第三章 饱和多相流体时岩石的物理性质
储油气层岩石内饱和着油、气、水多相流体，因而存在着错综复杂的流体之间以及流体和孔隙壁面之间的界面关系，它直接影响流体在孔隙中的分布和渗流[1][2][3]。
在研究饱和多相流体的岩石物理性质时，通常是以研究油层中与界面现象有关的表面性质为基础。与界面现象有关的表面张力、吸附作用、润湿作用以及毛细管现象将对流体渗流产生重大影响。此外，多相流体在岩石孔隙中的渗流性质－相渗透率也取决于上述表面性质。
本章内容与物理化学，特别是表面物理化学有十分密切的关系。表面物理化学的理论已在很多学科技术领域中获得了日益广泛的应用。运用表面物理化学的研究成果，研究油层中的各种界面现象，对于认识油层，寻找油气运移富集的规律以及提高油层石油采收率均具有重要的理论和实际意义。
第一节 表面张力和表面能
一、表面张力和表面能的基本概念
由于储油气岩石的孔隙系统具有很大的比表面，因此，当储层流体与很大比表面的矿物颗粒表面相接触时，就会产生分子—表面现象。岩石的比表面越大，在表面层上所产生的分子—表面现象的反应也就越强烈。
正是由于分子表面现象对含有流体的岩石性质起着决定性的作用，因此，在研究含有流体的储集岩性质时，必须首先弄清分子表面现象的基本理论。
度量分子－表面现象的物理性质是表面张力和表面能，并由表面张力过渡到润湿性。
对含有多相流体的孔隙介质的特性来说，必须考虑到两个互不相溶的“相”的分界面上力的影响。如果一相是液体而另一相是气体时，它们的分界面实际上就是液体表面。其界面分子的受力状况如图3-1-1所示。在分界面上的分子M 2，它同时受内部同类分子和相邻气体分子两方面的引力，由于气体对液体的分子引力远小于液体自身的分子引力，使分子M 2经受一指向液体内部的拉力。除了在界面上的分子以外 ，其它分子（如M 1）都被相同的分子所包围，这些分子同包围它的分子之间的相互作用力相互抵销而等于零。与
气液表面不同的是，在两种液相（如油和水）分界表面上的水分子，则受到两方面的影响。一方面，是分布在分界面上的石油分子；另一方面，则是处在这个分界面以下的水分子。作用于这些分子上的力都指向水的内部和沿着分界面的方向。所以它们的总的相互作用力不等于零，而是垂直于分界面并指向液体的内部。
要构成1平方厘米液面的全部分子上所受到的这一个力，称为分子压力或内压力。用[达因/平方厘米]或[公斤/平方厘米]量度。分子压力的大小取决于它的物理化学性质。
厚度等于分子间相互作用力的作用半径的分子层，称为表面层。
因为在表面层上存在着分子压力，所以为了形成新的表面，就需要消耗一定的功，才能把分子从液体内部移入表面层。这些功就转化成表面层的能量—表面能。位于表面层上的分子，被极力拉向液体内部，因而它的表面也就尽力收缩。
刚刚形成的1平方厘米表面所带有的功，称为比自由表面能或表面张力（σ）：
S R
=
σ 或 R = σS
式中，R ——刚形成的总表面所带有的功。亦即自由表面能，尔格；S ——刚形成的表
图3-1-1 界面分子受力状况示意图
面积，平方厘米；σ= 比自由表面能，以尔格/平方厘米来度量；或称为表面张力，以达因/厘米来度量。
对于储油（气）层来说，表面张力可以存在于以下各个界面上。即油—水（σow）、油—气（σog）、气—水（σgw）、油—岩石（σo）、水—岩石（σw）和气—岩石（σg）的界面上。
表面张力产生的根本原因是分子间引力。由于相同分子或不同分子之间分子引力的差异，不同物质之间具有不同的表面张力（表3-1-1、表3-1-2）。
二、流体的极性
在油田的实际资料研究中，可以明显地看到不同的油类与同一成分的水，它们之间的表面张力彼此不同。这是因为在油—水两相之间相互作用的分子间力的强度是彼此不同的。
在物理化学中论述有关表面现象时，通常是把作用于该相流体上的分子间力的强度单位，称为液体的极性。
由此就很容易明白，液体的分子压力越大，则其极性也就越大。随着流体极性的增加，也就是随着其分子压力的增加，液体分子的结合强度及介电常数就增大，而压缩性则变小。相互接触之各相彼此在极性上的差别愈大，在它们分界面上的表面张力也就愈大。当接触相双方之极性相等时，它们之间的表面张力就等于零，而分界面就不存在。此时，亦即两相可发生全面的相互溶解作用。随着互相接触的各种互溶性之降低，表面张力就增大。
因此，不难得出结论：各种石油与水接触时的表面张力值不同，是因为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为各种石油中极性组分的含量不同。水相对于各种石油来说，是一种极性最大的流体，因此，随着石油极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。
显然，当两种流体相接触时，流体的极性是决定它们之间表面张力的内在因素。
三、温度和压力对表面张力的影响
当纯质液体与蒸汽相接触时，如与蒸汽的临界点相差很远，则表面张力的大小与温度变化呈线性关系。随着温度的增加，液体的表面张力就减小，这是因为提高温度会使分子力变小。这一关系可以用下式确定
σt= σo(1－γt) （3-1）式中γ = 表面张力的温度系数。这一系数远距临界点时保持定值，而在温度接近临界点时则急剧地改变；t = 系统的温度，℃；σo = 当系统为0℃时系统的表面张力；σt = 当温度为t℃时系统的表面张力。
压力对表面张力的影响则与温度的影响不同。因为随着压力的升高，气体和液体的相互溶解度也提高，此时液体和气体分界面上的表面张力将随着压力之升高而下降。
在表3-1-3中有不同温度及压力下水与气体分界面上的表面张力数据。由此表可见，无论是提高压力还是提高温度，都会使水与气体分界面上的表面张力下降。类似的情况在油—气分界面上也可以见到。
压 力 MPa 表面张力（达因/厘米） 压 力 MPa 表面张力（达因/厘米） 25℃ 65℃ 25℃ 65℃ 0 74.1 67.5 7.05 55.9 50.4 0.71 71.1 63.2 10.50 51.6 46.5 1.76 66.5 58.8 14.00 47.9 42.3 3.52
61.8
55.5
19.00
44.1
39.5
然而，在油层情况下，当存在油、气、水三相时，油和水之间的表面张力的变化主要取决于气体在油中的溶解度。压力越高，气体在石油中的溶解度也就越大，致使油和水的极性差变大，油—水的表面张力也随之增大。
如果加在系统上的压力高于石油被天然气所饱和时的压力，也就是说在全部气体都溶解于石油中以后还继续提高压力，在这种情况下，由于石油被压缩而使分子间力增大，油—水界面上的表面张力也将随之降低。
在有溶解气存在的情况下，油水表面张力与压力的实验关系如图3-1-2所示。注意到当压力超过饱和压力时，表面张力随压力的继续增高而下降，但不同的石油和溶解气，其表面张力下降的数值不尽相同。 由上可见，当估计地层条件下的油—水界面张力的变化趋势时，需要同时考虑气体的溶解度、地层压力、温度、饱和压力等各种因素。
四、吸附与表面张力
实际的地下流体都存在不同的可溶性物质，这就使液体分界面上的表面现象更加复杂化。在液体中可溶物质在体积内部以及在表面层之间的分布是不一样的。在某些情况下，可溶性物质在表面层中之浓度，要比在体积内的浓度要大一些；而在另一种情况下，却又正好相反。这种与可溶性物质在表面层中的分布有关的现象，被称为吸附作用。每平方厘米表面吸附的可溶性物质的克数称为比吸附，用以定量描述吸附量的大小。比吸附的大小可用克/平方厘米或摩尔/平方厘米来表示。若在表面层中有过剩的可溶物质就把它称为正吸附，而过少时则称为负吸附。
吸附作用既可发生在液体表面，也可发生在固体表面。两者之间没有本质上的差别。固体表面的吸附有如下规律：
1．固体表面对被吸附物质的吸附量（一般用固体单位重量的吸附量表示），随着吸附表面的加大而增加。
2．固体表面不象液体那样平滑，而是凹凸不平，其表面物质成份也不均一，不同的成分具有不同的吸附性能，所以固体的吸附具有选择性。固体表面的不同部位其吸附效果常有较大差异；
3．吸附作用都是放热的，所以随着温度升高，其吸附量要降低；
4．吸附量与被吸附物质的浓度成正比，浓度越大，吸附量越大。例如水溶液中的溶解物质在固体表面的吸附量与该物质在水中的浓度有关系。气体具有较大的压缩性，固体表面对于气体的吸附量将随压力之升高（浓度增大）而增大。
5．固体表面既可以吸附溶剂（液体本身），也可以吸附其中的被溶物质。对于不同物
图3-1-2 在有溶解气的条件下
油水表面张力与压力的关系 (Hocott ，1938)箭头指饱和压力
质的吸附能力是不同的，一般来说，极性的吸附剂容易吸附极性物质，而非极性的吸附剂容易吸附非极性物质。油层岩石的矿物大都是极性的，所以极性大的流体（如水）容易被岩石所吸附，石油中各种烃的氧、硫、氮化合物，如环烷酸、胶质和沥青质具有极性结构，则可以被岩石表面所吸附。
关于固体表面吸附层的厚度问题，根据朗格茂（Langmuir ，1916）的单分子层吸附理论和BET 多分子层吸附理论，气体在固体表面上的吸附可以是单分子层的，但大多数情况下
是呈多分子层的。一般的分子直径为10－8厘米左右，水分子直径为4×10－
8厘米，根据实际测量，液体和气体分子在固体表面的吸附层厚度为0.001微米—0.21微米。不同固体表面和液体（气体）的吸附层厚度如表3-1-4所示。研究指出，这种吸附层是十分牢固的，在一般压力差下是不能除去的，水被吸附在岩石颗粒表面常形成不可流动的束缚水。
除了在固体表面上的吸附而外，液体界面也存在吸附作用。液体中溶解有各种可溶物质，这些溶解物质的存在会改变液体原来的界面性质。例如，水中溶有醇、酸等有机物质，可以使表面张力降低；而当溶入某些无机盐类时，如NaCl 、MgCl 2、CaCl 2等则可提高其表面张力。
五、表面能和表面张力的小结
1．只有存在不互溶的两相时自由表面能才存在。图3-1-3是以水和空气为界面来讨论的，如果将水和空气换成任意两相，不论是气—液、液—液、气—固还是液—固，只要存在界面就将存在自由表面能；互溶的两相，如酒精和水，汽油和原油，没有界面存在，所以就不存在自由表面能。
固 体 液 体 吸附层厚度 （微米） 玻 璃 水 溶 液 0.01—0.001
石 英 水 溶 液 0.02 石 英 水 0.1 玻 璃 水 0.075 玻璃毛管 庚 基 酸 0.21 固 体
N 2，CO 2
0.001
2．界面越大，自由表面能也就越大。根据热力学第二定律，任何自由能都趋于最小的趋势，所以，一滴水银掉在桌上成球形，是由于等体积的水银以球形的表面积为最小，其表面能亦居于最小的缘故。
3．自由表面能并非只限于界面的单分子层，而是由两相界面逐步过渡到分子力场达到平衡前所包括的
整个界面层都存在有自由表面能，界面层中分子的热力学性质是连续变化的，直至分子力场达到平衡为止。
4．两相界面层自由表面能的大小和两相分子的性质有关系，两相分子的极性差越大，表面能也越大。水是液体中极性最大的，而干净的空气极性很小，因此，水和空气为界面的自由表面能则最大。反之，两相分子的极性差越小，表面能越小。原油和四氯化碳的极性差很小，所以其两相界面的自由表面能也很小，乃至界面消失而互溶，正因如此，所以油层物理实验室有时用四氯化碳来提取岩心中的原油。
5．两相界面的自由表面能还和物质的相态有关系，液相和气相为界面的自由表面能一般比液相和液相为界面的要大，例如油和气为界面的表面能就大于油和水为界面的表面能。固相的表面能就更大。
