油藏流体的物理性质教学课件

油藏流体的物理性质欢迎学习油藏流体物理性质课程作为石油工程的基础，理解油藏流体的物理特性对于油气田开发至关重要本课程将系统介绍原油、天然气和地层水的物理性质，帮助您掌握油藏工程的核心知识，为未来的石油勘探开发工作打下坚实基础通过本课程，您将深入了解油气藏流体的组成、分类以及关键物理参数，如何测量这些参数，以及它们对油气田开发的影响让我们一起探索油藏流体这一复杂而又迷人的世界课程概述课程目标主要内容掌握油藏流体物理性质的涵盖油藏流体的基本概念基本理论，能够运用这些、分类、物理性质参数及知识解决实际油藏工程问其测量方法，包括原油、题培养学生的科学思维天然气和地层水的密度、和实验分析能力，为后续粘度、压缩系数等关键性专业课程学习奠定基础质，以及实验原理与PVT应用学习方法结合理论学习与实验操作，通过案例分析加深理解鼓励参与讨论，提出问题，建立知识体系，培养分析和解决实际问题的能力油藏流体的基本概念油藏流体的定义油藏流体的组成油藏流体是指存在于地下油气藏孔隙中的流体，包括原油、油藏流体主要由碳氢化合物构成，同时含有少量的非烃化合天然气和地层水这些流体在地层条件下受到高温高压的影物和微量元素不同油藏的流体组成差异很大，直接影响其响，其物理性质与地面条件下有显著差异物理性质油藏流体是石油勘探开发的研究对象，其性质直接影响油气原油主要由烷烃、环烷烃和芳香烃组成；天然气主要含甲烷藏的开发效果和最终采收率准确了解油藏流体的物理性质、乙烷等轻烃；地层水则含有各种无机盐和少量有机物这，对合理制定开发方案至关重要些组分的比例决定了油藏流体的基本性质油藏流体的分类天然气天然气主要由低分子量的烃类气体组成，以甲烷为主，含有少量乙烷、丙烷等重烃和二氧化碳、氮气等非烃气体原油地层水根据产出情况，可分为溶解气、气顶气和非伴原油是由各种碳氢化合物混合而成的复杂混合生气其物理性质受组分和压力温度影响明显物，常含有硫、氮、氧等非烃元素根据组成地层水是油气藏中普遍存在的流体，含有各种不同，可分为石蜡基原油、环烷基原油和混合无机盐和少量有机物其化学组成和物理性质基原油等类型影响着油气的分布和流动不同类型原油的物理性质差异显著，直接影响地层水的存在会影响油气的渗流特性，是研究勘探开发方案的制定油藏动态的重要因素原油的物理性质概述基本物理性质热力学性质原油的基本物理性质包括密度原油的热力学性质包括比热容、粘度、压缩系数、表面和界、焓值、相态行为等，这些参面张力等这些参数是表征原数在研究油藏温度变化和相态油特性的基础指标，在油藏工转化过程中起重要作用程计算中经常使用流动性质原油的流动性质主要与其流变特性有关，包括粘度随温度、压力的变化规律，以及在多孔介质中的渗流特性，直接影响油藏开发效果原油的物理性质受多种因素影响，包括其化学组成、地层条件以及生成演化历史了解这些性质对于油藏评价、开发方案设计和提高采收率技术的应用至关重要原油的化学组成微量元素包含钒、镍等金属元素非烃化合物含硫、氮、氧的有机物烃类化合物包括烷烃、环烷烃和芳香烃原油的化学组成对其物理性质有决定性影响烃类化合物是原油的主体，一般占总量的以上，主要包括烷烃（链状结构）、环90%烷烃（环状结构）和芳香烃（含苯环结构）这三类化合物的比例决定了原油的基本性质非烃化合物虽然含量较少，但对原油的某些性质影响显著例如，含硫化合物增加了原油的腐蚀性，而胶质和沥青质则显著影响原油的粘度和稳定性微量元素如钒、镍等虽含量极少，但对催化过程和环境影响重要原油的元素组成碳氢硫氮氧其他元素原油的相对密度定义和单位测量方法原油的相对密度是指在相同温测量原油相对密度的常用方法度（通常为℃）下，原油包括比重瓶法、浮标法和振动20密度与纯水密度的比值，是一管密度计法比重瓶法适用于个无量纲参数国际上常用实验室精密测量；浮标法操作℃或°作为标准温度简便，常用于现场快速测定；1560F相对密度是表征原油轻重的振动管密度计法精度高，可在主要指标，也是原油分类的基高温高压条件下测量础影响因素原油相对密度主要受其化学组成影响，轻质组分含量高的原油密度小温度和压力也是重要影响因素，温度升高使密度减小，压力增大使密度增大气体溶解度增加会使原油密度减小度API定义和计算度是美国石油协会（）制定的表示原油比重的指标，与相对密度成反比计算公式为度相对密度API AmericanPetroleum InstituteAPI=

