油层物理学课件 成都理工大学 能源学院

第二章 储油气层中流体的物理性质

主要内容 第一节 油层烃类的相态特征 第二节 天然气的物理性质 第三节 地层原油的物理性质 第四节 油层水的物理性质 第五节 油层流体的高压特性研究 第六节 油层烃类的相态方程

储集岩中的孔隙空间总是储集有流体，包括天然气，石油，以及地层水。油层流体的特点是处于高温、高压条件下，特别是其中的石油常溶解有大量的烃类气体，从而使处于地下的油层流体的物理性质与其在地面的性质有很大的不同，而且伴随油藏开采的过程，油层的温度、压力要发生变化，油层流体，特别是石油和天然气的相态也会随之改变，与此同时，油气组成也要改变。

研究油气水在地下的物理—化学性质，及其随温度、压力的变化特征，对于认识油气的运移、聚集与分布；对于油气勘探的评价和油、气储量的计算；对于油气田的合理开采与开发；以及提高石油采收率等方面都有及其重要的作用。

本章将讨论油-气系统的相态特征；油（气）储集层中的天然气、石油和地层水的物理性质；地层油的高压物性研究方法；以及相态方程等内容。

第一节 油层烃类的相态特征 油层中油气系统所处的相状态，主要取决于油气数量上的比例和油气组成性质及其所处的压力温度条件。 第一节 油层烃类的相态特征 一、油层烃类的化学组成及烃类相态表示方法 油层中油气系统所处的相状态，主要取决于油气数量上的比例和油气组成性质及其所处的压力温度条件。 油层烃类的化学组成是相态转化的内因，压力和温度则是产生转化的外部条件。

如果一个体系的组成一定，则压力（p）、温度（T）、比容（V）等都是该体系组成中相状态的函数。因此，对于任一特定的体系，其状态方程表示为：F（p，T，V）=0

图2-1-1 单组分立体相图 (Zollan Gyulay, 1977)

二、单组分烃的相态特征 单组分烃的相图（p—T图）如图2-2所示。图中曲线称为饱和蒸汽压线。该曲线将组分的液态区和气相区分开。

图2-1-2 单组分烃的相图 (据Standing, 1952)

饱和蒸汽压曲线的上限C点成为临界点，该点所代表的温度和压力是临界温度（Tc）和临界压力（pc）。对于单组分，该点是两相共存的最高温度和压力点。 图2-3给出了烷烃的饱和蒸汽压线，他们都是相似的单调曲线。

图2-1-3 烷烃的饱和蒸汽压曲线 1－CH4；2－C2H6；3－C3H8；4－iC4H10； 5－nC4H10；6－iC5H12；7－nC5H12；8－C6H14； 9－C7H16；10－C8H18；11－C9H20；12－C10H22

图2-1-4 单组分物质在恒温下的蒸发过程（据William D. McCain, Jr., 1973）

图中A点是少量分子首次从液体中逸出，形成小气泡的点，A点就称为泡点。B点则是只有一小滴液体存留的点，B点就称为露点。对于单组分烃，泡点和露点压力等于在相应温度下该组分的饱和蒸汽压力。所以单组分的饱和蒸汽压线实际就是该组分的泡点和露点的共同轨迹。

在p—V图上，随着温度的变化可绘出若干条等温线；并且随着温度的升高，两相共存段在明显减少。因此，露点和泡点的位置亦相互靠近，最后重合与C点。

三、双组分烃的相态特征 表示两个组分（乙烷—正庚烷）混合物相态图的典型形状。 图中aC为泡点线，bC为露点线；泡点线的左侧为液相区，露点线的右侧为气相区，泡点线和露点线包围的区域为两相区。泡点线和露点线的交点C即为临界点。双组分体系两相共存的极限点有两个，一个称为临界凝析压力点，即图中的p/点，它是两相共存的最高压力点；另一个称为临界凝析温度点，即图中的T/点，它是两相共存的最高温度点。

（1）任一混合物的两相区都位于两纯组分的整齐压线之间； （2）混合物的临界压力都高于各该组分的临界压力，混合物的临界温度都居于两个纯组分的临界温度之间； （3）图中虚线是不同比例的乙烷和正庚烷混合物临界点的轨迹，随正庚烷所占比例增加，亦即随混合物中较重组分比例的增加，临界点向右迁移；

（4）混合物中哪一组分的含量占优势，泡点与露点的包络线就靠近哪一组分的蒸汽压线； （5）两组分的分配比例越接近，泡点线与露点线包络的面积就越大；两组分中只要有一个组分占绝对优势，泡点线与露点线包络的面积就变得越狭窄，亦即两向区变小。

图2-1-9列举了一些烷烃的蒸汽压力曲线与这些烃中任意两者的混合物的临界点轨迹。 组成一定的双组分体系的压力—体积关系见图2-1-10所示。

图2-1-9 烷烃的双组分临界点轨迹曲线图 （据Brown等，1948）

图2-1-10 戌烷和正庚烷 （占总重量的52%）的P-V图 （据Sage和Lacey, 1939）

四、多组分烃的相态特征 多组分烃体系的p—V图（2-1-11），图中C点为临界点，p/为临界凝析压力点，T/为临界凝析温度点。 （据Amyx, 1960）

aC为泡点线，它是两相区和液相区的分界线；bC为露点线，它是两相区和气相区的分界线；图中虚线为液体体积百分含量线，称为等密线。aC线以上为液相区，bC线右下侧为气相区，aCb包络线以内则是液气两相共存区。图中的阴影部分为逆行区，逆行的简单含义就是与正常变化相反。等温降压（或升压）过程出现的逆行现象总是出现在临界温度和临界凝析温度之间，所以CBT/DC阴影区通常称为等温逆行区。若是压力介于临界压力和临界凝析压力之间的等压变化过程经过阴影区，也将发生逆行现象，所以CGP/HC阴影区通常称为等压逆行区。