6．只就两相界面来说，表面张力只是自由表面能的一种表示方法，并非在两相界面存在什么真实的“张力”，只有在三相周界上才有界面的张力存在，它是各自两相界面层自由
图3-1-3 三相周界表面 张力相互作用示意图
表面能在三相周界的接触点相互“争夺”的结果。如图3-1-3所示，一滴油滴在水面上则有三种界面，即油—气（2—3）、油—水（2—1）和水—气（1—3）界面，各自界面层的表面能在三相周界的争夺则呈现三种表面张力σ2.3、σ1.2和σ1.3，当三者达到平衡时则
σ1.3 = σ1.2+σ2.3
也只有在争夺过程中最后达到平衡的情况下才有张力的表现。两相表面张力的大小等于各自的比表面能；表面张力的方向，界面为平面则在界面上，界面为曲线，则在切线上；力的作用点则为三相周界的接触点。
7．凡是提到某物质的表面张力都应具体说明两相的确切物质或代号是什么，不加说明者一般便认为其中一相为空气。例如，通常说水的表面张力等于72.75尔格/厘米2，即指水和空气而言。
8．随温度和压力的增加油气的表面张力减小。任何液—气两相的表面张力都呈现这一规律。因此，地层油由于高温、高压、溶解有大量的天然气，所以，油藏中气顶附近的油气界面的表面张力小于地面脱气原油的表面张力。
六、表面张力的测定方法
表面张力的测定方法很多，如毛细管上升法、液滴重量法、悬挂液滴（气泡）法、液滴（气泡）最大压力法、吊板及吊环法等等。这里主要介绍利用在毛细管端点产生的液滴或气泡来确定表面张力的方法。液滴重量法，悬挂液滴（气泡）法及液滴（气泡）最大压力法均属此类。
当从毛细管端点排出液滴或气泡时，所排出的液滴或气泡在其表面张力的作用下，力图把液滴推回毛细管内。在重力作用下，一个液滴要脱离毛细管末端，必须克服表面张力。即液滴重量G 应和表面张力σ成正比，即
G = Kσ （3-2） 式中，K ——仪器常数，可通过已知表面张力的液体求出。这样，只要测得液滴重量，即可算出表面张力。在测定时，可以记录滴下液滴的数量n ，然后将全部液滴称其总重量G 总，于是平均的一个液滴的重量即为G = G 总/n 。测定仪器如图3-1-4所示。
当液滴在重力作用下要脱离毛细管末端时，表面张力也与脱落时的液滴形状成比例。将正要滴出的液滴进行拍照，然后在照片上测量液滴的最大直径d 1，以及距离液滴顶端为d 1处的直径d 2，根据下面的公式计算表面张力
H g d 2121)(ρρσ-=
（3-3）
式中，ρ1——悬挂液滴的密度；ρ2——液滴周围介质的密度；
H 是d 2/d 1比值有关的函数，它与液滴的形状有关，可以在有关的表格中查出。这种方法就称为悬挂液滴法（图3-1-5）。悬挂液滴
法的精度较高，液—气，液—液的表面张力均可以测量，但设备较为
复杂，操作比较麻烦。
通常在实验室使用的是液滴（气泡）最大压力法。 当毛细管末端的液滴（或气泡）需要施加一定压力才能使液滴（或气泡）脱离时，则所施加的压力与表面张力成比例（图3-1-6）。测量液滴（或气泡）脱离时的最大压力，可以计算表面张力。这
就是液滴（气泡）最大压力法。 图3-1-7是用液滴（气泡）最大压力法测定表面张力装置的示意图。如果已知毛细管半径r 并测出液体压力计中的液体密度ρ，那么，只要读出在液体压力计中的液柱高度H ，就可以求出表面张力，其计算式如下： rp
21=
σ
（3-4）
图3-1-4 液滴重量法
图3-1-5 悬挂液滴法
式中，p ——ρgH ，达因/平方厘米，可以利用液体压力计根据密度ρ的液体的液柱高度H 来测定；H ——液体压力计中的液柱高度，厘米；ρ——测压液体的密度，克/立方厘米；g ——重力加速度，厘米/平方秒；r ——毛细管半径，厘米。
将p 值代入式（3-4），则表面张力σ为
rpgH 21
=
σ （3-5）
只要读出H 值，就可求出σ值来。该法设备简单，精度较高，应用比较广泛。
地层条件下流体界面张力的测定需要比较复杂的设备，目前尚未普及应用。
七、地层条件下界面张力的确定方法
由于在地层条件下流体承受到高温、高压，因此，在实验室中模拟地层条件所需设备就很复杂。这里介绍几种方法，可以比较精确地估计出地
层条件下流体的界面张力。
1．根据实验室测定结果确定 斯坦丁(Standing ，M.B.)[4]和霍考特（Hocott ，E.W.）等学者曾在实验室中测定过在高温高压下气—水和油—水之间的界面张力，其测定结果如图3-1-8所示。由图可见，随着温度升高，气—水和油—水的界面张力都下降；而随着压力升高，气—水的表面张力急剧下降，而油—水的界面张力开始上升，在压力大于10MPa 后
面张力逐渐平稳。根据实验确定的地层条件下的气—水表面张力一般在30~50达因/厘米，油
—水界面张力则在30~35达因/厘米。
当温度超
过150oF ，以及压力超过40MPa 时，在实验室内没有得出分析结果。
2．地层条件下气—水界面张力的确定[5] 在大气温度和压力下，甲烷气—地层水的界面张力约为70达因/厘米。随着温度的变化，在压力增高每0.68MPa 时，气—水界面张力降低5~10达因/厘米。随着压力的不同，在温度增加时气—水界面张力约降低0.1~1.0达因/（厘米·oF ）。已作出温度和压力对甲烷—水系统影响的诺模图（图3-1-9），可以估算一定的地下温度和压力下的甲烷—
水的界面张力。用图3-1-9估算的气—水界面
张力用于勘探中的气—水—岩石的排驱压力
具有足够的精度。当气相中有较多的乙烷、丙烷和其它重组份时，会使界面张力降低，使其低于诺模图所表示的纯甲烷—水系统的数值。
3．地层条件下油—水界面张力的确定
图3-1-6 施于一定压力使气泡脱离
图3-1-7 液滴气泡最大压力法测表面能力示意图
图3-1-8 表面张力或界面张力 作为温度与压力的函数 图3-1-9 不同温度和压力下甲烷－
水界面张力的诺模图
许多学者研究了温度对于油水界面张力的影响，其变化十分复杂，但其总的趋势是温度增高，油水界面张力降低。综合一些研究者的成果来看，对于孔隙系统—原油—地层水来说，为了勘探的目的，可以设定油水界面张力当温度每升高1oF 时，其值要降低约0.1达因/厘米是合理的。
如果所研究的油—水系统只有在地表温度下测定的界面张力值，那么，根据估算油藏温度下油水界面张力的诺模图（图3-1-10），可以查出在地层温度下的油—水界面张力。其查图方法可见图下的实例说明。必须注意，当温度和压力很高的情况下，界面张力数值不清，诺模图的线条不能延伸到5达因/厘米以下。可是，在高温高压下油—水界面张力会继续下降，甚至变为零。在高温高压下这种界面张力的降低将直接影响到石油是否可以从生油岩一次运移到储集层中去的机理。根据图3-1-10可知，地层条件下油—水界面张力可以从5变化到35达因/厘米。
上面介绍了温度对油—水界面张力的影响，压力对于油水界面张力的影响也很复杂。对于原油—地层水系统，压力在10MPa 以上时，再增高压力对界面张力没有影响。一般来说，压力对石油—地层水界面张力的影响比温度要小得多，有时可以忽略不计。 下面列出一些数据，反映了国内外油气田的界面张力值（表3-1-5）。 按利文斯通（Livingston ，1938）对美国34个不同年代的得克萨斯油藏的原油和地层水的测定，认为：对于中等密度原油（30~40oAPI ），70oF 时为21达因/厘米；低比重原油（大于40oAPI ）约为15达因/厘米；高比重原油（小于30oAPI ）则为30达因/厘米。与表3-1-5的数值大致相同，随着原油比重和粘度降低，界面张力也随之降低。
油田名称 油水界面张力 达因/厘米 测 定 条 件 乌赫金石油 33.3 地 面 杜依玛兹石油 30.2 地 面 伊利诺夫斯克石油 23.9 地 面 罗马什金石油 25.6 地 面 老格罗兹内Ⅱ/H Ⅱ 26.0 地 面 老格罗兹内Ⅱ/H ⅢB 25.2 地 面 老格罗兹内Ⅱ/H ⅡB 27.4 地 面 得克萨斯34个油田
13.6—34.3 地 面 胜利油田 23—31 70℃ 辽河油田 9—24 45℃~85℃ 大庆油田 30—36 地 下 长庆油田
28.6
51℃
图3-1-10 估算储层温度时的油－水界面张力的诺模图
假定增加1oF 温度时减少0.1达因/厘米。例(1)：界面张力不知，温度17oF ，油
水系统平均地下界面张力10达因/厘米；例(2)：界面张力28达因/厘米（70oF 时平均值），温度150oF ，地下界面张力20达因/厘米（Schowalter, 1979）
任丘油田 40
地 面
第二节 润 湿 性[6]
一、润湿作用
液体和固体接触时，会产生不同的形状。如果我们在固体表面上滴一滴液体，这液滴可能沿固体表面立即扩散开来，也可能仍以液滴形状附着于固体表面。我们将液滴或气体在固体表面的扩散现象称为润湿作用。当液滴在固体表面立即扩散，即称为该种液体润湿固
体表面；当液滴呈圆珠状，不沿固体表
面扩散，则称为该种液体不润湿固体表面。在一般
情况下，水可以润湿固体表面，而油则不润湿固体表面（图3-2-1）。
在讨论润湿作用时，总是指“三相”体系，其中一相是固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。在油层中是油—水—岩石三相，而在气层中则为气—水—岩石三相。在三相体系中，两种流体相中其中一相可以优先地润湿固体表面，这一现象称为选择性润湿。图3-2-2表示水相选择性地润湿固体表面。对于油气储层岩石来说，水相选择性润湿固体表面时，称为亲水性；而油相选择性润湿固体表面时，则称为憎水性。气相一般是非润湿相，因此，气层岩石一般都是亲水的。
二、附着张力和润湿接触角
液体对固体的润湿程度可用润湿接触角来度量，图3-2-1和图3-2-2中的θ角即为润湿接触角。润湿角的测量是从具有比较大的密度的液相算起，θ角可以从0o变化到180o。
液体对于固体表面的润湿作用可以用物质的表面物理化学性质来解释。液体对固体表面的润湿与否取决于液体对于固体及液体自身的分子引力。当液体对固体的分子引力（附着力）大于液体自身的分子引力（内聚力）时，液体将润湿固体。因此，固体表面的润湿性也可以用附着张力来度量。所谓附着张力就是油—固体界面和水—固体界面的界面张力之差。它表示水或油对固体表面的附着能力，可以表示为
A = σo －σw = σow cos θow （3-6）
式中，A ——附着张力；σo ——油—固体界面上的界面张力；σw ——水—固体界面上的界面张力；σow ——油—水界面上的界面张力；θow ——固体表面上油、水、固三相交点切于液体界面之间的夹角，亦即润湿接触角。
按照式3-6，当附着张力A 是正值时，此时θow <90o，表示水有选择地润湿固体表面；而当附着张力A 是负值时，此时θow >90o，表示油是有选择地润湿固体表面。如果附着张力A = 0，则两相具有相同润湿固体的能力（或称中性）。很明显，附着张力就是表征了润湿相粘附固体表面的能力以及沿固体表面渗漫的能力大小。
三、不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿性
实际含油气层是十分复杂的，它存在有多种矿物成分组成的固体表面，以及多种多样的两相流体组合，它们都会影响岩石的润湿性。图3-2-3表示不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿情况。图中选用了两种在储油层中最常见的矿物——方解石和石英作为固体表面，而选择有机流体模拟烃类，它具有一定的代表性。
