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油藏工程常见计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测.......... 错误!未定义书签。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究错误!未定义书签。
3、预测塔河油田油井产能的方法 .................................. 错误!未定义书签。
4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 ...................... 错误!未定义书签。
5、表皮系数分解 .............................................................. 错误!未定义书签。
6、动态预测油藏地质储量方法简介 .............................. 错误!未定义书签。
6.1物质平衡法计算地质储量......................................... 错误!未定义书签。
6.2水驱曲线法计算地质储量......................................... 错误!未定义书签。
6.3产量递减法计算地质储量......................................... 错误!未定义书签。
6.4Weng旋回模型预测可采储量.................................... 错误!未定义书签。
6.5试井法计算地质储量................................................. 错误!未定义书签。
7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立.............. 错误!未定义书签。
8、预测凝析气藏可采储量的方法 .................................. 错误!未定义书签。
9、水驱曲线 ...................................................................... 错误!未定义书签。
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6.1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15)9、水驱曲线 (16)9.1甲型水驱特征曲线 (16)9.2乙型水驱特征曲线 (17)10、岩石压缩系数计算方法 (17)11、地层压力及流压的确定 (18)11.1利用流压计算地层压力 (19)11.2利用井口油压计算井底流压 (19)11.3利用井口套压计算井底流压 (20)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22)11.5地层压力计算方法的筛选 (22)12、A RPS递减分析 (23)13、模型预测方法的原理 (24)14、采收率计算的公式和方法 (25)15、天然水侵量的计算方法 (25)15.1稳定流法 (27)15.2非稳定流法 (27)16、注水替油井动态预测方法研究 (34)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时，两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
油气藏工程参数计算及图版1 1.2 油气藏工程参数计算及图版1.2．1原油地面粘度与地面密度的关系原油地面粘度随着密度的增大而增高，即密度大原油稠。
在密度较小时，粘度随密度增大缓慢增高，当密度较大时，原油粘度显著增高。
胜利油区几个大油田如胜坨、孤岛、孤东及埕岛油田的原油地面粘度随地面密度变化规律基本一致，但粘度随密度的变化速度仍有所差异。
如图，1.2．2原油地下粘度和地面粘度的关系原油地下粘度是油藏工程研究中重要参数之一。
其值通常由高压物性样品测取获得。
但大量的高压物性样品取得是困难的。
为了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程师一般用一定数量样品的高压物性分析的地下原油粘度与容易获取的地面原油粘度做统计关系，间接地计算油藏的地下原油粘度值。
下面是胜坨油田、东辛油田、埕岛等几个油田油层条件下原油粘度和地面脱气原油粘度的统计关系图。
见图12-2-112-2-1、、2、3。
1．2。
3原油体积系数～油层压力、地面原油粘度～温度图一所示为综合胜利油田地层原油体积系数与压力关系曲线。
该图版是用单次脱气体积系数查在不同压力下多级脱气体积系数数据图二所示为综合胜利油田稠油地面原油粘温曲线。
该图版是用5050℃地面原油的粘度查出不同℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据2 1.2.4 天然气粘度～温度天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
在国际单位制中，粘度的单位是kg·s/m 2，工程上常用的单位为泊（Pa·s ）及厘泊（CP ，mPa·s ），其换算关系为：），其换算关系为：3 1kg·s/m 2＝98.1（Pa·s ）＝9810（CP ）１. 常压下（0.1MPa ）的天然气粘度）的天然气粘度在低压条件下，天然气的粘度与压力关系不大，它随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低。
油藏基本数据
图1 卫22区块油藏三维地质构造图
断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km, 短轴长:2.0Km 比值：2.25:1，为短轴背斜。
闭合面积：4.07km2，闭合幅度150m。
两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。
表1 油层特征参数表
表3储层粒度分析数据
表4 储层岩石(砂岩)孔隙度评价表
表5 速敏程度与速敏指数关系
表6 水敏程度分级标准
油气水常规物性
地面脱气原油：
