油层物理学课件

油层物理学§1.1储层烃类系统的相态第一章储层流体的物理性质§1.2油气体系中的气－液溶解与分离§1.3天然气的高压物性§1.4地层原油的高压物性§1.5地层水的高压物性第一章储层流体的物理性质

储层流体：

油、气、水

储层流体的特点：

(1).处于高温、高压状态

(2).地层油中溶解有大量的天然气

(3).地层水中溶解有大量的盐类物质1.1储层烃类的化学组成

1储层烃类的化学组成、石油的商品性质及分类

§1.1储层烃类系统的相态

石油和天然气主要由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成，此外还含有少量氧、硫、氮的化合物。§1.1

在标准状态下，石油和天然气可能以气、液、固三种物质状态存在。一般地，气态：C1

～C4；液态：C5

～C16；固态：>C16。在油气藏条件下，石油和天然气通常以单一液态或气态和液态存在，很少以固态存在。

1.2石油的商品性质及分类

§1.1

相对密度、粘度、凝固点、含蜡量、胶质和沥青质含量、含硫量、馏分组成等。1.2.1石油商品性质的指标构成1.2.2国际石油市场原油性质主要评价指标

含硫量、含蜡量、胶质和沥青质含量、馏分组成等。§1.11.2.3原油的分类分类标准含硫量含胶质沥青质量含蜡量原油类型少硫含硫少胶胶质多胶少蜡含蜡高含蜡指标/%<0.5>0.5<88～25>25<11～2>2§1.11.2.4油藏的分类烃类相对密度0.60～0.700.71～0.800.81～0.94>0.94油藏类型凝析油藏临界油藏常规油藏稠油油藏§1.11.2.5气藏的分类天然气相对密度0.60～0.700.71～0.80>0.80气藏类型干气气藏凝析气藏湿气气藏2.1体系、相、组分和组成

§1.12油气藏烃类的相态

体系－－也称系统，是由一定种类和质量的物质所组成的整体。

相－－指体系中具有相同成分，相同物理、化学性质的均质部分。

组分－－指体系中所有同类的分子。

组成－－指组成某物质的组分及各组分所占的比例份数。§1.12.2相图

§1.12.2.1体系的状态方程

对组成固定的体系，其状态是压力、温度和体积的函数，用公式表示为：

F(P,T,V)=02.2.2相图

表示体系状态方程的图称为相图。

2.2.3常见的相图§1.1立体相图三角相图二元相图3单、双、多组分体系的相态特征

3.1单组分体系的相态特征

3.1.1单组分体系的P－T相图相图构成：

§1.1

一点：临界点C

一线：饱和蒸汽压线三(四)区：气相区、液相区、气液两相区、(超临界区)

相态特征：

(1).单调曲线－－由泡点线和露点线共同构成的轨迹线

(2).三(四)个区－－气相区、液相区、气液两相区(超临界区)

(3).临界点－－两相共存的最高温度、最高压力点露点：从气相中开始凝结出第一批液滴时的压力

泡点：从液相中开始分离出第一批气泡时的压力

3.1.2单组分体系的P－v相图(不要求)3.2双组分体系的相态特征

3.2.1相图构成

§1.1

三点：临界点C、最大压力点Pm、最高温度点Tm

两线：泡点线、露点线三区：气相区、液相区、两相共存区

3.2.2相态特征

(1).开口环线－－实线为泡点线，虚线为露点线

(2).三个区－－气相区、液相区、两相区

(3).临界点－－泡点线和露点线的交点§1.1

3.3多组分烃类体系的相态特征

将多组分烃类体系理解为由重烃和轻烃两个拟组分构成的拟双组分体系后，其相图构成和相态特征就与双组分体系类似。但多组分烃类体系的反常相态变化现象是比较突出的。

一般而言，油藏烃类体系是由多种烃类组分组成的多组分体系，其相态特征比较复杂。为了分析问题的方便，同时满足油田的实际需要，常将多组分体系简化为拟双组分体系，由此来分析其相态特征。§1.13.3.1多组分体系的相图泡点线露点线临界点临界凝析压力临界凝析温度等温反常凝析区等压反常凝析区§1.1

3.3.2反常凝析现象A—E：单一气相，无相变

E—F：压力降低，凝析液量增加(反常)F—G：压力降低，凝析液量减少(正常)G—H：单一气相，无相变以等温反常凝析现象为例§1.1§1.1

3.3.3多组分烃类体系相图的应用(1).判断油气藏类型

(2).确定开发方式

(3).分析开发过程中的相态变化烃类体系产生反常现象的原因主要有：

(1).烃类体系的组成；

(2).压力温度条件。两者缺一不可。纯气藏未饱和油藏过饱合油藏凝析气藏§1.1

4典型油气藏的相态特征

相图分析时，需注意：

(1).两相区的宽窄、大小，区内等液量线分布的疏密；

(2).临界点的位置。4.1低收缩油相图低收缩油：体积收缩程度小的油。特点：含重烃较多，气油比较小，相对密度较高。§1.14.2高收缩油相图高收缩油：体积收缩程度大的油。特点：含轻烃较多，气油比较高，相对密度较小。§1.14.3反常凝析气相图4.4湿气相图湿气：标准状态下1m3井口流出物中C5以上重烃含量高于13.5cm3的天然气。§1.2PRs甲烷溶解曲线适用范围：单组分气体、稀溶液有关溶解系数：(1).反映气体在液体中的溶解能力；(2).气体不同，溶解系数不同。1.2天然气在石油中的溶解及其影响因素

