复杂高压气井地层出水判别及评价新方法
泥岩地层产水与地层异常压力原因分析
文章编号:1000-2634(2007)01-0130-132 泥岩地层产水与地层异常压力原因分析3 李传亮 (“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?西南石油大学,四川成都610500) 摘要:泥岩是碎屑岩的一种,有孔隙度,也有渗透率,但因孔隙开度较小,其渗透能力极差。泥岩可以疏导地层水,只是疏导能力差而已。一些油井投产初期产出的微量水来自于储集层上下两侧的泥岩地层,而非原油溶解的地层水。 异常地层压力是由突发地质事件所致,是一种暂时的压力状态,泥岩还没有足够的时间将其平衡。 关键词:地层;泥岩;压力;含水率;异常压力 中图分类号:TE112 文献标识码:A 引 言 泥岩和砂岩都属于碎屑岩,它们的主要区别在 于砂岩粒粗、孔大、渗流能力强,而泥岩则粒细、孔 小、渗流能力差。砂岩地层可以充当油、气、水三种 流体的储集层,而泥岩则只能残存地层水,只有当泥 岩层为烃源层时,则可以残留一些油气。当打开砂 岩地层时,只要施以一定的生产压差,就会有地层流 体(油、气或水)产出。人们自然会问,若打开泥岩 地层,会有地层水产出吗?回答是肯定的。但由于 泥岩地层的产水能力很差,人们一般不会从泥岩地 层中开采地层水,而只从产能较高的砂岩地层中开 采地下流体。 在石油工程领域里,泥岩一般被作为盖(隔)层 出现的,它的主要作用是封堵(分隔)地层流体。人 们通常把泥岩看作非渗透地层。可是,非渗透性的 泥岩又怎么可以产出地层水而成为渗透性地层的 呢? 1 理论解释 描述岩石物性参数之间关系的KozenyΟCar man 方程为[1] k= 高压高产气井排液方式初探 （中国石油勘探开发研究院廊坊分院） 摘要流体中的固体颗粒、流动速度和流动方式是造成高压高产气井排液期间地面设备损坏的三大关键因素。尽量减少流体中的固相含量、降低流动速度并采用合适的流动方式将有助于降低或避免地面设备的损害和风险。 主题词高压高产气井排液冲蚀损害分析 前言 高压高产气井在排液末期，随着测试管柱内液垫的减少，天然气含量逐渐增多，井口压力上升，油嘴前后压差增大，固体、液体和气体混合物的流速越来越快，油嘴及地面设备面临严峻的考验，这是高压高产气井测试过程中非常危险的阶段，稍有不慎，可能会造成非常严重的后果。近年来，塔里木油田完成了十多口高压高产气井的完井测试和中途测试工作，在排液方面采取了一些措施，也取得了一些经验，但仍未从根本上解决问题，试油工程技术人员一直在研究和探索一种更加安全可靠的排液方式。 目前常用的排液方式及存在问题 1。目前常用的排液方式 1.1多级节流阀互助排液（图１） 在地面高压测试管线接一条专用排液流程，采用双翼多级节流阀控制，不间断互助排液。这种排液方式适用于测试液垫中固相含量较多（未替完的井底泥浆、钻井或固井漏失的泥浆或水泥等）的测试情况。塔里木油田多采用了这一种排液方式，取得了较好的效果，同时也存在一些问题，主要表现在排液末期针阀被刺严重，一个针阀长则十多分钟，短则两分钟就会刺坏。而且，采用手动节流阀时，作业人员在操作期间需面临阀体一旦被刺后可能造成的风险。当然，采用液控节流阀可以避免作业人员近距离操作，但仍不能完全排除作业人员在该区域操作的可能性。 多级节流排液图1 除砂器配合排液图2 1.2除砂器配合排液（图２） 在测试流程高压管线上连接除砂器，液垫及储层流体经除砂器除砂，再经油嘴管汇进入下游流程测试，有效地保护了地面设备。该方式适用于无固相测试液垫，并要求测试层无漏失泥浆。克拉２０５井就采用该方式排液，虽然无固相完井液的排放情况较好，但漏失到储层的少量泥浆却造成除砂器滤网压差过大而报 第一章 第一节油气藏烃类的相态特征 油层：能储集油气、并能让油气在其中流动的多孔介质。 油藏：深埋在地下的油气聚集的场所。 油田：一个地区地下所有的油藏构成油田。 油藏流体：油藏中的石油、天然气和地层水。 体系：一定种类和数量的物质组成的整体。 相：体系中具有相同成分、相同物理化学性质的均匀部分。如地层油和气为不通的两相。 组分：体系中物质的各个成分。