜T2＜T3T2T3溶解量天然气在石油中的溶解规律压力的影响：当压力小于Pb当压力等于饱和压力当压力大于PbRs天然气在石油中的溶解规律温度的影响：温度越高，天然气在油中溶解量下降p天然气在石油中的溶解规律天然气、油的组分的影响：油、气的组分越接近，气在石油中溶解量越大pp（1）天然气与石油分离的方式天然气与油分离的方式有两种：一次脱气：闪蒸分离，接触分离。多级脱气：微分分离，差异分离。一次脱气：就在原油脱气过程中，将压力一次降到指定压力。并测量分离出来天然气的量。在这个过程中，分离出来的气始终与油接触，系统组成不变。多级脱气：在原油脱气过程中，多次降压，多次脱气，每次降压脱气都将脱出的气排出体系之外。2）天然气从原油中的分离P0两种分离方式之差别：气体成份：一次脱气的脱气过程中天然气的成份没有发生变化；多次脱气过程中天然气的成份发生了变化。脱气量不同：一次脱气量大于多级脱气量。（2）影响油气分离的因素（油气分离规律）温度：温度越高越易于油气分离压力：压力越低越易油气分离(只有P≤Pb才开始分离)；组分：与石油组分越接近的那部分天然气组分越难分离出来，轻烃的分离比重烃的分离容易。

分离能力：甲烷>乙烷>丙烷>丁烷相同条件下(P、T同，组分相同的原油）：一次脱气量＞多次脱气量3.2地层原油的体积系数1）地层原油体积系数Bo2）原油体积系数的影响因素3）地层油气两相体积系数Bt1）地层原油体积系数Bo（又称原油地下体积系数、原油体积系数）定义原油在地下的体积（即地层油体积）与其在地面脱气后的体积之比。

Bo>1Bo<1

？Bg>1Bg<1Vf（VoR）—在地层某一压力、温度下原油的体积，米3；Vos——地层Vf原油在地面（0.1MPa，20℃）脱气后的原油体积。2）原油体积系数的影响因素温度脱气方式溶解气油比压力当P＞Pb时当P=Pb时当P＜Pb时原油体积系数和压力的关系3）地层油气两相体积系数BtP地>P饱P地=P饱P地<P饱原始目前定义: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。P地>P饱P地=P饱P地<P饱原始目前Bt>1Bt<1

？Rs＝地面Vg／地面VosBg=地层Vg／地面VgVgf

=（Rsi－Rs）Vos×Bg

地面Vg地下Vg影响因素原油体积系数和压力的关系压力当P＞Pb时当P=Pb时当P＜Pb时3.3地层原油的压缩系数1）定义地层原油的压缩系数是指随压力的变化地层油体积的变化率。在等温条件下原油的压缩率为同除以地面脱气原油体积Vos：

原油压缩系数Co表示每降低单位大气压，单位体积原油膨胀具有的驱油能力；Co定量描述了地层油弹性能的大小。Bydefinitionof

Co

：ByBo－p

curve,

——formulatomeasureCoByBo＝Vf／Vos

:

——formulatocalculateCo

byBocurveVf

ismaxwhenp＝pb:

Vf

max＝Vb

,then:2）地层原油压缩系数的影响因素溶解气油比（Rs）：地层溶解气油比大，压缩系数也大。温度（P）：温度越高，石油越轻，密度越小，压缩系数也越大。压力（T）：在不同的压力区间，压缩系数不同。

压力区间，Mpa平均压缩系数，×10-4MPa-1pb=1919.0—19.438.919.4—24.236.024.2—29.230.229.2—34.424.7不同压力区间的平均压缩系数3.4地层原油的密度

1.我国和前苏联：原油的相对密度（d20）：20℃时原油的密度与4℃时水的密度之比。42.欧美国家(γo)：1atm、60oF（15.6oC）原油与纯水的密度之比。3.API=(141.5/γo)-131.5水的API值是10，随气体在原油中溶解度的增加，API3.5地层原油的粘度1）定义

流体的粘度（动力粘度或绝对粘度）为流体中任一点单位面积上的剪应力与速度梯度的比值。粘度越大，流动阻力越大。单位：1Pa·s=1000mPa·s=1000cp石油工程中：1泊（P）=100厘泊（cp）=106微泊(μP)2）地层原油的粘度影响因素石蜡族烃类粘度与分子量的关系分子量粘度/厘泊原油的化学组成

