作者：潘晓梅,陈国强
出版社：石油工业出版社
格式: AZW3, DOCX, EPUB, MOBI, PDF, TXT
油气藏动态分析试读：
前言
本教材是根据石油工业出版社与教育部高职高专油气开采技术专业分委员会2009年10月在大庆职业学院召开的石油高等职业教育油气开采技术专业课程改革与配套教材研讨会会议精神，按照与会的全国石油高职高专院校教师与企业专家共同审定的油气藏动态分析课程标准编写的。
本教材在编写的过程中，注重体现先进性、科学性和实用性的设计理念。（1）先进性：本教材是国内高职高专院校第一本油气藏动态分析“工学结合”教材，所选取的案例大都来自于油田矿场的最新资料，并首次将聚合物动态分析纳入到教材中。（2）科学性：全书编写规范，书中所涉及的各参数和指标均采用国际单位制；按照学生的认知规律，由简单到复杂进行各个学习情境的序化和编排。（3）适用性：本教材在认真分析油田矿场油气藏动态分析实际工作任务的基础上，遵循行动导向教学的理念，以就业为导向，从工作岗位的职业能力培养为重点，基于动态分析的工作过程设计了6个学习情境，19个学习项目。每个学习项目（任务）包括知识目标、技能目标、工作过程知识、典型案例、技能训练等内容，适于一体化教学的使用。
本教材由全国石油高职高专院校联合编写，具体分工如下：学习情境一由大庆职业学院张阁林、董霞编写；学习情境二由渤海石油职业学院陈国强编写项目一，天津工程职业技术学院倪攀编写项目二、项目三；学习情境三由辽河石油职业技术学院黄娅萍编写项目一，大庆职业学院王晓丛编写项目二，大庆职业学院潘晓梅编写项目三、项目四；学习情境四由潘晓梅编写项目一，大庆油田勘探开发研究院姜雪岩编写项目二，克拉玛依职业技术学院廖作才编写项目三，大庆油田第八采油厂四矿吴燕编写项目四；学习情境五由大庆技师学院金海英编写；学习情境六由山东胜利职业学院陈海燕编写。本教材由大庆职业学院潘晓梅与渤海石油职业学院陈国强担任主编，黄娅萍、张阁林任副主编，大庆职业学院姜继水教授与大庆第六采油厂余兴华工程师担任主审。在教材编写期间，大庆油田第八采油厂地质大队的艾立岩、大庆油田第一采油厂的邸玉玲给予了大力的支持，并提出了许多宝贵的建议和意见，在此一并表示感谢。
本书的参考文献只列出了正式出版的书刊，很多内部的出版物或资料未能一一列出，特此说明，并表示感谢。
由于编者的经验不足、水平有限，书中如有错误和不妥之处，敬请批评指正。编 者2011年12月绪 论
一个油气田在投入开发之前，油气层内的流体（油、气、水）处于相对静止的状态。当钻井打开储层，油气田投入开发后，这种平衡状态就会被打破。储层中的油气水在各种力的作用下，产生流动并重新分布，尤其是注水开发的非均质多油层油田，随着注采时间的推移，油层内原始储量不断减少，注入水不断增加，各类油层的动态变化就会更为复杂。在这种情况下，需要运用一切可能的理论方法和工艺技术手段，准确地描述油田投产以后，地下油气水运动的状况和各项生产指标（如压力、产量、含水等）的变化情况，使我们对油田生产规律的认识更符合客观实际，并根据这些规律和存在的问题提出相应的调整措施，充分发挥区块、井组、小层的生产能力，确保油气田高产稳产，提高油气田的最终采收率，这些工作统称为油气藏动态分析。油气藏动态分析不仅是从事油气井生产与管理的一项日常工作，而且也是关系到整个油气田开发成败的关键所在。
一、油气藏动态分析的目的
石油与天然气是国家的战略资源，油气生产必须最大限度地满足国民经济发展的需要。从宏观角度来看，动态分析应找出油气田调整的潜力所在，尽可能使处于上产期的油气田尽快实现产量目标；处于稳产期的油气田努力延长其稳产期；处于递减期的油气田产量尽可能少递减或不递减。从微观角度来看，动态分析由月、季度生产动态分析和年度开发分析相结合，其主要目的是检查各项调整工作是否按时完成，以及其调整效果，保证油田均衡生产和控制含水上升速度，从而保证原油生产任务和各项开发、经济指标的圆满完成。
因此，油气藏动态分析的目的是，找出并掌握油气田开发过程中各项动态指标的变化规律，对油气田开发趋势进行科学的预测，及时对开发方案进行综合调整，实现较高的最终采收率和经济效益的最大化，从而达到科学合理地开发油气田的目的。
二、油气藏动态分析的主要内容及分类
根据油田管理工作的需要，油气藏动态分析一般有以下几种分类方法。
1．按开发单元的大小划分
1）单井动态分析
单井动态分析是指针对一口井进行的开采状况分析，通常是采油井分析，但也涉及注水井。其侧重点是生产动态分析，但也要分析对其有影响的油藏动态、周围生产井及注水井。单井分析重在对井的生产状况、存在问题和潜力的分析。通过单井动态分析应提出科学合理、切实可行的措施意见，使该井的生产状况保持在最佳状态。
2）井组动态分析
井组是油田开发的最小开发单元，由一口（或几口）注水井和周围受它影响的几口采油井共同组成。与单井动态分析比较，井组动态分析重在对注水井与周围采油井的注采连通情况分析。
3）开发单元（区块）动态分析
区块是油田开发中较大的开发单元，它通常是油藏或油田中一个相对独立的区域，或者有地质边界分隔，或者是大油藏由于分步开发所形成的投产时间相对集中的部分，也可以是一个独立的油藏。区块动态分析的对象是整个开发单元，要从大处着眼，典型处着手。
4）油田动态分析
油田是具有构造成因联系的若干个油藏的总和。以整个油田为对象进行动态分析重在展示全油田开采状况和趋势性问题，并以主力区块为例展示地下油层的特征，预测其动态变化。
2．按时间尺度划分
1）旬度动态分析