1.2.1天然气在石油中的溶解

(1).天然气是多组分混合气体；(2).石油也非稀溶液；因此，天然气在石油中的溶解不符合亨利定律。1.2.2影响因素(1).压力的影响

温度一定时，在低压下，溶解系数较大的重烃组分和易溶的非烃组分溶解到石油中，因而曲线陡峭；

随压力的增加，重烃组分基本溶解完毕，只有溶解系数小的轻烃组分继续溶解到石油中，因而曲线变为直线；

当压力达到泡点压力时，天然气全部溶解到石油中，曲线变为水平线。(2).温度的影响

当压力一定时，随温度的增加，溶解度降低

(3).油气性质的影响

油气的性质越接近，溶解度越大。

1.3溶解度的求取(不要求)(1).脱气实验；

(2).经验图表。

要求已知油层温度和压力、石油和天然气的相对密度。油层压力－－油层温度－－原油相对密度－－天然气相对密度－－溶解度2.1相态方程的建立

§1.22相态方程2.1.1基本假设

(1).油气系统中液相、气相混合物的总量为1摩尔；

(2).在压力为P、温度为T时，气、液两相达到热力学平衡；

(3).系统中液相物质的摩尔数为Nl，气相物质的摩尔数为Ng；

(4).油气系统中有m个组分；

(5).任一组分i在气相中的浓度为yi，在液相中的浓度为xi，在系统中的摩尔浓度为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＝yi/xi(1.2.5)则xi＝ni/[Ki－(Ki－1)Nl](1.2.6)2.1.2推导过程体系物质平衡方程组分物质平衡方程考虑到Σxi＝1

则

Σxi＝Σ{ni/[Ki－(Ki－1)Nl]}=1§1.2同理Σyi＝Σ{niKi/[1＋(Ki－1)Ng]}=1各相物质平衡方程相态方程相态方程2.2露点方程和泡点方程§1.22.2.1露点方程

条件：Nl≈0，Ng≈12.2.2泡点方程

条件：Nl≈1，Ng≈0露点方程：Σxi＝Σ(ni/Ki)＝1泡点方程：Σyi＝Σ(niKi)＝12.3平衡常数的求取§1.22.3.1平衡常数的定义

在一定的温度和压力下，系统中气液两相达到热力学平衡时，组分i在气相和液相中的分配比例。

平衡常数，又称平衡比、分配比或分配系数。用公式表示为：

Ki＝yi/xi

§1.22.3.2平衡常数的求取

对已知组成的体系，在各种不同的气液平衡条件下，分别测定气相、液相各组分的摩尔数，按公式Ki＝yi/xi来计算平衡常数。

2.3.2.2图版法

在实验的基础上，人们做了大量的图版，以方便平衡常数的求取。2.3.2.1实验方法§1.2§1.2§1.2§1.22.3.2.3收敛压力法

随压力的增加，平衡常数逐渐收敛于Ki=1的点，该点对应的压力称为收敛压力。

a.根据烃类组成，确定收敛压力值；

b.根据收敛压力值选择图版；

c.在P、T下查图版即可得到Ki。

2.3.2.3.1收敛压力的定义2.3.2.3.2求取步骤§1.2

2.4相态方程的应用2.4.2.1泡点计算2.4.1多级分离计算2.4.2相图计算Σ(niKi)＝12.4.2.2露点计算Σ(ni/Ki)＝1§1.2

2.4.2.3临界点的计算Σ(niKi)＝1Σ(ni/Ki)＝1§1.23

油气分离

使油藏烃类体系从油藏压力和温度状态瞬时变到某一特定压力和温度状态，实现油气分离，并迅速达到相平衡的过程。

接触分离，又称一次脱气，或闪蒸分离。

3.1接触分离(flashvaporization)3.1.1定义3.1.2特点

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。§1.23.1.3示意图§1.23.1.4实验室脱气流程§1.2

在油气分离过程中，不断地将分离出的气体排走，使脱气在系统组成不断变化的条件下进行。

微分分离，又称微分脱气。

3.2微分分离3.2.1定义3.2.2多级脱气

所谓多级脱气，是指在脱气过程中，分几次降低压力，每次降压所分离出的气体都及时地从油气体系中放出，并测定其气量，直至降至最后的指定压力，累加每次脱出的气量。3.2.3示意图§1.21.1天然气的组成1天然气的组成、视相对分子质量及相对密度烃类气体：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等非烃类气体：硫化氢、二氧化碳、一氧化碳、氮气、氧气、氢气、水蒸气、氦、氩等。1.1.1定义

构成天然气的各组分及其在天然气中的百分含量。

§1.31.1.2表示方法

(1).质量组成

构成天然气的各组分的质量占天然气总质量的百分数wi=(mi/Σmi)×100%(2).体积组成

构成天然气的各组分的体积占天然气总体积的百分数

vi=(Vi/ΣVi)×100%(3).摩尔组成

构成天然气的各组分的摩尔数占天然气总摩尔数的百分数yi=(ni/Σni)×100%

三种组成之间的关系：

yi=vi

1.2视相对分子质量和相对密度

在标准状况(0℃，0.10MPa)下，1摩尔天然气的质量

Mg=Σ(yiMi)1.2.1视相对分子质量

(apparentmolecularweight)天然气的视相对分子质量天然气组分i的分子量天然气组分i的摩尔分数

在标准状态下，天然气的密度与干燥空气的密度之比

γg＝ρg/ρa

1.2.2天然气的相对密度

γg＝Mg/29视天然气和空气均为理想气体1.3天然气的视临界参数

视临界压力Ppc

视临界温度Tpc

(1).Kay方法

Ppc=Σ(yiPci)Tpc=Σ(yiTci)

(2).经验公式法

与天然气相对密度有关的经验公式

:

对于干气：

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

对于湿气：

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的天然气的经验公式

:Ppc=4.7546－0.2102γg+0.03φCO2－

0.011583φN2+0.030612φH2S

Tpc=84.9389＋188.4944γg－0.9333φCO2－

1.4944φN2

适用条件：

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

对于干气Ppc=4.868＋0.356γg－0.077γg2Tpc=103.9＋183.3γg－39.7γg2

对于凝析气

Thomas二次方程式

:

H2S含量<3%，N2含量<5%或非烃含量<7%2天然气的状态方程

2.1理想气体状态方程2.1.1理想气体

不考虑气体分子间的无相互作用力；

气体分子间的碰撞为弹性碰撞。

气体分子为质点，无体积；

PV=nRT2.1.2理想气体状态方程

2.2实际气体状态方程2.2.1压缩因子状态方程

z<1真实气体易压缩；z=1真实气体＝理想气体；z>1真实气体难压缩；Z=V实际/V理想

在一定温度和压力下，一定质量的实际气体所占有的体积与相同条件下理想气体所占有的体积之比

压缩因子(compressibilityfactor)

