储层流体的物理性质共32页
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储层物理性质页数:21
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储层流体的物理性质页数:45
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油藏流体的物理性质教学课件PPT页数:53
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油藏流体的物理性质页数:8
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储层流体的物理性质共32页页数:32
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第16讲储层流体的物理性质页数:55
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油藏流体及岩石物理性质页数:87
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储层流体的物理性质
2.矿化度 水中矿物盐的质量浓度，通常用mg/l表示
地层水的总矿化度表示水中正负离子的总和。
第六节 地层水的高压物性
我国部分油田地层水资料
油田名称
Na+(K+)
离子质量浓度及总矿化度/（mg/L）
Ⅰ
Ⅰ-2
主要指标 粘度(mPa.s)
辅助指标 相对密度
50①～150① >0.9200 150①～10000 >0.9200
开采方式
常规或注蒸汽 注蒸汽
特稠油
Ⅱ
10000～50000 >0.9500
注蒸汽
超稠油（天然沥青）
Ⅲ
>50000
>0.9800
注蒸汽
注：①指油层条件下粘度，其它指油层温度下脱气油粘度。
第二节 油气的相态
相态： 物质在一定条件（一定温度、压力和比容
条件）下所处的状态。
F( p,T, v) 0
相态方程 油藏烃类一般有气、液、固三种相态。
油藏烃类的相态通常用相图研究，最常用的是 P-T 相图。
第二节 油气的相态
泡点线
多 组 分
等液量线
◆ 三线 ◆ 四区 ◆ 五点
P-T
相
露点线
图
第二节 油气的相态
②气体的粘 度随气体分 子量的增大 而减小；
③低压范围 内，气体的 粘度几乎与 压力无关。
第四节 天然气的高压物性
(2) 高压下
在高压下，气体密度变大，气体分子间的相互作用 力起主要作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层 面剪切应力很大。
①气体的粘度随压力的增加而增加； ②气体的粘度随温度的增加而减小； ③气体的粘度随气体分子量的增加而增加。
地层水的总矿化度表示水中正负离子的总和。
第六节 地层水的高压物性
我国部分油田地层水资料
油田名称
Na+(K+)
离子质量浓度及总矿化度/（mg/L）
Ⅰ
Ⅰ-2
主要指标 粘度(mPa.s)
辅助指标 相对密度
50①～150① >0.9200 150①～10000 >0.9200
开采方式
常规或注蒸汽 注蒸汽
特稠油
Ⅱ
10000～50000 >0.9500
注蒸汽
超稠油（天然沥青）
Ⅲ
>50000
>0.9800
注蒸汽
注：①指油层条件下粘度，其它指油层温度下脱气油粘度。
第二节 油气的相态
相态： 物质在一定条件（一定温度、压力和比容
条件）下所处的状态。
F( p,T, v) 0
相态方程 油藏烃类一般有气、液、固三种相态。
油藏烃类的相态通常用相图研究，最常用的是 P-T 相图。
第二节 油气的相态
泡点线
多 组 分
等液量线
◆ 三线 ◆ 四区 ◆ 五点
P-T
相
露点线
图
第二节 油气的相态
②气体的粘 度随气体分 子量的增大 而减小；
③低压范围 内，气体的 粘度几乎与 压力无关。
第四节 天然气的高压物性
(2) 高压下
在高压下，气体密度变大，气体分子间的相互作用 力起主要作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层 面剪切应力很大。