粘度：os μ = 6.5mpa*s ；脱气原油密度：os ρ=0.87g/cm 3 ；凝固点T S =-200 C ；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；初馏点：500C 天然气：
天然气相对密度r g =0.98；天然气组成见下表：
表7 天然气性质数据表
地层水：
密度w ρ=1.10g/cm 3； pH=6.5；总矿化度：TSD=243869ppm 。
表8 地层水性质数据
油气水高压物性
原始地层压力下油的体积系数Boi=1.08；溶解气油比100=si R (m 3/m 3)；饱和压
力下的体积系数Bob=1.12；地层水粘度s mpa w ⋅=64.0μ。
表2-1 胜利油田××区块开发动用储量计算结果表区块层组储量级别含油面积km2有效厚度m孔隙度 %含油饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始油气比m3/t单储系数×104t/（km2.m）石油地质储量×104t溶解气地质储量×108m3储量丰度×104t/km2可采储量×104t胜利油田××区块1 探明82.61 0.24150.68 0.83 1.12 11012.169875 254.10699 3.367683 31.76337375 179.369642 探明 2.85 0.24864 12.52968 285.676704 3.7860768 35.709588 201.6541443 探明 3.31 0.23646 11.915895 315.5328996 4.18176132 39.44161245 222.72910564 探明 3.27 0.23464 11.82418 309.3205488 4.09942896 38.6650686 218.34391685 探明 4.05 0.23562 11.873565 384.703506 5.0984802 48.08793825 271.5554166 探明 3.15 0.23296 11.73952 295.835904 3.9207168 36.979488 208.8253447 探明 3.42 0.23506 11.845345 324.0886392 4.29515064 40.5110799 228.76845128 探明 4.28 0.23569 11.8770925 406.6716472 5.38962424 50.8339559 287.06233929 探明 4.38 0.23989 12.0887425 423.5895372 5.61383724 52.94869215 299.004379210 探明 4.23 0.24066 12.127545 410.3961228 5.43898476 51.29951535 289.6913808注：以1号层组为例计算石油地质储量N=100Ahφ∮（1-Swi）Po/Boi=100×8×2.61×0.2415×（1-0.32）×0.83/1.12=254.10699×104 t溶解气地质储量Gs=10-4N×Rsi=10-4×254.10699×（110/0.83）=3.367683×108m3储量丰度Ω0=N/A=254.10699/8=31.76337375×104 t/km2单储系数 SNF=N/(Ah)=254.10699/（8×2.61）=12.169875×104 t/（km2.m）可采储量N可采=N×（1-Swi-Sor）/(1-Swi)=254.10699×(1-0.32-0.2)/(1-0.32)=179.36964×104 t表1-2储层按孔隙度分级表1-3 储集层按渗透率分级 等级 渗透率 10-3um 2评价 I 级 > 1000 渗透性极好 II 级 1000 - 100 渗透性好 III 级 100 - 10 渗透性中等 IV 级 10 - 1 渗透性微弱 V 级< 1非渗透性的表1-1 油藏几何参数及各小层物性参数表序号 油层顶深（m ）油层厚度（m ）含油面积（km 2）孔隙度 渗透率(10-3 um 2)1 2195 2.61 80.2415 85.05 2 2199 2.85 0.24864 153.006 3 2204 3.31 0.23646 189.588 4 2209 3.27 0.23464 244.482 5 2214 4.05 0.23562 254.268 6 2233 3.15 0.23296 280.896 7 2238 3.42 0.23506 217.098 8 2244 4.28 0.23569 169.092 9 2251 4.380.23989 146.244 10 22574.230.24066119.658 孔隙度，% 25-20 20-15 15-10 10-5 5-0 评价极好好 中等 差无价值表4-1 相对渗透率数据表sw kro Krw kro/krw fw 0.32 0.676 0 ------- -------- 0.352 0.609544 0.00187 325.95935829 0.052102110547 0.384 0.545376 0.00649 84.033281972 0.175******** 0.4160.4837040.013236.6442424240.328379181450.448 0.424528 0.02178 19.49164371 0.4789488348 0.48 0.367952 0.03212 11.455541719 0.60998704734 0.512 0.314184 0.04422 7.1050203528 0.71604551095 0.544 0.263328 0.05797 4.5424874935 0.79774449825 0.576 0.215488 0.07326 2.9414141414 0.85897963631 0.608 0.170976 0.08998 1.9001555901 0.90411401154 0.64 0.130104 0.10824 1.2019955654 0.93712972431 0.672 0.09308 0.12782 0.72821154749 0.96094307836 0.704 0.060424 0.14883 0.40599341531 0.97784200474 0.736 0.032864 0.17127 0.19188415951 0.98940367115 0.768 0.011648 0.19503 0.0597******** 0.99667763426 0.8 0 0.2354 0 1。
油藏工程常用计算方法油藏工程是石油工程中的一个重要领域，涉及到油藏的勘探、开发和生产等方面。