141.5/-度越大，原油越轻，价值通常越高

131.5API与相对密度的关系度与相对密度是表达同一物理量的两种不同方式相对密度为（等于水）时，度为；度为时，相对密度约为通过简单换算，可以在API

1.0API10API

01.076两种表示方法之间转换原油分类标准根据度，原油可分为特轻质原油（度°）、轻质原油（度°°）、中质原油（度°°）、重质原油（度°API API40API

31.1-40API

22.3-

31.1API10-°）和特重质原油（度°）

22.3API10原油的粘度动力粘度运动粘度测量方法动力粘度（）表示流体内部的摩擦阻运动粘度（）是动力粘度与流体密度测量原油粘度的常用方法包括毛细管μν力，单位为帕斯卡秒（）或泊（的比值，单位为平方米秒（）粘度计法、旋转粘度计法和落球法·Pa·s/m²/s）它反映了流体抵抗变形的能力，或斯托克斯（），其中毛细管粘度计适用于牛顿流体；旋转P Stν=μ/ρρ是流体内部分子间相互作用力的表现为流体密度粘度计适用于测量高粘度和非牛顿流体；落球法操作简单但精度相对较低运动粘度更直观地反映了流体的流动在油藏工程中，动力粘度常用于描述特性，在工程计算中更为常用油品流体在多孔介质中的流动特性，是达的规格书中通常给出的是运动粘度西定律中的重要参数值越大，流动阻力越大原油粘度的影响因素温度影响温度是影响原油粘度最重要的因素温度升高，分子热运动加剧，分子间作用力减弱，粘度显著降低这种关系通常遵循指数规律，其中μ=Ae^B/T、为常数，为绝对温度A BT压力影响压力对原油粘度的影响相对较小但不可忽视一般来说，在低于饱和压力时，随着压力降低，轻质组分从原油中析出，原油变重，粘度升高；在高于饱和压力时，压力增加，分子排列更紧密，粘度略有增加组分影响原油的组成对其粘度有决定性影响重质组分（如沥青质、胶质）含量越高，原油粘度越大；轻质组分（如低分子量烷烃）含量越高，粘度越小溶解气的存在显著降低原油粘度原油的压缩系数⁻倍10⁵35%数量级比水大体积变化原油压缩系数通常在10⁻⁵至10⁻⁴巴⁻¹量级原油压缩系数约为水的3倍从地层到地面压力下降可导致原油体积膨胀5%以上原油的压缩系数（₀）定义为单位压力变化引起的相对体积变化，表达式为₀，其中为体积，为压力，为温度压缩系数c c=-1/V∂V/∂p V p Tₜ的单位为巴⁻或兆帕⁻¹¹测量原油压缩系数的主要方法是实验通过在恒温条件下改变压力，测量原油体积的变化，可以计算出压缩系数原油压缩系数在油藏工程中有重要PVT应用，特别是在计算油藏储量、预测生产动态和设计开发方案时，需要考虑原油的压缩性原油的体积系数定义和计算原油体积系数（₀）是指在地层条件下单位体积原油在地面标准条件下的体积比值B影响因素主要受温度、压力和溶解气量影响应用意义用于地层油量与地面产量的换算原油体积系数的计算公式为₀地层标准，其值通常大于，表示原油从地层上升到地面过程中体积会收缩这主要是由于地B=V/V1层高温高压条件下，气体溶解在原油中，使原油膨胀；而当原油上升到地面时，溶解气析出，原油体积收缩影响原油体积系数的主要因素包括温度（温度越高，体积系数越大）、压力（压力低于饱和压力时，体积系数随压力降低而减小）以及溶解气量（溶解气越多，体积系数越大）原油体积系数是计算地下油藏储量和转化为地面产量的关键参数，在油藏工程设计中具有重要作用原油的饱和压力定义原油的饱和压力（也称气泡点压力）是指在恒定温度下，原油中开始有第一个气泡析出时的压力它是区分单相流和两相流的临界压力，也是原油性质变化的转折点PVT测定方法饱和压力主要通过实验测定，常用方法包括恒质量释放法和微分释放法在实PVT验过程中，通过观察压力变化曲线的拐点或直接观察气泡产生的现象来确定饱和压力值影响因素原油饱和压力主要受原油组成和温度的影响溶解气含量越高，饱和压力越高；温度越高，饱和压力也越高不同油藏的饱和压力差异很大，从几个大气压到几十兆帕不等开发意义饱和压力是油藏开发的关键参数当油藏压力高于饱和压力时，油藏中只有液相原油流动；当油藏压力降至饱和压力以下时，溶解气开始析出，形成气液两相流，显著影响原油的流动特性和采收率原油的溶解气油比定义和单位溶解气油比（）指在某一温度和压力条件下，单位体积原油中溶解的天然气量，通常表R_s示为标准状态下的气体体积与油的体积比，单位为或m³/m³scf/bbl测量方法溶解气油比主要通过实验测定，常用的方法包括闪蒸实验、微分释放实验和恒容释放实PVT验通过测量不同压力下析出气体的量，可以确定相应条件下的溶解气油比影响因素溶解气油比主要受压力、温度和油气组成的影响在饱和压力以下，溶解气油比随压力增加而增加；在饱和压力以上，溶解气油比基本保持不变温度升高，气体溶解度通常降低溶解气油比是油藏工程中的重要参数，直接影响原油的物理性质和流动特性溶解气的存在使原油体积膨胀，粘度降低，流动性增强在油藏开发过程中，随着压力降低，溶解气逐渐从原油中析出，导致原油性质发生变化准确掌握溶解气油比对于预测油藏产能、设计生产系统和评估开发效果具有重要意义在实际工程中，溶解气油比常通过实验测定或使用经验公式计算原油的凝固点和倾点凝固点的定义与测定倾点的定义与测定对开采的影响凝固点是指原油在冷却过程中开始出倾点是指原油在冷却过程中失去流动原油的凝固点和倾点对开采工艺有重现固体晶体的温度测定方法主要是性的最高温度测定方法是将原油样要影响在寒冷地区或含蜡原油油田标准冷却法，将原油样品放入冷却介品在规定条件下冷却，定期检查其流，如果井筒温度低于倾点，会导致原质中，逐渐降温并定期检查流动性，动性，当样品在水平放置的试管中不油流动受阻，甚至造成油井堵塞直到观察到第一个固体晶体出现再流动时的温度即为倾点为解决这一问题，可采用注热、电加凝固点反映了原油中蜡质成分的含量倾点通常高于凝固点，是评价原油管热、化学降凝等方法在管道输送过和类型，是评价原油低温流动性的重道输送性能的重要指标倾点高的原程中，也需根据原油倾点合理设计保要指标凝固点高的原油在低温环境油在低温环境下更易产生输送困难，温措施，确保输送畅通下更容易出现结蜡问题需要采取加热、添加降凝剂等措施原油的界面张力定义和单位测量方法界面张力是指两种不相混溶的测量界面张力的常用方法包括流体接触面上的表面能，表征环法、板法、滴重法和悬滴法了两相界面的稳定性和分离难其中悬滴法最为常用，它通易程度原油的界面张力主要过分析悬挂液滴的形状来计算指油水界面张力和油气界面张界面张力界面张力测量需要力，单位为牛顿米（）在高温高压条件下进行，以模/N/m或达因厘米（）拟油藏实际情况/dyn/cm在油藏开发中的作用界面张力在油藏开发中起着重要作用它影响着毛细管力、润湿性、剩余油分布等关键因素在驱油过程中，降低界面张力是提高采收率的重要途径表面活性剂驱油、混相驱油等方法的核心机理就是降低界面张力，减小毛细管力，提高驱替效率原油的热力学性质比热容热膨胀系数热传导率比热容是单位质量物质温度升高℃所热膨胀系数表示单位温度变化引起的热传导率表示物质传递热量的能力，1需的热量，单位为或相对体积变化，单位为⁻原油的单位为原油的热传导率通J/kg·K K¹W/m·K℃原油的比热容通常在热膨胀系数通常为常在范围内，J/kg·