：PV=znRT2.2.2范德华方程

对于纯组分气体，A0、B0、C0、a、b、c、α、γ为常数，见表1.3.5。2.2.3BWR方程

其中，a,b－－范德华常数，数值见表1.3.4

2.3天然气压缩因子的求取

2.3.1实验方法

§1.3图1.3.2甲烷的压缩因子等温线

2.3.2SK图版法(1).对应状态定律

对于单组分气体，对应温度Tr为：

在相同的对应温度和对应压力下，所有的纯烃气体具有相同的压缩因子。

对应压力Pr为：已知条件：天然气的摩尔组成(2).SK图版法计算步骤

对于天然气，视对应温度Tpr为：视对应压力Ppr为：

计算步骤：求天然气的视临界参数求天然气的视对应参数查图版非烃校正含氮天然气的校正：C－－叠加体积校正系数，C＝1.00～1.04(3).非烃组分校正

计算步骤：求不含氮烃类气体的压缩因子zg

求氮气的压缩因子zN

叠加，校正含H2S和CO2的天然气的校正：P48不要求(2).Dranchuk－Durvis－Robinson方法

2.3.3经验方法求z

(1).Hall－Yarborough方法(3).Gopal方法

§1.33天然气的等温压缩系数(coefficientofisothermalcompressibility)

在等温条件下，天然气体积随压力的变化率

3.1定义3.2推导

3.2.1单组分理想气体

3.2.2单组分实际气体(1).手算

3.2.3多组分天然气3.3等温压缩系数计算

(2).电算

(3).图版法

4天然气的体积系数和膨胀系数

4.1体积系数

(formationvolumefactor)

一定量的天然气在油气藏条件下的体积与其在标准状况下的体积之比

Bg＝V

/Vsc

4.1.1定义

4.1.2计算

4.2膨胀系数(expansionfactor)

天然气体积系数的倒数Eg＝1

/Bg

4.2.1定义

4.3Bg、Eg－P曲线

5天然气的粘度

(viscosity)§1.35.1粘度的定义

流体抗剪切能力的一种量度5.1.1定义

5.1.2动力粘度

5.1.3运动粘度§1.3运动粘度，cm2/s动力粘度，mPa.s气体密度，kg/m3

5.2天然气粘度的计算

5.2.1低压下天然气粘度的计算

若已知天然气的组成，当视对应压力小于0.6时，地层温度下天然气的粘度为：

组分i的粘度组分i与组分j的结合因子组分i的摩尔分数组分j的摩尔分数结合因子的计算：

§1.3Herning－Zipperer方法5.2.2高压下天然气粘度的计算(1).API方法

低压下天然气的粘度粘度对比系数对应密度§1.3(2).Herning－Zipperer方法计算1个大气压、给定温度下天然气的粘度μg1

确定天然气的视对应压力和视对应温度

查图求无因次粘度μg/μg1

由μg1×[μg/μg1]，求μg

5.3天然气粘度的特点

§1.35.3.1低压下天然气粘度的特点特点：

§1.3天然气的粘度几乎与压力无关天然气的粘度随温度的增加而增大随分子量的增加，天然气的粘度降低5.3.2高压下天然气粘度的特点随压力的增加，天然气的粘度增大随温度的增加，天然气的粘度降低随分子量的增加，天然气的粘度增大§1.41.3溶解气油比与溶解度

1.4溶解气油比曲线

溶解气油比表示在某一温度和压力下，地层油中溶解气量的多少，而溶解度则表示在某一温度和压力下，地层油中能够溶解的气量大小。§1.41.5原始溶解气油比Rsi1.6生产气油比Rp

累积产气量与累积产油量之比

在油藏原始温度和原始压力下，地层油的溶解气油比

2地层油的密度和相对密度2.1地层油的密度单位体积地层油的质量

当P<Pb时，随压力的增加，地层油的密度降低；

当P>Pb时，随压力的增加，地层油的密度增大；

当P=Pb时，地层油的密度最小；§1.42.2地面油的相对密度

注：地面油的相对密度通常称为原油相对密度

20℃时地面油的密度与4℃时水的密度之比3地层油的体积系数和收缩率

3.1地层油的体积系数Bo

3.1.1定义原油在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比Bo=Vof/Vos

§1.43.1.2体积系数－压力关系

随p的增加，Bo增大随p的增加，Bo减小Bo最大§1.43.1.3几个常见的体积系数

Boi：油藏原始压力下的体积系数Bob:泡点压力下的体积系数3.2两相体积系数

3.2.1定义

当油藏压力低于泡点压力时，地层油与其释放出的气体的总体积(两相体积)与它在地面脱气后的体积(地面原油体积)之比

u=Bo+(Rsi-Rs)Bg

§1.43.2.2两相体积系数－压力关系

§1.4两相体积系数的特点：

(2).p=pb时，u=Bob，为最小值

(1).双曲线型单调曲线

(3).p=1atm时，u=Bo+Rsi

，为最大值

(4).只有当p<pb时才存在两相体积系数

Eo=[(Vf-Vs)/Vf]×100%=[(Bo-1)/Bo]×100%3.3地层油的收缩率

地层油在地面脱气后体积收缩的百分数

4.1定义4地层油的等温压缩系数

在等温条件下，地层油体积随压力的变化率，记作Co4.2计算

§1.44.3特点

§1.45地层油的粘度

在油田开发过程中，地层油的粘度决定其在地层中的渗流能力，也影响其在管道中的流动能力。

随Rs的增大，C0增大；

随温度的升高，C0增大。

C0与压力区间有关；

原油的粘度取决于它的化学组成、溶解气油比、温度、压力等条件。

§1.45.1原油粘度与压力、温度关系5.2地层油粘度的特点

§1.4(2).p一定，随T的增加，μo

降低；

(3).随胶质、沥青质含量的增加，μo增大；

p>pb，随p的增大，μo增大；

p＝pb，μo最小

p<pb，随p的增大，μo降低；

(1).T一定§1.46地层原油物性的常用算法

6.1.2Glaso公式6.1.1Standing公式

6.1地层油饱和压力的计算

§1.46.1.3Lazater公式§1.4

6.2.2Glaso公式6.2.1Standing公式

6.2地层油体积系数的计算

6.2.3Vazques和Beggs公式§1.4

6.3溶解气油比的计算

Vazques和Beggs公式§1.4

6.4.2饱和压力和饱和压力以下地层油的粘度计算6.4.1地层温度下地面脱汽油的粘度计算

6.4地层油粘度的计算

6.4.3饱和压力以上地层油的粘度计算1.1地层水矿化度

1地层水的矿化度和硬度§1.5地层水的高压物性

矿化度代表水中矿物盐的质量浓度，常用mg/L表示。

由地层水总矿化度的大小，可以概括地了解地层水的性质。1.2地层水的硬度

地层水的硬度是指地层水中钙、镁等二价溶解盐离子的含量，常用mg/L表示。

§1.5地层水中钙、镁盐的含量2地层水的分类

碳酸盐硬度:非碳酸盐硬度:

其他二价盐，如铁、铝、锶、钡等盐的含量(暂时硬度)(永久硬度)加热时能从水中析出阳离子：K＋，Na＋，Ca2＋，Mg2＋，······2.1地层水的化学成分阴离子：Cl－，HCO3－，SO42－，CO32－，······§1.52.2地层水的分类地层水的化学成分决定于特定的自然环境

根据水中Na＋

(包括K＋)和Cl－的当量比，利用水中正负离子的化合顺序，以水中某种化合物出现的趋势而命名水型2.2.1基本观点

2.2.2具体思路

2.2.3离子化合顺序当量比成因系数水型环境特点NaHCO3大陆环境Na2SO4大陆冲刷环境，地面CaCl2深层封闭环境MgCl2海洋环境表1.5.1苏林成因系数法水型划分表

2.2.4四种水型

§1.5

代表大陆环境条件下形成的水，世界上约有1/3的地层水为该水型。

代表海洋环境下形成的水，构造性油藏和岩性油藏中常见此水型；

代表大陆环境条件下形成的水，它反映环境封闭性差，不利于油气聚集和保存，多为地面水；

代表深层封闭环境下形成的水，它反映环境封闭性好，有利于油气聚集和保存。(1).Na2SO4型(2).NaHCO3型(3).MgCl2型(4).CaCl2型§1.53地层水的高压物性

天然气在地层水的溶解度受温度、压力和地层水含盐量等的影响

在地层压力、温度条件下，1m3地面水中所溶解的天然气的标准体积，单位为标m3/m3。

3.1.2影响因素

3.1天然气在地层水的溶解度3.1.1定义

§1.53.2地层水的体积系数

Bw=Vwf/Vws

地层水在地层压力、温度下的体积与其在地面条件下的体积之比3.2.2体积系数与压力、温度、溶解气的关系3.2.1定义3.3.1定义3.3地层水的等温压缩系数

在等温条件下，地层水的体积随压力的变化率，记作Cw3.3.2特点

§1.5(1).随P的增大，Cw降低

(2).随温度的升高，Cw先下降后上升

(3).随矿化度的升高，Cw降低

(4).在不同的压力、温度区间，Cw不同

3.4地层水的粘度

§1.53.4.1特点3.4.2地层水的粘度与压力、温度、矿化度的关系

μw对压力不敏感；

地层水矿化度对μw影响不大；随T的增加，μw降低；

天然气在地层水中的溶解度对μw影响不大油藏岩石类型：(1).砂岩(碎屑岩)：石英、长石储集和流动空间－－孔隙(2).灰岩(碳酸盐岩)：方解石、白云石储集空间－－孔隙流动空间－－裂缝(3).其它§2.1砂岩的骨架性质(4).敏感性质(速敏、水敏、酸敏等)§2.1岩石物性：(1).骨架性质(粒度组成、比面)(2).储集性质(孔隙度、饱和度、压缩性)(3).渗透性质(渗透率)

由性质不同、形状各异、大小不等的颗粒经胶结物胶结而成§2.1

砂粒和砂粒之间未被胶结物或固体物质充填的空间

由砂粒和胶结物构成的架构几个概念：(1).砂岩(2).骨架(3).孔隙1砂岩的粒度组成

§2.1

指构成砂岩的大小不同的颗粒的相对含量，常用百分数表示。

1.2测量方法薄片法筛析法沉降法分析大粒径分析中小粒径分析小粒径1.1定义1.2.1筛析法

基本做法：

岩石洗油、烘干、称质量、解析(破碎)、过套筛、分筛称质量、计算。

套筛筛孔的表示方法：

1、以毫米表示筛孔孔眼的大小；

2、以每英寸长度上的孔眼数表示，称为目或号；

套筛孔眼大小标准：

相邻的两级筛子孔眼大小相差

§2.1或1.2.2沉降法

基本原理：

不同大小的颗粒在液体中具有不同的沉降速度。

Stokes公式：

公式适用范围：

(1).颗粒直径范围：10～50μm；

(2).颗粒的质量密度小于1%。

§2.11.3粒度组成的表示方法

1.3.1粒度组成分布曲线

粒度组成分布曲线表示了各种粒径的颗粒所占的百分数，可用来确定任一粒级在岩石中的含量。粒级平均直径：

(1).曲线尖峰越高，说明岩石粒度组成越均匀；

(2).曲线尖峰越靠右，说明岩石颗粒越粗。

§2.1特点：

1.3.2粒度组成累积分布曲线

(1).上升段直线越陡，说明岩石粒度组成越均匀。

(2).可以根据曲线上的一些特征点来求得粒度参数，从而定量地评价岩石粒度组成的均匀程度。

§2.1特点：

1.4粒度组成评价指标

1.4.1不均匀系数

定义：

粒度组成累积分布曲线上某两个质量百分数所代表的颗粒直径之比。

常用累积质量60%的颗粒直径d60与累积质量10%的颗粒直径d10之比来表示，记作a。a=d60/d10

(1).不均匀系数越接近于1，表明岩石的粒度组成越均匀。(2).一般储层岩石的不均匀系数在1～20之间。

§2.1(3).不均匀系数小于2的岩石，可视为均质岩石。

1.4.2分选系数

定义：累积质量75%的颗粒直径d75与累积质量25%的颗粒直径d25之比来，记作s。s=d75/d25

(1).S＝1～2.5，分选好；(2).S＝2.5～4.5，分选中等；§2.1(3).S>4.5，分选差。特拉斯克(P.D.Trask)规定：

1.4.3福克－沃德参数转换公式：

§2.1计算公式：

平均值标准偏差§2.1偏度峰态分选等级标准偏差极好<0.35好0.35～0.50较好0.50～0.71中等0.71～1.00差1.00～2.00很差2.00～4.00极差>4.00福克－沃德分选等级表粒级名称粒径/mm砾石>1.00粗砂0.50～1.00中砂0.25～0.50细砂0.10～0.25粗粉砂0.05～0.10细粉砂0.01～0.05泥质砂<0.01粒级分类标准2岩石的比面

