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主要内容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。
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一、油层烃类的化学组成及烃类相态表示方法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状态方程若用图解表示，则如图2 -1-2所示该立体图是以p、T、V三 个变量作出的图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Ø （1）任一混合物的两相区都位于两纯组分的整齐压线之间；Ø （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；Ø （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；Ø （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；Ø （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。
Ø 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Ø 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 图2-1-11 多组分烃体系的P-T图 （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若按井口流出物中C5或C3以上液态烃含 量多少划分 ü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 ü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 ü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 ü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 压缩因子（Z）是给定温度、压力下，实际气 体占有的体积与相同温度和压力下的理想气体 所占有的体积之比，即可表示为：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• 对比压力：• 对比温度：1.对应状态原理对比压力，对比温度的定义：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 示视临界温度：视临界压力：2.凯依视参数法凯依提出的视临界参数的概念如下：视对比压力：视对比温度：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：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n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（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Ø B——天然气。