1.7-7-

0.12-

0.15W/m·K范围内，比水的比热容×⁻⁻，比水大约倍比水小约四分之一

2.1kJ/kg·K1010⁴K¹3小比热容随温度升高而增大，随压力增热膨胀系数受原油组成影响显著，轻热传导率对于计算油藏中的热量传递加而略有减小原油组成也会影响其质组分含量高的原油膨胀系数较大至关重要，特别是在热采工艺中传比热容，轻质原油的比热容一般高于在油藏开发中，特别是热采过程，需导率低意味着热量在油藏中传递较慢重质原油准确测量原油比热容对于要考虑原油的热膨胀效应对储量计算，需要在热采设计中合理规划注热井计算热量传递和设计热采工艺具有重和生产预测的影响和生产井的位置要意义天然气的物理性质概述压缩性热特性天然气具有很高的压缩性，体积随压力高卡值，焓变较大，对温度变化敏感变化明显2相态行为流动特性随温压变化可能在气、液、超临界态间粘度低，流动性好，渗透能力强转换天然气作为油藏中重要的流体，其物理性质对油气田开发至关重要与液体相比，天然气的突出特点是高度压缩性，这导致其在油藏条件下的体积计算必须考虑偏离理想气体行为的影响天然气的物理性质对温度和压力条件极为敏感，并且与其组成密切相关干气（以甲烷为主）与湿气（含较多重烃组分）在性质上存在显著差异准确掌握天然气的物理性质，是优化气田开发方案和设计地面集输系统的基础天然气的化学组成甲烷乙烷丙烷丁烷二氧化碳氮气硫化氢天然气的相对密度定义和计算测量方法天然气的相对密度是指在相同温测量天然气相对密度的常用方法度和压力条件下，天然气密度与包括比重计法、色谱法和计算法空气密度的比值由于天然气是比重计法利用流体浮力原理直混合物，其相对密度可以通过各接测量；色谱法通过分析气体组组分的摩尔分数和分子量计算分含量间接计算；计算法则基于γₑ=ΣyᵢMᵢ/M空气，其中yᵢ为气体状态方程和组分数据进行理组分i的摩尔分数，Mᵢ为其分子量论计算，空气为空气的平均分子量（M约）29应用意义相对密度是天然气最基本的物理参数，直接影响输送、储存和利用环节的设计在天然气管道设计中，相对密度影响压力损失计算；在气藏工程中，它用于估算天然气藏储量和产能；在燃烧利用中，它与热值密切相关天然气的压缩因子定义和计算压缩因子是表征天然气偏离理想气体行为的无量纲参数，定义为，其中为压力，为体积，为物质的量，为气体常数，为绝对温度对理想Z Z=pV/nRT pV nR T气体，；对实际气体，通常小于（高压高温条件下可能大于）Z=1Z11影响因素压缩因子主要受温度、压力和气体组成的影响通常，压力增加，值先减小后增加；温度升高，值增大；气体相对密度越大（重烃含量越高），值越小准确Z ZZ确定值是计算天然气体积和流量的关键Z在工程中的应用压缩因子在天然气工程中应用广泛在储量计算中，用于将标准状态下的体积转换为地层条件下的体积；在管道设计中，用于计算压力损失；在计量中，用于体积修正常用的值求取方法包括实验测定、经验图表（如图）和状态方程计算Z Standing-Katz天然气的粘度定义和单位天然气粘度是表征气体内部摩擦阻力的物理量，反映气体分子间相互作用力的大小单位为帕斯卡秒（），工程中常用·Pa·s的单位是微帕秒（）或厘泊（）·μPa·s cP测量方法测量天然气粘度的主要方法包括毛细管法、旋转法和振动法由于天然气粘度较低，测量难度较大，实际工程中常使用经验关联式或理论计算方法估算影响因素天然气粘度受温度、压力和组成的影响温度升高，气体分子热运动加剧，粘度通常增大；压力增加，分子间距减小，相互作用增强，粘度增大；重烃含量高的天然气粘度一般大于轻质天然气天然气的临界参数℃-

82.