2.1定义

单位体积岩石骨架的总表面积，单位m2/m3

2.2三种比面

S=A/V

2.2.1以岩石骨架体积为基础的比面

§2.1图2.1.5等径球正排列模型

2.2.2以岩石外表体积为基础的比面

2.2.3以岩石孔隙体积为基础的比面

§2.12.2.4不同基数比面之间的关系

2.3岩石比面的影响因素

2.4比面的求取

2.4.1实验测定法

计算公式：(1).岩石颗粒直径：直径越小，比面越大；(2).泥质含量：泥质含量越多，比面越大；

§2.1(3).颗粒形状：颗粒形状越不规则，比面越大。

1储层岩石的孔隙和孔隙结构空隙：包括孔隙、空洞和裂缝在通常情况下，空隙＝孔隙孔隙空间：孔隙＋喉道被碎屑颗粒包围的较大的空间在颗粒间连通的狭窄部分§2.2储层岩石的孔隙性1.1孔隙砂粒和砂粒之间未被胶结物或固体物质充填的空间1.2孔隙结构参数

§2.2孔喉比配位数迂曲度岩石孔隙直径与喉道直径之比与孔隙连通的喉道数目流体质点实际流经的路程长度与岩石外观长度之比1.3孔隙组成曲线§2.21.3.1孔隙组成分布曲线

特点：(1).尖峰越高，孔隙组成越均匀

(2).尖峰越靠右，主要孔隙半径越大§2.21.3.2孔隙组成累积分布曲线

特点：(1).中间段越陡，孔隙组成越均匀

(2).中间段越偏右，主要孔隙半径越大1.4.1定义

§2.21.4孔隙结构

孔隙结构：岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系2.1孔隙类型

§2.22储层岩石的孔隙特征碎屑岩：碳酸盐岩：常见的孔隙主要有粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和杂基内微孔等。常见的孔隙主要有原生孔、溶蚀孔、生物钻孔、收缩孔和裂缝等。孔隙类型主要受岩石类型的控制。2.2砂岩的孔隙类型

2.2.1粒间孔隙§2.22.2.2杂基内微孔隙2.2.3纹理和层理缝§2.22.2.4溶蚀孔隙2.2.5晶间孔隙§2.22.2.6裂缝孔隙2.3孔隙的分类§2.22.3.1按孔径大小划分

类型毛管直径/mm裂缝宽度/mm流动条件岩石类型微毛管孔隙<0.0002<0.0001克服很大毛管力泥(页)岩毛管孔隙<0.5<0.25克服毛管力一般砂岩超毛管孔隙>0.5>0.25自由流动裂缝2.3.2按孔隙连通状况划分§2.2连通孔隙不连通孔隙2.3.3按储集性质划分§2.2有效孔隙无效孔隙孔隙半径>0.0001mm相互连通孔隙半径<0.0001mm的连通孔隙、不连通孔隙、死孔隙1.4按流体流动状况划分§2.2流动孔隙不流动孔隙有效孔隙中被参与流动的流体所占据的孔隙有效孔隙中被吸附层流体所占据的孔隙及死孔隙3.1孔隙度的概念

§2.23储层岩石的孔隙度岩石的孔隙体积与其外表体积的比值

外表体积骨架体积孔隙体积3.2经典孔隙度模型

§2.23.2.1等径球正排列模型的孔隙度3.2.2等径球菱形排列模型的孔隙度3.3.1绝对孔隙度

§2.23.3储层岩石的孔隙度岩石总孔隙体积与其外表体积的比值

绝对孔隙体积视体积3.3.2有效孔隙度

岩石的有效孔隙体积与其外表体积的比值

3.3.3流动孔隙度

§2.2岩石流动孔隙体积与其外表体积的比值

3.4储层岩石孔隙度的评价

表2.2.3储层岩石孔隙度评价孔隙度/%<55～1010～1515～2020～25储层评价极差差一般好特好3.4双重介质的流动孔隙度

§2.2双重介质：裂缝－孔隙介质溶洞－孔隙介质双重介质的孔隙：基质孔隙－－裂缝孔隙－－基质孔隙度裂缝孔隙度一般地，φp>φf，基质孔隙为主要储油空间。4.1颗粒的分选性和磨圆度

§2.24影响岩石孔隙度的因素颗粒分选性好，孔隙度大；颗粒磨圆度好，孔隙度大；4.2胶结物质

§2.2胶结物的成分、含量和胶结类型等包括泥质、钙质、硅质、铁质等表2.2.5砂岩孔隙度与泥质含量的关系泥质含量/%<22～55～1010～1515～20孔隙度/%28～3429～3125～30<25<204.3岩石的压实程度

§2.2埋藏深度4.4成岩后生作用

§2.2受构造力作用，产生微裂隙，孔隙度变大；岩石颗粒及胶结物受地下水溶蚀，孔隙度变大；地下水中的矿物质沉淀，充填孔隙，孔隙度变小；5.1实验室方法

§2.25研究岩石孔隙度的方法5.1.1测定岩石外表体积的方法尺量法－－岩石具有简单几何形状排开体积法－－岩石总体积仪浮力测定法§2.25.1.2测定岩石骨架体积的方法比重瓶法－－用比重瓶测量沉没法－－在湿相流体中测定流体对固相的浮力气体膨胀法－－利用玻－马定律§2.25.1.3测定岩石孔隙体积的方法饱和称重法压汞法气体膨胀法5.2间接方法

§2.25.2.1地层因子方法地层因子(FF)：优势：(1).考虑了储层岩石的地下条件；(2).考虑了储层流体、储层各种力场对岩石性质的影响。100%饱和盐水时岩样的电阻系数盐水的电阻系数§2.2阿尔奇公式：M－－胶结指数a－－储层特征参数孔隙度§2.25.2.3伽马－伽马测井方法5.2.2中子测井方法API中子偏转值由伽马－伽马测井曲线确定的地层密度A，B—常数岩石骨架密度孔隙中流体的密度§2.25.2.4声波测井方法岩石骨架中的声速测井曲线标出的岩石声速岩石孔隙中流体的声速§2.26岩石的压缩系数6.1定义