旬度动态分析是紧跟油水井生产形势的、时间跨度最短的油田动态分析。它主要依据本旬的生产资料对油田生产面貌和油水井生产情况进行及时的分析研究，并依此提出调整油水井工作制度，实施清蜡、保温等管理措施。这是基层队管理人员的一项经常性的工作，在油田生产出现异常或产量紧张时，也常常进行这样的短期动态分析，以便及时分析寻找产量下降的原因，便于采取及时的措施来保证油田生产正常运行。
2）月（季）生产动态分析
每月（季）末，各油田都要对所管辖的油井和区块的开发、生产情况进行一次比较详细的诊断分析，对油田生产形势做出初步的估计，找出异常原因，制定出针对性措施。
3）年度油藏动态分析
每年末，各油田都要进行一次大型的动态分析，总结一年来油田开发生产情况，产量和重点工作完成情况，更要深入地下，分析研究油藏内部的驱替变化和油水运动规律，对来年的动态做出预测，在此基础上论证、编制下一年的油田开发生产计划。
4）阶段开发分析
阶段开发分析是在油田开发的某一阶段，针对开发过程中所反映出的主要问题，有针对性地进行专题研究，为制定不同开发阶段的技术政策界限，进行综合调整和编制长远规划提供依据。一般情况下，在下面三个时期都要进行阶段开发分析：一是五年计划的末期；二是油田进行重大调整措施前（包括层系井网调整、开采方式的转变等）；三是油田稳产阶段结束，开始进入递减阶段。
3．按分析内容划分
油田动态分析的基本内容可概括为两个主要方面：油田开发生产面貌和地下油气水的分布运动变化态势。前者侧重于以生产和能量为主线的生产情况分析，而后者则侧重于地层流体的运动驱替状况的研究。它们之间有紧密的联系，但侧重点不同，因此，动态分析就自然分成生产动态分析和油藏动态分析两个基本类别。
1）生产动态分析
生产动态分析主要依据油（气）水井和区块的近期动态资料，对油（气）井和油（气）田的产量变化、压力、含水、气油比以及注水状况等进行及时的分析。它有两个基本特点：一是时间跨度比较短，一般在年度以内，多为旬度、月度或季度的分析；二是侧重生产现状的分析，重点是油气田开采形势的分析，并提出针对性措施。
2）油（气）藏动态分析
油（气）藏动态分析的特点，一是时间跨度比较长，一般为半年或一年，也有两、三年的；二是侧重于地下油气水分布运动变化的特征与规律的认识研究，重点在于研究认识油藏开发的深层次问题。
三、常用的油气藏动态分析方法
油气藏动态分析的基本方法有统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法等。油田矿场常用的基本方法是统计法和作图法。
1．统计法
统计法是通过对油田开发过程中大量实际生产数据进行统计分析，得出这些数据变化的规律，然后运用这一规律对今后的情况进行预测和指导油田开发工作。
油田动态分析中常用的产量递减规律分析法，就是应用统计法。油井和油田进入递减阶段后，可采用指数递减、双曲递减、调和递减等典型的数学规律来拟合实际生产曲线，并据此预测今后的产量变化情况。
2．作图法
作图法是将收集来的各种油田开发实际资料绘制成相关图幅，从而生动、直观地反映油田开发中的动态变化规律。
3．物质平衡法
物质平衡法是运用物质守恒原理建立油气藏的物质平衡方程式，运用物质平衡方程式测算油气藏的地质储量、产量、天然水侵量等。
4．地下流体力学法
地下流体力学法就是用试井的方法来对油田地下的情况进行分析。试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、气井、水井生产动态的测试来研究地层和井的各种物理参数、生产能力及油、气、水层间连通关系的一种方法。
四、油气藏动态分析技术的发展历程
我国的油气藏动态分析技术主要经历了以下几个方面的转变和发展。
1．从生产动态到开发动态
由最初的产量、含水、压力的“老三点”式的生产动态分析逐步发展到对吸水、产液能力变化的分析；对各种增产增注措施效果的分析；对开发层系、注采井网适应性的分析；对薄差油层和厚油层剩余油分布的分析等诸多方面。近年来，随着油田含水的不断升高，还要通过大量的三次采油方法的分析和对比，以选择最好的提高原油采收率方法。
2．从井组动态到油藏动态
从以注水井为中心的注采井组的分析，发展到从宏观上可以从沉积相的观点出发（工作做得较细的单元可以深入到沉积亚相或沉积微相），以单砂体为单元来分析研究开采动态，完善注采系统，提高水驱储量动用程度；从微相上研究孔内、孔间、孔隙表面非均质对开发效果的影响，并分别采用不同的调整措施。随着层系细分加密调整的进行，对多套层系油水井之间的相互影响的研究越来越深入。
3．从解释动态到预测动态
通过大量的实验室研究和现场试验，人们已经基本掌握了油气藏中各动态参数在常规开采过程中的变化规律。近年来，随着计算机技术的迅速发展，数值模拟计算规模和应用范围的不断扩大，人们不仅能够方便地追溯历史，比较科学地解释现在，也能够比较精确地预测未来油田开发动态的变化，从而大大提高各种开发调整方案的科学性、预见性和经济效益。
4．从单一学科的简单分析到多学科的综合分析
近年来，油田开发理论及其相关学科发展很快，未来的沉积相理论将向微相研究发展，油层厚度0.5m以下的薄层测井解释精度大大提高，二维、三维地震技术应用范围的不断扩大，更有助于快速准确地了解油层中剩余油的分布和调整挖潜。尤其是计算机应用技术的迅速发展和一些分析软件的研制，更是使油气藏动态分析工作的效率和精准性得到了极大的提高，因此，未来的开发动态分析技术将是描述精细、反应迅速、多学科多专业紧密结合的综合技术，同时，这也要求从事开发动态分析工作的石油科技工作者，必须从理论知识和分析手段上做好准备。