在油藏工程中，常常需要进行一系列的计算来评估和分析油藏的性质和行为。
下面将介绍一些油藏工程常用的计算方法。
1.计算原油储量原油储量是评估一个油藏的重要参数，常用的计算方法有静态法和动态法。
静态法通过测井数据和油藏地质模型，计算储量的地质体积。
动态法则通过考虑地层渗流和流体流动的动态特性，计算储量的产油体积。
2.计算油藏含水饱和度油藏的含水饱和度是指油藏中含有的水的比例。
常用的计算方法有电测井测井曲线分析法和测井资料解释法。
通过分析不同测井曲线（如电阻率曲线、自然伽玛曲线等）的变化规律，可以计算油藏的含水饱和度。
3.计算油藏渗透率油藏渗透率是衡量油藏储层导流能力的重要指标。
常用的计算方法有试油法和渗透率曲线法。
试油法通过实验室试验或现场试油，测量岩心样品或井中液体在单位时间内通过单位面积的流量，计算渗透率。
渗透率曲线法则通过测井曲线分析，利用渗透率曲线的特征，计算渗透率。
4.计算油藏压力与产量关系油藏的压力与产量关系是研究和预测油藏开发效果的重要依据。
常用的计算方法有压力-产量分析和产能预测法。
压力-产量分析通过分析油藏生产数据和压力变化，建立压力与产量的关系。
产能预测法则通过考虑岩石物性和流体性质等因素，结合油藏地质特征和开发方案，预测不同开发阶段的产能。
5.计算水驱油效果水驱是油藏开发中常用的一种增产方法。
计算水驱油效果是评估水驱效果的重要手段。
常用的计算方法有位移效率法和水驱指数法。
位移效率法通过考虑水驱后的产量与无水驱时的产量之比，计算水驱效果。
水驱指数法则通过测量水驱前后的注水压力和油井生产的工况参数，计算水驱指数。
以上介绍了一些油藏工程中常用的计算方法，涉及到油藏储量、含水饱和度、渗透率、压力与产量关系和水驱油效果等方面。
这些计算方法在油藏工程的勘探、开发和生产中具有重要的应用价值，能够帮助工程师和研究人员更好地了解和评估油藏的性质和行为。
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (1)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (1)3、预测塔河油田油井产能的方法 (1)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (2)5、表皮系数分解 (2)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (3)6.1物质平衡法计算地质储量 (3)6.2水驱曲线法计算地质储量 (5)6.3产量递减法计算地质储量 (6)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (7)6.5试井法计算地质储量 (8)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (13)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (13)9、水驱曲线 (14)9.1甲型水驱特征曲线 (14)9.2乙型水驱特征曲线 (15)10、岩石压缩系数计算方法 (15)11、地层压力及流压的确定 (16)11.1利用流压计算地层压力 (17)11.2利用井口油压计算井底流压 (17)11.3利用井口套压计算井底流压 (18)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (20)11.5地层压力计算方法的筛选 (20)12、A RPS递减分析 (21)13、模型预测方法的原理 (22)14、采收率计算的公式和方法 (23)15、天然水侵量的计算方法 (23)15.1稳定流法 (25)15.2非稳定流法 (25)16、注水替油井动态预测方法研究 (32)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (36)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOFq ，就可以用下式计算不同压力R p下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOFAOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时，两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫⎝⎛-=25.2bR o AOF FEp p J q （流压为0）。
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6。
1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6。
4Weng旋回模型预测可采储量 (10)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (16)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (17)9、水驱曲线 (17)9。
1甲型水驱特征曲线 (18)9.2乙型水驱特征曲线 (18)10、岩石压缩系数计算方法 (19)11、地层压力及流压的确定 (20)11。
1利用流压计算地层压力 (20)11。
2利用井口油压计算井底流压 (21)11.3利用井口套压计算井底流压 (22)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (23)11。
5地层压力计算方法的筛选 (24)12、A RPS递减分析 (24)13、模型预测方法的原理 (26)14、采收率计算的公式和方法 (27)15、天然水侵量的计算方法 (27)15。
1稳定流法 (29)15。
2非稳定流法 (30)16、注水替油井动态预测方法研究 (38)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (42)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量,且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时,两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