如天然气（C1、C2、C3、C4……）。 组成：体系中物质的各个成分及其相对含量。 露点：温度一定，压力增加，开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。 泡点：温度一定，压力降低，开始从液相中分离出第一批气泡的压力。 P-T相图：表示体系压力、温度与相态的关系图。1单组分烃P-T相图 ⑴单组分烃P-T相图的特点 ①单一上升的曲线（饱和蒸气压线）；②曲线上方为液相区，右下方为气相区，曲线上任意点为两相区；③C点为临界点，是两相共的最高压力和最高温度点。④随分子量的增加，曲线向右下方偏移。 单组分烃特点：泡点压力=露点压力。 ⑵单组分烃p-v相图的特点 随温度升高，由气→液时，体积变化减小；临界点C处：由气→液，体积没有明显的变化。 临界点处：气、液的一切性质（如密度、粘度等）都相同。其压力、体积、温度记为： Pc、Vv、tc。当t＞tc时，气体不再液化。 ２两组分烃相图 特点：①为一开口的环形曲线；②C点为临界点，是泡点线与露点线的碰头点；③泡点压力≠露点压力 ⑴任一两组分混合物的相图陡位于两纯组分的饱和蒸汽压曲线之间；⑵两组分的分配比例越接近，两相区面积越大；若两组分中有一个组分占绝对优势，则两相区面积相应变窄；相图向该组分的饱和蒸汽压线迁移；⑶两组分混合物的临界压力一般高于两纯组分的临界压力，临界温度居于两纯组分的临界温度之间；⑷两组分的相对分子质量差别越大，临界点的轨迹线包围的面积越大。３多组分烃相图特点： ①为一开口的环形曲线；②C点为临界点；③PC线—泡点线，其左上方为液相区；④TC线—露点线，其右下方为气相区；环形区内为两相区。 ４典型油气藏相态特征 特点：从低收缩油→反凝析气→湿气→干气 ○1临界点左移，油藏条件相对于临界点从左向右偏移；②相图面积由大→小；③等液量线由在露点线附近密集→在泡点线附近密集。 第二节油气系统的溶解与分离 天然气在原油中的溶解特点：α开始大，之后逐渐减小，最后为常数。 影响天然气在原油中溶解的因素： ③油气组成：油气性质越相近，天然气在原油中的溶解能力越大。 ●平衡常数：在一定的温度、压力下，油、气系统的气液两相达到平衡时，i组分在气相、液相中的分配比例（mol浓度比） 平衡常数的特点： ⑴同一系统中,各组分平衡常数都收敛于Ki=1的点,该点压力称为”收敛压力”P收; ⑵同一系统中,各组分的P收相同,不同系统的P收不同; ⑶低压下(＜0.7MPa),各组分的平衡常数k几乎与系统的组成无关;高压下,不同系统各组分的ki相差较大. ●油气脱离的方式 ⑴接触分离（一次脱气、闪蒸脱气） 指使烃类体系从油藏状态瞬时变到某一特定温度、压力，引起油气分离的过程。 特点：分出气较多，得到的油偏少，系统的组成不变。 ⑵多级脱气：指在脱气过程中分几次降低压力，最后达到指定压力的脱气方法。 特点：分出的气量较少，获得的地面油量较多（其中轻质成分含量多）。 ⑶微分脱气 分离级数无限多的多级脱气。当压力低于泡点压力时，油藏中的油气分离过程接近于微分脱气 第三节天然气的高压物性 天然气的组成：天然气=低分子饱和烷烃+少量非烃 CＮＧ加气站工艺流程图： 高压气地下储气井施工工艺流程图: 健康、安全与环境管理机构图： 采用技术规范及标准: １、《汽车加油站气站设计及施工规范》ＧＢ5０1５6-2002 ２、《高压气地下储气井》ＳＹ/T6５35－2０02 《高压气地下储气井》 SY/T6535-2002 前言 范围 规范性引用文件 术语 结构型式与参数 要求 验收方法 检验规则 标志、涂漆(井口装置） 附录A （规范性附录)气密性试验压降(因温度变化)计算公式 随着车用压缩天然气(CNG)加气站和民用天然气调峰站的大量建设,其储气系统高压气地下储气井也得到广泛应用。为了更好地利用和规范高压气地下储气井,在原天然气井设计、建造的基础上特制定本标准。?本标准的附录A为规范性附录。?本标准由油气田及管道建设设计专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位:四川省川油天然气科技发展有限公司。?本标准主要起草人:陈立峰、李葵侠、廖晓锋、伍永乔、陈文忠、杨廷志。 １范围 本标准规定了压缩天然气地下储气井(简称储气井)的结构型式、技术要求、验收方法、检验规则及标志、涂漆等。 本标准适用于设计、建造、验收及检验公称压力25MPa(表压)、公称容积为１ｍ３～10m３的储气井。按本标准建造的储气井适用于符合GB 180417《车用压缩天然气》规定的天然气的储存。其它用途及非腐蚀性气体可参照使用。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 XXXXXXXXXXX开发井XXXXX井增产措施评估分析 百度文库 目录 XXXXX井增产措施评估分析 (1) 1.井层评估 (3) 1.1 层位划分 (3) 1.2 岩性特征 (3) 1.3 物性特征 (3) 1.4 井身结构特征 (5) 1.5 温压特征 (6) 1.6 邻井措施 (6) 1.7 应力方位特征 (7) 1.8 小结 (8) 2.措施及测试概况 (8) 2.1 措施概况 (8) 2.2 测试结果 (8) 3.增产措施后评估 (9) 3.1 气层分布特征及非均质性 (10) 3.2 施工曲线分析 (11) 3.3 参数求取 (12) 3.4 排液跟踪 (14) 3.5 产能初步评价 (14) 3.6 小结 (16) 4.初步研究结论及建议 (17) 1.井层评估 XXXXX井位于恰什古伊构造高点附近，XXXX构造XXX井169.24°方位0.778km处，考虑断层及分布。 1.1 层位划分 地层分层数据表明，筛管段为基末利阶底部（约11m），贯穿整个XXXX，分层数据标注未穿SS层，终靶点位于SS层上部，与钻井设计相符。 XXXXX井地层分层 1.2 岩性特征 钻井录井表明钻至GAP及以下层位后岩性均为灰色或褐灰色灰岩，以往全岩分析数据表明储层方解石含量95%以上，粘土矿物含量低于1%，适于开展以酸为工作液体系的增产措施。 1.3 物性特征 测井解释成果表明筛管完井段贯穿1、2、3和部分4层：解释气层总厚度341.3m，加 权平局渗透率7.76md，加权平均孔隙度8.84%；解释差气层总厚度63.9m，加权平局渗透率0.13md，加权平均孔隙度3.95%。 进一步划分气层物性特点，解释成果可见储层以渗透率大于10md的层段为主，占气层 “XXXX单井岩芯描述与储层沉积学特征研究”研究成果表明，该区域井层物性差、渗透率低，但存在一定天然裂缝，天然裂缝。薄片资料微观裂缝参数统计，表明裂缝开启度分布范围为0.00325mm～1.25mm，属于微裂缝，裂缝孔隙度分布范围在0.1％～10％之间，平均5.6％，渗透率分布范围为0.65×10-3μm2～19.35×10-3μm2，平均3.25×10-3μm2，可见微裂缝的存在对储层的贡献主要体现在改善渗透性方面。 储层渗透率低，气水相对渗透率更低，研究表明，当气水相渗透率相交时，气相渗透率远远小于水相，并且储层为亲水储层，储层以中、小孔为主，外侵液体易进难出。 XXXX井卡洛夫—牛津阶储层相对渗透率综合数据表 高温高压油气井 第一节高温高压油气井测试的特点 高温高压油气井测试的定义：国内外对高温高压井的定义都不同，哈里伯顿公司为井底温度150℃；井口压力70MPa，斯仑贝谢公司为井底温度210℃，井口压力105 MPa。为了与国际接轨CNPC（中国石油天然气集团公司）一般采用国际高温高压井协会的定义，高温高压井定义为井口压力大于70 MPa，井底压力大于105 MPa，井底温度大于150℃。超高温高压井：井口压力大于105 MPa，井底压力大于140 MPa，井底温度大于175℃。 高压油气井中的天然气具有密度小（仅为原油的0.07%），可压缩膨胀，易爆炸燃烧和难以封闭等物理化学性能，在高压油气井进行测试中，极易引起井喷和燃烧、爆炸。因此，必须做好防喷、防火、防爆的工作，如油气中含硫化氢气体时，则更应做好防毒工作。 对高压油气井测试，管柱内和井口的压力高，它给测试工作带来很大的危险。管柱内压力高，管柱内的油气易从螺纹连接处漏出，严重时甚至将管柱刺坏；井口压力高，高压油气易从井口控制头螺纹连接处刺漏，严重时将控制头刺坏，造成井口失控井喷。 