西南石油大学考研专业课.doc

1、孔隙度：指岩石孔隙总体积与岩石总体积的比值流动孔隙度fff与有效孔隙度fe的区别.（1）、fff不考虑无效孔隙，排除了被孔隙所俘留的液体所占据的毛管孔隙空间（包括有效孔隙和液膜占据的空间）2）、fff随地层压力的变化及岩石、流体间物理-化学性质的变化而变化3）fff是动态参数，在数值上是不确定的4）,fe反映原始地质储量的大小，而fff反映可采储量的大小2、岩石Cf：当油层压力每降低单位压力时，单位体积岩石中孔隙体积的缩小值：物理意义：岩石压缩系数Cf描述岩石的压缩性，也反映岩石形变具有的驱油能力3、地层C*：当地层压力每降低单位压力时，单位体积岩石中孔隙及孔隙中流体的总体积的变化值地层综合弹性系数C*反映了岩石和流体弹性驱油的综合效应4、流体饱和度：储层岩石孔隙中某种流体所占的孔隙体积百分数5、束缚水的附存形式：（1）、以薄膜状存在于大孔隙的岩石表面；（2）、充填于死孔隙、极小的孔隙、裂缝中3）、储层孔隙最初为水饱和，油为非润湿相流体（4）、油气成藏是油驱水的过程（开采的反过程）（5）、油先占据大孔道，最终不能进入死孔隙、极小孔隙（其大小取决于成藏时孔隙流体压力）6、原始饱和度：油藏处于原始状况下的流体饱和度7、束缚水饱和度与岩石类型的关系：一般而言，砂岩储层的Swi具有如下特征：岩石颗粒越细、孔喉越小、孑L渗越低，束缚水饱和度Swi越高；反之越低。

8、影响原始含油气饱和度的因素储层性质因素：孔隙性一储集流体能力，渗透性一允许油气体进入孔隙的能力流体性质因素：原油化学组成——轻、重烃含量，原油物理性质——密度、粘度9、岩石渗透率的测定条件据达西定律，测定K必须满足三个条件：①流体不可压缩，单相、稳定流：在岩心各断面处有稳定的体积流量②流体性质稳定:不与岩石表面发生物理、物理化学反应③流体为线性流动：Q〜AP呈线性关系10、滑脱现象：低压气体渗流时，其流速在毛孔断面上的分布偏离粘性流体流动特性，出现气体分子在管壁处速度不等于0的流动现象又称“滑脱效应”11、影响岩石渗透率的因素（1）、岩石结构：骨架结构、沉积构造（2）、孔隙结构（3）、地静压力和地层温度：地静压力f一岩石K（,地温减小地静压力降低K的作用（T流体膨胀）12、敏感性类型：速敏性、水敏性——粘土类（泥质、硅质）酸敏性——钙质、铁质、碳酸盐盐敏性、碱敏性13、膨润度：粘土膨胀的体积占原始体积的百分数14、影响因素：组分比例位置形态大致相同正中间宽，两相区面积最大相差越大位置越靠近含量高的纯组分饱和蒸汽线形态越细长两相区越小组分性质相差越大（如分子大小）包络线内两相区越大15、反凝析现象：指T、P改变时，体系本应发生膨胀或蒸发，实际上却发生了凝析的反常相变过程。