多组分烃的相图还可以用来表述不同形态的油气藏类型。图中J点代表一特定多组分烃类系统的原始压力和温度，在这一温度和压力下，该烃类系统是单相液态，即原油。因此，J点表示的是一未饱和油藏；I点代表一饱和油藏；L点位于两相区内，它代表一个有气顶的油藏，这类油藏也称为饱和油藏；F点代表的是一个气藏；A点代表的则是一个凝析气藏，其原始压力温度处于气相区，温度介于临界温度和临界凝析温度之间，等温降压时要穿过逆行区，发生反凝析。

五、典型油气的相态特征 1.低收缩原油 2.高收缩原油 3.逆行凝析气 4.湿气 5.干气

1.低收缩原油 低收缩原油的相图（2-1-13） 低收缩原油的的特点：低收缩原油含重烃较多，生产时通常地面汽油比较小，原油比重较高。

2.高收缩原油 高收缩原油的相图（2-1-14） 高收缩原油的的特点：该原油所含轻烃较多，比重较小，油气比略高。

图2-1-13 低收缩原油的相图 图2-1-14 高收缩原油的相图 图2-1-13 低收缩原油的相图 图2-1-14 高收缩原油的相图

3.逆行凝析气 逆行凝析气藏的相图见图2-1-15，在气藏原始条件1点，气藏中为单一气相，随生产过程气藏压力的降低，气藏中发生反凝析。这种气藏所含流体是更轻的烃，其中重烃比高收缩原油还要少。

4.湿气 湿气的相图（2-1-16），其临界温度远低于油藏温度。当油藏压力降低时，流体始终处于气相。然而，在分离器条件下则是处于系统的两相区内，因此在地面便有一些液体析出；但产生的液体要比凝析气少，混合物中的重组分也比凝析气少。

图2-1-15 逆行凝析气的相图 图2-1-16 湿气相图

5.干气 其相图如图2-1-17所示，干气的特点是，不论在地下条件还是在分离器条件下，它都处于该混合物的两相区之外，即在地下和地面都没有液体形成。

图2-1-17 干气相图

第二节 天然气的物理性质 一、天然气的组成和分类 二、天然气的状态方程 三、天然气压缩因子的确定

一、天然气的组成和分类 天然气的化学组成，甲烷（CH4）占绝大部分（70%—80%），乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）和戊烷（C5H12）的含量不多。此外，天然气中还含少量的非烃类气体，如硫化氢（H2S）、硫醇（RSH）、硫醚（RSR）、二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氮（N2）及水气（H2O）。有时也含微量的稀有气体，如氦（He）和氩（Ar）等。 天然气有好几种分类方法。按矿藏分类，可分为气藏气、油藏气和凝析气藏气。

干气：每一标准立方米井口流出物中， C5以上重烃液体含量低于13.5厘米3的天然气。 若按井口流出物中C5或C3以上液态烃含量多少划分 干气：每一标准立方米井口流出物中， C5以上重烃液体含量低于13.5厘米3的天然气。 湿气：每一标准立方米井口流出物中，C5以上重烃液体含量超过13.5厘米3的天然气。 富气：每一标准立方米井口流出物中，C3以上烃类液体含量超过94厘米3的天然气。 贫气：每一标准立方米井口流出物中，C3以上烃类液体含量低于94厘米3的天然气。

天然气的组成一般有三种表示方法，即重量组成、体积组成和摩尔组成。常用的摩尔组成表示如下：

二、天然气的状态方程 理想气体的状态方 程可表示为： 范得瓦尔方程： 或

天然气的状态方程可表示为： 式中 Z通常称为压缩因子，而这一方程称之为压缩状态方程。

当Z值大于1时，即实际气体较理想气体难于压缩；当Z值小于1时，即实际气体较理想气体容易压缩；当Z值等于1时，则实际气体成为理想气体。 压缩因子不是一个常数，它随气体组成、温度和压力而变化。压缩因子须通过室内实验来测定。压缩因子的实验测定成果一般用图表方式表示，基本形状如图2-18所示。 图2-19至2-21分别给出的是甲烷、乙烷和正丁烷的压缩因子与压力、温度关系图版。

三、天然气压缩因子的确定 单组分纯烃气体，一定压力、温度下的Z值可直接查自图2-19，2-20和2-21等图版。

1.对应状态原理 对比压力，对比温度的定义： 对比压力： 对比温度：

对应状态定律指出，所有纯气体在相同的对比压力和对比温度下，都具有相同的压缩因子。 对于单组分烃类气体，只要知道其对比压力pr和对比温度Tr，就很容易从图版2-23查出其压缩因子Z来。

一些纯烃的临界参数如表2-2所示。

2.凯依视参数法 凯依提出的视临界参数的概念如下： 视临界温度： 视临界压力：

有了天然气的视临界参数，便可根据对应状态原理求视对比参数： 视对比压力： 视对比温度：

至此，便可根据天然气的视对比压力和视对比温度，从图2-24上查得天然气的压缩因子Z。 可根据天然气比重由图2-25直接查出视临界参数（ppc、Tpc）。然后计算出天然气的视对比参数（ppr、Tpr）。最后，按视对比参数查图2-24，即可得出Z值。