第二节高压地面控制装置 高温高压油气井测试，安全生产是最重要的。必须设计可靠的测试管柱和高压井口控制装置，能够将高压油气流有控制的引导到三相分离器和燃烧器中去，使测试工作安全顺利的进行。 一、高压双翼地面控制装置 如图所示。主要由高压控制头、投杆器、活动管汇和钻台管汇的功能部分组成，耐压为68.94 MPa。 二、哈里伯顿“S”型单测试树地面控制装置“S”型单测试树地面控制 装置是哈里伯顿公司生产的标准地面控制装置的结构，如下图所示。其特点是各部分总成之间都由4 3/8in—6梯形螺纹连接，除了图示的连接方式，还可根据需要，按表1-2-1推荐的组合方式。 地面控制装置的各部件作用如下： 1、提升短节，是用来提升整个测试管柱。 2、投杆器，是一个悬挂冲杆的接头，测试完需进行反循环时，将悬挂冲杆的释放销退出，冲杆即下落，砸开反循环阀。 3、遥控安全阀，对高压油气井的井口阀可进行远距离控制，采用气控（液控）开关阀。该阀一般处于关闭状态，一旦施加一定的气压即可打开，继续保持这个外压，阀就一直处于开启状态，释放外压，阀就关闭（见表1-2-2）。 4、多通管汇，钻柱内的油气通过它进入活动管汇及出油管线中去。 仅供参考[整理] 安全管理文书 高压气地下储气井的安全维护和保养 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共3 页 仅供参考[整理] 高压气地下储气井的安全维护和保养 为了保证储气井的安全正常使用，要求： 1、操作人员要熟悉储气井工艺操作规程，了解储气井各项工艺指标，加气站操作人员必修经安全操作和技术培训合格后持证上岗； 2、储气井旁边必修设置摳哐刮Ｏ眨辖袒等指示牌； 3、消防配置：配置推车式干粉灭火器（磷酸铵盐型）2具。防护等级为甲类防护； 4、严禁带压紧固螺栓、卡套等； 5、为保证储气井安全，储气井井口压力表要定期找相关部门校验，要有记录；井口压盖螺栓涂抹黄油保护，定期对井口进行油漆防腐； 6、储气井在工作期间，不得在其爆炸危险区域进行任何施工作业； 7、储气井出现下列异常情况，操作人员应立即采取紧急措施，并按规定的报告程序及时向有关部门报告； （1）储气井井筒下沉或井筒不断上窜（排除井筒压力脉动正常弹性变形现象）管道发生严重振动，危及安全运行时 （2）定期或不定期的对待储气井及井口装置进行变形、泄漏检查，其检查方法是将肥皂液用毛刷刷图于井口装置各个密封联接位置，观察肥皂泡沫变化情况，判断各处是否有泄漏的迹象，当储气井井口装置发生变形或泄漏危及安全现象时； （3）储气井工作压力超过规定值，采取措施后仍不能有效控制时； （4）储气井排液管不能正常排液时； （5）发生火灾等事故直接威胁到储气井安全运行时； （6）储气井出现上诉异常情况，涉及到储气井井口装置需拆卸维修时，必修建造单位参与，严禁非压力容器制造单位进行拆卸。 第 2 页共 3 页 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6535-2002 高压气地下储气井 The underground storage well for hignh– compression gas 前言 随着车用压缩天然气(CNG)加气站和民用天然气调峰站的大量建设，其储气系统高压气地下储气井也得到广泛应用。为了更好地利用和规范高压气地下储气井，在原天然气井设计、建造的基础上特制定本标准。 本标准的附录A为规范性附录。 本标准由油气田及管道建设设计专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：四川省川油天然气科技发展有限公司。 本标准主要起草人：陈立峰、李葵侠、廖晓锋、伍永乔、陈文忠、杨廷志。 1 范围 本标准规定了压缩天然气地下储气井(简称储气井)的结构型式、技术要求、验收方法、检验规则及标志、涂漆等。 本标准适用于设计、建造、验收及检验公称压力25MPa(表压)、公称容积为1m3—10m3的储气井。按本标准建造的储气井适用于符合GBl8047《车用压缩天然气》规定的天然气的储存。其它用途及非腐蚀性气体可参照使用。