16、研究意义：指导凝析气藏开发，减少凝析油在地层中的损失17、凝析油损失的原因：（1）析出的凝析油数量较少，不能参与流动；（2）、岩石的吸附作用使析出的凝析油在进一步降压过程中不能反蒸发进油气体系相图的应用（3）判断油气藏类型★、确定油藏饱和压力★、指导油气藏开发、指导地面油气生产入气相18、饱和压力Pb：油层温度下，油中溶解天然气刚好达到饱和时的油层压力19从干气一重油，随C7+含量f,相图变化趋势：包络线区（两相区）变宽，位置变低（向T轴偏移）；临界点由轻组分向重组分方向偏移；等液量线由泡点线一边密集向露点线一边密集转化油气藏开采过程穿过两相区时，地层中发生：液烃析出——凝析气藏（凝析油损失）20、游离气脱出油藏（多相流动，采收率（）方法方式体系组成气油比脱出气脱气油气量密度量油密度闪蒸分离一次不变大多大（湿）少大级次脱气多次变化小少小（干）多小级次脱气比闪蒸分离得到的气更干，气量更少；油更轻，油量更多21、天然气在原油中的溶解规律：★油越轻，气越重，天然气的Rs越大；体系温度越低，天然气的Rs越大；体系压力越高，天然气的Rs越大22、平衡常数：多相体系达相平衡状态时，某组分i在气、液相中的分配比天然气的分子量分子量：标态下1mol(0°C、1at、22.41)天然气具有的质量，即平均分子量23、压缩因子Z的物理意义：反映了实际气体与理想气体压缩性的差异具体而言，在相同温、压下：Z=V实/V理24、对应状态原理：任何气体在相同的对比状态下表现出相同的性质25、天然气体积系数：指一定量的天然气在油层条件下的体积与其在地面标态下的体积之比26、天然气压缩系数：在等温条件下天然气随压力变化的体积变化率低压卜m的变化规律高压下m的变化规律分子热运动为主气体近似于液体0m与p无关0pffmfTf^mfTffm1Mffm急剧/Mffmf非烃ffmf非烃ffmf27、溶解度：一定温度压力条件下，单位体积液体中溶解气体的数量。

28、①露点线计算已知：体系有N个组分，总组成为ni,在露点，体系的NL"O,Ng"1；待求：露点T(P)，xi(yi)——N＋1未知数建立露点方程：将NL"O带入相态方程(液相物质平衡式)中：另x=X("i\=1iK-(K-1\Ni=1i=1iiL求解方法：(1) 迭代法(试算法)一Ki未知，Ki=f(T、P、体系组成(2) 先假定Ki初值，带入露点方程计算；£x=1兄y=1iii=1i=1验证求得的Xi或yi是否满足平衡条件.（3）如不满足,则用xi、yi按定义计算新的Ki系列，进行下一次循环计算，直到满足平衡态要求的物质、相平衡条件29、溶解气油比：某T、P下的地层原油在地面脱气后，得到1m3脱气原油时分离出的气量，称该地层油的溶解气油比溶解气油比表示单位体积地面原油在地层条件下所溶解的天然气量；是度量地层原油中溶解气量多少的参数30、气油比Rs与溶解度Rs的区别气油比Rs=分出气V（标）/脱气油V溶解度Rs=溶解气V（标）／油V（标）物理意义不同：气油比——反映地层油溶解气的能力大小，——地层油的特性参数；溶解度——反映气在油中溶解的难易程度，——天然气的特性参数描述的物理现象不同：气油比—描述分离现象，大小与脱气方式有关；溶解度—描述溶解现象；31、原油体积系数：地层原油与其地面脱气油的标态体积之比原油体积系数反映了地层油采到地面后的体积变化幅度影响因素：溶解气量:地层温度:地层压力:原油压缩系数：等温条件下地层原油随压力变化的体积变化率：原油压缩系数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定量描述了地层油的弹性能大小32、地层原油粘度：地层原油流动时，原油分子层间的内摩擦阻力。

用符号mo表示地层油粘度反映了地层原油流动的难易程度33、界面自由能：界面分子比单相内部分子储存的多余的能量；又称自由表面能润湿：流体在界面张力作用下沿固体表面侵润的现象润湿性：流体沿固体表面延展或附着的倾向性，或：流体对固体表面侵润的性质润湿相：能沿固体表面发生流散（侵润）的流体相；非润湿相：不能沿固体表面发生流散而形成球状液滴的相接触角：气液两相流体与某固相接触时，过气液固三相交点对液体界面作切线，切线与液固界面的夹角，称接触角（q）选择性润湿：两相流体共存于固体表面时，由于界面张力的差异，一相流体自动驱开另一相流体而占据固体表面的现象34、两相流体共存于一固体表面时，润湿相的判断：以两相流体的s流固的相对大小判断润湿滞后：指三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而产生的润湿接触角改变的现象静润湿滞后：油、水与固体表面接触的先后次序不同所产生的滞后现象动润湿滞后：在水驱油或油驱水的过程中，当三相润湿周界沿固体表面移动时，因移动迟缓而使润湿接触角发生变化的现象毛管压力：指由于界面张力的影响，毛管中两相流体弯曲界面上存在的附加压力管压力：毛管中弯曲界面上非湿相与湿相的压力之差，即pc=p非湿相一p湿相四、毛管压力曲线的应用(1)研究岩石的孔隙结构(2)评价储层岩石的储集性能(3)确定油层平均毛管力J(Sw)函数(4)确定油藏流体饱和度随过渡带高度变化(5)利用毛管压力回线法研究采收率(6)确定储层润湿性(7)计算流体相对渗透率Kri(8)评价作业过程对储层的伤害程度35出现非活塞式驱油原因：孔隙结构的非均质性；孔隙表面的润湿非均质性；水驱油过程中毛细管力的作用不一致油水粘度差油水重力(密度)差二、毛管孔道中的各种阻力效应多相流的流动特点：(与单相液流不同)非活塞式水驱油过程一油水同流区将出现大量孤立液滴随连续相一起流动的情形；PfVPb时一油层中将出现大量气泡随连续相一起流动的情形；毛管力的影响f液滴、气泡在微小孔道中将产生明显的阻力，严重地阻碍连续相的流动。