[例2—1] 已知天然气的组分及各组分的摩尔分数（见表），试计算该气体t=32℃，p=88×0.1MPa时的压缩因子，如果天然气的比重为0.71，用天然气的比重资料求出压缩因子。

解：首先根据所给的天然气各组分资料， 查出临界参数（表2-2）并做相应计算，结果填入表中，得到：

根据ppr和Tpr查图2-24得Z=0.825。 另据天然气比重0.71，查图2-25可得视临界参数ppc=45.4，Tpc=200 然后计算视对比参数 查图2-21 得Z=0.84

二、天然气中非烃成分对压缩因子计算的影响及校正方法

当天然气中含有较高的氮气组分时，埃勒尔茨和卡尔森提出了用叠加的方法来计算含氮天然气的压缩因子。 （1）氮气（N2） 当天然气中含有较高的氮气组分时，埃勒尔茨和卡尔森提出了用叠加的方法来计算含氮天然气的压缩因子。 c——叠加体积校正系数，它取决于氮气的浓度，温度和压力。

[例2-2] 已知含氮的天然气组分及其摩尔分数如下表，计算该天然气在t=90℃及p=180×0.1MPa时的压缩因子。

解：首先根据所给的天然气各组分资料，查出其临界参数值，列表计算烃的视临界参数。

根据ppr和Tpr在图2-24上查得纯烃混合气体得压缩因子Zg=0.79。 根据T=90℃和p=180×0.1MPa从图2-26中查得氮气得压缩因子ZN=1.07。 然后用叠加法计算Za，即：

（2）硫化氢和二氧化碳（H2S,CO2） 若天然气中只含有H2S或者CO2一种非烃成分，而且浓度不高时，可按前述N2校正的叠加方法处理。

如果天然气中同时含有H2S和CO2两种非烃成分，且浓度较高时，通常用威斯特—埃凯茨推荐的计算方法。 B——天然气中H2S的摩尔分数； ε——视临界温度校正系数，它取决于H2S和CO2的浓度，由图版2-30直接查出。

[例2-3] 一个具有如下表组成的天然气，求在温度t=60℃，压力p=100×0.1MPa时，天然气的压缩因子。

解：首先根据组成的摩尔分数，按前面介绍的方法列表计算视临界参数；其次根据H2S和CO2的摩尔分数查出视临界温度校正系数ε；然后进行视临界参数的校正；最后计算出视临界对比参数，并据此查天然气压缩因子图版（图2-24）求出Z值。

根据图2-30查得ε=30

根据图2-24查得Z=0.79

四、天然气得体积系数 天然气的体积系数是指天然气在油气藏条件下的体积与它在地面标准状况下所占体积的比值，该值远小于1，其表达式为：

在标准状况下，气体体积 在油藏条件下，

又p0=1大气压 T0=273+t0 油气藏温度则可视为常数，故Bg可视为油气藏压力的函数，即 对于一定组成的天然气，在一定温度下， 根据不同的压力值可做出 如图2-31所示的Bg-p关系曲线。

五、天然气的压缩率 气体压缩率Cg亦称气体等温压缩系数。它是指等温条件下压力每改变0.1MPa时，气体体积的变化率。

于是 所以

对于多组分的天然气： 因 而 故

故是无因次量，它可定义为视对比压缩系数（Cpr）。

2-2-6天然气的密度和比重 地下天然气的密度可以定义为 地下单位体积天然气的质量： 根据天然气的状态方程可知： 故

天然气的比重定义为：同温、同压下天然气的密度与空气密度的比值。 假设天然气和空气两者的特性都近似为理想气体，即天然气的压缩因子（Zg）和空气的压缩因子（Za）都视为1，则：

七、天然气的粘度 粘度是气体（或液体）内部摩擦阻力的量度。 如图2-2-15所示，设有两平行气层相距dy，上层流动速度为v+dv，下层流动速度v，两层间的相对速度为dv；层和层间的接触面积为A，其间内摩擦阻力为F。 写成等式则为：

图2-2-15 两层气体相对 运动的示意图 （据Amyx, 1960）

μg——两流动气层相对移动的阻力系数，即绝对粘度，粘度的单位在CGS制中用泊表示，即：1泊=1达因·秒/厘米2或1克/厘米·秒。在国际单位制中粘度用帕斯卡·秒（Pa·s）表示，1 Pa·s=10泊=103厘泊。 天然气的粘度与温度、压力和气体组成有关，并且其在低压（接近0.1MPa）下和高压（>30×0.1MPa）下的变化规律有显著的不同，低压下，气体分子间距离大，分子热运动碰撞是形成气体内摩擦阻力的主要原因，根据气体分子运动论，此时气体粘度可表示为

在接近大气压的低压范围内气体的粘度与压力无关。随温度的增加，运动速度增加，故粘度增大。气体分子量增加时，分子运动速度减慢，所以粘度减小。图2-2-13大气压下单组分烃的粘度图版就清楚地表明了上述变化关系。

图2-2-13 一定温度下的 Bg－P关系曲线

在高压条件下，气体分子密度加大，分子彼此靠近，分子间的相互作用力成了形成气体内摩擦阻力的主要因素，其作用机理与液体类似。因此，气体的粘度随压力的增加而增大，随温度的增加而减小，随气体分子量的增加而增大。