①气体的粘度随压力的增加而增加； ②气体的粘度随温度的增加而减小； ③气体的粘度随气体分子量的增加而增加。
储层物理性质
通常以干燥空气或氮气为流体，测定岩石的绝对渗透率。
k＝
2P2qμ A P12
L P22
渗透性：指在一定压差下，岩石本身允许流体通过的能力。 控制产能大小→受控于形成条件和工艺改造措施：压裂、酸 化等
绝对渗透率：当单相流体充满岩石孔隙，流体不与岩石发生 任何物理和化学反应，流体的流动符合达西定律时，所测得 的岩石渗透能力。绝对渗透率与流体性质无关
包括：各种孔隙（狭义）、溶孔、溶洞、裂缝、成岩缝
孔隙空间
指储集岩中未被固体物质所充填的空间，是储集流体的场所， 也称为储集空间。
岩石中各种 孔隙、孔洞及裂 缝组成的储集空 间，其中可储存 流体。
所有具有孔隙的的岩石均可成为储集岩？
总孔隙： 有效孔隙：连通的毛管孔隙及超毛管孔隙
(D= 0.2~500m) (D>500m)
据孔隙或裂缝大小及其对流体流动的影响， 将孔隙划分为三种类型：
a、超毛细管孔隙
孔隙直径＞0.5mm，或裂缝宽度＞0.25mm
特点：在这种孔隙中，流体在重力作用下可以自由流动，服从静水力学的一般规律。
b、毛细管孔隙
孔隙直径介于0.5～0.0002mm，裂缝宽度介于0.25～0.0001mm之间 特点：在这种孔隙中，由于受毛细管力的作用，流体已不能在其中自由流动，只有在外 力大于毛细管阻F P1 P2 t
Ｋx：某一流体的有效渗透率，μm2 Ｑx：某一流体在t秒内通过岩样的体积，cm3
相对渗透率：多相流体共存时，某一流体的有效渗透率与绝 对渗透率的比值。与流体性质、岩石本身的微观孔隙结构特 性相关。
Ｋxr＝Ｋx／Ｋ
Ｋxr：某一流体的相对渗透率，小数 Ｋx：某一流体的有效渗透率，μm2 Ｋ：岩样的绝对渗透率，μm2
k＝
2P2qμ A P12
L P22
渗透性：指在一定压差下，岩石本身允许流体通过的能力。 控制产能大小→受控于形成条件和工艺改造措施：压裂、酸 化等
绝对渗透率：当单相流体充满岩石孔隙，流体不与岩石发生 任何物理和化学反应，流体的流动符合达西定律时，所测得 的岩石渗透能力。绝对渗透率与流体性质无关
包括：各种孔隙（狭义）、溶孔、溶洞、裂缝、成岩缝
孔隙空间
指储集岩中未被固体物质所充填的空间，是储集流体的场所， 也称为储集空间。
岩石中各种 孔隙、孔洞及裂 缝组成的储集空 间，其中可储存 流体。
所有具有孔隙的的岩石均可成为储集岩？
总孔隙： 有效孔隙：连通的毛管孔隙及超毛管孔隙
(D= 0.2~500m) (D>500m)
据孔隙或裂缝大小及其对流体流动的影响， 将孔隙划分为三种类型：
a、超毛细管孔隙
孔隙直径＞0.5mm，或裂缝宽度＞0.25mm
特点：在这种孔隙中，流体在重力作用下可以自由流动，服从静水力学的一般规律。
b、毛细管孔隙
孔隙直径介于0.5～0.0002mm，裂缝宽度介于0.25～0.0001mm之间 特点：在这种孔隙中，由于受毛细管力的作用，流体已不能在其中自由流动，只有在外 力大于毛细管阻F P1 P2 t
Ｋx：某一流体的有效渗透率，μm2 Ｑx：某一流体在t秒内通过岩样的体积，cm3
相对渗透率：多相流体共存时，某一流体的有效渗透率与绝 对渗透率的比值。与流体性质、岩石本身的微观孔隙结构特 性相关。
Ｋxr＝Ｋx／Ｋ
Ｋxr：某一流体的相对渗透率，小数 Ｋx：某一流体的有效渗透率，μm2 Ｋ：岩样的绝对渗透率，μm2
2 储层的物理和化学性质
第二章
① 毛细管模型
将式(2.3)和式(2.4)代入式(2.5)可得
K=
(2.6)
迂曲度
迂曲度测量方法 ——测电阻率 (Pirson,1983)
取值范围：在孔隙介质中总有τ>1 ，高者可达 10以上。 在一般储层中，迂曲度在 2～ 5之间
球体规则堆积，迂曲度为 25/12
第一节 储层的物理特性
2.1.3 渗透率
3
v
毛细管两端的压差，Pa
(2.3)
流体的视粘度，Pa.s
第一节 储层的物理特性
2.1.3 渗透率
1. 渗透率与孔隙尺度的关系 ① 毛细管模型