伴随着油气田开发的不断深入，油气藏静态描述技术、采油工艺技术和油田测试技术发展日新月异，油气藏动态分析技术也将不断向更高、更深、更广的方向发展。学习情境一油气藏基础资料分析
油气藏动态分析就是在油田开发过程中，利用大量的油气藏及其变化资料，运用科学的方法和手段进行综合分析，从而掌握油田开发的客观规律，指导油田开发的一项工作。因此，进行动态分析应从收集和整理所需的基础资料入手。
油气田动态分析常用的基本资料有：（1）油田地质资料，包括油气藏流体的性质、砂层厚度、有效厚度、渗透率、油层的连通情况、油气水的分布情况等；（2）油水井动态资料；（3）工程资料，包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等。
本学习情境主要学习油层和其中流体的物理性质，油气田开发指标的计算，共包括三个学习项目：
项目一 油气藏流体物性分析
项目二 储层岩石物性分析
项目三 油气田常用开发指标分析项目一 油气藏流体物性分析
油气藏流体性质不同，开发效果也不同，而且流体性质在开发过程中还会不断发生变化。因此，要做好动态分析工作，不仅要了解油藏原始状况下的流体性质，还要掌握开发过程中油藏流体性质的变化规律。
油气藏流体性质资料主要包括天然气性质、原油性质、油田水性质的资料。
本项目主要完成以下任务的学习：
任务一 天然气物性分析
任务二 地层原油物性分析
任务三 地层水物性分析任务一 天然气物性分析知识目标（1）了解天然气的组成与分类；（2）掌握天然气的体积系数、压缩系数等物性参数。技能目标
会整理与分析天然气的物性资料。工作过程知识
天然气是指从地下采出的、在常温常压下呈气态的可燃与不可燃气体的统称，其中以烃类为主，并含有少量非烃气体的混合物。一、天然气的组成和分类
天然气是各种气体的混合物，其主要成分是各种碳氢化合物，其4中甲烷（CH）占绝大多数，一般含量都大于80％，其次为乙烷26384l0（CH）、丙烷（CH）、丁烷（CH）及其他重质气态烃，它们是天然气中的主要可燃成分。除上述烃类气体外，天然气中还含有少量2222二氧化碳（CO）、氮气（N）、氧气（O）、氢气（H）、硫化氢2（HS）、一氧化碳（CO）等气体和极少量氦（He）、氩（Ar）等惰性气体，这些不可燃烧成分，影响天然气的热值。
1．根据重烃含量分类
按天然气中液烃含量的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。5
1）C界定法——干、湿气的划分5
根据天然气中C以上烃类液体的含量多少，划分干气、湿气。353
干气：指1m井口流出物中，C以上烃液含量低于13.5cm的天然气。353
湿气：指1m井口流出物中，C以上烃液含量高于13.5cm的天然气。3
2）C界定法——贫、富气的划分3
根据天然气中C以上烃类液体的含量多少，划分为贫气和富气。333
贫气：指在1m井口流出物中，C以上烃类液体含量低于94cm的天然气。333
富气：指在1m井口流出物中，C以上烃类液体含量高于94cm的天然气。
一般来说，干气的化学组成以甲烷为主，甲烷含量在98％以上，乙烷与乙烷以上的重烃很少或没有。它可来自于地下干气藏，也可由煤层气、沼泽气聚集而成。干气可形成纯气田。
化学组成仍以甲烷为主，甲烷含量在80％～90％之间，乙烷及乙烷以上的重烃超过10％～20％，这样的气体称为湿气。它的出现可以标志地下深部有油藏存在。
湿气常与石油相伴生，而干气多产自纯气藏。
2．根据矿藏分类（1）气田气：天然气中主要含甲烷，约占80％～98％，重烃气体很少，约占0～5％，不含戊烷或戊烷以上的重烃，或含量极少。（2）油田气：天然气中主要成分除含甲烷外，乙烷与乙烷以上的重烃较多，在5％～10％以上，与石油共生，又称为石油气。（3）凝析气：天然气中除含有大量甲烷外，戊烷或戊烷以上的烃类含量也较高，含有汽油和煤油组分。主要是由于油、气藏的埋藏深度加大，处于高温、高压下的碳氢化合物为单相气态，采到地面后，由于温度、压力降低而发生凝结，由原来单相气态的碳氢化合物转为液态石油。近些年来，已发现许多凝析气田。（4）煤层气：天然气中除含有大量甲烷外，重烃气体含量很少，但有较多的二氧化碳气。二、天然气的物理性质
1．天然气的相对分子质量
天然气是多组分气体的混合物，不可能由其分子式算出其相对分子质量。于是，人们引入了“视相对分子质量”的概念。所谓视相对分子质量，是指在0℃、0.1MPa下，体积为22.4L的天然气所具有的质量。换言之，天然气的相对分子质量在数值上等于在标准状态下1mol天然气的质量。
天然气的视相对分子质量可根据组分计算。已知天然气中各组分ii的摩尔组成y和相对分子质量M后，天然气的相对分子质量可由下式求得：式中 M——天然气相对分子质量；i
y ——天然气中组分i的摩尔分数；i
M ——天然气中组分i的相对分子质量。
显然，天然气的组成不同，其视相对分子质量不同。所以天然气没有恒定的相对分子质量。一般干气田的天然气视相对分子质量为16.82～17.98。
2．天然气的密度g
天然气的密度是指单位体积天然气的质量，用符号ρ表示：g33式中 ρ——天然气的密度，g/cm或kg/m；
m——天然气的质量，g或kg；33
V——天然气的体积，cm或m。
3．天然气的相对密度
天然气的相对密度是指在标准状况下，即温度为0℃，压力为0.101MPa的天然气的密度与干燥空气的密度之比。天然气的相对密度一般在0.6～1.0之间，比空气轻。含重烃量多的天然气相对密度也大，如中原油田个别油、气藏的天然气相对密度高达1.0298。相对密度小的天然气，其主要成分以甲烷为主，含量约为90％以上。例如四川某气藏，天然气相对密度为0.562，其甲烷含量高达98.15％，相对密度大的天然气中甲烷含量相对较少。