图3-2-1 液体对固体表面的润湿作用
图3-2-2 油－水－固体接触的情况
由图3-2-3可见，对于水—异辛烷系统，水都能选择性地润湿石英表面和方解石表面，其润湿接触角都是30o。对于水—异辛烷+5.7%异奎林系统，虽然水都能选择性地润湿石英表面和方解石表面，但润湿程度不同，对于石英表面来说，θ = 85o，石英表面接近于中性，而对于方解石表石，θ = 45o，仍具有较强的亲水性。对于水—异奎林系统，水可以润湿方解石表面（θ = 54o），而油不能润湿石英表面（θ = 158o）；对于水—环烷酸系统，水可以润湿石英表面（θ = 35o），而油不能润湿方解石表面（θ = 106o）。显然，这个例子指出了岩石矿物成分的改变以及液相本身的属性，均可影响润湿接触角及它们的界面张力。
对油—水—岩石系统来说，根据不同的油、水化学成分以及岩石的矿物成分，可以把岩石表面划分为亲水表面，或称水湿表面以及憎水表面，或称油湿表面，对于两种流体相，可以分别称为润湿相和非润湿相。
四、润湿滞后[3]
将固体表面倾斜一个角度α，则发现三相周界不能立刻向前移动，它有一迟缓时间，从而使得原始的接触角发生改变，如图3-2-4所示，水驱油的θ1>θ，油驱水的θ2<θ。θ1称为前进角，θ2称为后退角。θ1>θ>θ2是润湿滞后的结果。润湿滞后，即三相润湿周界沿固体表面移动的迟缓。
润湿滞后的大小与三种因素有关： （1）与三相周界的移动方向有关，如图3-2-4所示，是水驱油方向呢还是油驱水方向？水驱油则θ1>θ，油驱水则θ2<θ；也就是和润湿次序有关，一开始是油和固体表面接触，后来水把油赶走代之以水和固体表面接触，这种润湿次序包含着水驱油的润湿滞后过程；反之亦然。由润湿次序不同而引起的接触角的变化称为静润湿滞后，前进角和后退角的余弦差cos θ2 － cos θ1 = B 2
－B 1 =ΔB 可以表示润湿滞后的程度。
（2）与三相周界的移运速度有关，
如图3-2-5所
示，v 1
（3）与固体表面的粗糙度和表面活性物质的吸附有关，从图3-2-6的水/油/大理石系统的前进角和松驰时间的关系可以看出，光滑的干净大理石趋于平衡的速度很快；而在油中预浸59天的大理石松驰时间就较长；经过油酸的预处理后就更长。而曲线2和3
图3-2-5 动润湿滞后
图3-2-6 水/油/大理石系统的原始
前进角与松驰时间的关系
1－干净大理石；2－在油中预浸59天；3－用油酸处理
图3-2-4 润湿滞后的前进角θ1
和后退角θ2
显然和活性物质吸附有关系，油酸本身就是活性物质。
固体的棱角和尖锐凸起对润湿滞后有很大影响。试验表明，尖棱对三相周界的移动阻力很大，三相周界到达尖棱处则遇阻，如图3-2-7所示，此时的接触角θ看来还应加上“棱
角τ”才能反映滞后情况，棱角越大滞后也越大。
五、实际油层的润湿性[7]
上面提到的是普遍的情况，它是假设固体表面是光滑、清洁、干燥的表面，每一相液体在成分上也是纯质的。可是，在实际储油（气）层的
油—水—岩石系统中，有两个极为重要的因素需
要考虑（Marsden ，1965）。第一个因素是流体成分不纯，或者在驱替或迁移过程中被污染了。每一个流体相都可以是这样的情况，这种不纯的流体相仍然要粘附在固体表面。这些不纯物质即使很少，也能够改变理想系统的润湿接触角；第二个因素是所谓的前进接触角和后退接触角。通常认为实际上流体在平的固体表面受到一种力的作用后就是不对称的，它不是呈现一个对称的液滴，而是呈现一个偏心的小滴（图3-2-8）。对于纯洁流体在固体平面的理想系统，前进接触角应当等于后退接触角。可是对于
大多数实际的油层情况，由于流体不可避免要被污染，或者是由于固体表面粗糙不平，这种润湿滞后现象不可避免地会产生，而且其前进接触角θA 总是大于后退接触角θR 的。
在储油（气）层中，所感兴趣的是在孔隙—喉道中的前进和后退接触角。这时，可以把由非润湿相排驱润湿相（排驱过程）时所形成的界面接触角
定义为后退接触角θR ；而把由润湿相排驱非润湿相
（吸入过程）时所形成的界面接触角定义为前进接触角θA 。图3-2-9a 表示由于管壁粗糙引起在吸入和排驱时，θA >θR 。图3-2-9b 表示不仅由于管壁粗糙，而且孔隙—毛细管是可变断面的情况时，其视前进接触角ФA 大于视后退接触角ФR 。采用“视”的名称，是因为它是可变的，而不是固定不变的。
孔隙—喉道通常是可变断面的。在光滑的可变断面孔隙中，流体在毛细管中的排驱和吸入同样会发生润湿滞后（图3-2-10）。如果定义光滑、清洁的固体表面的流体接触角为θE ，那么，在排驱过程中，由于孔隙断面的变化，其接触角要进行校正，校正后的数值等于（θE －a ）；而在吸入过程中，同样，校正后的数值等于（θE +a ）。其中a 是孔隙为圆锥形时的半锥角。
实际上粗糙表面可变断面的孔隙—喉道系统的前进角或后退角通常是无法测定的。只能使用排驱和吸入的毛管压力—饱和度资料根据其门槛压力（排驱压力）来确定“视接触角”的数值。视接触角和实际的接触角的关系为
??
?-=+=a a R R A A θφθφ （3-7）
图3-2-7 固体尖棱的接触角θ和形角τ
图3-2-8 润湿流体的一滴在受力作用下，
可以造成前进的和后退的接触角
θA ：前进接触角θR ：后退接触角
（Morrow, 1976）
对于储油岩石润湿性的测定和研究已经进行了几十年。但是，近十几年来在润湿性研究方面，特别要提到的是Treiber 等（1972）和Morrow （1976）按流体的前进接触角和后退接触角对55个储油层进行的定量分类（表3-2-1）。在他们所研究的五十五个储油层中，按流体对岩石的润湿性来说，竟有达75%的储油层是非水湿的，它们或者是油湿的，或者是中性的。
表3-2-1 流体在光滑矿物表面的润湿角及其分类（Treiber 等，1972[8]；Morrow ，1976[7]）
润湿性分类
水 湿 中 性 油 湿 Treiber 等划分的接触角范围 0o—75o
75o—105o
105o—180o
（在光滑矿物表面上的θA ） 砂岩储集层的数目 13（43%） 2（7%） 15（50%） 碳酸盐储集层的数目 2（8%） 2（8%） 21（84%） 总数
15（27%） 4（7%） 36（66%） Morrow 划分的接触角范围 θA <62o θA >62o θA >133o
θR >133o θA = θR 砂岩储集层的数目 12（40%） 10（33%） 8（27%） 碳酸盐储集层的数目 2（8%） 16（64%） 7（28%） 总数
14（26%）
26（47%）
15（27%）
因此，实际储油层的孔隙内部的流体分布特征也就随润湿性的不同而有很大的变化。
例如；对于油湿岩石，油分布在岩石颗粒表面以及微细的孔隙喉道之中；对于水湿岩石，水则分布在岩石颗粒表面和细孔隙喉道之中。对于中间润湿性的岩石来说，流体的分布还与流体的饱和顺序有关，如果原来是石油占据细小的孔隙，那么目前仍然是石油占据在岩石颗粒表面和细孔隙喉道中。如果原来是水占据细小的孔隙，那么目前仍然是水占据在岩石颗粒表面和孔隙喉道中。
目前对润湿性的定量分类是将润湿性分为水湿、油湿和中间润湿的三种。对于它的数量上的界限则随不同方法而变化。其中每一种润湿性都可划分为几个亚类，以便于更确切地描述储层的润湿特征。
然而，对于每一种润湿性都可能是不均一的，因为同一种流体对不同矿物表面具有不同的润湿性，这就形成了所谓的“斑状”润湿（图3-2-11），对于那些矿物成份复杂、来源广泛的沉积区来说，斑状润湿的现象就更为普遍。
图3-2-10 由于孔隙－喉道断面形态不同引起的接触角滞后
a ．光滑表面，不同半径的圆管的毛细管滞后，
,21
r
P dr
σ=22r P imb σ= b ．光滑表面，孔隙为圆锥形时的毛细管滞后， ),cos(2αθσ-=E t dr r P )cos(2αθσ+=
E p imb r P
（α是圆锥形孔隙的半锥角；θE 是光滑表面的清洁流体的接触角）（Morrow, 1976）
在油田开采和开发中，润湿性是流体微观分布的决定性因素，同时也是残余油微观分布的决定因素。
六、油层润湿性的改变
在油藏开采和开发之后，油层中会残留一定量的残余石油，这部分石油在孔隙空间中大部分是粘附在孔隙表面、或者残留在死胡同孔隙中，由于部分矿物的亲油性，致使这部分石油不能开采出来而残留在油层中。
但是，在注入开发时，在注水水中添加碱等表面活性剂后，油所占据的位置被含有表面活性剂的水所代替，从而能将上述粘附在颗粒表面和死胡同孔隙中的石油开采出来。这就是所谓的油层润湿性的改变。
为了阐明在水中添加表面活性剂可以降低油水界面张力，并进而改变其润湿性的机理，首先要搞清表面活性剂的结构及其作用。
通常，我们把溶解于液体后发生正吸附的物质称为表面活性物质，而发生负吸附的物质称为非表面活性物质。
为什么表面活性物质会浓集于界面；能降低液体的表面张力，并能使其润湿性发生改变呢？这是由于表面活性物质的特殊分子结构造成的。所有的有机液体可以分为两类，即具有对称分子结构的液体和具有不对称分子结构的液体。某些液体的分子结构是对称的，分子两端都是非极性的碳氢基团，这些有机物质不会富集在界面上，也因而不会降低两种液体间的界面张力，它们是非表面活性物质。另一些液体的分子结构是不对称的，分子的一端是非极性基团，另一端是极性基团。非极性基团可以与非极性的石油相吸引，故称为亲油基；非极性基团则与水相吸引，则称为亲水基。
因此，我们把这种不对称结构的分子，称为两亲分子，它既亲水又亲油。常见的表面活性剂如肥皂，其分子结构就是不对称的。钠肥皂的分子结构如下：
CH3CH2CH2……CH2—COONa
碳氢链（非极性）羧基（极性）
整个分子由两部分构成，一部分是非极性的碳氢基团组成的碳氢链，另一部分是极性羧基。当把肥皂溶于水中，肥皂分子可以通过两种形式达到稳定，一种形式是肥皂分子吸附于液体表面（假定水与空气接触），极性端向水，非极性端朝向非极性的空气（图3-2-12），从而使水—空气界面上的极性差减小，其表面张力降低；另一种形式，肥皂留在水中并聚集在一起，憎水的非极性端向内互相靠拢，亲水基向外，形成所谓胶束，它可以稳定地溶于水中。
图3-2-12是表面活性物质随浓度变化在水中的分布情况。开始，表面活性分子的浓度很小，对水的表面张力几乎无多大影响（图3-2-12）；随着浓度之增加，界面层中表面活性分子的浓度增大，使表面张力急剧降低，与此同时，在水中也形成少量的小型胶束（图3-2-12b）；最后，表面层全部被表面活性分子所布满（图3-2-12c），再增加浓度，只能形成胶束（图3-2-12d）。表面张力再也不会随浓度的增加而降低了。
上面所讲的是表面活性物质在液—液表面或液—气表面上的情况，在油层孔隙中，残余油是粘附在固体表面上的，这时，石油选择性润湿岩石表面；另一种原因，是由于液—液
图3-2-12表面活性物质在水中的分布与浓度的关系
之间的界面张力很大，致使毛细管阻力增加，使油滴残留在孔隙中。图3-2-13是处在孔隙中的油滴被采出的示意图。
图3-2-13（A ）是在注水开采后，在孔隙空间中的油滴状况，它的大部分表面和岩石表面相接触，处于油润湿状态；图3-2-13（B ）是在水中加入表面活性剂后，水可以优先润湿固体表面，亦即水中的表面活性物质的极性基团吸附在固体表面，致使油脱离固体表面而被水所代替。图3-2-13（C ）则表明油滴脱离固体表面、且油水界面张力降低，而沿敞开的孔隙流出而被采到地表。