天然气的粘度可以由实验室直接测定，也可以用已编制好的有关图表进行计算。图2-2-17表示一个大气压下天然气粘度与分子量和地层温度的函数关系，并且还附有非烃成分的校正。图2-2-18视对比温度和视对比压力与相对粘度的关系曲线，则反映高压下天然气的粘度特征。其计算过程是。首先根据天然气的分子量和地层温度从图2-2-17查出0.1MPa时天然气的粘度；然后根据天然气组成摩尔分数算出视临界压力和温度，再根据地层压力和温度算出视对比压力和温度，

图2-2-17 1个大气压（0.1MPa）下天然气的粘度（据Carr等，1954）

图2-2-18 μg/μg1与Ppr、Tpr关系图（据Carr等，1954）

从图2-2-18查出；最后得到天然气的粘度

八、天然气中的水蒸气和水化物的形成 实际储油气层通常都含有束缚水，所以一般可以认为再地层处于气相的整个烃类气体混合物是被水蒸汽所饱和的。在地层气体中所含的水量，取决于地层的温度和压力条件。详见图2-2-19。

图2-2-19 处于饱和时天然气中水蒸汽含量与温度 图2-2-19 处于饱和时天然气中水蒸汽含量与温度 压力的关系曲线图 （据McCarthy等，1950）

气体水化物的性质犹如气体溶于晶状固体中，与化合物不相同。水化晶体的主晶架由水分子组成，烃分子则占据着水晶格内的空间。 气体水分子的形成与气体的组分、水的化学性质、压力和温度条件有关。水化物形成的最重要条件是必须存在液态水。

图2-2-21是比重不同的天然气形成的压力-温度条件。 图2-2-21 预测水化物形成的压力- 温度曲线 （据Katz, 1959）

第三节 地层原油的物理性质 地层原油在油层中处于高温高压条件，而且原油中溶解有大量的天然气，这说使它的物理性质大大异于地面脱气石油的物理性质。例如，由于高温和溶解有气体，可使地层原油的比重和粘度减小，而使地层油的体积和压缩性增大。溶解于油中的天然气，随着油中的天然气，随着压力的变化，将会发生溶解和分离，从而使地层原油的物理性质发生变化。

二、天然气在石油中的溶解和分离 1.天然气在石油中的溶解 2.天然气从石油中分离

1.天然气在石油中的溶解 享利定律 Rs=cp Rs—溶解度，即压力为p时单位体积液体中溶解的气量，标准米3/为3；

天然气的组成对溶解度的影响如图2-41所示 图2-3-2 单组分的溶解曲线 （据何更生，1993）

单组分烃的分子量越大，其中石油中的溶解度也越大；所以天然气中重质组分越多，天然气的比重越大，其在石油中的溶解度也越大。 天然气随压力随压力增加在石油中的溶解度变化如图2-3-3所示。

图2-3-3 天然气在石油中溶解度随压力变化曲线图 图2-3-3 天然气在石油中溶解度随压力变化曲线图 （据Burcik，1957）

另一方面，天然气在石油中的溶解度同样也和石油性质有关。见图2-3-4所示。相同温度、压力下，同一种天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油中的溶解度。 天然气溶解度还受地层温度的影响，对于特定天然气和石油，压力一定时，随温度的升高，溶解度下降，如图2-3-5所示。

图2-3-4 天然气溶解度与饱和压力和石油 比重关系（据Beal, 1946）

图2-3-5 溶解度与温度的关系（据卡佳霍夫，1956） 图2-3-5 溶解度与温度的关系（据卡佳霍夫，1956）

斯坦丁所作的天然气在石油中的溶解度作为压力、温度、天然气和石油比重函数的诺模图(图2-3-6)

2.天然气从石油中分离 一般愈易溶解于石油中的气体组分，它从石油中分离出来也就愈困难；反之，较难溶于石油中的氮气、甲烷等组分，就容易从石油中分离出来 。

分离与压力、温度的关系是：随压力降低，他离气量增加；随温度的升高，分离气量增加。脱气方式通常有两种基本类型：接触胶气和差异脱气。通常把一次脱气比级次脱气分离的气量要多。

表2-3-5一次脱气和级次脱气比较表 油样 分离出来的总气量（标准米3/米3） 一次脱气 级次脱气 分离出来的气量差% A油田 59.6 41.4 30.6 B油田 83.0 71.5 13.9 C油田 175.4 144.5 1736

三、地层原油的饱和压力 地层原油的饱和压力是油层温度下全部天然气溶解于石油中的量小压力，也可以说是在油层温度下从石油中开始分离出第一批气泡的压力。

饱和压力的大小主要取决于石油和天然气的组成，地层温度也有一定影响。石油的轻组分和天然气的重组分愈多，温度愈低，饱和压力就愈低；反之愈高。 饱和压力随温度的升高 而增大。

四、地层油的压缩系数 在高于或等于饱和压力下，地层石油的弹性大小通常用压缩系数Co来表示。它的定义是，单位体积地层石油在压力改变0.1Mp时体积的变化率，即 地层石油的压缩系数主要决定于石油和天然气的组成、溶解气量以及压力和温度条件。

表2-3-9 我国和世界某些油田原油物性参数 油田名称 Bo Rsi 米3/米3 CO (1/0.1MPa) 大庆油田Cr层 1.129 表2-3-9　我国和世界某些油田原油物性参数 油田名称 Bo Rsi 米3/米3 CO (1/0.1MPa) 大庆油田Cr层 1.129 48.2 7.7×105 苏罗马什油田 1.17 58.4 11.4×105 任丘油田P2层 1.1 7.27.5 0.4×105 苏杜依玛兹油田1 1.1311.168 60-70 9.5×105 孤岛渤26-18井G层 1.095 37.3 7.3×105 2 1.247 / 大港西－区44井M层 1.09 65.8 加拿大帕宾那油田狄姆砂层 1.42 89 玉门L油层 1.157 9.6×105 伊朗阿贾加里 190