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GBl8047—2000 车用压缩天然气 SY0466—97 天然气集输管道施工及验收规范 SY／T 5127—2002 井口装置和采油树规范 SY／T5412—1996下套管作业规程 SY／T5447—92 油井管无损检测方法超声测厚 SY／T 5587．8—93 油水井常规修井作业找串、封串、验串作业规程 SHJ 22190 石油化工企业设备与管道涂料防腐蚀设计与施工规范 APl Spec 5CT 3 术语 下列术语和定义适用于本标准。 3．1 储气井 storage well 压缩天然气加气站内用于储存压缩天然气的立井。 3.2井筒 wellbore 由套管连接而成的筒体。 4 结构型式与参数 4．1 结构型式 储气井由井口装置、井底封头与井筒组成，如图1所示。 4．2 基本参数 苏里格气田高压气井远程自动开关井技术 徐文龙、梁博羽、李彦彬、梁倚维 （中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018） 摘要：苏里格气田高压气井远程自动开关井技术，在现有气井井口设备的基础上，对井口节流针阀进行改造升级，同时增加相应的控制机构。通过程序控制器和阀门开关控制器联动，实现对井口节流针阀的控制。通过监测井口实时运行参数，模拟人工现场开关井的操作过程，实现高压气井的远程仿人工开关井作业。 关键词：高压气井远程开井仿人工作业 Remote automatic switching technology of high pressure wells in Sulige gas field XuWenLong,LiangBoYu,LiyanBin,LiangYiWei (Sulige gas field research center,ChangQing oil-field company,PetroChina,Xi’an Shanxi 710018,China) Abstract: Remote automatic switching technology of high pressure wells, which uses the existing wellhead equipments, is to renovate and upgrade the needle valve on the wellhead throttle, while increasing corresponding control mechanism. The linkage program controller and valve switching controller work together to control the wellhead throttle needle valve. To make the remote switching of high pressure gas wells works like the manual operation, each steps of well s’ remote controlling must simulate the field artificial operation, basing on the Monitoring of wellhead real-time operating parameters. Keywords: high pressure well, remote switching, artificial operation 1 前言 随着苏里格气田气井数量的逐年攀升，气井的日常开井、关井作业量逐年增多，特别是间歇生产气井的增加，使得气井开关井作业更加频繁。集气站、天然气处理厂的停产检修，会关闭大量的气井，检修完成后的开井作业量非常繁重。由于开井作业需要到每口气井井口操作，而实际的现场操作人员不足，特别是大批量气井开井作业时，一是人员相对比较缺乏，二是开井时间比较长，在一定程度上不能满足上产的需要。 苏里格气田经过5年的探索试验，已经初步建成了数字化气田，形成了“数据采集与无线传输、气井远程控制、单井电子巡井”等一系列数字化技术。