在水中加入表面活性物质使岩石表面由亲油转变为亲水的机理如图3-2-14
所示。 润湿性的改变常伴随着界面张力的变
化，它对于提高石油采收率无疑有重大的理论
价值和实用价值。
七、油层润湿性的测定方法
由于油层润湿性的复杂性和非均质性，
至今尚无一种满意的测定方法能够比较准确地确定出油层的润湿性。为了解决这一问题，研
究设计了各种类型的测定方法。其中有些方法，如核磁松驰法、染料吸附法、热力法（测定润湿热）以及用毛管压力资料来确定油层润湿性等，都还不够成熟，尚未得到推广使用。目前在油田上大都使用的是润湿接触角测定法以及自动吸入法两种比较简单的方法。采用毛管力的理论来测定岩石的润湿性也将作简要的介绍。
1．测定润湿接触角的方法
测定润湿接触角来确定润湿性的方法是目前最简单、应用最广泛的方法。将欲测矿物磨成光面，放在油或水中，再在岩片光面上滴一滴直径为1~2毫米的油或水，用某种光学系统或显微镜将液滴放大，拍照下液滴形状，便可直接在照片上量出接触角。如果将岩石光片倾斜，再滴上液滴，就可以测出前进接触角和后退接触角（见图3-2-15）。
测量用的油和水可以直接取自油层，也
可以用模拟油和根据水分析资料配制的地层水。岩石中的矿物则只能用磨光的大矿物晶体代
替，并假定在模拟条件下测定的润湿性可以代表油层的润湿性。
为了使测定的接触角更接近油层条件，可以将矿物及液体置于承高压的透明小室内，在不同的地层温度、压力条件下进行测量。
根据接触角的大小，可以把润湿性划分为强水湿、水湿、弱水湿、中性、弱油湿、油湿、强油湿等各种等级。
在某些情况下，为了保持岩石光片的原始润湿性，可将岩石在油中研磨成光片。或者是采用油磨和水磨两种光片进行比较。
2．自动吸入法
自动吸入法的原理如下。将饱和原油的岩样浸入水中（图3-2-16），如果岩石亲水，则水在毛管力的作用会自吸进入岩石孔隙，而将孔隙中的原油驱替出来。驱出之油浮于仪器顶部，其
图3-2-14 润湿性改变的机理
图3-2-16 吸入法测 岩石润湿性装置
图3-2-13 润湿性改变的示意图
A －残余状态，油滴粘附在颗粒表面；
B －加入表面活性剂后，油滴脱离颗粒表面；
C －油滴沿较大喉道被采出 图3-2-15 测定润湿接触角的方法
体积可以直接在刻度管上读出。实验时，如果岩石吸水，表明岩石具有一定的亲水能力。相反，如果把饱和水的岩样浸入油中，假若岩样亲油，就会发生油驱水的现象，此时将图3-2-16的仪器倒置，驱出之水沉于底部，其量也可以直接在刻度管中读出。实际测量时，将同一块岩样重复作吸水驱油和吸油驱水实验，由于岩石润湿性的非均质性，岩样往往既可以吸水，也可以吸油。若吸水量大于吸油量，则定岩石为亲水；反之，定为亲油。吸水量和吸油量大致相等，则定为中性润湿。
自动吸入法测定岩石的润湿性，这种方法既简单又比较接近油层实际，是一种比较好的测量方法。但它只能确定油层的相对润湿性。很多研究结果表明，在钻井、取心、岩石保存及实验过程中，岩心的污染对润湿性影响很大，往往可以完全改变原来的润湿性，从而大大降低了这种测定方法的可靠性。因此，如何保证岩样不受污染，在地层温度，压力条件进行测量，是提高吸入法测量精度的关键。
3．离心机驱替法[9][10]
这是一种半定量的方法，将一块岩心切成两块，在抽提后其中一块饱和水用油来排驱；另一块则饱和油用空气来排驱，这一排驱过程在离心机中进行，然后对上述两种系统分别测出毛管压力曲线，并在曲线上读出门槛压力值。然后使用公式计算视接触角和润湿数。
这一方法基于以下三个假设：
1）润湿相的排驱压力与接触角之间遵循p c = 2σcos θ/r 的公式，在复杂的孔隙系统中亦是如此；
2）岩心中具有相同的孔喉半径，半径r 值对于空气—油—固体系统和油—水—固体系统都适用。门槛压力代表润湿相的初始排驱条件；
3）空气—油—固体系统的视接触角为0o，而油—水—固体系统的接触为常数。 在上述三个假设的前提下： 对于空气—油—固体系统，有
d
ao
ao d ao r p θσcos 2)(=
（3-8） 对于油—水—固体系统，有
d
ow
ow d ow r p θσcos 2)(=
（3-9）
式中，下标a 表示空气、w 表示水、o 表示油；r d 为在初始门槛压力下相应的毛细管半径；下标d 表示排驱时的门槛值。
将式3-8除以式3-9，得
令
ow ow ao
ao d ow d
ao p p θσθσcos cos )()(=
（3-10） d ao aw d
ow ao ao ow p p W )()(cos cos σσθθ=
= （3-11）
式中，W 为润湿系数。
根据假设，cos θao = 1，因此，油水的润湿接触角为，
d ao ow d
ow ao ow p p )()(]cos[σσθ=
视 （3-12）
这里的[θow ]视称为视接触角。
由此，可以使用上述两个半定量值—润湿系数和视接触角来度量润湿性。因为上述三个假设并不很严格，因此只能是半定量的。
由于σao 、σow 可以测定，而p (ow) d 和p (ao) d 是由离心机中油驱水和水驱油来确定的，因此，可以用式3-11和3-12算出W 和[θow ]视来。
Slobod （1952）对砂岩和石灰岩用上述方法测定润湿性的结果如表3-2-2所示。由表3-2-2可见，D 石灰岩样品的视接触角大约为31o，W 为0.854，是属于这一组样品中最水湿的样
品；C 石灰岩的视接触角大致为82oW 为0.138，属于在这一组样品中最油湿的。Y 砂岩和T 砂岩也都属于偏油湿的。
2）σao = 24.9达因/厘米；σow = 28.0达因/厘米。
4．USBM 法
Donaldson （1969）提出了一种利用毛细管压力曲线资料来确定润湿性的定量方法。这种方法称为USBM 法。这是使用离心机测定包括吸入和排驱的毛管压力曲线的对比资料，将储油岩石的润湿性用定量表示出来。
岩心首先在真空下用盐水（0.1NaCl 2）饱和，在离心机中用油驱水，测定其毛细管压力—饱和度关系曲线，一直到盐水不能再排出而得到残余水饱和度为止。这时所测得的是全毛管压力曲线（图3-2-17中曲线Ⅰ）。
然后，将这块岩心放入另一个充满盐水的夹持器中，将离心机反转，亦即用盐水来排驱石油，同样可以测定出吸入毛管压力曲线（图3-2-17中的曲线Ⅱ）。
再将这块岩心放入一个充满油的夹持器中，将离心机正转，即用油来排驱盐水，又可以测出重新排驱的毛管压力曲线（图3-2-17中的曲线Ⅲ）。
将上述三条曲线都绘在一张图上，分别求出曲线Ⅱ和Ⅲ所包围的面积，这两个面积比的对数值即为润湿程度。
一般，对于水湿系统，则油排盐水的毛管压力曲线（Ⅲ）下面的面积A 1大于盐水排驱
油的毛管压力曲线（Ⅱ）下面的面积A 2，所以有21
lg
A A >0，这种情况表示岩石为水湿系统；
相反如A 2
大于A 1
，则21lg A A <0，则表示岩石为油湿系统；当A 2
= A 1
，此时21
lg A A = 0，表示
岩石为中性。
由于有了一个定量的对比系数，就可以用数值来量度储油岩石的润湿性，并可进一步确定如何改造润湿性和提高石油采收率。
必须说明的是，这里第3、4两种方法涉及到毛管压力的测定和应用问题，关于毛管压力的有关知识将在下节论述。
第三节 毛细管压力
[11]
一、毛细管压力的基本概念
如果有一支直径很小的毛细管，这支管子的一端插入装有自由液面的容器，那么液体将沿着这支管子自动上升，并超过这个容器中的自由液面，在管子中的液面和容器中的液面产生了液面差。这个液面差的产生是由于液体和管子内壁之间的相互作用力（附着张力），它克服了在管子中的液柱重量。由于液体的附着张力力图粘附在管子内表面上，并当液体在毛细管中上升达到平衡时，这时作用在液体上部的合力与毛细管中的液柱重量达到平衡，流体就不再上升（图3-3-1）。
作用在液柱上部的力，亦即上升力，其表达式为：
上升力 = 2A πr
（3-13）
式中，A ——附着张力（达因/厘米），r ——毛细管半径（厘米）。
而管子中的液柱重量为
重量
= πr 2hgρ （3-14）
式中，h ——上升液柱的高度（cm ），g ——重力加速度，ρ——液体的密度（g/cm 3）。
将式（3-13）和（3-14）等同起来，即
可求出与液柱重量相平衡的附着张力。在毛细管中，气—液分界面以下的液相压力小于在这个界面以上的气相压力（亦即图3-3-1上的p B
p c = p B ′－p B （3-15）
这个压力可以用U 形管实测。
图3-3-1就是毛细管压力的解释图。图上指出了在容器中插入毛细管后的自由液面位置。考虑到h 值不太大，因此相应的气柱重量可以忽略不计。在毛细管中分界表面上面的气相压力（p B ′）实际上等于直接作用在容器自由液面表面上的空气压力（即p B ′= p A ）；因为水的密度远大于气体的密度，因此，在毛细管中气—水分界面下面的压力p B 就不等于毛细管下部A 点液体的压力。p B 与p A 这一图3-2-17 毛管压力曲线所包围的
面积比的对数值和润湿值
A. 岩样经过水湿处理
B. 岩样用塑胶作亲油处理
C. 岩样反复处理成中性 (Donaldson, 1969)
图3-3-1 毛细管中空气－水分界面上的压力
（Amyx 等，1960）
图3-3-2 毛细管中油－水分界上的压力
（Amyx 等，1960）
压力差在数值上正好是毛细管中上升液柱（高度为h ）的重量。因为容器中水的表面远大于毛细管中水的表面，所以容器中的水面可以看作是水平的。在以水平面作为分界面时，它的毛细管压力等于零。因此，在毛细管中液柱下部的水相压力（p A ）应等于在容器中水表面上的气相压力（p A ′）。也就是在毛细管中水柱上部的压力（p B ）应等于在这个液柱下部的水相的压力（p A ）减去高度为h 的静水压力。所以
p c = p B ′－ p B = p A －p B = ρw gh （3-16）
式中，ρw ——水的密度，其它符号同前。
根据前面所述的附着张力的作用，式（3-13）等于式（3-14），有：
2A ·πr = ρw gh ·πr 2
或者
w rg A
h ρ2=
（3-17）
将附着张力和表面张力、润湿接触角的关系式（式3-6）代入，则得
w
wg
wg rg h ρθσcos 2=
（3-18）
再将式（3-18）代入式（3-16），便可得出毛细管压力数值大小的基本公式，即： r
p wg
wg c θσcos 2=
（3-19）
以上讨论的是“气—水”系统的毛细管压力，下面进一步研究“油—水”系统的毛细管压力，它与“气—水”系统略有差异。
图3-3-2是在容器中具有油、水两相，插入毛细管后，油水分界面在容器中为A ′，水在毛细管中上升高度为h 。在推导公式时，采用如下的符号：
p oA ——在油相中A ′点的压力；p oB ——在油相中B ′点的压力；p wA ——在水相中A 点的压力；wB p ——在水相中B 点的压力。
在器皿中分界面很大，油水分界面可以近似看作平面，因此在A ′点的毛细管压力等于零。亦即p oA = p wA 。
为了求出在B 点上的压力关系，必需考虑到油和水的密度差值，即
p oB = p oA －ρo gh
p wB = p wA －ρw gh
所以，毛细管中油水分界面两侧的压力差——即毛细管压力等于：
p c = p oB －p wB = (ρw －ρo )gh （3-21）