多相液流的流动阻力：来自于多相流中存在的大量液滴和气泡.阻力效应又指多相流动时的各种珠泡效应毛管孔道中阻力效应的类型：第一种：PI——楔压效应第二种：PII——滞后效应第三种：PIII——贾敏效应36贾敏效应：泛指珠泡通过孔道狭窄处变形产生的附加阻力效应；包括液阻、气阻效应多相渗流阻力明显大于单相渗流阻力的主要原因：油层中孔喉数目众多，多相流动中存在的大量珠泡产生的附加阻力PI、PII、PIII的叠加效应十分明显，严重地影响了油水流体在孔道中的流动贾敏效应对油层中油水流动的影响最大37减小或消除珠泡效应的方法加入表面活性剂界面sf|Pl>PII、Pill；确定合理采油速度或f注入量，尽可能延长单相流动期，消除珠泡形成条件；加入破乳剂，降低珠泡强度，使其破裂38微观指进：不同大小孔道中的两相界面位置差异随排驱时间增加而增大的现象★微观指进一如大孔道见水时，小孔道中将留下残余油的情形储层非均质越严重、油水粘度差异越大f微观指进越严重f产生宏观的平面指进f宏观波及系数油井产纯油的时间（、见水时间最终大大降低原油驱替效率和原油采收率39 流体两相界面移动过程中发生赫恩斯阶跃；（孔道断面r变fpc变f两相界面移动v变）界面跳跃及孔喉比的影响f易形成“卡断式”剩余油液滴，从而产生珠泡阻力效应。

概念有效渗透率Ki：多相渗流时，其中某一相流体在岩石中通过能力的大小，称为该相流体的有效渗透率或相渗透率相对渗透率Kri：多相渗流时，某种流体的相渗透率与岩石绝对渗透率之比；即：流度：多相渗流时某相流体的相渗透率与其粘度之比：流度是描述流体流动能力的重要参数，反映多相流动时，某相流体在具体流动条件下流动能力的大小流度比：多相流动时，驱替相流度与被驱替相流度之比：流度比描述驱替相和被驱替相的相对流动能力流度比直接影响注入水波及范围及原油采收率f开发中力图/M2）油水同流区特征（B区）油水同流，各种阻力效应明显，Krw＋Kro出现最低值（等渗点）Sw较小时：Krw微ffKroII水渠道易被油隔断，产生明显液阻效应4）两相Kri曲线的总体特征任何一相流体要流动，其饱和度必须〉最低流动饱和度；非湿（被驱）相饱和度（So）未达到100%，其Kro可为1,湿（驱替）相饱和度（Sw）必须达到100%时，Krw才可能为1；两相渗流时，Krw+KroV1,其在等渗点为最小值相对渗透率曲线的影响因素岩石润湿性\饱和次序\岩石孔隙结构\温度、压力等因素四、相对渗透率曲线的应用计算开发过程中油、水井产量及流度比确定油层中油水的饱和度分布及油水界面分析油井产水规律估算油藏水驱采收率分析油井产水规律油藏注水开发后进入油水同产阶段。

从理论上分析、明确油水同产期的产水规律，对注水效果、开发效果的分析以及开发井网的调整等都具有十分重要的意义产水率：油水同产时，产水量与总产液量的。