天然气是各种气体的混合物，重组分气体含量越高，则相对分子质量和密度越大。因此密度可以反映出天然气的气体组分。一般天然气液化后，体积缩小1000倍，故在天然气和石油产量、储量中，常33采用1000m天然气相当1m石油来比较，其利用价值也大致相当。
4．粘度
天然气的粘度是指天然气在流动时，分子间所产生的内摩擦力。粘度是以分子间相互碰撞的形式体现出来的。在压力接近0.101MPa的情况下，温度升高时，分子的活动性增强，碰撞的次数增多，粘度也增加。天然气的粘度受气体组成、温度、压力的影响。但在高压与低压下，其变化规律不同。在低压下，气体的粘度几乎与压力无关，随温度的增加而增大；在高压下，压力变化是影响粘度的主要因素，气体的粘度随压力的增加而增大，随温度的升高而减小。
5．溶解度
任何气体均可不同程度地溶解于液体中。在一定压力下，单位体积的石油所溶解的天然气量，称为该气体在石油中的溶解度。当温度不变时，单组分气体的溶解度与绝对压力成正比。
各种不同成分的气体，在同一温度、压力及同一石油中的溶解度是不同的，一般相对分子质量较大的气体，溶解度也较大。天然气在石油中的溶解度随压力增加而增大，而随温度增加而减小。当天然气溶于石油之后，就会降低石油的相对密度、粘度及表面张力，使石油的流动性增大。天然气也可以溶于水中，但比在石油中的溶解能力小很多。天然气在地下水中的溶解量，随着含盐量的增多而减少。
6．压缩因子Z
一定质量的气体，当压力改变时，气体的体积发生变化。变化量的大小与压力的变化值有关，与原始气体体积的大小有关，也与气体的性质有关。
在低压条件下，天然气可近似视为理想气体（气体分子无体积、气体分子之间无相互作用力的一种假想气体）而采用pV＝nRT。而当天然气处于油气藏的高温、高压条件下时，就需要对该方程进行修正。石油工程中应用最广的天然气状态方程是天然气的压缩状态方程，即在理想气体的状态方程中引入一个系数Z，从而得到实际气体的压缩状态方程，即：式中 p——气体的绝对压力，MPa；3
V——气体所占体积，m；
T——绝对温度，T＝（273＋t）K；
t——摄氏温度，℃；
n——气体的摩尔数，3
R——通用气体常数，R＝0.008314MPa·m/（kmol·K）。
其中，Z通常称为压缩因子，或称偏差系数。其物理意义为：在相同温度压力下，1mol（分子）实际气体的体积与理想气体的体积之比，即：
压缩因子反映了实际气体相对理想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>1时，实际气体较理想气体难于压缩；当Z<1时，实际气体较理想气体易于压缩。
天然气压缩因子的数值一般可用高压物性实验测定或查图版获得。压缩因子是气田开采中计算气层储量必不可少的数据之一。g
7．体积系数B
相同质量的天然气，在地层条件下所占据的体积，与地面标准状况下所占据的体积之比，称为天然气的体积系数。在计算天然气储量和采出量时，可利用体积系数进行地面条件与地层条件体积的换算。天然气的体积系数公式可表示如下：g33式中 B——天然气的体积系数，m/m；sc3
V ——定量的天然气在标准状况下的体积，m；R3
V ——定量的天然气在油气层条件下的体积，m。
通常在测定出气藏的温度、压力的情况下，可根据下式来计算天然气的体积系数：sc式中 p——标准状况下的压力，0.1MPa；
Z——压缩因子；
t——地层温度，℃；
p——地层压力，MPa。g
8．压缩系数C
在等温条件下，当压力变化1MPa时，天然气的体积变化率，称为压缩系数，其公式为：g-1式中 C——天然气的等温压缩系数，MPa。
压缩系数反映了天然气体积随压力变化能力的大小，它是计算气藏弹性储量时非常重要的一个参数。
［案例1-1-1］ 某气田的地层温度为80℃，地层压力为25MPa，天然气的压缩因子为0.87，试计算：（1）天然气的体积系数；63（2）如果累积产气量为2×10m，那么需要向地层注多少水才能保持原始地层压力不变？
解：（1）根据天然气体积系数的计算公式：63（2）要保持原始地层压力，必须弥补采出2×10m的天然气在地下造成的亏空，即需注入水的体积应等于累积产气量的地下体积。Rscg63V ＝VB＝2×10×0.0042＝8400（m）
［案例1-1-2］ 某油田地层温度为95℃，油层压力为20MPa，73天然气（气顶）的地下体积为2.5×10m，试求：g（1）若天然气的体积系数为B＝0.0054，那么气顶的储量是多少（指地面标准状态下的体积）？g-2-1o（2）若C＝2×10MPa，B＝1.2，当地层压力降至15MPa时，依靠气顶气的弹性能量最多可采出多少立方米的地面原油？gg-2983
ΔV＝CVΔp＝2×10×4.62×10×（20-15）＝4.62×10（m）po883
N ＝ΔV/B＝4.62×10/1.2＝3.85×10（m）知识拓展天然气水合物
天然气水合物是由天然气和水在低温（但高于水的凝固温度）、高压下形成的似冰状而且遇火即可燃烧的白色固体，有“可燃冰”、“气冰”、“固体瓦斯”之称。天然气水合物广泛分布于海洋大陆坡沉积物中和陆地永久冻土地带。