上式中，ρo ——油的密度。
同样，在油水两相处于平衡的情况下，其上升力应当与重力相平衡。于是，毛细管压力和表面张力及润湿角的关系可写成下式
r p wo
wo c θσcos 2=
（3-22）
从式（3-19）和（3-22）可见，毛细管压力与附着张力（σcos θ）成正比，与毛细管半
径（r ）成反比。图3-3-3指出了润湿特征和毛细管半径对在毛细管中液体升举高度的影响。当增大毛细管半径而不改变润湿接触角时，在毛细管中水柱重量随毛细管半径的平方比增加，而附着张力与毛细管半径成一次比例关系，因此，在毛细管中水的升举高度将随毛细管半径的增大而按比例地减少（图3-3-3a ）。
（3-20） 图3-3-3 不同毛细管半径和不同润湿角对分界面的影响
a. 润湿角相等，r 1>r 2
b. 毛细管半径相等，θ2>θ1(Amyx 等，1960)
当改变润湿特征时，增大附着张力将导致上升平衡高度的增大。当仅仅改变固体的润湿特征时（并当毛细管半径不变时），润湿角θ的数值越小，则附着张力越大，毛细管液柱上升高度也越大（图3-3-3b ）。
上述概念可以用以下两点来归纳，即1）两相液体中，密度较高的一相与固体表面的亲和力越大，则对该半径的管子的毛细管压力越大；2）当液体、固体性质确定时，毛细管半径越小，则毛细管压力越大。
二、理想介质中的毛细管压力
在多孔介质中颗粒之间的通道是可变断面的，图3-3-4表示两个颗粒之间的通道在两个相互垂直的平面上有两个不同的曲率半径R 1和R 2。润湿相分布在颗粒接触处，而非润湿相则分布在孔隙中央。
此时，按毛细管压力的函数形式可以表示成如下的形成：
?
???
??+=2111R R p c σ （3-23）
上式即为拉普拉斯方程。式中R 1和R 2分别为弯曲分
界表面的两个主要曲率半径；σ为两相界面上的表面张
力。
???? ??=????
??+=M R R R r 111cos 221σσθσ （3-24）
式中，R M ——平均曲率半径。 式（3-24）也可以写成
gh R M ρ?σ
=
（3-25）
因为R 1和R 2的数值在实际上是不可能测定的，因此，在许多情况下使用R M 来表示。R M 的数值可以通过测定毛细管压力的方法来求出。
R M 值的大小取决于R 1和R 2，而R 1和R 2的大小又取决于液体在孔隙空间中的分布情况。液体在孔隙中的分布则取决于两种液体各自对岩石表面的润湿性。为了确定液体相是怎样占据孔隙空间最狭窄的地方，那么应当知道液体相对岩石选择性的润湿程度。
对于由相同半径的球形颗粒组成的理想介质，其孔隙系统内部的润湿相（水）可以有两种不同的分布形式——液环状分布和连续带状分布（图3-3-5）。当呈液环状分布时，润湿相是不连续的，它占据孔隙空间中比较小的边角部分；而非润湿相则在孔隙空间的中央部分，并且它也有一部分与砂子颗粒表面接触。当呈现连续带状分布时，润湿相是连续的，它完全掩盖了岩石固体表面，而非润湿
相则仅仅占据孔隙空间中心的一小部分，而且是不
连续的分散分布状态。
很明显，液环状分布比起连续带状分布来说，
其润湿相的数量要小得多，其R 1和R 2值也相应要小。而当R 1，R 2减小时，相应的毛细管压力就增大。也就是说，毛细管压力是随润湿相（或非润湿相）饱和度（数量）的改变而改变的。于是，毛细管压力可以表示成润湿相（或非润湿相）的饱和度的函数。即：p c = f (S )。这就给以后研究毛细管压力—饱和度资料奠定了理论基础。同时，对任何给定的饱和度的数值，毛细管压力的大小又取决于孔喉半径。这就把孔喉大小和分布、饱和度和毛细管压力三者相互联系起来。
图3-3-4 两个圆形颗粒接触点中 润湿相的分布
（Amyx 等，1960）
图3-3-5 球形颗粒孔隙空间中润湿相和 非润湿相的理想分布
a. 液环状分布
b. 连续带状分布 (Amyx 等，1960)
如果在孔隙空间中要使其饱和的两相流体的毛细管压力等于零，则必须要使R1和R2达到无穹大；或者使两相之间的界面张力σ等于零。而这种情况在实际油层中是不存在的，不过由上面讨论可以得出启示，即为了克服毛细管力的作用，可以使用各种降低油水界面张力的活性物质来达到这一要求。
必须注意，在研究理想介质中的毛细管压力时，没有考虑流体在孔隙中饱和顺序的影响。因此与实际油层的情况还有一定的距离，并因此对润湿相在孔隙中的分布也不能完整的阐述。在应用这些原理时必须十分谨慎。
三、饱和顺序对毛细管压力的影响
上节已经谈到，毛细管压力是饱和度的函数。然而，饱和度本身不仅是毛细管压力的函数，而且还取决于多孔介质的饱和顺序。为了说明这一问题，可以先研究一下可变断面孔隙中毛细管压力的变化情况。
对于可变断面的毛细管，在其中液体上升的高度将取决于附着张力、液体密度和毛细管直径的变化。图3-3-6表示一种连续变化直径的可变断面毛细管当其中润湿相饱和度不同时毛细管压力变化情况。
如果孔隙形状相同，流体特征相同，润湿特征相同（润湿接触角相同），只有饱和度不同时，则意味着流体在孔隙中的充满程度不同，其弯月面的曲率半径R也随之改变。图3-3-6a 中的曲率半径R明显地大于图3-3-6b的曲率半径。很明显，在这种情况下，图3-3-6a所相应的毛细管压力比图3-3-6b所相应的毛细管压力来得小。这就意味着，如果在图3-3-6a的情况下，在其弯月面上再加上附加的毛细管压力，那么就可以使弯月面下降而达到如图3-3-6b所示的新的平衡。所以这个过程也就是饱和度下降，毛细管压力增高的过程。
由上可见，毛细管压力
和润湿相饱和度是一种反
比函数的关系。当润湿相
的饱和度比较低时，它的弯月面相应是很小的分界表面曲率半径。此时，润湿相只占据很小的死胡同孔隙、孔隙死角、孔隙中的“陷阱”和很细的孔隙喉道，而其余较大的连通的孔隙—喉道均为非润湿相所占据。
基于上述可变断面毛细管中毛细管压力和饱和度的关系，就可以进一步研究饱和顺序对毛细管压力的影响。下面列举一个例子来说明这种影响。
图3-3-7是一种收缩—扩张相间的可变断面孔隙。图3-3-7a是在这种可变断面孔隙中，开始是充填润湿相，再把它插入装满非润湿相的容器中的情况。图3-3-7（1）的原始润湿相饱和度等于100%，浸没在非润湿相中之后，非润湿相开始排驱润湿相，一直到新的平衡如（2）所示的情况为止。这时孔隙中润湿相饱和度为80%，弯月面的曲率半径为R，弯月面上附加的毛细管压力为p c。
图
3-3-6 在可变断面孔隙中弯月面曲率半径R和饱和度的关系
假设：a、b两种情况孔隙相同，润湿性相同，而只有饱和度不同（Amyx等，1960）
图3-3-7 可变断面孔隙中平衡饱和度与饱和顺序的关系
假定孔隙介质和液体特性相同，润湿角都等于θ（Morrow, 1976）
图3-3-7b 则是在可变断面孔隙中，开始是充填非润湿相，然后再把它插入装满润湿相的容器中的情况。b （3）是原始非润湿相饱和度等于100%（润湿相饱和度为0%）；当插入润湿相流体所充满的容器中后，由于附着张力的作用，润湿相将自动沿毛细管上升（吸入），一直到当附着张力和上升液柱的重量相平衡时为止（4）。这时，所形成弯月面的曲率半径同样可以是R ，而润湿相饱和度只有10%，其弯月面上所附加的毛细管压力也同样可以是p c 。
也就是说，图3-3-7a （2）和b （4）的情况相比较，虽然其润湿相饱和度可以差别很大，但两者由于曲率半径相同，且其毛管压力也相等。
从这个极为简单的例子说明，毛细管压力与润湿相饱和度之间的关系还取决于流体的饱和顺序。并且说明从孔隙系统中排替润湿相时，与向孔隙系统中吸入润湿相时相比较；即使是同样的毛细管压力，排驱时所得出的润湿相饱和度要比吸入时来得大。
这个结论对使用排替法或吸入法研究毛细管压力和孔隙结构提出了理论根据。排驱法可以建立束缚水饱和度；吸入法则可以建立残余石油饱和度，这对研究石油采收率具有很大的实际意义。
从图3-3-7a 、b 的对比中还可以得出一个启示，即排驱时的毛细管压力所相应的是喉道半径，而在吸入时的毛细管压力所相应的则是孔隙半径。如果对同一样品综合进行吸入和排驱试验，并分别得出排驱和吸入时的毛细管压力—饱和度资料，就可以提供出孔隙与喉道大小和分布的定量数值，同时也可以提供在不同初始饱和度时残余非润湿相的数值。从而使毛细管压力—饱和度资料在定量确定石油采收率方面前进了一大步。
综合上面所述，毛细管压力—饱和度的关系取决于以下三个因素：1）孔隙大小及其分布；2）矿物成分和流体性质；3）流体的饱和顺序。
四、毛细管压力的测定方法
毛细管压力的测定方法很多，包括：（1）半渗透隔板法（状态恢复法）；（2）离心机法；（3）水银注入法（或称压汞法）；（4）动力毛细管压力法；（5）蒸汽压力法。
上述这些方法中，半渗透隔板法是最经典的方法，它的可靠性大，可以使用实际的流体，其它方法的测试结果都应与半渗透隔板法相对比，以确定该方法的可靠性。压汞法是最常用的方法。本节主要介绍这两种方法。
1．半渗透隔板法
半渗透隔板法测定毛细管压力的装置如图3-3-8所示。所测得的毛管压力－饱和度关系曲线如图3-3-9所示。
该方法的测定
原理如
下： 将所要求测定的岩样抽提干净之后，饱和润湿液体（通常是地层水）。并将岩样放在漏斗（1）内的多孔隔板（2）的上面。玻璃漏斗的下部和刻度管（8）的一部分都充满了这种润湿液体。用弹簧（5）把岩心（4）紧紧压在隔板上之后，再将非润湿流体（通常是
图3-3-8 半渗透隔板法测定毛管压力的装置
1.玻璃漏斗
2.半渗透隔板
3.滤纸
4.岩样
5.弹簧
6 接氮气瓶 7.油 8.刻度管 9.润滑油 10.水 (Musket, 1949)
图3-3-9 毛细管压力曲线 （Musket, 1949）
流体的物理性质 流体流动与输送过程中，流体的状态与规律都与流体的物理性质有关。因此，首先要了解流体的常见物理和化学性质，包括密度、压力、黏度、挥发性、燃烧爆炸极限、闪点、最小引燃能量、燃烧热等。 一、密度与相对密度 密度是用夹比较相同体积不同物质的质量的一个非常重要的物理量，对化工生产的操作、控制、计算等，特别是对质量与体积的换算，具有十分重要的意义。 流体的密度是指单位体积的流体所具有的质量，用符号ρ表示，在国际单位制中，其单位是ke／m3。 式中m——流体的质量，kg； y——流体的体积，m3。 任何流体的密度都与温度和压力有关，但压力的变化对液体密度的影响很小(压力极高时除外)，故称液体是不可压缩的流体。工程上，常忽略压力对液体的影响，认为液体的密度只是温度的函数。例如，纯水在277K时的密度为1000kg／m3，在293K时的密度为998．2kg ／m3，在373时的密度为958．4kg／ms。因此，在检索和使用密度时，需要知道液体的温度。对大多数液体而言，温度升高，其密度下降。
液体纯净物的密度通常可以从《物理化学手册》或《化学工程手册》等查取。液体?昆合物的密度通常由实验测定，例如比重瓶法、韦氏天平法及波美度比重计法等。其中，前两者用于精确测量，多用于实验室中，后者用于快速测量，在工业上广泛使用。 在工程计算中，当混合前后的体积变化不大时，液体混合物的密度也可由下式计算，即： 式中ρ—液体混合物的密度，kg／ms； ρ1、ρ2、ρi、ρn——构成混合物的各纯组分的密度，ks／m3； w1、w2、wi、wn——混合物中各组分的质量分数。 气体具有明显的可压缩性及热膨胀性，当温度、压力发生变化时，其密度将发生较大的变化。常见气体的密度也可从《物理化学手册》或《化学工程手册》中查取。在工程计算中，如查压力不太高、温度不太低，均可把气体(或气体混合物)视作理想气体，并由理想气体状态方程计算其密度。 由理想气体状态方程式 式中ρ—气体在温度丁、压力ρ的条件下的密度，kg／m3； V——气体的体积，ITl3； 户——气体的压力，kPa； T一—气体的温度，K； m--气体的质量，kg；