通过可以“远程控制的井口电磁阀”对气井进行定压、定时开关井作业已经基本实现。由于中低压地面集输系统运行压力限制，目前的远程控制技术只能对高压气井进行远程关井作业，高压气井的开井作业必须到井场进行人工开井，尚未实现远程自动开井作业。 2 苏里格气田中低压集气工艺模式 Q/SY 高压气井生产测井操作规程 中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司发布 Q/SY TZ 0102—2003 目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 施工准备 (1) 3 测井作业 (2) 4 安全注意事项 (3) I Q/SY TZ 0102—2003 II 前言 本标准是根据塔里木油田高压气井生产测井作业的现场情况，结合四川和吐哈油田的一些经验制定 出来的，对塔里木油田高压气井生产测井作业具有较强的指导性。 本标准由塔里木油田分公司标准化技术委员会提出。 本标准由塔里木油田分公司质量安全环保处归口。 本标准起草单位：塔里木油田分公司油气生产技术部。 本单位主要起草人：刘德叶、杨向同 Q/SY TZ 0102—2003 高压气井生产测井操作规程 1 范围 本标准规定了注、产气剖面生产测井试井施工准备、施工程序及安全注意事项。 本标准适用于塔里木油田的注、产气剖面生产测井施工。 2 施工准备 2.1 资料准备 2.1.1 准备好测井用的以下资料： a) 固井质量图（组合测井图）； b) 井身结构图； c) 气体组分表； d) 地质资料； e) 近期生产资料。 2.1.2 根据测井要求及井况等编写施工作业指导书。 2.2 仪器准备 2.2.1 按设计要求检查并准备好下列仪器： a) 遥传短节； b) 磁定位仪； c) 自然伽玛测井仪； d) 井温仪； e) 压力仪； f) 持水率仪或持气率仪； g) 扶正器； h) 流体密度仪； i) 流量计； j) 加重杆。 2.2.2 自然伽玛测井仪、压力仪、持水（气）率仪、流体密度仪和井温仪应按有关规定进行定期刻度标定。 2.3 设备准备 2.3.1 检查并准备以下设备： a) 数控测井系统（测井车）； b) 测井吊车； c) 高压井口防喷装置； d) 发电机。 2.4 测试井施工条件 2.4.1 井场适合摆放测井设备； 2.4.2 测试井生产正常稳定； 2.4.3 测试井井口各阀门、压力表应工作正常； 2.4.4 测试井管柱和套管内保证干净、畅通。 1 第四章 测试卡片的解释 第一节 储层流体的物性 油气藏是由油气储层、隔层、夹层及盖层等以特定层序组合构成的。油气储层简称储层。储层包括储集油气的岩石以及其中的流体。储层流体是指储存于岩石孔隙中的石油、天然气和水。 石油和天然气是多组分烃类物质的混合物。储层深埋于地下，储层流体处于高温、高压状态，特别是原油中含有大量的天然气。因此，地下储层流体的物理性质与其在地面时相比有极大的差异。油、气组成是影响其高压物性特征的内因；温度、压力是外因。 一、天然气的高压物性 天然气是从地下采出的可燃气体。天然气的高压物性参数，如组成、相对密度、压缩因子、粘度等，是石油工程的基础数据。 天然气是以石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的混合物。天然气的组成是影响天然气物理性质和品质的主要因素。 (一) 天然气的相对密度 天然气的相对密度定义为：在标准状态(20℃，0.101MPa) 下，天然气密度与干燥空气密度的比值，即： Υg ＝ a g ρρ 式中： Υg ——天然气的相对密度； g ρ——天然气的密度，kg ／m 3 ； a ρ——干燥空气的密度，kg ／m 3 。 天然气的相对密度与其相对分子质量成正比。不同类型的天然气，其相对分子质量和相对密度差别较大。 天然气的相对密度一般在0.5—0.8之间。个别含重烃或其他组分多者，相对密度可能大于1。 (二) 压缩因子 目前在石油工程中广泛应用的是压缩因子状态方程。