表2-3-10 不同压力区间地层油的压缩系数 压力间隔（0.1MPa) 平均压缩系数 Co=（1/0.1MPa) 344-292 24.7 表2-3-10　不同压力区间地层油的压缩系数 压力间隔（0.1MPa) 平均压缩系数 Co=（1/0.1MPa) 344-292 24.7 194-190 38.9 292-242 30.2 Ps-190(0.1MPa) 242-194 36.0

根据一定压力范围内平均压缩系数是常数，可将式2-46整理成如下的分式；地层温度的变化对石油压缩系数的影响如表2-3-11

表2-3-11　某井平均石油压缩系数与温度关系 地层温度℃ 平均压缩系数×105/0.1MPa 20 9.1 105 24.7 126 28.9

地层石油的压缩系数在油田上一般由实验直接测定。常用的是根据饱和压力时的比重，用图2-3-9查出。 图2-3-9 饱和压力下的石油比重与平均 压缩系数关系图 （据Calhoun等，1953）

五、地层石油的体积系数 地下石油体积与其在地面脱气后的体积之比，称为地层石油的体积系数。

表2-3-12 某些油田的溶解气量和体积系数 油田名称 油层温度℃ 温度油层压力0.1MPa 饱和压力0.1MPa 溶解气量米3/米3 表2-3-12　某些油田的溶解气量和体积系数 油田名称 油层温度℃ 温度油层压力0.1MPa 饱和压力0.1MPa 溶解气量米3/米3 体积系数 收缩率(%) 赫列布诺夫卡（苏） 23 72 50.5 1.12 10.7 罗马什金（苏） 40 170 85 50 1.15 13.0 阿赫蒂尔卡（苏） 58 162 152 96.7 1.28 21.8 新季米特里耶夫斯克（苏） 103 345 238 216.7 1.68 40.5 爱尔克－茜齐（美） 82 307 506 2.62 61.8-9 大庆 45 70-120 64-110 1.09-1.15 8.3-13.0

表2-3-13 在压力一定时，不同温度下体积系数 温度℃ 油气比（米3/米3） 体积系数 20 175.3 1.53 40 183.7 表2-3-13　在压力一定时，不同温度下体积系数 温度℃ 油气比（米3/米3） 体积系数 20 175.3 1.53 40 183.7 1.55

地层石油的体积系数大小主要与石油中的溶气量，油层压力以及温度等因素有关。 图2-3-10给出了地层石油体积系数与压力的关系。 地层石油体系系数与油层温度的关系如表2-3-13

图2-3-10 地层石油体积系数和压力的关系

地层石油的体积系数可用地层油样在高压PVT实验仪中直接测定。当缺乏实验条件时，也可以用有关图表，公式进行计算。对于饱和石油，可以使用精确度较高的斯坦丁诺模图来查出地层石油的体积系数(见图2-3-11)

计算高于饱和压力下的石油体积系数： 如果设原始地层压力为饱和压力，即p1=ps；而高于饱和压力的地层压力pi=p2；则

地层石油的两相体积系数 当地层压力降低到低于饱和压力时，地下石油体积的变化可由三阶段来说明，如图2-3-12所示。

图2-3-12 油气两相体积变化示意图 （据何更生，1993）

地层石油的两相体积体积系数u，又称总体积系数，它定义为：当油层压力低于饱和压力时，在某一压力下地层石油和析出气体的总体积与它在地面脱气石油体积的比值。 设Rsi为原始地层压力下天然气在石油中的溶解度，Rst 为目前地层压力下天然气在石油中的溶解度，当pt<ps时，从油中分离出的气量析算到地面条件下的体积为，Vos为地面脱气石油体积。

若分离出气体的体积系数为Bs,则在压力Pt下从油中分离出的气体体积为： 如果Vo表示压力pt下地层石油的体积，根据两相体积系数的定义

如图2-3-13所示，虚线则表示两相石油体积系数随压力的变化情况. 用斯坦丁总地层体积系数 图版(见图2-3-14)直接估算出石油两相体积系数 用图2-3-14还可用来估算凝析油的地层体积系数，其计算方法与总地层体积系数的相同，其误差也小于5%。而所谓凝析油的地层体积系数是指：在地面上生产1个地面体积（米3）凝析油所需要的地层气体体积。

图2-3-13 石油体积系数与压力的关系 （据Burcik, 1957）

六、地层石油的密度和比重 1.地层石油的密度 地层石油的密度是指单位体积地层石油的质量

地层石油由于溶解有大量天然气，因而密度与地面脱气石油相比有很大的差别，通常要低百分之几到百分之十几，有时还更低。它与地层温度的关系是随温度的增加而下降，见图2-3-15。地层石油密度与压力的关系。

1-70℃阿赫提尔斯克原油 2-84℃新季米特里耶夫斯克原油 图2-3-15 油层石油密度与温度、压力关系图 1-70℃阿赫提尔斯克原油 2-84℃新季米特里耶夫斯克原油 （据卡佳霍夫，1956）