天然气水合物是笼形结晶化合物，它的理论化学式可用通式M·2nHO来表示，其中M代表构成水合物的气体分子，n为水合指数（也就是水分子数）。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99％的天然气水合物通常称为甲烷水合物。天然气水合物是一种新型高效能源，其成分与人们平时所使用的天然气成分相近，但更为纯净，可直接点燃，燃烧后几乎不产生任何残渣，污染比煤、石油、天然气都要小得多。开采时只需将固体的天然气水合物升温减压就可释放出大量的甲烷气体。在标准状况下，1单位体积的天然气水合物分解后最多可产生164单位体积的甲烷气体，因而天然气水合物是一种重要的潜在未来资源。
全球天然气水合物的储量是现有天然气、石油储量的2倍，具有广阔的开发前景，美国、日本等国均已经在各自海域发现并开采出天8然气水合物。据测算，我国南海天然气水合物的资源量为700×10t油当量，约相当于我国目前陆上石油、天然气资源量总数的二分之一。任务二 地层原油物性分析知识目标（1）了解原油的组成及分类；（2）掌握原油的体积系数、粘度、压缩系数等物性参数。技能目标
会整理和分析地层油的物性资料。工作过程知识
石油又称为原油，是一种以液体形式存在于地下岩石孔隙中的可燃性有机矿产。从直观上看，它表现为比水稠但比水轻的油脂状液体，多呈褐黑色；化学组成上是以碳氢化合物为主的复杂混合物。
石油的物理性质随其化学组成的不同而有明显的差异。不同性质的石油，对开发、集输、储存、加工影响较大，因此其经济评价也各不相同。一、石油的组成
1．石油的元素组成
根据世界各地油田的石油化学分析资料统计，石油的含碳量为80％～88％，含氢量为10％～14％，碳、氢含量的总和大于95％，石油的碳氢比（C/H）介于5.9～8.5之间。碳、氢两种元素可组成各种复杂的碳氢化合物，即烃类，它是石油组成的主体。
石油中除碳、氢外，还有氧（O）、氮（N）、硫（S）等元素，它们总量一般不超过1％，个别油田可达5％～7％，这些元素在石油中多构成非烃类有机化合物。它们含量虽少，但对石油品质有一定影响，如石油中含硫，则具有腐蚀性，且降低石油的品质。
除上述元素外，在石油成分中还发现有30余种微量元素，但含量较少。其中以钒（V）、镍（Ni）为主，约占微量元素的50％～70％。
2．石油的烃类组成
石油主要是由三种烃类组成，即烷烃、环烷烃和芳香烃。石油中一般不含有不饱和烃。
3．石油的组分
根据石油中不同的物质对某些介质有不同的吸附性和溶解性，可将石油的组分分为四种。（1）油质：油质是由烃类（几乎全部为碳氢化合物）组成的淡色油脂状液体，荧光反应为浅蓝色，它能溶于石油醚中，但不能被硅胶吸附。油质是石油的主要组成部分，含量约为65％～100％。油质含量高，颜色较浅，石油质量好，反之则质量差。（2）胶质：胶质呈浅黄褐色，为半固态的粘糊状流体，密度为31.00～1.07g/cm，能溶于石油醚，也能被硅胶所吸附，荧光反应为淡黄色，多为环烷族烃和芳香族烃组成。在轻质石油中胶质含量一般不超过4％～5％，而在重质石油中胶质含量可达20％，石油呈褐色或黑褐色的原因之一，就是胶质的存在。（3）沥青质：沥青质是暗褐色或黑色的脆性固体物质，温度高于300℃时则分解为气体和焦炭。沥青质的组成元素与胶质基本相同，只是碳氢化合物减少了，而氧、硫、氮的化合物增多了，密度大于31.00g/cm，不溶于石油醚，但可溶于苯、二硫化碳、氯仿、三氯甲烷等有机溶液中，却不溶于酒精、汽油，可被硅胶吸附，荧光反应为深黄褐色。在石油中沥青质含量很少，一般小于1％，个别情况可达3.0％～3.5％。（4）碳质：碳质是黑色固体物质，不具荧光，不溶于有机溶剂，也不被硅胶所吸附，由更高分子碳类物质组成。石油中一般不含或极少含碳质。
4．石油的分类
国际石油市场评价原油商品性质的主要指标有含硫量、含蜡量、含胶质、沥青质及馏分组成等。由于环境保护越来越受到世界各国的重视，含硫量指标直接影响原油的销售价格。而含蜡量、含胶质、沥青质的量对原油的凝固点、流动性都有显著影响，对原油的开采和集输技术提出了更高的要求。按地面原油含硫量、含蜡量、含胶质、沥青质量的不同，其分类见表1-1-1。表1-1-1 原油分类表二、地面原油的物理性质
1．相对密度
石油的相对密度是指在0.101MPa的压力条件下，20℃石油的密度与4℃纯水的密度之比。
石油的相对密度一般介于0.75～0.98之间，个别地区有小于0.75或大于1.0的。例如，美国加利福尼亚油田石油相对密度竟高达1.01，而前苏联苏拉罕油田的石油却为0.71，我国各油田的石油相对密度大多数介于0.82～0.92之间。
一般把相对密度小于0.90的石油称为轻质油；而大于0.90的石油则称为重质油。相对密度小的油质好，相对密度大的油质差。石油相对密度大小取决于石油的化学成分，含烃类多的石油相对密度小，而含胶质、沥青质多的石油相对密度大，相对密度大于1.0的石油，用一般方法难以开采。
2．粘度
石油的粘度是指原油分子发生相对位移时所受到的阻力或内摩擦力，以mPa·s表示。石油粘度的大小，取决于温度、压力和石油的化学成分。粘度随温度升高、溶解气量增加而降低；压力增高时，则粘度增大；石油中轻质油组分增加，粘度随之降低，而蜡、胶质、沥青质含量高时，粘度也高。
石油粘度的大小决定着石油在地下、在管道中的流动性能。粘度大则流动性差，粘度小则流动性好。粘度这个参数，对了解油、气运移，油井动态分析，石油开采及储运都有重要的意义。如果石油粘度过大，原油在地层中或井筒内流动就困难，因此必须采取有效措施，如热力采油、稠油降粘等。如果原油粘度降低一半，在其他条件相同情况下，能使原油流量增加一倍。