定义储层中流体的真实速度为 孔隙介质中的流量，m 3 /s
第二章
v=
Q Ac
流通截面上的孔隙面积，m 2
在渗流力学的研究中常用的不是孔隙中的真实速度 v ，而是表观
12. 什么是吸附？化学剂在储层中的吸附有哪几种？
13. 请解释阳离子交换吸附的概念。 14. 什么是粘土的水化膜？什么是粘土的水化作用？
第二章思考题
二、试证明在毛细管油藏模型中的渗透率k与孔隙度φ、迂曲度τ、以岩石
骨架为基准的比面等参数之间的关系为：
3 k= 2(1 )2 v2
7. 在油藏中，“微观”的含义是什么？解释储层微观非均质性的意义。
8. 简述储层宏观非均质性的意义。
第二章思考题
一、基本概念 9. 表征储层垂向渗透率的主要参数有哪些？简述各参数的意义。 10. 简述正韵律储层的沉积特点、渗透率分布及其开采特征。 11. 简述反韵律储层的沉积特点、渗透率分布及其开采特征。
下，以储层中的剩余油和残余油 为开采对象的强化采油技
术。因此，储层及其中流体(原油、水、气)的性质、原油在 储层中的存在形式及其分布状态是提高采收率技术研究与应 用的基础。
第2章：2 储层流体的物理特性(天然气的高压物性)
F dv A dz
设两层流体，其层面面积为A，层间间距为dz。F为 层间内摩擦阻力。
F dv F/A A dz dv / dz 流体的粘度（动力粘度或绝对粘度）为流 体中任一点上单位面积上的剪应力与速度梯度 的比值。
单位：
1mPa·s=1cP
2.求取
高压区
对 比 压 力
分 界 线 低压区
PV=ZnRT
其中Z—— 压缩因子（压缩系数，偏差系数，偏差因子）
Z的物理意义为：给定压力和温度下，实际气体所
占的体积与同温同压下理想气体所占有的体积之比 Z=V真实/V理想
压缩因子
真实气体状态方程为 理想气体状态方程为 同温同压同摩尔 PV真实=ZnRT PV理想=nRT Z= V真实/ V理想
异丁 正丁 烷 烷 0.11 0.14 0.02 0.03 0.11 0.01 0.05 0.03 0.13 0.16 0.02 0.04 0.08 0.01 0.07 0.02
榆29 榆30 榆43 榆44 榆45 榆48 榆53 榆55
0.012 0.013 0.072 0.024 0.139 0.011 0.030 0.130
然
乙烷 7.35 3.09 1.96 2.06 0.56 1.08 2.26 0.34
气
丙 烷 1.03 0.68 0.21 0.29 0.67 0.10 0.41 0.02
组
分
异 戊 烷 0 0 0 0 0 0 0 0 正 戊 烷 0 0 0 0 0 0 0 0 氮
（%）
二氧 化碳 0.000 1.619 0.599 0.616 1.742 0.000 1.681 1.393
所以压缩因子是真实气体与理想气体的偏差 值，为同温同压同摩尔真实气体与理想气体体积之 比。
油层物理-储层流体的物理性质
四、典型油气藏的相图
(108m3)
500 450 400 350 300 250
200 165.4
150 100
50 0
美国
432.44
5.65
加拿大
委内瑞拉
4
前苏联
13
中国
稠油资源（摘自第七届重油及沥青砂国际论文集）
四、典型油气藏的相图
(108m3)
3000
2814
2500
2000
1500
1211
p地,T地 p分,T分
特点：
地层条件点位于露点线外侧，储层 （地下）内不会有液烃产生，为气 体。
油气分离器条件点位于两相区内， 地层条件点和分离器条件点的连线 穿过两相区。
析出的液体油为浅色轻质油， <0.78），RS>26700m3/m3。
四、典型油气藏的相图
（3）凝析气藏
p地,T地
p分,T分
特点：
（b）平面相图
L p
C
V T
固定一个参变量， 改变其它两个参数， 即可得到 平面相图。
二、油藏烃类的相态表示方法
（c）三角相图 适用于温度、压力一定，而组成变化的情况。
C2~C6
2
60
30
60
30
1
3
C1
C
C7+
三、油藏烃类的相态特征 1.单组分体系的相态特征
压力（0.1MPa）
C
液体
F
蒸 汽
G
思考：油气藏开采过程穿过两相区时，地层中流体的相态变化
