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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.
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油层物理学课件 成都理工大学 能源学院
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。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。
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。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 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。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。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。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；（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；（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。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）
图2-1-11 多组分烃体系的P-T图 （据Amyx, 1960） 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。
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。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。
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。
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。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。
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：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。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。