压缩因子状态方程的实质是引入压缩因子用于修正理想气体状态方程，即： PV ＝nZRT 式中 Z ——压缩因子(compressibility factor) 。 压缩因子的物理意义为：在给定温度和压力条件下，实际气体所占的体积与理想气体所占有的体积之比，即： Z ＝实际V / V 理论 压缩因子反映了相对于理想气体，实际气体压缩的难易程度。当Z ＝1时，实际气体相当于理想气体；当Z ＜l 时，实际气体比理想气体易于压缩；当Z ＞1时，实际气体比理想气体难于压缩。 压缩因子不仅与温度、压力有关，而且与气体的性质有关。天然气是多组分混合物，其压缩因子的求取方法主要受其组成的影响。 油层2 - 储层岩石的物理特性 1.岩石的粒度：岩石颗粒的大小称为粒度粒度组成：是指不同粒径范围（粒级）的颗粒占全部颗粒的百分数（含量）通常用质量百分数来表示。测定方法筛析法和沉降法多孔介质 2.不均匀系数：累计分布曲线上累计质量60%所对应的颗粒直径d60与累计质量10%所对应的颗粒直径d10之比称为不均匀系数 3.粒度中值：累计分布曲线上质量50%所对应的颗粒直径Md 粒度分布曲线 4.分选系数: 表示颗粒大小的均匀程度，So 5.岩石的比面: 是指单位体积岩石内孔隙内表面积或单位体积岩石内岩石骨架的总表面积。 6.影响比面大小的因素P112除受粒径影响外，还受颗粒排列方式、颗粒形状、胶结物含量等因素的影响 7.胶结物：是除碎悄屑颗粒以外的化学沉淀物质，一般是结晶的或非结晶的自生矿物，在砂岩中含量不大于50%。胶结物含量增加使岩石的储油能力和渗透能力变差 8.泥质胶结物：是沉积岩粒度分析中粒度小于0.01的物质的总和粘土矿物: 是指天然的土状细粒集合体，当它与少量的水混合时具有可塑性，粘土矿物是指组成粘土主体的矿物 9.自生粘土矿物在砂岩孔隙中的产状的三种基本类型：1）分散质点式2）薄膜式3）架桥式 10.陆源粘土与自生粘土在储层岩石中的产状不同是造成地层非均质性的原因,分布方式不同则造成地层伤害和生产能力下降 11.灰质胶结物：主要由碳酸盐类矿物组成 12.胶结类型P116胶结物在岩石中的分布状况以及它们与碎屑颗粒的接触关系。1）基底式胶结2）孔隙式胶结3）接触式胶结 13.空隙:孔隙空洞裂缝 14.岩石孔隙类型-----按成因分类 1)粒间孔隙 2)杂基内微孔隙 3)晶体次生晶间孔隙 4)纹理及层理缝 5)裂缝孔隙 6)溶蚀孔隙 15.按孔隙大小的分类 1)超毛细管孔隙 2)毛细管孔隙 3)微毛细管孔隙 16.岩石孔隙组成P120是指组成岩石的各种直径的孔隙数量的比例 17.孔隙结构P121是全部孔隙特征的总称，包括岩石孔隙的大小、形状、孔间连通情况、孔隙类型、孔壁粗糙程度等全部孔隙特征和它的构成方式。直接影响到岩石的储集特性和渗流特性 18.孔隙结构参数:孔隙大小及其分选性;孔喉比;孔隙配位数;孔隙迂曲度 19.孔隙结构类型:1)单重孔隙介质:粒间孔隙结构;纯裂缝结构 2)双重孔隙介质:裂缝--粒间孔结构;孔洞--粒间孔结构 3)三重孔隙介质:粒间孔隙--微裂缝--大洞穴;粒间孔隙--微裂缝--大裂缝 20.孔隙度：是指岩石中孔隙体积Vp与岩石总体积Vb的比值，表达式： 第三章储层岩石的物理性质 3-0 简介 石油储集岩可能由粒散的疏松砂岩构成，也可能由非常致密坚硬的砂岩、石灰岩或白云岩构成。岩石颗粒可能与大量的各种物质结合在一起，最常见的是硅石、方解石或粘土。认识岩石的物理性质以及与烃类流体的相互关系，对于正确和评价油藏的动态是十分必要的。 岩石实验分析是确定油藏岩石性质的主要方法。岩心是从油藏条件下采集的，这会引起相应的岩心体积、孔隙度和流体饱和度的变化。有时候还会引起地层的润湿性的变化。这些变化对岩石物性的影响可能很大，也可能很小。主要取决于油层的特性和所研究物性参数，在实验方案中应考虑到这些变化。 有两大类岩心分析方法可以确定储集层岩石的物理性质。 一、常规岩心实验 1、孔隙度 2、渗透率 3、饱和度 二、特殊实验 1、上覆岩石压力， 2、毛管压力， 3、相对渗透率， 4、润湿性， 5、表面与界面张力。 上述岩石的物性参数对油藏工程计算必不可少，因为他们直接影响这烃类物质的数量和分布。