五、试说明油气藏相图的应用
1.判断油藏的类型； 2.选择合理的开发条件； 3.预测地层油的饱和压力； 4.提出提高原油采收率的方法。
第一篇 第三章 储层流体的物理特性
第三章储层流体的物理特性所谓储层流体，这里指的是储存于地下的石油、天然气和地层水。
其特点是处于地下的高压、高温下，特别是其中的石油溶解有大量的气体，从而使处于地下的油气藏流体的物理性质与其在地面的性质有着很大的差别。
例如，当储层流体从储层流至井底，再从井底流至地面的过程中，流体压力、温度都会不断降低，此时会引起一系列的变化—原油脱气、体积收缩、原油析蜡；气体体积膨胀、气体凝析出油；油田水析盐—即离析和相态转化过程，而这一系列变化过程对于油藏动态分析、油井管理、提高采收率等都有重要的影响。
又如，进行油田开发设计和数值模拟时，必须掌握有关地下流体的动、静态物理参数，如石油和天然气的体积系数、溶解系数、压缩系数、粘度等；在进行油气田科学预测方面，如在开采初期及开采过程中，油田有无气顶、气体是否会在地层中凝析等，都需要对油气的物理化学特性及相态变化有深刻的认识，才能作出判断。
因此可以毫不夸张地说，不了解石油、天然气和水的性质及其问的相互关系，不掌握它们的高压物性参数，那么，科学地进行油田开发、采油及油气藏数值模拟等便无从讲起。
第一节油气藏烃类的相态特征石油和天然气是多种烃类和非烃类所组成的混合物。
在实际油田开发过程中，常常可以发现：在同一油气藏构造的不同部位或不同油气藏构造上同一高度打井时，其产出物各不相同，有的只产纯气，有的则油气同产。
在油气藏条件下，有的烃是气相，而成为纯气藏；有的是单一液相的纯油藏；也有的油气两相共存，以带气顶的油藏形式出现。
在原油从地下到地面的采出过程中，还伴随有气体从原油中分离和溶解的相态转化等现象。
那么，油藏开采前烃类究竟处于什么相态，为什么会发生一系列相态的变化，其主要原因是什么？用什么方式来描述烃类的相态变化？按照内因是事物变化的根据，外因则是事物变化的条件，可以发现油藏烃类的化学组成是构成相态转化的内因，压力和温度的变化是产生相态转化的外部条件。
因此，我们从研究油藏烃类的化学组成人手，然后再进一步研究压力温度变化时对相态变化的影响。
储层流体的物理特性
5
第一节 油气藏烃类的相态特征
本节目的：
u了解储层流体的化学组成和油气藏类型；
u明确烃类体系的相态表示方法；
u掌握单、双、多组分烃类体系的相图特征；
u明确典型油气藏的相图变化趋势。
6
一、油气藏烃类化学组成及分类
1、油气烃类体系的化学组成
u油气的主要成分：烃类化合物(hydrocarbon) u油气的化学组成： l元素：主要元素：C 、H、O、N、 S 微量元素（金属、其它非金属）
1.8
1.48 2.62 5.59 6.12 4.73 64.97 100 8
1、油气烃类体系的化学组成
u油气烃类体系的化学组成及其在常温、常压下 的相态特征
C1,…C4,C5…C16,C17…CnH2n+2,N2,CO2, H2S及N、S、O化合物
气态
液态
固态、半固态 气态
胶质、沥青质
n
C1为主, 少量C5+，地下原始条件为气态，随压力 下降或到地面后凝析油析出，γo=0.6~0.7
10
2、油气藏类型
u临界油气藏(critical oil-gas reservoir)：
挥发性油藏(volatile-oil reservoir)，T地=TC，油气间 无明显界限，γo =0.7~0.8
油
C3、C7、C20
拟组分(pseudo-component)：
用于工程计算的一种假想组分，由 物系中几种组分合并成。
水
H2 O
例如，油气相态研究中常用组分：
l纯组分：C1、C2、C3…； l拟组分：轻烃组分C2-6、重烃组分C7+
14
1、基本概念
u组成(composition)
第一节 油气藏烃类的相态特征
本节目的：
u了解储层流体的化学组成和油气藏类型；
u明确烃类体系的相态表示方法；
u掌握单、双、多组分烃类体系的相图特征；
u明确典型油气藏的相图变化趋势。
6
一、油气藏烃类化学组成及分类
1、油气烃类体系的化学组成