Composition：heavycomponent↑→mo↑Dissolvedgas：Rs↑→mo↓ReservoirT：T↑→mo↓↓溶解气油比油层原始溶解油气比m3/m3地层原油粘度mpa.s孤岛G层渤26-18井27.514.20大岗M层西区44井37.313.30大庆油田P层48.29.30玉门油田L层68.53.20胜利油田营4井70.11.88溶解气油比与地层油粘度关系温度压力Reservoirp：p＜pb：p↑→mo↓p＝pb：moismin.p＞pb：p↑→mo↑储层流体的物理特性1油气藏烃类的相态特征2天然气的高压物性3地层原油的高压物性4地层水的高压物性5地层流体高压物性研究方法储层流体的物理特性－－4.地层水的高压物性第四节地层水的高压物性4.1什么是地层水4.2地层水的矿化度4.3地层水的分类4.4地层水的高压物性4.1什么是地层水？

是指油气层边部、底部、层间和层内的各种边水、底水、层间水及层内水（束缚水+自由水）的总称。油层中含油部分还可能有含水的小夹层，即所谓的“层间水”。4.2地层水的矿化度矿化度

矿化度代表水中矿物盐的浓度，表示水中含盐的多少，常用g/L或ppm来表示。

离子毫克当量浓度

某离子的浓度除以该离子的当量。

例如，氯离子的浓度为7896mg/L,而氯离子的当量＝35，则氯离子的毫克当量浓度＝7896/35＝225.6毫克当量/升。井号总矿化度（g/l）钠离子+钾离子（mg/l）钙离子（mg/l）镁离子（mg/l）氯根（mg/l）硫酸根（mg/l）碳酸氢根（mg/l）靖580.82109371883217950363236269塞15797.54263749452953584942161101塞17557.1315731590719435207092塞41372.3578781830334544750961113塞45090.711514618330199546591961418沿1782.94128361718469552184043沿2561.76105361211129837850784177沿3468.61867616464238431340994.2地层水的矿化度4.3地层水的分类

苏林1946年在对比和分析现代大陆水和海水化学成分特性的基础上，提出了在油田上广泛应用的苏林分类。

1.苏林分类

苏林分类不仅结合了水的化学成分（即水中几种主要离子的当量比例），还结合了水形成的环境。根据水中Na+、Cl-、Mg2+、SO42-四种离子之间的当量比例，苏林将水划分为Na2SO4型、NaHCO3型、MgCl2型及CaCl2型。Na2SO4水型：代表大陆冲刷环境条件下形成的水，环境封闭性差的反映。NaHCO3水型：代表大陆环境条件下形成的水型。MgCl2水型：代表海洋环境下形成的水。一般多存在于油、气田的内部。CaCl2水型：代表深层封闭构造环境下形成的水。它所代表的环境封闭性好。很有利于油、气聚集和保存。

离子化合物顺序简图

Na2SO4水型NaHCO3水型MgCl2水型CaCl2水型2.水型划分

所谓某种水型，即以水中某种化合物出现的趋势而定名，不在于出现的数量多少而在于出现的趋势。井号总矿化度（g/l）钠离子+钾离子（mg/l）钙离子（mg/l）镁离子（mg/l）氯根（mg/l）硫酸根（mg/l）碳酸氢根（mg/l）靖580.82109371883217950363236269塞15797.54263749452953584942161101塞41372.3578781830334544750961113塞45090.711514618330199546591961418沿2561.76105361211129837850784177判断水型4.4地层水的高压物性（87-90页）天然气在地层水中的溶解度：概念；影响因素地层水的体积系数：概念；影响因素地层水的压缩系数：概念；影响因素综合弹性压缩系数：概念；研究意义地层水的粘度：概念；研究意义储层流体的物理特性1油气藏烃类的相态特征2天然气的高压物性3地层原油的高压物性4地层水的高压物性5地层流体高压物性研究方法储层流体的物理特性－－5.地层流体高压物性研究方法§5地层流体高压物性研究方法储层中油、气、水的高压物性参数如饱和压力、溶解油气比、体积系数、压缩系数和粘度等对于一系列有关油气的计算（如储量、产量等）都是必不可少的。为了确定上述参数，目前采用的方法主要有：（1）直接用高压物性仪测定；（2）应用已有的参数相关图版计算；（3）应用统计和经验公式计算。方法（2）在前面各节已有介绍，本节主要介绍实验测定方法，有关的经验公式。§5地