我国原油粘度变化范围较大，大庆白垩系原油（50℃）粘度为19～22mPa·s，任丘元古宇原油（50℃）为53～84mPa·s，胜利孤岛原油（50℃）为103～6451mPa·s。根据粘度大小，可将原油划分为四类，见表1-1-2。表1-1-2 原油粘度分类
3．石蜡含量
石油中以溶解状态和悬浮状态存在的石蜡占石油质量的分数称为石油的含蜡量。含蜡量多时，石油相对密度也较大，并且容易在井底和井筒结蜡，从而给采油工作增加困难。我国大庆等油田所产的原油多属于高含蜡原油。
4．凝固点
由于温度下降，石油由液态开始凝固为固态时的温度，称为石油的凝固点。凝固点的高低与石油组分有关，主要取决于石油中含蜡量的多少，含蜡量高的，凝固点也高。原油的凝固点一般在-56～50℃之间。凝固点高于40℃的原油称为高凝油。三、地层原油的物理性质
石油储集在地下储油岩层内，油层的压力和温度都比地面高，并且油层中的石油又总是溶解一定数量的天然气，因而地层油与地面原油的物理性质大不相同。在计算油田储量和合理开发油田时，必须掌握地层条件下石油的物理性质。
1．相对密度和粘度
在地层条件下，石油的相对密度与石油中溶解的天然气量、地层压力和温度有关。石油中溶解气量多则相对密度小，溶解气量少则相对密度大。在其他条件不变的情况下，相对密度随温度升高、溶解天然气量增加而降低。
由于地层油中溶解了一定量的天然气，因此地层油的粘度一般来说要小于地面原油。地层原油在地下1500～7000m处，其粘度值通常仅为地面原油粘度值的50％左右。b
2．饱和压力p
在油层条件下，当地层压力高于一定数值之后，天然气就会完全溶解于石油中，地下的油、气就处于单一液相。当地下石油已被天然气所饱和，多余的天然气就会聚集在油藏上部形成气顶，地下的油、气就处于气液两相。
当油田投入开发后，地层压力会逐渐降低，压力降到某一数值以后，原来溶解在石油中的天然气就不断地分离出来，故把从石油中分离出第一批气泡时的压力，称为石油的饱和压力。对于有气顶的油藏来说，饱和压力等于原始地层压力；而单相状态的石油，未被气体所饱和，地层压力要下降一定的数值，才能出现气相。饱和压力是油田开发的基本数据之一。
饱和压力的大小与石油和天然气的性质有关。天然气在石油中的含量是决定饱和压力大小的一个重要因素，而地层温度也有一定的影响。如原油轻质成分少、重质成分多时，溶解的天然气量少，饱和压力低，反之饱和压力就高；当温度增加时，饱和压力也随之升高。s
3．溶解气油比R
在地层条件下，单位体积的地面原油所能溶解的标准状况下的天然气量称为溶解气油比，可用下式表示：g
式中 V——地层原油在地面脱出的气体体积（标准状态下），3m；os3
V——地面脱气原油（或称储罐油）体积，m；s33
R——在地层压力p、温度T下原油的溶解气油比，m/m。
溶解气油比的大小取决于天然气和石油的组成、温度和压力条件。溶解气油随压力的变化情况如图1-1-1所示。石油中溶解的天然气量多，能使石油的相对密度和粘度减小，体积增大。图1-1-1 溶解气油比曲线
表1-1-3给出了国内外一些油田地层原油的原始溶解气油比（原始溶解气油比是原始地层条件下的溶解气油比），由表中可看出：不同地区的地层原油溶解气油比相差很大，华北油田原始溶解气油比si33si33R＝7.0m/m，含气很少，而挪威的北海油田R＝580m/m，原始溶解气油比高，原油中溶解的气多，有利于原油从井底自喷至地面。表1-1-3 国内外部分油田地层原油的高压物性资料
4．原油的体积系数
地层条件下原油的体积与其在标准状况下地面脱气后原油体积之比值，称为原油的体积系数，可用下式表示：oi33式中 B——原油的体积系数，m/m；地下3
V——地层条件下石油的体积，m；地面地下3
V——与V同体积的石油采到地面脱气后的体积，m。
影响体积系数的因素有压力、温度及石油中的溶解天然气量，其中溶解天然气量对石油体积变化起着主要作用，这在油层压力低于饱和压力时反映最为明显。
由于油层一般都处于高温高压下，地层石油中溶有大量的天然气，溶解的天然气量和油层温度对体积系数的影响，远远超过弹性压缩的影响，故地层条件下石油的体积比在地面脱气后的体积要大，一般石油体积系数均大于1。体积系数是计算石油储量，进行油田动态研究常用的基本参数之一。
5．压缩系数
由于地层原油中一般都溶解了大量的天然气，所以地层原油有随着压力的变化而改变自身体积的能力。当油层压力下降时，这种能力就可以成为一种驱油的能量，通常称之为原油的弹性能，其大小可以o用地层原油的压缩系数C来表示。
地层原油的压缩系数的定义为：当压力下降单位压力时，单位体积原油的体积变化量，可用公式表示如下：o式中 C——地层油的等温压缩系数；b
p 、p——原油的饱和压力和地层压力，MPa；bob3
V 、V——压力p、p下的地下原油体积，m。
原油的压缩系数通常不是常数，而是随压力的增大而减小的一个变量，但在一定的压力范围内，通常将其视为常数。
原油压缩系数随原油性质的变化而变化，原油越轻，压缩系数就4-1越大，但一般在（1～100）×10MPa之间。技能训练i
某油藏原始地层压力p＝23.56MPa，该油井样品实验室PVT分析结果见表1-1-4。表1-1-4 某油井样品实验室PVT分析数据表续表
求：（1）p＝18.37MPa时两相体积系数；3（2）当地层压力为21.77MPa时，假设油井日产原油40m（地面值），地面日产气多少？3（3）地层压力为16.33MPa时，日产天然气450m（标准），地面3原油2m，这些原油、天然气地层中各占多少体积？o33g
解：（1）查表可得：p＝18.37MPa时，B＝1.484m/m，B＝33s330.005464m/m，R＝145.8m/mtosisg