64.64MPa甲烷临界温度甲烷临界压力甲烷是天然气的主要成分，其临界温度较低超过此压力在临界温度以上为超临界流体℃-60~35天然气临界温度范围根据组分不同，临界温度差异大临界参数是描述物质相态行为的重要特征临界温度（）是指气体不论压力多大都不能液化Tc的最高温度；临界压力（）是达到临界状态所需的最小压力；临界体积（）是临界状态Pc Vc下单位物质的量的体积在临界点上，气液两相性质变得相同，界面消失天然气作为混合物，其临界参数取决于组分构成含重烃较多的天然气临界温度和压力较高临界参数对天然气的储存、运输和处理有重要影响例如，在设计低温液化过程时，必须考虑各组分的临界温度；在高压输送管道设计中，需要考虑天然气是否处于超临界状态，因为这会显著影响其流动特性天然气的赋存状态吸附气分子吸附在固体表面溶解气溶解于原油或地层水中游离气气态自由存在于孔隙中天然气在油藏中主要以三种状态存在游离气、溶解气和吸附气游离气是指以气态独立存在于岩石孔隙中的天然气，如气帽中的天然气或纯气藏中的天然气游离气受地层压力控制，压力降低时体积迅速膨胀溶解气是溶解在原油或地层水中的天然气在原油中的溶解度远高于在水中当压力降至饱和压力以下时，溶解气开始从液相中析出，形成游离气吸附气主要存在于煤层和页岩等有机质丰富的致密岩石表面，通过降低压力和提高温度可使其解吸不同赋存状态的天然气开采方法和难度差异很大，了解天然气的赋存状态对合理开发利用资源至关重要天然气的溶解度定义和单位影响因素天然气的溶解度是指在给定温影响天然气溶解度的主要因素度、压力条件下，单位体积液包括温度、压力和液体性质体（原油或水）中所能溶解的温度升高，气体溶解度通常降天然气量对原油而言，通常低；压力增加，溶解度增大，以溶解气油比表示，单位为一般呈线性关系；液体性质方；对水而言，则以溶面，天然气在原油中的溶解度m³/m³解气水比表示远高于在水中，且轻质原油的溶解能力强于重质原油测量方法测量天然气溶解度的主要方法是实验，包括恒质量释放法和微分释PVT放法恒质量释放模拟封闭系统中的压力降低过程，微分释放则模拟气体不断逸出的开放系统此外，各种经验公式也可用于估算不同条件下的天然气溶解度天然气的焓值和热值焓值定义与特性热值定义与分类计算方法与应用焓值是表征气体能量状态的热力学函热值是指单位质量或体积天然气完全焓值通常通过状态方程或经验公式计数，定义为内能与压缩功之和，表示燃烧时释放的热量，是天然气最重要算，也可以从热力学表格中查得在为，其中为内能，为的品质指标根据燃烧产物中水的状气体处理设计中，焓值计算对于预测H=U+pV Up压力，为体积焓值的单位为焦耳态，分为高位热值（水以液态计算）温度变化和能量需求至关重要V/千克（）或千焦摩尔（和低位热值（水以气态计算）单位J/kg/kJ/mol热值可以通过实验测定（如热量计法）为兆焦立方米（）或千卡立/MJ/m³/天然气的焓值随温度升高而增大，随），也可以根据组分含量计算总热方米（）kcal/m³压力增加略有减小在气体热力学计值等于各组分热值与其体积分数的乘算中，常用焓值差表示能量变化天根据天然气组分含量的不同，热值差积之和热值数据广泛应用于燃气工然气经过节流阀时焓值基本不变，利异很大一般而言，烃含量越高，重程设计、燃烧设备选型和天然气商业用这一特性可以计算焓值变化烃越多，热值越高；非烃组分如₂、交易中，是评价天然气经济价值的重N₂含量高，则热值降低热值是燃要依据CO气品质的主要指标，直接影响燃气定价和使用效果天然气的相态行为相态图基本概念天然气的相态图是描述其在不同温度、压力条件下存在状态的图形表示典型的相态图包含图（压力温度）、图（压力体积）和相包线图相态图对于分析天然气在各种P-T-P-V-条件下的行为至关重要临界点与临界曲线对于纯组分，临界点是一个确定点；对于混合物如天然气，则存在临界线在临界线上方区域，天然气不论温度如何变化，始终保持单相态临界线以下，随温压变化可能出现气液两相共存相态变化过程在开发过程中，随着压力降低，天然气的相态会发生变化高压气藏开始开发时，天然气可能处于单相态；随着压力降低，当达到露点压力时，开始凝析出液态重烃；进一步降压，可能出现反凝析现象，液态重烃重新气化对开发的影响天然气的相态行为对开发策略有重大影响例如，凝析气藏开发中，随着压力降低出现液态凝析物，会导致有效气体渗透率降低，影响产量；同时，这些液态重烃可能滞留在地层中，难以采出，造成资源浪费因此，合理控制井底流压、实施气体注入等措施对于优化开发效果至关重要地层水的物理性质概述基本物理性质化学特性对油藏开发的影响地层水的基本物理性质包括密度、粘度、电导地层水的化学特性主要包括矿化度、离子组成地层水性质直接影响油藏开发效果，如影响原率、值等参数，这些参数是表征地层水特和气体溶解性等，反映了地层水的形成环境和油的流动性、井筒结垢和腐蚀、驱油效率等，pH性的基础指标，对于分析地层水来源、了解油演化历史，与油藏的生成和分布密切相关因此在制定开发方案时必须充分考虑地层水的藏特征具有重要意义特性地层水是油气藏中不可忽视的重要流体，几乎所有油气藏都伴有地层水的存在与地表水相比，地层水在长期的地质作用下形成了独特的物理化学特性，具有高温、高压、高矿化度的特点地层水的性质不仅是油藏评价的重要参数，也是判断油藏动态的关键指标例如，通过监测采出水的离子组成变化，可以推断油藏水侵方向和强度；通过地层水的物理性质研究，可以优化注水开发方案，提高采收率因此，系统研究地层水的物理性质，对于油气田高效开发具有重要的现实意义地层水的化学组成地层水的矿化度定义和单位矿化度是指地层水中所含溶解性固体物质的总量，通常表示为每升水中溶解固体的克数，单位为克升（）或毫克升（）/g/L/mg/L矿化度是地层水最基本的物理化学特征，直接反映了水中离子的总含量测量方法测量矿化度的主要方法包括蒸发残渣法、离子分析法和电导率法蒸发残渣法是将水样蒸发后称量残留物的质量；离子分析法是测定各主要离子含量后求和；电导率法则是通过测量水样的电导率，利用经验公式换算为矿化度分类标准根据矿化度大小，地层水可分为淡水（）、微咸水（1g/L1-）、咸水（）、高矿化度水（）和卤3g/L3-10g/L10-35g/L水（）油田地层水通常属于高矿化度水或卤水类型，矿35g/L化度可达几十甚至上百克升/地层水的值pH定义和范围测量方法对油藏开发的影响值是表示水溶液酸碱度的指标，定测量地层水值的主要方法包括计地层水的值对油藏开发有多方面影pH pH pH pH义为溶液中氢离子浓度的负对数法、指示剂法和比色法计法是利响低值的酸性水易引起井筒和设pH pH pH⁺值为时表示中性，用玻璃电极和参比电极组成的电池系备腐蚀，增加维护成本；而高值环=-log[H]pH7pH小于为酸性，大于为碱性地层水统测量，精度高，是最常用的方法；境则可能促进无机盐沉淀，引起结垢77的值通常在之间，大多数油田指示剂法和比色法适用于现场快速测问题pH5-9地层水呈弱酸性至中性定，但精度较低在注水开发中，注入水与地层水的pH值反映了地层水的酸碱平衡状态，测量地层水值时需注意由于地层值不匹配可能导致不溶性盐沉淀，堵pHpH受多种因素影响，包括溶解的₂、水中₂的溶解和逸出会显著影响塞油层孔隙在某些提高采收率方法CO CO₂含量，碳酸盐平衡，以及地层中值，样品应尽量减少与空气接触；中，如碱驱、表面活性剂驱油等，地H SpH的生物活动等不同地质环境形成的同时，测量应在与地层相近的温度条层水的值直接影响化学剂的效果pH地层水值差异明显件下进行，因为温度变化会影响读因此，测定和控制地层水值对油田pHpHpH数开发至关重要地层水的密度