石油密度在实验条件具备时一般都直接测定，但有时也得借用已获得的某些分析资料或利用有关图表进行计算。（1）应用矿场生产数据计算饱和压力下的石油密度

例2－8 已各某井地面脱气石油密度为0.876克/厘米3，地层油气（天然气溶解度）为138米3/米3，天然气比重0.75，而饱和压力时地层石油的体积系数为1.42，试求地层压力等于饱和压力时的地层石油密度。 解：1米3脱气石油重量＝106×0.876＝876（kg） 138米3天然气的重量＝138×0.75×29/22.4=134(kg) 1米3地下石油的重量＝876+134=1010(kg) 1米3地下石油体系积＝1.42×1=1.42(m3) 饱和压力下石油的密度＝1010/1.42=711(kg/m3)=0.711(g/cm3)

（4）应用石油等温压缩系数计算压力高于饱和压力进的地层密度 地层压力高于饱和压力时地层石油密度计算分两步进行。第一步用上述方法算出饱和压力下的密度。然后考虑压力自饱和压力上升为该压力下的压缩变化进行密度折算。第二步计算须用石油等温压缩系数来完成。

由上式也可可以算出任何一个高于饱和压力地地层压力下的石油密度。 得 对比式2－44与2－49可见，在同样条件下有： 由上式也可可以算出任何一个高于饱和压力地地层压力下的石油密度。

2.石油的比重 石油比重的严格定义是石油的密度与同一温度和压力下水的密度之比，

习惯上石油比重在我国和原苏联是指1大气压、20℃时的石油与4℃纯水单位体积的重量比，用d420来表示。在欧美各国则以0. 1MP、15 习惯上石油比重在我国和原苏联是指1大气压、20℃时的石油与4℃纯水单位体积的重量比，用d420来表示。在欧美各国则以0.1MP、15.6℃的石油与纯水单位体积的重量比，用ro表示。但在商业上常以API度表示。它与15.6℃石油比重（ro）关系，可用下式换算

地层石油的粘度是反映液体在流动过程中内部的摩擦阻力 七、地层石油的粘度 地层石油的粘度是反映液体在流动过程中内部的摩擦阻力

粘度与密度在地层条件下同时与压力、温度、溶解气的组成有关，引入运动粘度。所谓运动粘度就是动力粘度与密度的比值

石油运动粘度在CGS制中单位为St，它与SI单位

地层石油的粘度取决于它的化学组成，溶解气的含量以及压力和温度条件。 从化学组成来看，原油中重烃、非烃含量，即各种烃类的氧、硫、氮化合物（也就是沥青、胶质）含量的多少对地层油的粘度有很大的影响。 石油中溶解气量的多少也对石油粘度有很大影响。

表2-3-13 大庆、胜利油田脱气原油粘度与沥青、胶质含量对比关系 表2-3-13　大庆、胜利油田脱气原油粘度与沥青、胶质含量对比关系 葡萄花（葡萄花层） 杏树岗（萨尔图层） 喇嘛甸（葡萄花层） 辛－1 坨－1 营－1 辛－2 辛－6 比重 0.8393 0.8575 0.863 0.8876 0.9337 0.9414 0.9521 0.9534 胶质沥青质% 6.8 13 16.5 27.6 36.7 41.9 49.5 64.5 粘度厘泊（ 50℃ ） 10.8 18.9 22.8 58.5 490 886 5120.. 56400

原油中溶解的气量越多，粘度就愈低。 饱和气体的石油的粘度还取决于溶解气的性质。 地层石油粘度受温度的影响也很大。由于温度增加，液体分子运动速度增加，液体分子引力减小，因而粘度降低。

对于某一地层石油来说，地下石油粘度随压力的变化如图2-3-17。 地层石油粘度一般在实验室中由高压粘度计算直接测定。如不具备实验条件，也可以用有关图表进行计算。 当地层压力等于饱和压力时，可以使用图2-3-18、2-3-19直接查出地层石油粘度。 当地层压力超过饱和压力时，计算粘度可查图2-3-20。

图2-3-17 原油粘度与压力温度的关系 （据卡佳霍夫，1956）

图2-3-18 在油层温度下地面脱气石油 粘度与石油比重的关系图 （据Beal, 1946） 图2-3-19 溶解气对地层石油粘度的影响

第四节 油层水的物理性质 二、天然气在油层水中的溶解度 第四节 油层水的物理性质　 二、天然气在油层水中的溶解度 天然气在油层水中的溶解度如图2-4-2所示，天然气在纯水中的溶解烽主要取决于压力、并随压力的增加而增加。而温度的影响较小，一般随温度的增加而降低。天然气在水中的溶解度与含盐量的关系是随含盐量的增加而降低

图2-4-2 地层水中天然气溶解度与压力、温度 及矿化度的关系 （据Dodson和Standing, 1944）

三、油层水的体积系数 油层水的体积系数是指油层水的体积与标准状况下纯水的体积之比值。

油层水的体积系数随温度的增加而增加，随压力的增加而减小，溶解有天然气的水比纯水体积系数要大。但由于溶解天然气不多，因此油层水的体积系数一般在1.01－1.02之间。油层水与温度、压力的关系曲线见图2-4-3

图2-4-3 地层水的体积系数与温度和压力的关系 图2-4-3 地层水的体积系数与温度和压力的关系 ——溶有天然气水；……纯水 （据Dodson和Standing, 1944）

设是由于地层压力降低引起的体积变化，为地层温度降低引起的体积变化。图2-4-4及2-4-5为及分别与地层温度与压力的函数关系。这样用式2－64及这两个图的数据计算出地层水的体积系数。

图2-4-5 ΔVWP与地层温度及压力的函数关系 图2-4-4 ΔVWT与地层温度的函数关系 （据William D, McCain, Jr., 1973） 图2-4-5 ΔVWP与地层温度及压力的函数关系 （据Dodson和Standing, 1944）