B＝B＋（R-R）B＝1.484＋（167.5-145.8）×0.005464＝1.3654s33（2）查表可得：p＝21.77MPa时，R＝167.5m/mgsos3
地面日产气量V＝RV＝167.5×40＝6700（m）o33g（3）查表可得：p＝16.33MPa时，B＝1.441m/m，B＝330.006115m/moroso3
V＝VB＝1.441×2＝2.882（m）地下地面g3
V＝VB＝450×0.006115＝2.75175（m）知识拓展储层烃类的相态
石油和天然气都是由多种烃类和非烃类所组成的混合物，在地层原始条件下，有的呈单一气相为纯气藏；有的是单一液相的油藏；还有的是油、气两相共存，成为带气顶的油藏。石油和天然气在从地下到地面的采出过程中，状态变化也很复杂。
油藏开发前烃类混合物究竟处于什么相态？为什么开采过程中会发生一系列相态的变化？烃类的相态变化规律是什么？一、体系、相、组分和组成
体系：也称系统，是指由一定种类和质量的物质所组成的整体。整体是指物质本身与其周围是相分离的。
相：指某一体系或系统中具有相同成分，相同物理、化学性质的均匀物质部分。相与相之间有明显的界面。物质一般可以呈气、液、固三种状态，相应均匀体系内的物质分别称为气相、液相、固相。
组分：指混合物体系中的各个成分，如烃类体系中有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、氮气等组分。
组成：指体系中的各个成分或组分及其相对含量，常用百分数表示。
一个体系的相态特征不仅与其组成有关，还与其所处的压力、温度等条件有关。二、油藏烃类的相态图
地下油气藏是复杂的多组分烃类体系，其相态特征取决于体系组成和每一组分的性质，油气藏的相态还取决于其所处的压力和温度。对于不同的油气藏，其相态特征既有许多共同特征，又存在着明显的差异。图1-1-2是典型的多组分烃类体系相图。图1-1-2 分层产液剖面pT
图中相包络线aCCCb把两相区和单相区分开。包络线内是两相区，其中虚线代表液相所占的摩尔百分数，又称等液量线；包络线外P所有流体都以单相存在。aCC线为泡点线，它是液相区和两相区的分界线，该线表示液相摩尔分数为100％。当压力降到等于泡点压力时，体系将出现第一批气泡，此压力又称为该烃类体系的饱和压力，所以泡点线又称为饱和压力线。T
CCb为露点线，它是气相区和两相区的分界线，该线代表气相摩尔分数为100％，当压力升高到露点压力时，体系会出现第一批液滴。P
C点为临界点，即泡点线和露点线的汇合点，相包络线上C点为T体系中两相能共存的最高压力点，称为临界凝析压力；C点为最高温度点，称为临界凝析温度。
当该油藏原始条件（温度和压力）已知时，可根据相图临界点与油气藏原始条件点的相对位置关系，判断该地下油气藏类型。例如图1-1-2中的J点代表一特定多组分烃类系统的原始压力和温度，在这一压力和温度下，该烃类系统是单相液态，即单相原油。因此，J点表示的是一未饱和油藏。I点则代表一饱和油藏，其中原油刚好全部为气体所饱和，压力稍有下降，便有气体从原油中分离出来。L点位于两相区内，它代表一个有气顶的油藏，其中油气两相处于平衡状态，即原油为气体所饱和，压力降低也会导致气体从原油中分离出来，故这类油藏也称为过饱和油藏。F点代表的是一个气藏，该系统在原始条件下是单一气相，等温降压过程也不经过两相区，它总是处于气态。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，即位于等温反凝析区的上方。因此可以判定储层中的烃类体系在原始条件下是以气态存在，但又与纯气藏（或常规气藏）不同。在该气藏开始投产后，当压力降至B以下时（即压力低于上露点压力时），气相中会有液相析出；同时，随着气体的采出，压力的降低，会有更多的液相凝析出来而形成凝析油。
在地下构造中呈气态，在开采时因为降温降压凝结为液态而从天5然气中分离出来的轻质石油称之为凝析油。在常温常压下凝析油中C16～C的烷烃为液态，它是一种特殊的石油，是介于天然气和石油之510间的物质，主要成分是C～C的烷烃，它的性质介于天然气和原油之间。凝析油的相对密度比原油小，一般在0.75左右。凝析油的燃点比原油低，易引起火灾。任务三 地层水物性分析知识目标（1）了解油田水的物理性质；（2）掌握油田水的分类方法。技能目标（1）会分析与整理油田水的资料；（2）能够根据油田水的主要离子含量，划分油田水的水型。工作过程知识
在油田范围内发育的地下水称为油层水。由于油层水长期与储油岩石、原油和胶结物接触，所以地层水的化学组成与地面水完全不同，一般来说，地层水中含有相当多的金属盐类、少量气体、微量元素及有机酸。研究油田水非常重要，在油、气田勘查阶段，油田水的组成及性质，是预测油、气藏存在的依据之一。在油、气田开发阶段，油田水的动态和成分对判断井下情况，分析井间关系，进而合理利用天然驱动能量，也是必不可少的。油田水的深度、压力及含盐度等，对钻井过程中的工程措施和钻井液保护都是重要的资料。一、油田水的产状
根据油田水与油、气分布的相对位置，油田水可分为底水、边水和夹层水。
1．底水
底水是在油、气层底部托着油、气的水。油—水（或气—水）界面仅与油、气层顶面相交，如图1-1-3所示。
2．边水
边水是聚集在油、气层低处（如背斜的翼部），从油、气层边缘部分包围着油、气的地下水。油—水（或气—水）界面与油、气层的顶、底面相交，如图1-1-4所示。
3．夹层水
夹层水是夹在同一油、气层中的较薄而面积不大的地下水。图1-1-3 底水驱动油藏示意图1、2、3—井号图1-1-4 边水驱动油藏示意图1、2、3—井号二、油田水的化学成分