1.01淡水密度矿化度低于的地层水密度1g/L g/cm³

1.2高矿化度水矿化度约的地层水密度100g/L g/cm³

0.08温度影响温度每升高℃密度约降低

1000.08g/cm³

0.02压力影响压力每增加密度约增加10MPa

0.02g/cm³地层水的密度定义为单位体积水的质量，单位为克立方厘米（）或千克立方米（）与淡水相比，由于含有大量溶解性/g/cm³/kg/m³固体，地层水密度通常较大，一般在范围内，极端情况下可达以上

1.01-

1.30g/cm³

1.40g/cm³地层水密度主要受矿化度、温度和压力的影响矿化度增加，密度增大，二者基本呈线性关系；温度升高，密度减小；压力增加，密度增大，但影响相对较小在油藏工程计算中，地层水密度是计算流体梯度、渗流压差、浮力和重力分异等重要参数地层水密度测量方法包括比重瓶法、浮标法和振动管密度计法等地层水的电导率定义和单位测量方法电导率是表示水溶液导电能力的测量地层水电导率的主要方法是物理量，定义为单位长度、单位电导仪法，使用电导电极和电导截面积导体的电导，即电导率仪进行测定现代电导仪通常具=电流密度电场强度单位为西门有温度补偿功能，可转换为特定/子米（）或毫西门子厘米参考温度（通常为℃）下的电/S/m/25（）电导率是地层水导率值在现场，也可使用便携mS/cm电学性质的基本参数式电导仪快速测量应用意义地层水电导率在油田勘探开发中有广泛应用在测井解释中，水的电导率是计算地层饱和度的关键参数；在注水开发中，通过监测产出水电导率变化，可追踪注入水前缘；在电阻率法监测中，水电导率是确定监测灵敏度的基础地层水的电导率主要取决于其中溶解离子的种类和浓度一般而言，电导率与矿化度成正比，可通过经验公式相互换算温度也是影响电导率的重要因素，温度每升高℃，电导率约增加因此，报告电导率值时必须同时注明测量温度或参考温12%度地层水的粘度物理定义温度影响表征流体内部摩擦阻力的参数温度升高粘度显著降低2压力影响矿化度影响压力增大粘度轻微增加矿化度增加粘度略有增加地层水的粘度是表征其流动阻力的重要参数，单位为帕斯卡秒（）或厘泊（）地层水粘度通常比纯水略高，一般在范·Pa·s cP

0.3-

2.0cP围内，受温度影响最为显著温度每升高℃，粘度约减半；而矿化度每增加，粘度约增加25100g/L10-20%测量地层水粘度的常用方法包括毛细管粘度计法、旋转粘度计法和落球法测量时需控制温度与油藏温度一致，以获得真实的地层条件下粘度值在油藏工程中，地层水粘度是计算水相流动能力的关键参数，直接影响水驱效率水粘度与油粘度之比（粘度比）决定了驱替前缘的稳定性，进而影响采收率地层水的压缩系数定义和单位测量方法应用意义地层水的压缩系数（）定义为单位测量地层水压缩系数的主要方法是地层水压缩系数在油藏工程中有重要cw压力变化引起的相对体积变化，表达实验将地层水样品置于恒温高应用在材料平衡计算中，地层水压PVT式为，其中压容器中，通过精密活塞改变压力，缩是储层支撑能量的组成部分；在压cw=-1/V∂V/∂pT为体积，为压力，为温度单位同时测量体积变化，即可计算出压缩力瞬态分析中，流体压缩性影响压力VpT为巴⁻或兆帕⁻系数波传播速度；在数值模拟中，压缩系¹¹数是基本输入参数压缩系数是表征流体对压力响应的重在实验室条件下，也可以使用专用压要物理量地层水的压缩系数通常在缩仪直接测量由于地层水压缩系数虽然水的压缩性较小，但由于地下含×⁻至×⁻巴⁻范围内，较小，测量设备必须具有高精度在水层体积通常很大，其压缩释放的能310⁵510⁵¹比油小但比气体小得多，这意味着水工程应用中，也常使用经验公式或查量对保持油藏压力有重要贡献在水对压力变化的响应不如油敏感表获取压缩系数值驱油藏中，水的压缩性对预测产量和压力动态有显著影响地层水的体积系数定义和计算地层水体积系数（）是指地层条件下单位体积的水在标准条件下所占的Bw体积比值，即标准地层由于水的压缩性小，体积系数通常略Bw=V/V小于，一般在范围内

10.95-

1.02影响因素影响地层水体积系数的主要因素包括温度、压力和溶解气量温度升高使水膨胀，体积系数增大；压力增加使水压缩，体积系数减小；溶解气增加使体积略有增大，但影响很小，因为气体在水中的溶解度远低于在油中应用意义地层水体积系数在油藏工程计算中具有重要应用在材料平衡计算中，用于地层水体积与地面产水量的换算；在数值模拟中，是基本输入参数；在注水开发中，用于计算注入水在地层中占据的体积地层水的溶解气水比定义和单位测量方法溶解气水比（）是指在特定温度和测量溶解气水比的主要方法是释放法，Rsw压力条件下，单位体积地层水中溶解的将地层水样品置于高压容器中，逐步降天然气量，通常表示为标准状态下的气低压力，测量释放出的气体量此外，体体积与水的体积比，单位为或还可以通过平衡法模拟地层条件，测定m³/m³标准立方英尺桶（）气体在水中的溶解度在工程应用中，/scf/bbl也常使用经验公式估算影响因素影响溶解气水比的主要因素包括压力、温度、气体组成和水的矿化度压力增加，溶解气水比增大，通常呈线性关系；温度升高，气体溶解度通常降低；水的矿化度增加，气体溶解度减小，这称为盐析效应与原油相比，天然气在水中的溶解度要低得多，通常只有原油溶解能力的在正常油藏2-5%条件下，溶解气水比一般在范围内，而同条件下的溶解气油比可达几十至几