四、油层水的压缩系数 油层水的压缩系数定义为：单位体积油层水在压力改变0.1MPa时的体积变化率。

油层水压缩系数同样受压力，温度各水中溶解的天然气量多少的影响。因而，实际计算时，往往先确定无溶解气时油层水的压缩系数CW,如图2-4-6（a）。然后再根据图2-4-6（b）进行溶解气的校正。

（a）－不含溶解气的水的压缩系数；（b）－含有溶解气时水的压缩系数校正 图2-4-6 油层水的压缩系数 （a）－不含溶解气的水的压缩系数；（b）－含有溶解气时水的压缩系数校正 （据Dodson和Standing, 1944）

五、油层水的密度 油层水的密度是指地层条件下单位体积水的质量，已知地下压力、温度和地下水的含盐量，根据图2-4-7的诺模图，可求地层水的密度。

图2-4-7 计算地层水密度的诺模图（据Schowalter, 1979）

六、油层水的粘度 油层水粘度的定义与油气一样都是液体内部摩擦阻力的量度。它与温度的关系是随温度增设而急剧降低，水的粘度与压力几乎没有关系。 由于溶解气量少，溶解气对水的粘度影响并不大。

图2-4-9 水的粘度与矿化度的关系 （据卡佳霍夫，1957） A－纯水 B－含盐量为60000mg/L的水

第五节 油层流体的高压特性研究 油层流体高压物性研究，通常是指地层油高压物性的研究。 地层油的高压物性试验样品，是应用深井取样器直接在井下取得，即在高于饱和压力条件下将溶解有天然气的原油取到地面。然后将保持在地层压力条件下的样品转移到高压物性仪中，对流体性质进行逐渐测定和研究，从而获得油层条件下流体的有关物理性质；为石油和天然气储量计算。油气田评价和油气田开发提供依据。

一、高压物性仪简介 地层原油高压物性仪如图2-5-2所示。它们主要由以下几个部分组成。 可供在高温高压下达到样品油气相平衡的高压容器（1） 进行加压和计量高压下烃类体积的计量泵（2.2） 恒温控制系统，其中包括超级恒温水浴（6.6）和PTV筒。 示压量气系统。 专供测定流体粘度和高压粘度计（8）。

1－PVT筒；2.2′－高压电动计量泵；3.3′－压力表；4－油气分离瓶； 图2-5-2 油层油高压物性仪示意图 1－PVT筒；2.2′－高压电动计量泵；3.3′－压力表；4－油气分离瓶； 5－气量瓶；6.6′－超级恒温水浴；7－井下取样器和水套；8－高压粘度计； 8′－粘度计附带的电秒表；9－电动控制箱；10－盐水罐；11－阀门； ——高压管线；－·－恒温水管线

二、油层流体的高压物性研究 油层流体的高压物性研究包括以下内容 测定油层石油物理性质 包括地层石油的饱和压力、油气比（溶解度）、体积系数、压缩系数、粘度等

测定石油的饱和压力和压缩系数 测定石油饱和压力的流程如图2-5-3 根据高于饱和压力以上的压力体积数据，就可以计算出油层石油的压缩系数。

图2-5-3 高压物性测定流程示意图 1－恒温水浴；2－PVT筒；3－油气分离瓶； 4－气量表或气量瓶；5－盛传压介质容器； 6－压力表；7－计量泵

测定原油原始油气比（溶解度）和体积系数 当压力和温度达到平衡后，在保持地层压力条件下，将PVT筒内原油放出一定量到分离瓶中（图2-5-3中3），放油前后读计量泵体积，二者之差即为放出油之地下体积。然后由天平称出脱气油重。分离瓶分出的气体体积，由气量表（图2-5-3中4）量出。最后按下列公式进行计算

油层石油粘度的测定 高压物性仪附带的粘度计一般是落球式高压粘度计（图2-5-2中8）。其原理是在保持地层温度、压力条件下，钢球在原油中下落时间与粘度有下列关系：

进行油层油气压力－体积－温度关系的研究并绘制出油气的相态图 由于相态中露点压力不像泡点压力可以人P－V关系曲线中得出（因露点压力液体体积很小，在P－V图上几乎反映不出来），因此必须在带有观察窗的高压物性仪上测定。

三、进行油层石油的脱气试验 油层石油高压物性测定一般是在一次脱气下进行。但矿场上为了多回收原油的轻组分和减少损失，都要进行级次脱气试验，通过试验确定油气分离器的最佳级次。

第六节 油层烃类的相态方程 一、理想溶液的相态方程 理想溶液的组成方程 乌尔定律的数学表达式为 道尔顿定律分压力与总压力p有如下的数学关系

联立这两个定律的表达式，消去分压力，便可得到平衡状态下气、液两相的组分与压力和纯组分蒸气压的关系式；

混合物中第i组分的物质平衡方法推导 由于以N表示混合物中总摩尔数， 以Ni表示平衡条件下液体的总摩尔数 以Ng表示平衡条件下气体的总摩尔数 以Ni表示包括气、液两相在内的总混合物中第i组分的摩尔分数。 以xi表示流体中第i组分的摩尔分数 以yi表示气体可第i组分的摩尔分数

第i组分的物质平衡结果为 消去yi得 或 在平衡条件下，该烃类系统在气。液两相中摩尔分数之和等于1，即：

由此 同样的方法消去xi得

如取1摩尔，上式可以简化为： 上述各式就是理想溶液计算平衡状态下气、液两相组成和数量的方程。求解时都需应用试算法

泡点压力方程 令Ng=0,则N1=N及p=ps(饱和压力)