未饱和水与过热水蒸气热力性质表 红字以上的为未饱和水，红字一下的为过热蒸汽 / ℃ 0 0.001002 -0.05 -0.0002 0.0010002 -0.05 -0.0002 10 130.598 2519.0 8.9938 0.0010003 42.01 0.1510 20 135.226 2537.7 9.0588 0.0010018 83.87 0.2963 40 144.475 2575.2 9.1823 28.854 2574.0 8.43466 60 153.717 2612.7 9.2984 30.712 2611.8 8.5537 80 162.956 2650.3 9.4080 32.566 2649.7 8.6639 100 172.192 2688.0 9.5120 34.418 2687.5 8.7682 120 181.426 2725.9 9.6109 36.269 2725.5 8.8674 140 190.660 2764.0 9.7054 38.118 2763.7 8.9620 160 199.893 2802.3 9.7959 39.967 2802.0 9.0526 180 209.126 2840.7 9.8827 41.815 2840.5 9.1396
200 218.358 2879.4 9.9662 43.662 2879.2 9.2232 220 227.590 2918.3 10.0468 .45.510 2918.2 9.3038 240 236.821 2957.5 10.1246 47.357 2957.3 9.3816 260 246.053 2996.8 10.1998 49.204 2996.7 9.4569 280 255.284 3036.4 10.2727 51.051 3036.3 9.5298 300 264.515 3076.2 10.3434 52.898 3076.1 9.6005 350 287.592 3176.8 10.5117 57.514 3176.7 9.7688 400 310.669 3278.9 10.6692 62.131 3278.8 9.9264 450 333.746 3382.4 10.8176 66.747 3382.4 10.0747 500 356.823 3487.5 10.9581 71.362 3487.5 10.2153 550 379.900 3594.4 11.0921 75.978 3594.4 10.3493 600 402.976 3703.4 11.2206 80.594 3703.4 10.4778 / ℃ 0 0.0010002 -0.04 -0.0002 0.0010002 0.05 -0.0002
温度 ℃ 饱和液密度kg/m3 -20 1528 20 1406 40 1342 50 1307 图1 液氯密度随温度变化图
1atm=1.0133*10^5Pa
表1-1 全国各地区重力加速度表 序号地区重力加速 度 序 号 地区重力加 速度 序 号 地区重力加速度 1 包头9.7986 1 2 海口9.786 3 23 沈阳9.8035 2 北京9.8015 1 3 合肥9.7947 2 4 石家 庄 9.7997 3 长春9.8048 1 4 吉林9.8048 2 5 太原9.7970 4 长沙9.791 5 15 济南9.7988 2 6 天津9.8011 5 成都9.7913 1 6 昆明9.7830 2 7 乌鲁 木齐 9.8015 6 重庆9.7914 1 7 拉萨9.7799 2 8 西安9.7944 7 大连9.8011 18 南昌9.7920 29 西宁9.7911 8 广州9.7833 19 南京9.7949 30 张家 口 9.8000 9 贵阳9.7968 20 南宁9.7877 31 郑州9.7966 10 哈尔 滨 9.8066 21 青岛9.7985 11 杭州9.7936 22 上海9.7964 地球各点重力加速度近似计算公式: g=g (1-0.00265cos&)/1+(2h/R) g :地球标准重力加速度9.80665(m/平方秒) &:测量点的地球纬度 h:测量点的海拔高度 R:地球的平均半径(R=6370km)
30m3的液氯储罐的设计 2011133152 目录 1 引言 (5) 2设计任务书 (6) 3设计参数及材料的选择 (6) 3.1 设备的选型与轮廓尺寸 (6) 3.2 设计压力 (6) 3.2 筒体及封头材料的选择 (9) 3.3 许用应力 (9) 4结构设计 (9) 4.1筒体壁厚计算 (9) 4.2 封头设计 (10) 4.2.1 半球形封头 (10) 4.2.2 标准椭圆形封头 (11) 4.2.3 标准蝶形封头 (11) 4.2.4 圆形平板封头 (12) 4.2.5 不同形状封头比较 (13) 4.3 压力试验 (13) 4.4鞍座 (14) 4.4.1鞍座的选择 (14) 4.4.2 鞍座的位置 (15) 5 结果 (17) 参考文献 (19)
饱和水和饱和水蒸气热力性质表(按压力排列) 压力温度比体积比焓汽化潜热比熵 p t γ Mpa ℃m3/kg m3/kg kJ/kg kJ/kg kJ/kg kJ/(kg·K）kJ/（kg·K）0.001 6.9491 0.0010001 129.185 29.21 2513.29 2484.1 0.1056 8.9735 0.002 17.5403 0.0010014 67.008 73.58 2532.71 2459.1 0.2611 8.722 0.003 24.1142 0.0010028 45.666 101.07 2544.68 2443.6 0.3546 8.5758 0.004 28.9533 0.0010041 34.796 121.3 2553.45 2432.2 0.4221 8.4725 0.005 32.8793 0.0010053 28.101 137.72 2560.55 2422.8 0.4761 8.393 0.006 36.1663 0.0010065 23.738 151.47 2566.48 2415 0.5208 8.3283 0.007 38.9967 0.0010075 20.528 163.31 2571.56 2408.3 0.5589 8.2737 0.008 41.5075 0,0010085 18.102 173.81 2576.06 2402.3 0.5924 8.2266 0.009 43.7901 0.0010094 16.204 183.36 2580.15 2396.8 0.6226 8.1854 0.01 45.7988 0.0010103 14.673 191.76 2583.72 2392 0.649 8.1481 0.015 53.9705 0.001014 10.022 225.93 2598.21 2372.3 0.7548 8.0065 0.02 60.065 0.0010172 7.6497 251.43 2608.9 2357.5 0.832 7.9068 0.025 64.9726 0.0010198 6.2047 271.96 2617.43 2345.5 0.8932 7.8298 0.03 69.1041 0.0010222 5.2296 289.26 2624.56 2335.3 0.944 7.7671 0.04 75.872 0.0010264 3.9939 317.61 2636.1 2318.5 1.026 7.6688 0.05 81.3388 0.0010299 3.2409 340.55 2645.31 2304.8 1.0912 7.5928 0.06 85.9496 0.0010331 2.7324 359.91 2652.97 2293.1 1.1454 7.531 0.07 89.9556 0.0010359 2.3654 376.75 2659.55 2282.8 1.1921 7.4789
饱和水蒸气的性质
常用气体密度的计算 常用气体密度的计算 1．干空气密度 密度是指单位体积空气所具有的质量, 国际单位为千克/米3（kg/m3），一般用符号ρ表示。其定义式为：ρ = M/V (1--1) 式中 M——空气的质量，kg； V——空气的体积，m3。 空气密度随空气压力、温度及湿度而变化。上式只是定义式，通风工程中通常由气态方程求得干、湿空气密度的计算式。由气态方程有： ρ=ρ0*T0*P/P0*T (1--2) 式中：ρ——其它状态下干空气的密度，kg/m3； ρ0——标准状态下干空气的密度，kg/m3； P、P0——分别为其它状态及标准状态下空气的压力，千帕（kpa）； T、T0——分别为其它状态及标准状态下空气的热力学温度，K。 标准状态下，T0=273K，P0=101.3kPa时,组成成分正常的干空气的密度ρ 0=1.293kg/m3。将这些数值代入式（1-2），即可得干空气密度计算式为： ρ= 3.48*P/T (1--3) 使用上式计算干空气密度时，要注意压力、温度的取值。式中P为空气的绝对压力，单位为kPa；T为空气的热力学温度（K），T=273+t, t为空气的摄氏温度（℃）。 2．湿空气密度 对于湿空气，相当于压力为P的干空气被一部分压力为Ps的水蒸汽所占据，被占据后的湿空气就由压力为Pd的干空气和压力为Ps的水蒸汽组成。根据道尔顿分压定律，湿空气压力等于干空气分压Pd与水蒸汽分压Ps之和，即：P=Pd+Ps。 根据相对湿度计算式，水蒸汽分压Ps=ψPb，根据气态方程及道尔顿的分压定律，即可推导出湿空气密度计算式为： ρw=3.48*P(1-0.378*ψ*Pb/P)/T (2--1) 式中ρw ——湿空气密度,kg/m3； ψ——空气相对湿度，%； Pb——饱和水蒸汽压力，kPa(由表2-1-1确定)。 其它符号意义同上。
编号：SY-AQ-08047 ( 安全管理) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 流体的物理性质 Physical properties of fluids
流体的物理性质 导语：进行安全管理的目的是预防、消灭事故，防止或消除事故伤害，保护劳动者的安全与健康。在安全管 理的四项主要内容中，虽然都是为了达到安全管理的目的，但是对生产因素状态的控制，与安全管理目的关 系更直接，显得更为突出。 流体流动与输送过程中，流体的状态与规律都与流体的物理性质有关。因此，首先要了解流体的常见物理和化学性质，包括密度、压力、黏度、挥发性、燃烧爆炸极限、闪点、最小引燃能量、燃烧热等。 一、密度与相对密度 密度是用夹比较相同体积不同物质的质量的一个非常重要的物理量，对化工生产的操作、控制、计算等，特别是对质量与体积的换算，具有十分重要的意义。 流体的密度是指单位体积的流体所具有的质量，用符号ρ表示，在国际单位制中，其单位是ke／m3。 式中m——流体的质量，kg； y——流体的体积，m3。 任何流体的密度都与温度和压力有关，但压力的变化对液体密