u油气的主要成分：烃类化合物(hydrocarbon) u油气的化学组成： l元素：主要元素：C 、H、O、N、 S 微量元素（金属、其它非金属）
1.8
1.48 2.62 5.59 6.12 4.73 64.97 100 8
1、油气烃类体系的化学组成
u油气烃类体系的化学组成及其在常温、常压下 的相态特征
C1,…C4,C5…C16,C17…CnH2n+2,N2,CO2, H2S及N、S、O化合物
气态
液态
固态、半固态 气态
胶质、沥青质
n
C1为主, 少量C5+，地下原始条件为气态，随压力 下降或到地面后凝析油析出，γo=0.6~0.7
10
2、油气藏类型
u临界油气藏(critical oil-gas reservoir)：
挥发性油藏(volatile-oil reservoir)，T地=TC，油气间 无明显界限，γo =0.7~0.8
油
C3、C7、C20
拟组分(pseudo-component)：
用于工程计算的一种假想组分，由 物系中几种组分合并成。
水
H2 O
例如，油气相态研究中常用组分：
l纯组分：C1、C2、C3…； l拟组分：轻烃组分C2-6、重烃组分C7+
14
1、基本概念
u组成(composition)
第2章：1 储层流体的物理特性(油气藏烃类的相态特征)共32页
线越靠近
形态越细长, 两相区越小
组分性质相差越大 （如分子大小）
两相区越大
临界点位置越 高
４.多组分烃类系统的相图
实际地下油气藏是复杂的多组分烃类体系。
拟组分：为了便于研究，
常把几种化学成分合并为 一种拟组分。例如C2-6视为 轻烃组分（或中间组分） ， C7+视为液烃组分。
泡点线（饱和压力线）；
湿气相态图
干气相态图
湿气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量超过 13.5cm3/m3。
3）凝析气藏相图
反凝析气的相态图
C点位于临界凝析压 力点的左下侧，更加靠 近临界凝析压力点。
环形区较窄；等液量 线较密集。
气藏地层温度（A点） 介于临界温度与临界凝 析温度之间。从B点到 D点随着气藏压力降低， 液态烃析出达到最大 （反凝析过程）。
4）轻质油藏（高收缩油藏）相图
就油气藏烃类 而言，一般是 烷烃、环烷烃 和芳香烃。
各相态的化学组成（常温、常压）
相态
化学组成 主要成分
气态 液态 固态
烷烃C1～C4 烷烃C5～C16 烷烃C16以上
天然气 石油 石腊
实际上，石油、天然气、石蜡的化学组成，要找出明确 的界线很困难。
2）油气藏烃类体系相态的控制因素
内因：烃类体系的化学组成 外因：烃类体系所处的温度、压力环境
3）相图
相（phase）：某一体系中的均质部分。一个相中可以 含有多种组分。（如：地层油和气为不同的两相）
相态方程：对于一个组成固定的体系，压力、温度和 比容（P.T.V）都是该体系相状态的函数。特定体系的 状态方程为 F（P.V.T）=0
相图：将状态方程以图示法表示就是相图。
形态越细长, 两相区越小
组分性质相差越大 （如分子大小）
两相区越大
临界点位置越 高
４.多组分烃类系统的相图
实际地下油气藏是复杂的多组分烃类体系。
拟组分：为了便于研究，
常把几种化学成分合并为 一种拟组分。例如C2-6视为 轻烃组分（或中间组分） ， C7+视为液烃组分。
泡点线（饱和压力线）；
湿气相态图
干气相态图
湿气：井口流出物中，在标准状态下C5以上重烃液体含量超过 13.5cm3/m3。
3）凝析气藏相图
反凝析气的相态图
C点位于临界凝析压 力点的左下侧，更加靠 近临界凝析压力点。
环形区较窄；等液量 线较密集。
气藏地层温度（A点） 介于临界温度与临界凝 析温度之间。从B点到 D点随着气藏压力降低， 液态烃析出达到最大 （反凝析过程）。
4）轻质油藏（高收缩油藏）相图
就油气藏烃类 而言，一般是 烷烃、环烷烃 和芳香烃。
各相态的化学组成（常温、常压）
相态
化学组成 主要成分
气态 液态 固态
烷烃C1～C4 烷烃C5～C16 烷烃C16以上
天然气 石油 石腊
实际上，石油、天然气、石蜡的化学组成，要找出明确 的界线很困难。
2）油气藏烃类体系相态的控制因素