0.5-10m³/m³百m³/m³虽然单位体积水中溶解的气量很少，但由于油藏中水量通常远大于油量，溶解在水中的总气量不可忽视在某些含水饱和的油藏中，溶解在水中的气量可能超过溶解在油中的气量在产能预测和气藏评价中，需要考虑水中溶解气的贡献油气水三相系统的相互作用油藏中的油、气、水三相系统存在复杂的相互作用，这些相互作用直接影响流体的分布和流动特性理解这些相互作用机制对于准确描述油藏流体行为至关重要油气水界面现象包括界面张力、润湿性、毛细管压力和相对渗透率等关键概念界面张力决定了两相流体界面的稳定性；润湿性表征岩石对不同流体的亲和力；毛细管压力反映了非润湿相与润湿相的压力差；相对渗透率则描述了多相流动时各相流动能力的相对大小这些界面现象相互关联，共同控制着油藏中流体的初始分布和动态变化过程例如，润湿性影响毛细管压力和相对渗透率曲线形状，进而影响驱替效率和最终采收率油水界面张力定义和单位1界面形成的自由能测量方法2悬滴法和旋转液滴法对开发的影响决定毛细管力和采收率油水界面张力是指油水两相接触面上的表面能，反映了两相分离的难易程度，单位为牛顿米（）或达因厘米（）原油与水的界面张/N/m/dyn/cm力通常在范围内，受原油组成特别是表面活性物质含量的显著影响10-35mN/m测量油水界面张力的主要方法包括悬滴法和旋转液滴法悬滴法通过分析悬垂液滴形状计算界面张力，适用于中等界面张力值；旋转液滴法则通过测量旋转液柱的形状确定极低界面张力值，对表面活性剂评价特别有用油水界面张力在油藏开发中具有重要意义它与润湿性一起决定了毛细管压力大小，直接影响原油在孔隙中的分布和流动界面张力越大，毛细管力越强，残余油饱和度越高在化学驱油中，通过表面活性剂降低油水界面张力，可以减小毛细管力，提高原油采收率气液界面张力定义和单位测量方法气液界面张力是指气相与液相测量气液界面张力的主要方法接触面上的表面能，表征了气包括最大气泡压力法、悬滴法液界面的稳定性，单位为牛顿和毛细管上升法在高温高压米（）或达因厘米（条件下，通常采用悬滴法或气/N/m/）在油藏工程中，泡压力法进行测量此外，也dyn/cm主要涉及气油界面张力和气水可通过拟合状态方程来预测气界面张力液界面张力对油藏开发的影响气液界面张力对油藏开发有多方面影响在气驱过程中，界面张力决定了气体突破前沿的稳定性；在凝析气藏中，影响凝析液的流动和恢复；在气举过程中，影响气泡的形成和上升速度降低气液界面张力可以减小毛细管阻力，提高气驱采收率润湿性亲油性中性润湿岩石更易被油润湿，接触角°，不利90于水驱油岩石对油水的亲和力相近，接触角约°90亲水性混合润湿岩石更易被水润湿，接触角°，利于岩石表面部分亲水部分亲油，分布不均匀90水驱油润湿性是描述固体表面对不同流体亲和力的物理量，通常用接触角表示在油藏中，润湿性反映了岩石对油、水、气三相的亲和力大小，是决定流体分布和流动特性的关键因素测量岩石润湿性的主要方法包括接触角法、法和法接触角法直接测量液滴在固体表面的接触角；法和法则通过测量自发和强制置换过程来确定润湿性Amott USBMAmott USBM指数此外，核磁共振和微观成像等新技术也能提供润湿性信息润湿性对油藏开发影响深远亲水性岩石有利于水驱油效率，而亲油性岩石则导致较高的残余油饱和度润湿性还影响毛细管压力和相对渗透率曲线的形状通过改变润湿性，如注入表面活性剂或碱液，可以提高采收率不同矿物成分和表面粗糙度的岩石，可能表现出不同的润湿特性毛细管压力定义和计算测量方法在油藏工程中的应用毛细管压力定义为非润湿相压力与润测量毛细管压力的主要方法包括半渗毛细管压力在油藏工程中有广泛应用湿相压力之差，即，透膜法、离心法和压汞法半渗透膜利用毛细管压力曲线可以估算原始Pc=Pnw-Pw其中为非润湿相压力，为润湿法是直接测量两相压力差；离心法通流体分布、残余饱和度和渗透率分布Pnw Pw相压力在油水两相系统中，若岩石过离心力驱替液体测量排水曲线；压在油藏数值模拟中，毛细管压力是亲水，则；若岩石亲汞法则利用不润湿汞的特性测量孔隙描述多相流动的关键输入参数Pc=Po-Pw油，则分布Pc=Pw-Po在油藏开发中，毛细管压力与重力平毛细管压力可以通过这些方法各有优缺点膜法精度高但衡决定了流体的垂向分布；在提高采Young-Laplace方程计算，其中为耗时长；离心法快速但受离心机限制收率技术中，降低毛细管压力是增加Pc=2σcosθ/rσ界面张力，为接触角，为孔隙半径；压汞法适用于小样品，但不能直接原油可动度的重要途径；在油田开发θr这个公式表明，毛细管压力与界面反映油气水系统实验测量通常获得后期，毛细管压力可能成为剩余油分张力成正比，与孔隙半径成反比，并的是毛细管压力曲线，表示不同饱和布的主要控制因素受润湿性（接触角）影响度下的毛细管压力值相对渗透率相对渗透率是多相流动的核心概念，定义为某一流体相在特定饱和度下的有效渗透率与绝对渗透率之比它反映了多相流体共存时各相流动能力的相对大小，是无量纲参数，数值在之间0-1相对渗透率曲线的特征受多种因素影响润湿性是最重要的影响因素，亲水岩石和亲油岩石的曲线形态有显著差异；孔隙结构、流体黏度比、界面张力和流速也会影响曲线形状相对渗透率测量方法主要包括稳态法和非稳态法，稳态法精度高但耗时长，非稳态法快速但计算复杂相对渗透率在油藏工程中的应用广泛它是预测多相流动、计算产能和模拟驱替过程的关键参数；决定了驱替效率和最终采收率；并可用于评价提高采收率技术的效果了解相对渗透率曲线的特点对于制定合理的开发方案具有重要意义实验概述PVT目的和意义（压力体积温度）实验是测定油藏流体物理性质的基本方法，旨在PVT--模拟油藏流体在不同压力、温度条件下的相态行为和物理特性变化这些数据是油藏评价和开发设计的基础主要类型主要的实验包括闪蒸实验、微分释放实验、恒容释放实验、分离实验PVT和粘度测定不同类型的实验模拟了油藏开发过程中不同的降压路径，为不同开发方