油藏压力每降低1MPa时，单位体积岩石内孔隙体积的变化值6.2综合压缩系数

油藏压力每降低1MPa时，单位体积油藏岩石由于岩石孔隙体积的缩小、油和束缚水的膨胀而从岩石孔隙中排出油的总体积1达西定律(Darcy’sLaw)

1.1.1实验装置§2.3储层岩石的渗透性1.1达西试验1.1.2实验结果1.2达西定律的推广

§2.31.2.1实验装置

1.2.2修正的达西公式1.2.3水平线性稳定渗流的达西公式

§2.31.2.3.1示意图

1.2.3.2公式单位:Q――cm3/sμ――mPa.sL――cmA――cm2ΔP―――atmK―――μm21.2.4垂直线性稳定渗流的达西公式

§2.31.2.4.1示意图

1.2.4.2公式(1).无压头自由渗流(2).有压头向下渗流

§2.3(3).有压头向上渗流

1.2.5平面径向流§2.32气测渗透率和克林肯伯格效应

2.1绝对渗透率(1).岩石孔隙100%被某一种流体饱和；

(2).流体在岩石中的渗流状态为层流；

(3).流体不与岩石发生反应；

2.2.1气测渗透率流程图

§2.32.2气测渗透率2.2.2气测渗透率公式2.3.1概念

§2.32.3克林肯伯格效应

在岩石孔道中，在孔道中心的液体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；气体则不同，靠近孔道壁表面的气体分子与孔道中心的气体分子流速几乎没有差别。气体在岩石孔道中的这种渗流特性称为滑动效应或克林肯柏格效应。2.3.2克林肯伯格实验§2.3(1).同一岩石，在同一平均压力下，用不同气体测得的渗透率不同；(2).同一岩石，不同气体测得的渗透率和平均压力的直线关系交纵坐标于一点，该点对应的气体渗透率与同一岩石的液体渗透率等价，该渗透率称为等价液体渗透率，又称克林肯伯格渗透率。§2.3克林肯伯格渗透率：其中，

气体平均自由程比例系数

由于气体滑动效应的存在，气测渗透率一般高于液测渗透率。岩石孔隙半径3渗透率的影响因素

§2.33.1沉积作用的影响

(1).岩石结构和构造特征的影响岩石结构：指岩石的粒度及分选性

岩石构造：指层理和纹理等Krumbein-Monk经验公式：常数颗粒平均直径粒度标准偏差渗透率的方向性：渗透率在不同方向上的差异

§2.3岩石的孔隙

(2).岩石孔隙结构的影响孔隙Carman-Kozeny公式：迂曲度r-－－喉道半径喉道－－对渗透率影响很大孔隙内表面的粗糙度也对岩石渗透率产生影响。§2.33.2成岩作用的影响

(1).压实作用的影响经验公式：

其中，ak－－渗透率变化系数。压实与渗透率关系曲线§2.3(2).胶结作用的影响

胶结物的沉淀和胶结，引起岩石渗透率的显著降低。

§2.3(3).溶蚀作用的影响

溶蚀作用对岩石渗透率的影响不显著。

3.3地应力的影响

主要作用：形成断裂和微裂缝裂缝渗透率公式：

其中，φf－－裂缝孔隙度，小数；b－－裂缝宽度，μm

；§2.33.4流体－岩石相互作用的影响

(1).粘土膨胀(2).颗粒堵塞

(3).胶质、沥青质、石蜡沉积(4).多相流动4储层岩石渗透率评价表2.3.1储层岩石渗透率评价级别渗透率/×10－3μm2

储层评价1>1000极好2100～1000好310～100一般41～10差5<1极差5.1实验室测定

§2.35储层岩石渗透率的求取5.1.1常规小岩心渗透率测定常用仪器：(1).流量管气测渗透率仪(2).高低渗透率仪(3).全自动孔渗分析仪采用标准：SY5336－88§2.35.1.2全直径岩心渗透率测定岩心夹持器：计算公式:(1).垂直方向:(2).水平方向:§2.3G—筛网形状系数求取方法:§2.35.1.3径向渗透率的测定径向渗透率测定仪：计算公式:其中，d0－－岩心外径，cm；

dw－－岩心中心孔直径，cm；

h－－岩心高度，cm。§2.35.2间接法求取渗透率图版：计算公式:其中，a，b，c－－与岩石孔隙中流体性质有关的系数；§2.37非均质储层渗透率的计算7.1渗透率均值计算7.1.1纵向非均质储层平均渗透率计算(1).平面线性流§2.3计算公式:(2).平面径向流计算公式:§2.37.1.2横向非均质储层渗透率的计算(1).平面线性流计算公式:§2.3(2).平面径向流计算公式:§2.37.2储层渗透率差异的描述(1).储层渗透率变异系数其中，1流体饱和度单位孔隙体积中流体所占的百分数

§2.4储层流体饱和度1.1定义Sl=Vl/Vp=Vl/(φVf)

其中：Vl-----孔隙中流体的体积；

Vp-----孔隙体积；

Vf-----岩石外表体积；

φ-----岩石的孔隙度；

Sl------流体饱和度；1.2含油、含水、含气饱和度

§2.4含油饱和度：

So=Vo/Vp

含水饱和度：

Sw=Vw/Vp

含气饱和度：

Sg=Vg/Vp

关系：

So+Sw+Sg=1

2束缚水饱和度和残余油饱和度

§2.42.1束缚水饱和度(irreduciblewatersaturation)

2.1.1束缚水

分布和残存在岩石颗粒接触处角隅和微细孔隙中或吸附在方式骨架颗粒表面的不能流动水

2.1.2束缚水饱和度2.1.3影响束缚水饱和度的因素束缚水的体积占岩石孔隙体积的百分数，常用Swc表示。

(1).岩石的孔隙结构

岩石孔隙小，连通性差，则束缚水饱和度高。

§2.4

(2).岩石渗透率

岩石渗透率越低，束缚水饱和度越高。§2.4

(3).泥质含量(4).润湿性§2.42.1.4储量计算(1).原始含油饱和度

Soi=1-Swc

N=Ahφ(1-Swc)/Bo(m3)

(2).储量计算：或

N=Ahφ(1-Swc)ρo/Bo(t)

(3).例题：P122

§2.42.2残余油饱和度(residualoilsaturation)