内因：烃类体系的化学组成 外因：烃类体系所处的温度、压力环境
3）相图
相（phase）：某一体系中的均质部分。一个相中可以 含有多种组分。（如：地层油和气为不同的两相）
相态方程：对于一个组成固定的体系，压力、温度和 比容（P.T.V）都是该体系相状态的函数。特定体系的 状态方程为 F（P.V.T）=0
相图：将状态方程以图示法表示就是相图。
第一章 储层流体的物化性质-
单位：体积百分数
产自油井的气 50~92 5~15 2~14 1~10 痕迹~5 痕迹~3 无~0.5 痕迹~4 无~痕迹~6
第四节 油气藏分类
一、分类方法一
油气藏
油藏 黑油油藏 轻质油油藏 气藏 凝析气藏 气藏
重 油 油 藏
一 般 黑 油 油 藏
高 收 缩 油 油 藏
挥 发 油 油 藏
富 凝 析 气 气 藏
Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Cl-、HCO3-、SO4-2等
2.离子毫克当量浓度
离子毫克当量浓度等于某离子的浓度除以该离子的当量
例如，已知氯离子 (Cl—) 的浓度为7896mg/L，而氯离子的化合当量 ＝35.3，则氯离子的毫克当量浓度＝7896/35.3＝225.6毫克当量/升
第五节 地层水的化学组成与性质
Na K 1 Cl
Cl Na K 1 Mg 2
Cl Na K 1 Mg 2
按含 蜡量分
少 蜡 原 油 1
含 蜡 原 油 1 2 高 含 蜡 原 油 2 凝析 油 密 度 0 82
按关键 组分分
石 蜡 基 原 油 0 82 0 89 混 合 基 原 油 0 89 环 烷 基 原 油 > 0 93 .
按原油 密度分
轻 质 原 油 < 中 质 原 油 0 85 5 0 93 4 重 质 原 油 > 0 93 4 .
四、其它分类方法（按埋深分）
浅层油气藏——埋深小于1500m 中深层油气藏——埋深1500~2800m 深层油气藏——埋深2800~4000m 超深层油气藏——埋深大于4000m
第二章 储层流体的物理性质
第二章 储层流体物理性质2-1 地层天然气的物性气体为一种低粘度、低密度的均质流体，这种流体没有特定的体积，但可以扩散并完全充满所处的容器。
天然气是烃类和非烃类气体的混合物。
烃类通常是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和少量的己烷以及己烷以上的重质组分。
非烃类气体包括CO 2、H 2S 、N 2。
要解决气藏工程问题，就必须掌握气体的压力-体积-温度的PVT 之间的关系和气体的物理化学性质。
主要包括：（1） 表观相对分子量Ma ； （2） 相对密度rg ； （3） 压缩因子z ； （4） 密度ρg ； （5） 比容v ；（6） 等温气体压缩系数Cg ； （7） 天然气膨胀系数Eg ； （8） 体积系数Bg （9） 粘度ug 。
以上性质可以通过实验室测定，也可以通过广义数学公式来预测。
一、天然气的偏差系数（压缩因子）及密度 1、偏差系数（压缩因子）理想气体的状态方程：nRT PV = 天然气为实际气体：ZnRT PV =。
Z 为气体的偏差系数（压缩因子），它表示在某一温度和压力下，同一质量的真实气体与假设它在理想状态下的气体体积之比：idealactualV V Z =2、密度由RT M mZZnRT PV ==求得气体的密度：ZRTPM M m g ==ρ 3、表观相对分子量Ma这是天然气的主要性质，同时也是石油工程师感兴趣的性质。
气体混合物中y i 代表组分i 的摩尔分数，表观相对分子质量为：∑==ni i i a M y M 14、相对密度在标准温度Tsc(293K)和标准压力Psc （0.101MPa ）条件下，气体密度与干燥空气密度之比，即：（在标准条件下，气体与空气都可以用理想气体表示）97.2897.28/a air air airg g M MM M RTPM RT PM====ρργ 5、比容单位质量气体所占的体积。
ga PM RT m V v ρ1===6、拟对比压力和拟对比温度求Z压力较低时，用理想气体方程处理真实气体是方便的且令人满意的。