1．油田水中的主要离子
油田水的化学成分非常复杂，所含的离子元素种类也很多，其中最常见的离子包括：＋＋2＋2＋
阳离子：Na、K、Ca、Mg；
阴离子：
油田水中除上述离子外，还含有一些特有的微量元素，其中有碘、溴、锶、硼、钡等。它们与油、气没有直接关系，但若它们含量较高，则表明是油、气保存的有利地质环境，所以可作为寻找油、气的间接标志。
2．油田水的矿化度
通常用矿化度来表示油层水中含盐量的多少。矿化度表示1L水中主要离子的总含量，也就是矿物盐类的总浓度，即水中各种离子、分子和化合物的总含量（单位：mg/L）。
地表的河水和湖水大都是淡水，它们的矿化度在多数情况下都很低，一般为几百毫克每升。海水的总矿化度比较高，可达35000mg/L。与油、气有关的水，一般来说，都以具有高矿化度为特征，这是由于油田水埋藏在地壳深处，长期处于停滞状态，缺乏循环交替所致。例如，科威特布尔干油田白垩系砂岩，水的矿化度为154400mg/L，我国酒泉盆地某油田的油田水矿化度为30000～80000mg/L，大庆油田地层水原始矿化度为5400～8200mg/L。值得注意的是，有些油区因外来水的渗入，与油气有关的地层水矿化度很低。但在通常情况下，海相沉积比陆相沉积中的油田水矿化度高，碳酸盐岩储层中的水比碎屑岩储层中的水矿化度高，保存条件好的储层比敞开程度高的储层中的水矿化度高，埋藏深的比埋藏浅的地层水矿化度高。
3．地层水的硬度
地层水的硬度是指地层水中钙、镁等二价阳离子含量的高低。在使用化学驱（如注入聚合物或活性剂等）时，水的硬度太高，注入化学剂会产生沉淀而影响驱替效果。三、油田水的类型
油田水化学成分的形成取决于它所处的地质环境。在不同的地质环境中，经过长时期的化学及物理作用，形成了各种不同成分的油田水。在不同地质环境中形成的油田水，含有不同类型的盐类。从一些典型的盐类组合中可以反映油田水形成的地质环境。按照苏林分类法，可将油田水分为四种类型，见表1-1-5。表1-1-5 苏林对水型的判别24
1．硫酸钠（NaSO）水型
这种水型代表着大陆环境，是环境封闭条件差的反映，不利于油、气的聚集和保存。3
2．碳酸氢钠（NaHCO）水型
这种水型在油、气田区分布广泛，它的出现一般可作为含油、气良好的标志。2
3．氯化镁（MgCl）水型
海水多为氯化镁水型。氯化镁水型多为过渡类型，在封闭环境中要向氯化钙水型转变。在很多情况下，氯化镁水型存在于油、气田内部。2
4．氯化钙（CaCl）水型
在完全封闭的地质环境中，地下水与地表水完全隔离，不发生水的交替，水的成分继续发生变化，并出现了新的盐类，从而使氯化镁水型转变为氯化钙水型。这是最深部的水型，代表地下水所处的地质环境封闭良好，很有利于油、气的聚集和保存，是含油、气良好的标志。
在油水井动态分析中，经常根据油田水的水型和总矿化度来判断油井的见水情况——见的是注入水还是地层水。经验证明，地层水322多为NaHCO和CaCl两种水型，且油层越深，CaCl水型的可能性越24大，地面水则以NaSO水型居多。
另外，同一油区内，不同油层中水的类型和矿化度也有差异，所以在现场也常应用这两种资料分析多层生产的油井所见水的出水层位，以便比较准确地卡封高含水层，提高油井产量。总之，油田水的水型和总矿化度是油田开发中比较重要的资料。四、地层水的物理高压物性
油田水因含有较多的矿物盐离子，其物理性质与纯水有些不同。油田水的主要物理性质如下所述。
1．密度
油田水由于溶解盐类比较多，所以矿化度也较高，密度变化较大，3一般均大于1g/cm。如四川油田三叠系石灰岩气藏水的密度为1.00133～1.010g/cm，甘肃老君庙油田的油田水密度为1.010～1.050g/cm。
2．粘度
油层水的粘度主要受温度的影响，几乎与压力无关，天然气在水中的溶解量很小，所以溶解气对水的粘度影响不大。水中含盐度越高，其粘度也越大。
3．天然气在地层水中的溶解度
在地层压力、温度条件下，单位体积地面水所溶解的天然气体积，33单位为m/m。天然气在地层水中的溶解度主要取决于压力和矿化度，温度影响较小。
4．地层水的体积系数w
地层水的体积系数B是指在地层压力、温度条件下，地层水的体积与其在地面条件下的体积之比，可用下式表示：w式中 B——地层水的体积系数；wr3
V ——地层条件下地层水的体积，m；ws3
V ——地层水在地面条件下的体积，m。
由于受含盐量的影响，地层水中溶解气量很少，所以地层水体积同地面水的体积相差极小。地层水的体积系数一般在1.01～1.06，一般情况下可近似地看作1。
5．地层水的压缩系数
地层水的压缩系数定义为单位体积地层水体积随压力的变化率，可用下式表示：w-1式中 C——地层水的压缩系数，MPa；w3
V ——地层水的体积，m；3——恒温条件下地层水体积随压力的变化率，m/MPa。-4-1
通常地层水的等温压缩系数数值为（3.7～5.0）×10MPa。在不同的温度、压力区间上，其数值不同。
［案例1-1-3］ 已知某油田地层水的化学组成见表1-1-6，试判断其水型。表1-1-6 某井地层水的化学组成
解：（1）判断1价离子的当量比：，初步判断可243能是NaSO或NaHCO水型。（2）根据，故该油田水型为3NaHCO水型。技能训练
某油藏地层水的化学分析结果见表1-1-7，试确定出地层水的总矿化度和水型。表1-1-7 某油藏地层水的化学组成
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]