2.2.1残余油被工作剂驱洗过的地层中被滞留或闭锁在岩石孔隙中的油

2.2.2残余油饱和度2.1.3剩余油残余油体积占储层孔隙体积的百分数

未被工作剂驱扫或波及到的油

2.1.4应用－－计算采收率

3油气水饱和度测定方法

§2.4实验室方法

常规岩心分析特殊岩心分析

静态分析

矿场方法动态分析

测井方法

示踪剂方法

油藏工程方法

§2.43.1实验室方法

3.1.1常规岩心分析

(1).蒸馏抽提法

(2).常压干馏法§2.4

3.1.2特殊岩心分析

(1).半渗隔板法

(2).离心法

3.1.3动态方法－－岩心流动实验

§2.43.2矿场方法

3.2.1测井资料解释法

(1).电阻率测井

(2).脉冲中子俘获法§2.43.2.2试井方法

(1).压力降落试井

(2).压力恢复试井

(3).干扰试井1.1泥质、粘土、粘土矿物

§2.51泥质(粘土)胶结物粘土：天然的土状细粒集合体

粘土的化学成分主要是氧化硅、氧化铝、水以及少量的铁、碱金属和碱土金属氧化物。粘土矿物：组成粘土的、细分散的含水的层状硅酸盐和非晶质硅酸盐矿物的总称泥质：沉积岩中粒度小于0.01mm的物质的总和油气层中常见的粘土矿物：高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等1.2粘土矿物的结构特征

§2.5(1).硅氧四面体晶体(2).铝氧(氢氧)八面体晶体1.2.1基本结构单元

§2.5(3).硅氧四面体晶片(4).铝氧八面体晶片(5)晶层------层状结构

§2.51.3常见的粘土矿物

§2.51.3.1高岭石§2.51.3.2伊利石§2.51.3.3蒙脱石1.4粘土矿物的产状

§2.51.4.1陆源粘土矿物的产状§2.51.4.2自生粘土矿物的产状1.5粘土矿物的性质

§2.5(2).带电性(3).离子交换性结构电荷(1).微粒性(4).吸附性表面电荷(5).亲水性

1.6粘土矿物不稳定性的机制

§2.5(2).絮凝表面水化(1).遇水膨胀(3).分散渗透水化1.7不同粘土矿物对储层的潜在影响

§2.5(1).充填粒间孔隙遇水膨胀1.7.1蒙脱石－－－(2).脱落、破碎1.7.2高岭石1.7.3伊利石(1).纤维状、毛发状(2).水吸附(3).破碎§2.5(2).铁(1).柳叶状、绒球状1.7.4绿泥石2灰质胶结物灰质胶结物主要包括CaCO3、MgCO3、CaMg(CO3)2等2.1灰质胶结物

通过分析岩石中的碳酸盐含量，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。

2.2酸－岩反应

2.3酸敏矿物

2.3.1菱铁矿

2.3.2富铁绿泥石2.3.3防治方法

为了防止地层中Fe+2和Fe+3的沉淀，可在酸化液体中加入铁的螯合剂等添加剂，减少Fe(OH)3生成，保护油气层。

§2.5

石膏，CaSO4.nH2O，属硫酸盐胶结物；在高温下，石膏易脱水，形成硬石膏(CaSO4)，从而影响岩石含水饱和度的测量。

3硫酸盐胶结物4.1定义

§2.54胶结类型4.2颗粒的接触形式(1).游离状

胶结物在岩石中的分布状况及其与碎屑颗粒的接触关系称为胶结类型(2).支架状(3).近镶嵌状(4).镶嵌状4.3.1基底胶结

§2.54.3胶结类型4.3.3接触胶结4.3.2孔隙胶结胶结强度排序：基底胶结>孔隙胶结>接触胶结复合胶结：如接触－孔隙式胶结胶结物含量较多，岩石骨架颗粒孤立地分布于胶结物中，呈游离状，胶结强度很高。胶结物含量不多，胶结物主要分布于颗粒之间的孔隙中，颗粒呈支架状接触，胶结强度中等。胶结物含量很少，胶结物主要分布于颗粒相互接触处，颗粒呈点状或线状接触，胶结强度较弱。

§2.55储层敏感性储层敏感性：储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度

分类：流动实验SY/T5358-94评价方法：使用标准：速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏等试验准备：

岩样准备

岩样抽空饱和钻切－－－－洗油－－－－烘干岩样孔隙体积测定气测渗透率流动试验流程5.1速敏评价

5.1.1速敏

5.1.2临界流速

因流体流动速度变化引起地层微粒运移、堵塞喉道，导致渗透率下降的现象

岩样的渗透率随流速的增加开始较大幅度下降时的流速

目的－－了解地层的渗透率与流体流动速度的关系，如地层有速敏性，则要找出其临界流速。

通常选择在渗透率出现明显拐点的前一个流速值，或(Kn-Kn-1)/Kn-1大于等于10%时的流速值。(2).渗透率伤害率

损害程度强中等偏强中等偏弱弱无渗透率损害率>0.700.51～0.700.31～0.500.06～0.30<0.05(1).临界流速m/dml/mincm2流量等级：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评价指标(3).速敏指数速敏程度强中等偏强中等偏弱弱无速敏指数>0.700.41～0.700.11～0.400.06～0.10<0.05流速曲线图：渗透率－－流速关系曲线速敏伤害后岩心渗透率的最小值与临界流速下的渗透率的比值5.2水敏评价

5.2.1水敏

5.2.2水敏指数

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，导致渗透率下降的现象

用标准盐水或地层水测得的渗透率用蒸馏水测得的渗透率水敏程度无弱中等偏弱中等偏强强极强水敏指数<0.050.06～0.300.31～0.500.51～0.700.71～0.90>0.90