度的影响很小(压力极高时除外)，故称液体是不可压缩的流体。工程上，常忽略压力对液体的影响，认为液体的密度只是温度的函数。例如，纯水在277K时的密度为1000kg／m3，在293K时的密度为998．2kg／m3，在373时的密度为958．4kg／ms。因此，在检索和使用密度时，需要知道液体的温度。对大多数液体而言，温度升高，其密度下降。 液体纯净物的密度通常可以从《物理化学手册》或《化学工程手册》等查取。液体?昆合物的密度通常由实验测定，例如比重瓶法、韦氏天平法及波美度比重计法等。其中，前两者用于精确测量，多用于实验室中，后者用于快速测量，在工业上广泛使用。 在工程计算中，当混合前后的体积变化不大时，液体混合物的密度也可由下式计算，即： 式中ρ—液体混合物的密度，kg／ms； ρ1、ρ2、ρi、ρn——构成混合物的各纯组分的密度，ks／m3； w1、w2、wi、wn——混合物中各组分的质量分数。 气体具有明显的可压缩性及热膨胀性，当温度、压力发生变化
饱和水蒸汽压力与温度、密度、蒸汽焓、气化热的关系对照表 一.什么是水和水蒸气的焓? 水或水蒸气的焓h，是指在某一压力和温度下的1千克水或1千克水蒸气内部所含有的能量，即水或水蒸气的内能u与压力势能pv之和(h=u+pv)。水或水蒸气的焓，可以认为等于把1千克绝对压力为兆帕温度为0℃的水，加热到该水或水蒸气的压力和温度下所吸收的热量。焓的单位为“焦/千克”。 (1)非饱和水焓：将1千克绝对压力为兆帕温度为0℃的水，加热到该非饱和水的压力和温度下所吸收的热量。 (2)饱和水焓：将1千克绝对压力为兆帕温度为0℃的水，加热到该饱和水的压力对应的饱和温度时所吸收的热量。饱和温度随压力增大而升高，因此饱和水焓也随压力增大而增大。例如：绝对压力为兆帕时，饱和水焓为 x 103焦/千克;在绝对压力为兆帕时，饱和水焓则为 x 103焦/千克。 (3)饱和水蒸气焓：分为干饱和水蒸气焓和湿饱和水蒸气焓两种。干饱和水蒸气焓等于饱和水焓加水的汽化潜热；湿饱和水蒸气焓等于1千克湿饱和蒸汽中，饱和水的比例乘饱和水焓加干饱和汽的比例乘干饱和汽焓之和。例如：绝对压力为兆帕时，饱和水焓为 x103焦/公斤；汽化潜热为1328 x103焦/公斤。因此，干饱和水蒸气的焓等于： x103+1328x103= x 103焦/千克。又例如:绝对压力为兆帕的湿饱和水蒸气中，饱和水的比例为,(即湿度为20%)干饱和水蒸气比例为(即干度为80%)，则此湿饱和水蒸气的焓为 x103 x 十 = x 103焦/千克。 (4)过热水蒸气焓：等于该压力下干饱和水蒸气的焓与过热热之和。例如：绝对压力为兆帕，温度为540℃的过热水蒸气的干饱和水蒸气的焓为 x 103焦/千克，过热热为 x 103焦/千克。则该过热水蒸气的焓为: x 103+ x 103= x 103焦/千克。
压力 温度 汽化潜热 p tγ Mpa℃m3/kg m3/kg kJ/kg kJ/kg kJ/kg kJ/(kg·K）kJ/（kg·K）0.001 6.94910.0010001129.18529.212513.292484.10.10568.9735 0.00217.54030.001001467.00873.582532.712459.10.26118.722 0.00324.11420.001002845.666101.072544.682443.60.35468.5758 0.00428.95330.001004134.796121.32553.452432.20.42218.4725 0.00532.87930.001005328.101137.722560.552422.80.47618.393 0.00636.16630.001006523.738151.472566.4824150.52088.3283 0.00738.99670.001007520.528163.312571.562408.30.55898.2737 0.00841.50750,0010085 18.102173.812576.062402.30.59248.2266 0.00943.79010.001009416.204183.362580.152396.80.62268.1854 0.0145.79880.001010314.673191.762583.7223920.6498.1481 0.01553.97050.00101410.022225.932598.212372.30.75488.0065 0.0260.0650.00101727.6497251.432608.92357.50.8327.9068 0.02564.97260.0010198 6.2047271.962617.432345.50.89327.8298 0.0369.10410.0010222 5.2296289.262624.562335.30.9447.7671 0.0475.8720.0010264 3.9939317.612636.12318.5 1.0267.6688 0.0581.33880.0010299 3.2409340.552645.312304.8 1.09127.5928 0.0685.94960.0010331 2.7324359.912652.972293.1 1.14547.531 0.0789.95560.0010359 2.3654376.752659.552282.8 1.19217.4789 p tγ Mpa℃m3/kg m3/kg kJ/kg kJ/kg kJ/kg kJ/(kg·K）kJ/（kg·K）0.0893.51070.0010385 2.0876391.712665.332273.6 1.2337.4339 0.0996.71210.0010409 1.8698405.22670.482265.3 1.26967.3943 0.199.6340.0010432 1.6943417.522675.142257.6 1.30287.3589 0.12104.810.0010473 1.4287439.372683-26 2243.9 1.36097.2978 0.14109.3180.001051 1.2368458.442690.222231.8 1.4117.2462 0.16113.3260.0010544 1.09159475.422696.292220.9 1.45527.2016 0.18116.9410.00105760.97767490.762701.692210.9 1.49467.1623 0.2120.240.00106050.88585504.782706.532201.7 1.53037.1272 0.25127.4440.00106720.71879535.472716-83 2181.4 1.60757.0528 0.3133.5560.00107320.60587561.582725.262163.7 1.6721 6.9921 0.35138.8910.00107860.52427584.452732.372147.9 1.7278 6.9407 0.4143.6420.00108350.46246604.872738.492133.6 1.7769 6.8961 0.5151.8670.00109250.37486640.352748.592108.2 1.861 6.8214 0.6158.8630.00110060.31563670.672756.662086 1.9315 6.76 0.7164.9830.00110790.27281697.322763.292066 1.9925 6.7079 0.8170.4440.00111480.24037721.22768.862047.7 2.0464 6.6625 0.9175.3890.00112120.21491742.92773.592030.7 2.0948 6.6222 1179.9160.00112720.19438762.842777.672014.8 2.1388 6.5859饱和水和饱和水蒸气热力性质表(按压力排列) 比熵 比焓 比体积
饱和水蒸汽的压力与温度的关系 ( 摘自范仲元: "水和水蒸气热力性质图表" p4～10 ) 温度℃ 水蒸气压力 MPa 相应真空度 MPa 22 0.00264 0.09869 24 0.00298 0.09835 26 0.00336 0.09797 28 0.00378 0.09755 30 0.00424 0.09709 32 0.00475 0.09658 34 0.00532 0.09601 36 0.00594 0.09539 38 0.00662 0.09471 40 0.00738 0.09395 温度℃ 水蒸气压力 MPa 相应真空度 MPa 42 0.00820 0.09313 44 0.00910 0.09223 46 0.01009 0.09124 48 0.01116 0.09017 50 0.01234 0.08899 52 0.01361 0.08772 54 0.01500 0.08633 56 0.01651 0.08482 58 0.01815 0.08318 60 0.01992 0.08141 温度℃ 水蒸气压力 MPa 相应真空度 MPa 62 0.02184 0.07949 64 0.02391 0.07742 66 0.02615 0.07518 68 0.02856 0.07277 70 0.03116 0.07017 72 0.03396 0.06737 74 0.03696 0.06437 76 0.04019 0.06114 78 0.04365 0.05768 80 0.04736 0.05397 温度℃ 水蒸气压力 MPa 相应真空度 MPa 82 0.05133 0.05000 84 0.05557 0.04576 86 0.06011 0.04122 88 0.06495 0.03638 90 0.07011 0.03122 92 0.07561 0.02572 94 0.08146 0.01987 96 0.08769 0.01364 98 0.09430 0.00703 100 0.10133 温度℃ 水蒸气压力 MPa 102 0.10878 104 0.11668 106 0.12504 108 0.13390 110 0.14327 112 0.15316 114 0.16362 116 0.17465 118 0.18628 120 0.19854 温度℃ 水蒸气压力 MPa 122 0.21145 124 0.22504 126 0.23933 128 0.25435 130 0.27013 132 0.27831 134 0.30407 136 0.32229 138 0.34138 140 0.36138