案提供数据支持实验流程实验一般包括取样、样品准备、实验测试和数据分析几个主要环节PVT实验必须在严格控制的高温高压条件下进行，以保证准确模拟地层状态数据质量控制和一致性检验是确保结果可靠性的关键步骤闪蒸实验原理和步骤1闪蒸实验模拟油藏流体一次性从地层条件降至地面条件的过程实验步骤将地层流体样品置于高压高温的釜中，然后一次性降至标PVT准条件（常压、常温），测量气液两相的体积和组成数据分析通过闪蒸实验可以获得油气比（）、油的体积系数、气的体积系GOR数和气液两相的组成等数据这些数据反映了地层流体在一次性降压过程中的体积变化和相态行为，是最基本的性质PVT应用意义闪蒸实验数据主要用于计算地层流体的表面体积和组成，是储量估算和产量预测的基础此外，闪蒸数据还可用于调整状态方程参数，进行数值模拟在某些特殊情况下，如油藏压力已低于气泡点压力，闪蒸过程可能更接近实际生产过程微分释放实验原理和步骤微分释放实验模拟油藏流体在地层中逐步降压过程中的相态变化实验步骤将油样置于釜中，从地层初始压力开始，逐步降低压力，在每个压力点测PVT量总体积，并取出释放的气体，测量其体积和组成，而油相保留在釜中数据处理通过微分释放实验可以获得不同压力下的溶解气油比、油的体积系数、油的密度、气的性质和组成等数据这些数据反映了原油性质随压力降低的变化规律，特别是在低于饱和压力后气体逐步析出的过程应用意义微分释放实验是最接近油藏自然开发过程的实验，其数据广泛应用于材料平衡计算、剩余油估算和数值模拟该实验特别适用于封闭油藏或无气顶油藏，这类油藏中释放的气体留在油层中，形成游离气相恒容释放实验原理和步骤数据分析应用意义123恒容释放实验模拟凝析气藏在恒定体通过恒容释放实验可以获得液滴点压恒容释放实验主要用于分析富气凝析积条件下的降压开发过程实验步骤力、液相体积百分比与压力的关系曲油藏或气藏的开发行为它可以确定包括将气藏流体样品置于透明的线、气液两相的组成变化等数据这液滴点压力，预测凝析液的产出规律釜中，保持总体积不变，逐步降些数据反映了凝析气在降压过程中的，评估储层损害程度，为气藏开发方PVT低压力，测量各压力下的液相体积百相态变化，特别是液体凝析出的规律案设计提供依据在凝析气藏开发中分比和气液两相的压力、体积、温度，准确把握液体凝析规律对提高凝析关系液采收率至关重要分离实验原理和步骤分离实验模拟油气田地面多级分离过程将油样置于高压PVT釜中，然后按照地面分离流程的温度和压力条件逐级降压，依次测量各级分离出的气体量和最终油的性质数据分析通过分离实验可获得分离气油比、分离油的密度和体积以及气体组成等数据这些数据反映了不同分离工艺对油气产量和品质的影响，可用于优化地面处理工艺应用意义分离实验主要用于设计和优化地面分离系统通过比较不同分离条件下的油气产量和质量，可以确定最优的分离压力和温度，最大化液体产量和经济效益油藏流体取样取样方法取样位置油藏流体取样主要有井底取样和取样位置选择非常重要井底取井口取样两种方法井底取样使样应在产层中部或穿孔段附近进用专用取样工具直接在油藏附近行，避开含水层和气层；井口取取样，能获得最接近原始状态的样应选择稳定生产的油井，避免流体样品；井口取样则在地面收采出水过高的井对于不同类型集样品，操作简便但样品可能已的油藏，取样策略也有所不同发生变化样品处理样品采集后的处理同样关键样品必须在维持压力的条件下运输和存储，避免相分离；到达实验室后，需要进行初步检验，包括检查气泡、沉淀物和乳状液等，确保样品代表性和可靠性地面样品重组原理和方法操作步骤注意事项地面样品重组是指将分别采集的地面重组流程通常包括测定井口气油比地面样品重组存在多种潜在问题首油样和气样按照实际产出比例重新混、分析油气样品组成、计算重组比例先，井口测得的气油比可能不准确，合，以模拟地层条件下的油藏流体、实施重组操作、验证重组样品性质导致重组比例错误；其次，油气样品重组的基本原理是质量守恒，即确保重组过程中需要精确控制温度、压可能不具代表性，如油样蒸发损失轻重组后的流体总质量和组分与地层流力和混合比例，确保重组样品的代表组分或气样冷凝损失重组分；此外，体一致性重组过程中的温度压力控制不当也会影响结果重组方法主要有常压重组法和高压重重组成功的关键是准确测定产出气油组法常压重组是在常压下按比例混比和获取具有代表性的油气样品在为提高重组质量，应选择稳定生产的合油气样品，然后加压至地层压力；实际操作中，常需要根据性质测井采样，确保气油比测量准确，采用PVT高压重组则是在高压容器中直接将气试结果对重组样品进行调整，以确保合适的取样和保存方法，并通过对比体注入原油中，更接近自然过程其性质与地层流体一致重组样品与井底样品的性质来验证重组效果油藏流体性质的计算方法经验公式相关图版基于大量实验数据建立的统计关系式，如公式、Standing Vasquez-Beggs方程等适用范围受限，但计算简便快速，常用于初步估算或数据缺乏时的将实验数据以图形方式呈现的计算工具，如图、图Standing-Katz McCain替代方法等直观易用，但精度有限，多用于快速估算和验证其他计算结果状态方程基于热力学原理的数学模型，如方程、Peng-Robinson Soave-Redlich-方程等可以计算各种条件下的流体性质，特别适用于复杂组分系统Kwong和极端条件黑油模型基本假设主要参数应用范围黑油模型假设油藏流体可以简化为三黑油模型的关键参数包括溶解气油黑油模型主要适用于低挥发性原油油个拟组分油、气和水其中，油相比（）、油的体积系数（）、藏，即原油中以中重质组分为主，气Rs