目的－－了解粘土膨胀、分散、运移的过程，确定岩样渗透率下降的程度

5.3盐敏评价

5.3.1盐敏

5.3.2临界盐度

由于注入水矿化度高于地层水矿化度，引起粘土去水化、收缩、破裂、脱落，导致渗透率下降的现象

盐敏程度弱中等偏弱中等中等偏强强极强临界盐度<10001000～25002500～55005500～80008000～25000>25000

随注入流体盐度下降，岩样渗透率开始较大幅度下降时对应的盐度

目的－－了解在地层水或现场用盐水的盐度不断下降的条件下，岩样渗透率的变化过程，找出渗透率明显下降的临界盐度。

次地层水：

次标准盐水：将地层水稀释，使其浓度减半而得到的盐水

将标准盐水稀释，使其浓度减半而得到的盐水

临界pH值：

随注入液pH值的上升，岩样渗透率开始明显下降时对应的pH值

溶液中无机盐的含量配比为：NaCl:CaCl2:MgCl2.6H2O=7:0.6:0.4

标准盐水：5.4酸敏评价

5.4.1酸敏

5.4.2酸敏指数

酸液进入地层后与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致渗透率下降的现象

酸敏程度无弱中等强酸敏指数<0.050.06～0.300.31～0.70>0.70

岩样酸化前后的渗透率之差与酸化前渗透率之比

目的－－了解拟处理地层用酸是否会对地层产生损害以及损害的程度，找到有效的酸化处理方法

5.4.3溶蚀率

岩样与酸反应前后的质量之差与酸化前的质量之比5.5碱敏评价

5.5.1碱敏

5.5.2碱敏指数

碱性液体进入地层后与地层中的碱敏性矿物发生反应而导致渗透率下降的现象

岩样注碱液前后的渗透率之差与注碱液前的渗透率之比1.2毛管渗流模型§2.6§2.6(1).假想岩石的流量－－泊稷叶公式

(2).真实岩石的流量－－达西公式(3).渗流阻力相等－－流量相等N－－毛管数§2.6

令n=N/A，则

2渗透率和孔隙度的关系

对于毛管模型，其孔隙度为：§2.6则有：由此可得，岩石平均孔隙半径为：

3渗透率与比面的关系

高才尼方程，k－－高才尼常数。

1储层岩石的热学性质

将储层岩石温度升高１Ｋ所需的热量称为岩石的热容§2.7储层岩石的其他物理性质1.1岩石的热容

(1).定义：

(2).比热容

把１kg岩石的温度升高１ｋ所需的热量叫比热容1.2岩石的导热性

§2.7(1).定义：

热量从岩石较热部分传播至较冷部分的能力，它可用热传导系数来描述。

(2).热传导系数：

热传导系数在数值上等于单位长度岩石垂直热流方向单位面积上两端温度差为１K时在１s内所传递的热量

(3).温度传导系数

岩石的温度传导系数是把某一热量引入到单位长度单位截面积的岩样中，岩样在单位时间内所升高的温度。

温度传导系数α与比热容C和热传导系数λ之间的关系：

§2.72储层岩石的声学性质

声波：在岩石中传播的声波有纵波与横波之分。声波测井

(1).纵波速度(2).横波速度(3).威利公式

§2.73储层岩石的导电性

岩石的导电性指岩石传导电流的性质。

岩石的电阻率表示岩石阻止电流通过的能力

岩石的电阻率是由其矿物组成、孔隙度、含油和含水饱和度、水的化学组成以及岩石的温度决定的，与地层的几何尺寸、形状无关。

1.1界面和表面

1两相界面的界面能(interfacialenergy)

表面：当接触的两相中有一相为气相时，把与气相接触的界面称为表面。经常把“界面”和“表面”混用。

界面：互不相溶的两相间的接触面§3.1油藏流体的界面张力§3.11.2界面层分子的受力分析

(1).液体内部分子－－分子力场平衡(2).液体表面分子－－受到指向液体内部的净吸引力界面能:

由于分子力场不平衡而使界面层分子储存的多余能量称为两相界面的界面能(或表面能)。§3.11.3界面能的性质

(1).界面能依存于两相界面(2).界面能分布于整个界面层(3).界面能与界面面积成正比

(4).界面能的大小与两相分子的极性有关。(5).界面能还与物质的相态有关。§3.12比界面能和界面张力(specificinterfacialenergyandinterfacialtension)

2.1比界面能定义：单位界面面积上所具有的界面能单位：J/m2

J/m2=Nm/m2=N/m

2.2界面张力

定义：作用于单位界面长度上的收缩力

§3.1平衡时，作用点：三相周界的接触点大小：等于各自的比界面能方向：界面为平面则在界面上，界面为曲面，则在界面切线上，方向指向使界面收缩的方向

界面张力的三要素：§3.1§3.12.3界面张力的测定方法

(1).毛细管上升法(2).悬滴法(3).旋转液滴法

(4).液滴最大压力法(5).液滴质量法(6).吊板法§3.12.4影响界面张力的因素(1).两相物质(2).物质的相态一般地，气－液界面张力大于液－液界面张力。表3-1-1不同液体在室温条件下与空气接触时的表面张力物质表面张力mN/m

物质表面张力mN/m正己烷乙醚正辛烷四氯化碳邻二甲苯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).物质的极性

(4).温度和压力

温度升高，气－液界面张力降低。两相分子的极性越接近，界面张力越小。压力升高，气－液界面张力降低。§3.12.5油藏流体间的界面张力油藏岩石孔隙中的界面油－水油－气水－气

油、气、水与岩石界面张力！

(5).溶解气

3.1液体界面的吸附

§3.13吸附作用3.1.1吸附的定义

溶解于两相界面系统中的物质，自发地浓集于两相界面上并降低该界面层的界面张力的过程规定：直线端――非极性端圆端――极性端或：溶质在相界面浓度和相内浓度不同的现象称为吸附。

若极性A>极性C>极性B，则C为吸附在A、B界面上的物质。§3.13.1.2极性均衡原则3.1.3吉布斯比吸附公式

G＞0，称为正吸附，它表示界面张力随溶质浓度的增加而降低，溶质为表面活性物质。

G＜0，称为负吸附，它表明界面张力随溶质浓度的增加而增加，此时溶质为非表面活性剂

若G=0，则表明没有吸附发生

G---比吸附，指与相内比较，界面层单位面积上的多余吸附量

3.1.4比吸附等温线

§2.2

当表面活性物质浓度较小时，随浓度的增加比吸附的增加和表面张力的减小都是比较快的；

当浓度增加到一定值以后，比吸附不再增加，界面张力也不再减小。

§2.23.2固体界面的吸附

3.2.1固体界面的吸附规律

(1).固体表面对被吸附物质的吸附量随界面面积的增大而增加；

(2).固体表面凹凸不平，表面物质成分也不均一