第1章流体及其主要物理性质 一、概念 1、什么是流体？什么是连续介质模型？连续介质模型的适用条件； 2、流体粘性的定义；动力粘性系数、运动粘性系数的定义、公式；理想流体的 定义及数学表达；牛顿内摩擦定律（两个表达式及其物理意义）；粘性产生的机理，粘性、粘性系数同温度的关系；牛顿流体的定义； 3、可压缩性的定义；体积弹性模量的定义、物理意义及公式；气体等温过程、 等熵过程的体积弹性模量；不可压缩流体的定义及体积弹性模量； 4、作用在流体上的两种力。 二、计算 1、牛顿内摩擦定律的应用－间隙很小的无限大平板或圆筒之间的流动。 第2章流体静力学 一、概念 1、流体静压强的特点；理想流体压强的特点（无论运动还是静止）； 2、静止流体平衡微分方程，物理意义及重力场下的简化； 3、不可压缩流体静压强分布（公式、物理意义），帕斯卡原理； 4、绝对压强、计示压强、真空压强的定义及相互之间的关系； 5、各种U型管测压计的优缺点； 6、作用在平面上的静压力（公式、物理意义）。
二、计算 1、U型管测压计的计算； 2、绝对压强、计示压强及真空压强的换算； 3、平壁面上静压力大小的计算。 第3章流体运动概述 一、概念 1、描述流体运动的两种方法（着眼点、数学描述、拉格朗日及欧拉变数）； 2、流场的概念，定常场、非定常场、均匀场、非均匀场的概念及数学描述； 3、一元、二元、三元流动的概念； 4、物质导数的概念及公式：物质导数（质点导数）、局部导数（当地导数）、对 流导数（迁移导数、位变导数）的物理意义、数学描述；流体质点加速度、不可压缩流体、均质不可压缩流体的数学描述； 5、流线、迹线、染色线的定义、特点和区别，流线方程、迹线方程，什么时候 三线重合；流管的概念； 6、线变形的概念：相对伸长率、相对体积膨胀率公式，不可压缩流体的相对体 积膨胀率应为什么？旋转的概念：旋转角速度公式，什么样的流动是无旋的？ 角变形率公式。 7、微分形式连续方程的适用条件、物理意义、公式及各种简化形式。 二、计算 1、物质导数的计算，如流体质点加速度或流体质点某物理量对时间的变化率；
中国石油大学油层物理实验报告 实验日期： 2012.11.26 成绩： 班级：石工10-15班 学号： 10131504 姓名： 于秀玲 教师： 张俨彬 同组者： 秘荣冉 张振涛 宋文辉 地层油高压物性测定 一、实验目的 1.掌握地层油高压物性仪的结构及工作原理； 2.掌握地层油的饱和压力、单次脱气的测定方法； 3.掌握地层油溶解气油比、体积系数、密度等参数的确定方法； 4.掌握落球法测量地层油粘度的原理及方法。 二、实验原理 1.绘制地层油的体积随压力的关系，在泡点压力前后，曲线的斜率不同，拐 点对应的应力即为泡点压力。 2.使PVT 筒内的压力保持在原始压力，保持压力不变将PVT 筒内一定量的地层油放入分离瓶中，记录放出油的地下体积，记录分离瓶中分出的油、气的体积，便可计算地层油的溶解气油比、体积系数等数据。 3.在地层条件下，钢球在光滑的盛有地层油的标准管中自由下落，通过记录钢球的下落时间，由下式计算原油的粘度： t k )(21ρρμ-= 其中 μ- 原油动力粘度，mPa ·s; t- 钢球下落时间，s ； ρ1、ρ2- 钢球和原油的密度，g/cm 3； k- 粘度计常数，与标准管的倾角、钢球的尺寸及密度有关。 三、实验流程 图一 高压物性试验装置流程图
四、实验步骤 1.泡点压力测定 ⑴粗测泡点压力 从地层压力起以恒定的速度退泵，压力以恒定速度降低，当压力下降到速度减慢或不下降甚至回升时，停止退泵。稳定后的压力即为粗测的泡点压力。 ⑵细测泡点压力 A.升压至地层压力，让析出的气体完全溶解到油中。从地层压力开始降压，每降低一定压力（如2.0MPa）记录压力稳定后的泵体积读数。 B.当压力降至泡点压力以下时，油气混合物体积每次增大一定值（如5cm3）,记录稳定后的压力（泡点压力前后至少安排四个测点）。 2.一次脱气 ⑴将PVT筒中的地层原油加压至地层压力，搅拌原油样品使温度、压力均衡，记录泵的读数； ⑵取一个干燥洁净的分离瓶称重，将量气瓶充满饱和盐水； ⑶将分离瓶安装在橡皮塞上，慢慢打开放油阀门，保持地层压力不变排出一定体积的地层油，当量气瓶液面下降200ml左右时，关闭放油阀门，停止排油。记录计量泵的读数； ⑷提升盐水瓶，使盐水瓶液面与量气瓶液面平齐，读取分离出的气体体积，同时记录室温、大气压； ⑸取下分离瓶，称重并记录。 3.地层油粘度测量 ⑴将地层油样转到落球粘度计的标准管中，加热至地层温度； ⑵转动落球粘度计使带有阀门的一端（上部）朝下，按下“吸球”开关，使钢球吸到上部的磁铁上； ⑶转动落球粘度计使其上部朝上，固定在某一角度。按下“落球”开关，钢球开始下落，同时计时开始。当钢球落到底部时自动停止计时，记录钢球下落时间。重复3次以上，直到测得的时间基本相同。 五、数据处理与计算 1.泡点压力的确定： 根据测定的一系列压力P和相应的累积体积差ΔV，绘制P-ΔV关系图，由曲线拐点求出泡点压力值。 表一压力与体积关系测定原始记录 地层温度：40.0℃地层压力：12MPa 粗测泡点压力P b=2.6 MPa 由P和ΔV的数据得出P-ΔV关系图，如图2所示：
附表16 饱和水和饱和水蒸气热力性质表(按温度排列) 温 度℃压力比体积比焓汽化潜比熵 液体蒸汽液体蒸汽液体蒸汽 0.000.00061120.00100022206.154 -0.052500.512500.6 -0.009.1544 0.01 0.0006117 0.00100021 206.0120.002500.532500.50.0009.1541 1 0.0006571 0.00100018192.464 4.18 2502.352498. 2 0.0159.1278 2 0.0007059 0.00100013179.787 8.392504.192495.8 0.0309.1014 3 0.0007580 0.00VTOO09168.041 12.612506.032493. 4 0.0459.0752 4 0.00081350.00100008 157.151 16.822507.872491.1 0.0619.0493 5 0.0008725 0.00100008 147.048 21.022509.71 2488.7 0.0769.0236 6 0.0009352 0.00100010 137.670 25.222511.552486.3 0.0918.9982 7 0.0010019 0.00100014128.961 29.422513.392484.0 0.1063 8.9730 8 0.0010728 0-00100019120.868 33.622515.232481.60.12138.9480 9 0.0011480 0.00100026 113.34237.812517.062479.3 0.1362 8.9233 10 0.0012279 0.00100034 106.341 42.002518.90 2476.90.1518.8988 11 0.0013126 0.00100043 99.825 46.192520.74 2474.5 0.1658 8.8745 12 0.00140250.0010005493.75650.382522.57 2472.2 0.1805 8.8504 13 0-0014977 0.0010006688.10154.572524.412469.8 0.1952 8.8265 14 0-0015985 0-0010008082.828 58.762526.242467.5 0.2098 8.8029 15 0.0017053 0.00100094 77.910 62.952528.072465.1 0.2243 8.7794 16 0.0018183 0.00100110 73.320 67.132529.902462.8 0.2388.7562 17 0.0019377 0.00100127 69.034 71.322531.722460.4 0.2538.7331 18 0.00206400.00100145 65.029 75.502533.552458.1 0.2678.7103 温度℃压力比体积比焓汽化潜比熵 液体蒸汽液体蒸汽液体蒸汽 19 0,0021970.00100165 61.287 79.68 2535.37 2455.7 0.2820 8-6877 20 0.0023380.00100185 57.786 83.86 2537.20 2453.3 0.2963 8.6652 22 0.0026440.00100229 51.445 92.23 2540.84 2448.6 0.3247 8.6210 24 0.0029840.00100276 45.884 100.59 2544.47 2443.9 0.3530 8.5774 26 0.0033620.00100328 40.997 108.95 2548.10 2439.2 0.3810 8.5347 28 0.0037810.00100383 36.694 117.32 2551.73 2434.4 0.4089 8.4927 30 0.0042450.00100442 32.899 125.68 2555.35 2429.7 0.4366 8.4514 35 0.0056260.00100605 25.222 146.59 2564.38 2417.8 0.5050 8-3511 40 0.0073810.00100789 19.529 167.50 2573.36 2405.9 0.5723 8.2551 45 0.0095890.00100993 15.2636 188.42 2582.30 2393.9 0.6386 8.1630
第一章流体及其主要物理性质主要内容： ?预备知识：单位制及其换算关系 ?流体的概念 ?流体的主要物理性质 ?作用在流体上的力 预备知识 1、单位制 CGS=Centimeter-Gram-Second(units) 厘米-克-秒(单位制) MKFS=Meter-Kilogram-Force-Second(units) 米-千克力-秒(单位制) MKS =Meter-Kilogram-Second(units) 米-千克-秒(单位制) 2、换算关系 力：1公斤力＝9.8牛顿＝9.8×105达因 1克力＝980达因 1公斤力＝1000克力 质量：1公斤力·秒2/米＝9.8×103克 1千克＝0.102公斤力·秒2/米
第一节流体的概念 一、流体的概念 自然界的物质有三态：固体、液体、气体 从外观上看，液体和气体很不相同，但是从某些性能方面来看，却很相似。流体与固体相比，分子排列松散，分子引力较小，运动较强烈，无一定形状，易流动，只能抗压，不能抗拉和切。 流体：是一种受任何微小剪切力都能连续变形的物质。它是气体和液体的通称。 二、流体的特点 温度对粘性的影响：产生粘性的主要因素不同 （1）气体：T升高，μ变大分子间动量交换为主 （2）液体：T升高，μ变小内聚力为主 三、连续介质假设——连续性说明（稠密性假设） 1、假设的内容：1753年欧拉（数学家） 从微观上讲，流体由分子组成，分子间有间隙，是不连续的，但流体力学是研究流体的宏观机械运动，通常不考虑流体分子的存在，而是把真实流体看成由无数连续分布的流体微团（或流体质点）所组成的连续介质，流体质点紧密接触，彼此间无任何间隙。这就是连续介质假设。 流体微团（或流体质点）：基本单位 宏观上足够小（无穷小），以致于可以将其看成一个几何上没有维度的点；