Bo可溶解气体，但气相不溶解油；水相气的体积系数（）、油气水三相液交换有限的油藏对于挥发性油藏Bg被视为独立相，与油气无质量交换的粘度、压缩系数以及相对渗透率、气凝析油藏和近临界流体油藏，黑这种简化使得模型计算简便，适用于这些参数通常通过实验测定，随油模型的准确性显著降低，这种情况PVT大多数常规油藏压力变化而变化下应考虑使用组分模型组分模型应用范围挥发性油藏、气凝析油藏和近临界流体油藏主要参数组分含量、临界参数、二元相互作用系数基本原理热力学平衡和组分质量守恒组分模型是一种更精确的油藏流体描述方法，它将流体视为多组分混合物，每个组分都有其特定的物理化学性质模型基于热力学相平衡原理，即各相中每个组分的逸度相等，并考虑组分在各相间的分配组分模型的核心是状态方程，常用的包括方程和方程通过这些方程，可以计算不同温度、压力条件下流Peng-Robinson Soave-Redlich-Kwong体的相态和物性，包括相态判断、相组成计算、密度和粘度估算等组分模型对数据要求高，需要详细的流体组成分析和实验数据PVT组分模型特别适用于挥发性油藏、气凝析油藏和近临界流体油藏，这些油藏中组分在油气两相之间的交换显著，黑油模型无法准确描述在提高采收率项目如混相驱、气体注入等方案评估中，组分模型也是必不可少的工具油藏流体性质在储量计算中的应用体积法储量计算在体积法储量计算中，油藏流体性质特别是体积系数起着关键作用原始石油地质储量计算公式为∅，其中是初始油体N=Ah1-Sw/Boi Boi积系数，用于将地表标准条件下的油体积转换为地层条件下的体积材料平衡法储量计算材料平衡法利用生产数据和压力数据计算储量，其中流体性质是核心PVT参数常用的直线法需要准确的油、气体积系数和压缩系Havlena-Odeh数数据不同驱动机制下，流体性质对材料平衡方程的影响也不同概率储量评估在概率储量评估中，流体性质作为不确定参数纳入模拟或其Monte Carlo他概率模型体积系数、溶解气油比等参数的分布特征直接影响储量的概率分布，进而影响、和储量估值P10P50P90油藏流体性质在开发方案设计中的应用开发方式选择流体性质直接影响油藏开发方式的选择粘度高的重质原油可能需要热采技术；气液比高的油藏适合溶解气驱；密度差大的油气系统可能出现重力分异现象，需要考虑气体再注入等措施井网布置优化流体粘度和相对渗透率等参数影响着流体在油藏中的流动特性，进而影响井网布置例如，高粘度原油油藏需要更密的井网；强底水驱油藏则需要特别考虑水锥突破问题，优化生产井位置生产制度设计流体性质是制定合理生产制度的基础饱和压力决定了是否需要保持油藏压力高于PVT该值以避免气体析出；流体压缩性影响压降速率；相态行为决定了生产过程中可能出现的问题，如蜡沉积、垢形成等开发效果预测油藏数值模拟需要详细的流体数据作为输入流体性质的准确描述直接影响模拟PVT结果的可靠性，进而影响产能预测、采收率预测和经济评价的准确性不同开发方案下，流体性质变化也会不同，需要在模拟中正确反映油藏流体性质在采油工艺中的应用人工举升方式选择油井结蜡防治地面处理工艺设计流体性质是选择适当人工举升方式的关原油的凝固点和倾点决定了油井是否会地面油气水分离系统的设计高度依赖流键因素高含气原油适合气举；高粘度出现结蜡问题，以及问题的严重程度体性质数据分离温度和压力的选择取原油可能需要螺杆泵；而轻质低粘度原在低温环境下，特别是含蜡原油油田，决于流体的相态特性；油水分离效率受油则可采用电潜泵流体密度、粘度和需要根据原油物性设计防蜡措施，如加界面张力影响；气液分离则与气体溶解气液比直接影响举升效率和设备寿命热、热洗或化学剂处理等度有关合理的分离工艺可以最大化液体回收并满足产品规格要求油藏流体性质在提高采收率中的应用水驱技术热力采油油水流动性比影响驱替效率原油粘温关系决定加热效果气体驱油化学驱油流体相态行为影响混相状态3界面张力降低是关键机理在水驱技术中，油水粘度比是影响驱替效率的关键因素理想的流动性比（水相流动性油相流动性）应小于，以避免水指问题通过调整注入水盐度、温度或/1添加聚合物，可以优化流动性比，提高驱替效率热力采油技术（如蒸汽驱、火烧油层）主要通过降低原油粘度提高采收率原油的粘温关系决定了加热效果，粘度对温度越敏感，热采效果越明显在化学驱油中，表面活性剂的选择取决于原油组成和界面特性，目标是显著降低油水界面张力，减小毛细管阻力气体驱油（₂、烃气、氮气等）的效果高度依赖流体相态行为在充分了解油藏流体性质的基础上，可以确定混相条件并优化注入参数，达到最佳驱替效CO PVT果所有提高采收率技术的设计和实施都必须基于对油藏流体性质的深入理解课程总结主要内容回顾重点难点强调本课程系统介绍了油藏流体的课程重点在于理解流体性质参基本概念、分类以及物理性质数的物理意义及其相互关系，，详细讲解了原油、天然气和掌握各种测量方法的原理和适地层水的密度、粘度、压缩系用条件难点包括相态行为分数等关键参数及其测量方法，析、数据处理与应用，以PVT阐述了油气水三相系统的相互及流体性质对油藏开发的综合作用机制，并介绍了实验影响机制学习过程中应注重PVT原理及其在油藏工程中的应用理论与实践的结合，培养分析和解决实际问题的能力实际应用展望油藏流体物理性质研究在当前油气工业面临着新的挑战和机遇非常规油气资源开发、深水油气藏开发、高温高压油气藏开发等领域对流体性质的精确表征提出了更高要求新技术如纳米材料、智能流体和先进监测技术的应用，将为流体性质研究开辟新方向参考文献与推荐阅读本课程内容主要参考了国内外油气田开发领域的经典著作和最新研究成果推荐学生阅读以下书籍和文献，以加深对油藏流体物理性质的理解，拓展专业视野经典教材包括《油藏物理学》、《油藏工程基础》和《石油开发工程》等；专业著作如《油藏流体性质》、《及相态行为》和《提高石PVT油采收率原理与方法》等深入探讨了特定领域的专业知识；学术期刊方面，建议关注《石油学报》、《》和《SPE JournalJournal of》等权威期刊的最新研究成果Petroleum Scienceand Engineering此外，各大石油公司和研究机构的技术报告也是宝贵的学习资源在学习过程中，请结合实际油田案例，将理论知识应用于实践，培养解决实际工程问题的能力。