而且，当与流体性质结合起来后，还可以研究某一油藏流体的流动状态。 3-1 岩石的孔隙度 岩石的孔隙度是衡量岩石孔隙储集流体（油气水）能力的重要参数。 一、孔隙度定义 岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比。绝对孔隙度和有效孔隙度。 特征体元和孔隙度：对多孔介质进行数学描述的基础定义是孔隙度。定义多孔介质中某一点的孔隙度首先必须选取体元，这个体元不能太小，应当包括足够的有效孔隙数，又不能太大，以便能够代表介质的局部性质。 i i p U U U U M i ??=?→?)(lim )(0 φ，)(lim )(M M M M '=' →φφ 称体积△U 0为多孔介质在数学点M 处的特征体元—多孔介质的质点。这样的定义结果，使得多孔介质成为在每个点上均有孔隙度的连续函数。若这样定义的孔隙度与空间位置无关，则称这种介质对孔隙度而言是均匀介质。对于均匀介质，孔隙度的简单定义为： 绝对孔隙度：V V V V V G P a -==φ 有效孔隙度：V V V V V V n G eP --= = φ 孔隙度是标量，有线孔隙度、面孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度之分。区分 U 0多孔介质孔隙度的定义 φ 第四节储层流体的高压物性 一、名词解释。 1.石油的压缩系数 C(oil compressibility coefficient)： o 2.原油饱和压力 P (crude oil bubble point pressure)： b 3.单相石油体积系数B( single phase volume factor of oil)： 4.两相体积系数 B(bi-phase volume factor)： t 二．判断题。 1.地层油单相体积系数总是大于1的。（） 2.地层油单相体积系数在饱和压力时是最小的。（） 3.地层油粘度在饱和压力时是最小的。（） 4.在低于饱和压力下，随着压力下降地层油也将释放出弹性能量。（） 5.当压力等于饱和压力时，石油两相体积系数大于单相体积系数。（） 6.地层水矿化度愈大，则地层水压缩系数愈大。（） 三．选择题。 1.石油是 A.单质物质 B.化合物 C.混合物 D.不能确定( ) 2.地层油的压缩系数将随着压力增加而，随温度增加而。 A.上升，上升 B.上升，下降 C.下降，上升 D.下降，下降( ) 2 3.在饱和压力下，地层油的单相体积系数最 ，地层油的粘度最 。 A.大，大 B.大，小 C.小，大 D.小，小 ( ) 4.若地层原油中重质组分含量愈高，则其相对密度愈 ，其API 度愈 。 A.大，大 B.大，小 C.小，大 D.小，小 ( ) 5.天然气的体积系数恒 1，地层油的体积系数恒 1 。 A.大于，大于 B.大于，小于 C.小于，大于 D.小于，小于 ( ) 6.温度一定时，地层原油的饱和压力大小主要受_____的控制. A. 地层压力 B. 地层温度 C. 脱气方式 D.油气组成 ( ) 7.当地层压力小于饱和压力时，随着石油中溶解的天然气量 ，石油的粘度 。 A.增加，增大 B.增加，不变 C.降低，降低 D.增加，降低 ( ) 8.温度一定时，石油在 点密度 。 A.临界压力，最小 B.饱和压力，最大 C.地层压力，最大 D.饱和压力，最小 ( ) 9.油气藏中的两种主要水型是 。 A.Na2SO4，NaHCO3 B.Na2SO4，MgCl2 C.CaCl2， MgCl2 D.NaHCO3，CaCl2 ( ) 10.若某水样中+2Ca 的矿化度为2000ppm ，而其原子量为40，则该水样+2Ca 的毫克当量浓高压高产气井排液方式初探2005.6.1
油层物理复习重点
CNG加气站工艺流程图、高压气地下储气井
高压高含硫高产气井酸压与储层改造效果评价经验总结讲解
高温高压气井
高压气地下储气井的安全维护和保养
高压气地下储气井
苏里格气田高压气井远程自动开井技术
高压气井生产测井操作规程
地层测试讲义(第四章)
岩 石 物 性
(完整版)第三章储层岩石的物理性质
第四节 储层流体的高压物性