露点压力方程 N1=0和Ng=N

二、非理想溶液的相态方程 平衡比Ki,其定义为： 式中yi、xi是在一定的压力和温度下处于平衡的气、液组成的实验测定值。平衡比习惯上称为平衡常数，或简称K值。

实际溶液中气、液两相在平衡状态下的组成方程: 如果取N为1摩尔，则上两式简化为：

数学式计算时都是采用试算法，通常需对Ng或Nl连读取值尝试，直至和数等于1为止。使和等于1的Ng或Nl便是所求正确值。使用不同方程式，总和中的各项分别对应为液体或气体的组成。

实际液体压力方程 可将Ng=0，Nl=N代入式2-138，某一温度下的泡点压力方程

上式未明显出现压力项，但隐含在平衡比之中，所以上式就不能象理想溶液那样直接求解。某一温度下的泡点压力可利用求解平衡比的压力先取值及2-141的求和算出。 一旦用试算法求了正确的泡点压力后，总和的各项加数就是该泡点下无穷小量气体的组成。以下例题说明泡点压力的试算过程。

在103℃下按油井产物组成试算泡点压力的结果如下 例2-14　 组分 油井产物的摩尔浓度n1 试算压力＝210×0.1MPa 试算压力＝224.5×0.1MPa 试算压力＝232×0.1MPa k1 n1k1 C1 0.44.4 2.15 0.9469 2.06 0.9072 2.02 0.8896 C2 0.0432 1.03 0.0445 1.025 0.0443 1.02 0.0441 C3 0.04.5 0.672 0.0272 0.687 0.0274 0.689 0.0275 C4 0.0284 0.44 0.0125 0.448 0.0127 0.45 0.0128 C5 0.0174 0.3 0.0052 0.316 0.0055 0.323 0.0065 C6 0.029 0.215 0.0062 0.230 0.0067 0.239 0.0069 C7 0.4011 0.024 0.0094 0.025 0.0100 0.026 0.0104 1 1.0519 1.0133 0.9969

实际气体的露点压力方程 故N1=0、Ng=N 显然，计算露点压力就是在一定温度下满足上式的压力。其计算也采用试算法，并利用式2-133可求得一个合适的初选取值。

但这些计算的关键是确定烃类体系的平衡常数，确切地说是确定烃类体系的平衡比。 平衡常数实际上不是一个固定常数，特别是多组分的石油烃的平衡常数，它首先是压力和温度的函数。 从图2-6-1中可以看出，当压力、组成一定是地，平衡常数随温度的变化而变化要，温度愈高其值愈大。特别是在压力小于30大气压(绝对)时，平衡常数只随温度变化而组成无关。

——原油，----凝析油 图2-6-1 C7+的平衡常数与压力温度关系图 （据Katz等，1937）

当温度一定时，平衡常数与压力、组成的关系如图2-6-2 平衡常数曲线的一个明显特征是，随压力的增加，平衡常数逐渐收敛于等于1的一点，该点压力即所谓收敛压力。烃类组成不同，其收敛压力亦不一样。因此，使可以用收敛压力来相关平衡常数和烃类组成的关系。

图2-6-2 30℃时不同烃类组成的平衡常数 （据NGAA，1957）

引入收敛压力概念后，平衡常数与压力、温度、组成的关系就可以表示为平衡常数与压力、温度和收敛压力的关系，并常用等温下的lgK-lgP关系曲线表示。

油气相态平衡的计算是采用试算法来完成的。实际计算时，在Ki图版的选用上，首先应依据计算所用在的组成确定一初始收敛压力值，然后再依据收敛压力值选择该用的一组图版，根据给定的温度和压力在相应的平衡常数图版上查得各组分相应的平衡常数Kio与此同时假定一个Nl值(即得Ng),然后代入2-137,2-138，如能满足方程(或者)，那么假设的Nl即为在给定温度、压力下的液相摩尔含量，相应的xi为液相组成。如果，需要重新假设Nl值，重复计算，直到为止。

参 考 文 献 [1] 罗蛰潭主编. 油层物理. 北京：地质出版社，1986 [1] 罗蛰潭主编. 油层物理. 北京：地质出版社，1986 [2] 卡佳霍夫，ф.и. 著，张朝琛译. 油层物理基础. 北京：石油工业出版社，1966 [3] 威廉D. 麦凯恩，JR. 著，罗悌夫等译. 石油流体性质. 北京：石油工业出版社，1984 [4] 斯坦丁，M.B., 著，徐怀大译. 地下油气相态特性. 北京：中国工业出版社，1966 [5] Standing, M. B., Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems. Rejnhold Publishing Corporation, New York, 1952 [6] Armx, J. W., Petroleum Reservoir Engineering. Mc Craw-Hill, New York, 1960 [7] 麦斯盖特.M. 著，俞志汉等译. 采油物理原理.北京：石油工业出版社，1963 [8] Kay, W. B., Density of Hydrocarbon Gases and Vapors at High Temperatures and Pressure. Ind, Eng. Chem., Vol 28, 1936 [9] Eilerts, C. K., Carlson, H.A. et al., Effect of Added Hitrogen on Compressibility of Natalral Gas. World Oil, June and July, 1948 [10] Olds, R. H. et al., Partial Volumetric Behavior of the Methane-Carbon Dioxide System, Fundamental Research on Occurrence and Recovery of Petroleum. American Petroleum Institute, 1943 [11] Wichert, E. and Aziz. K., Compressibility Factor of Sour Natural Gases. Can. J. Chem. Eng. vol.49, Apr. 1971

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