分析及评价：分析及评价：岩心号SwKroKrw0.268100.4720.2370.1170.6740.0330.3020.6790.0260.3130.690.0130.3420.7050.0060.377E1井15号岩心0.7280.0020.4310.7390.0010.460.7520.0010.4920.76300.5230.207100.4740.250.1760.6760.0450.3610.680.0380.3690.6850.0310.3790.6920.0230.3920.7090.010.4220.7290.0050.4520.7510.0020.4870.7650.0010.5080.7710.0010.5190.7850.54方法：归一化处理（多条直线直接平均法）（1）计算各样品的 Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值15号岩心：Swc=0.268 Swmax=0.763 Krwmax=0.523 Kromax=127号岩心：Swc=0.247 Swmax=0.814 Krwmax=0.563 Kromax=18号岩心:Swc=0.207 Swmax=0.785 Krwmax=0.540 Kromax=121号岩心：Swc=0.200 Swmax=0.752 Krwmax=0.606 Kromax=1（2）将各样品的 Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值分别进行算术平均，并将平均Swci=0.2305Swmaxi=Krwmaxi=0.558Kromaxi=(3)绘制标准化后的油水相对渗透率曲线。
岩心号Sw*Kro*Krw*0100.4120.2370.2240.8200.0330.5770.8300.0260.5980.8530.0130.6540.8830.0060.7210.9290.0020.8240.9520.0010.8800.9780.0010.941E1井15号岩心E1井15号岩心E2井8号岩心1.0000.0001.000Sw*Kro*Krw*0.000 1.0000.0000.4620.2500.3260.8110.0450.6690.8180.0380.6830.8270.0310.7020.8390.0230.7260.8690.0100.7810.9030.0050.8370.9410.0020.9020.9650.0010.9410.9760.0010.961101(5)将平均标准化相渗曲线上各分点的Sw*、Kro*、Krw*换算成序号Sw Kro Krw 10.23050.9915750.005328920.28530.7869110.01511815930.34010.6060140.03495808640.39490.4488840.06484868150.44970.3155210.10478994560.50450.2059250.15478187670.55930.1200960.214824476井15号岩心E2井8号岩心80.61410.0580340.28491774390.66890.0197390.365061679100.72370.0052110.455256283110.77850.014450.555501555分析：最大值吸 油%0吸 水%79.73润湿类别绘制分流量曲线及确定特征参数Sw 1/M fw 0.231107.6470.0000.28530.1120.0320.34010.0290.0910.395 4.0040.2000.4501.7420.3650.5050.7700.5650.5590.3230.7560.6140.1180.8950.6690.0310.9700.7240.0070.9930.7790.0150.985绘制无因次采油采液指数曲线Sw JDo qw/qt 0.0000.992 1.0000.1000.7870.8110.2000.6060.6620.3000.4490.5530.4000.3160.4830.5000.2060.4540.6000.1200.4640.7000.0580.5140.8000.0200.6040.9000.0050.7341.0000.0140.903油藏特征分析:(1)水敏井 号排2-1井项 目润湿性实验介质累积注入倍数渗透率比值%标准盐水（80000mg/L 0100标准盐水（80000mg/L 10.9100标准盐水（40000mg/L 15.692标准盐水（40000mg/L 2189.3标准盐水（40000mg/L 22.490标准盐水（40000mg/L 25.289.1蒸馏水27.883蒸馏水30.759.7蒸馏水33.538蒸馏水36.514蒸馏水39.513蒸馏水42.812.7(2)碱敏岩心碱敏试验数据流动介质名称pH 值注入倍数k 8%KCl 溶液7.01112308%KCl 溶液8.511.29568%KCl 溶液10.0116238%KCl 溶液11.5115908%KCl 溶液13.011.7396分析：（4）速敏岩心速敏试验数据试验介质矿化度流量/(cm3min-1)流速/(m·d-1)KCl 溶液800000.484 5.22KCl 溶液800000.7257.83KCl 溶液80000 1.0211.00KCl 溶液80000 1.4615.80KCl 溶液80000 1.9721.30KCl 溶液80000 2.9331.60KCl 溶液80000 3.9442.50KCl 溶液80000 5.0654.60KCl 溶液800005.9764.40（5）盐敏岩心盐敏试验数据流动介质矿化度注入倍数k 标准盐水8000011.4930标准盐水4000011.8802标准盐水2000012.1402蒸馏水18.663.2分析：A/Km3西块： 3.1N=2168882.08Ω=699639.3808SNF=192738.1214 Array东块：A/Km33.6N=2082086.041Ω=578357.2335SNF=190249.09N=4250968.121深度，m饱和度,%深度，m饱和度,% 995.689.2994.594.4 995.4589.5994.394995.393.1994.292.9995.291.3994.191 995.189.6993.892.1 994.9587.3993.690.1 994.8583.7993.490.8 994.7583.4993.387.3 994.6590.1993.282.8797.2815.481.9176470618.08235294注水可行性分析：Pi Pb3.85弹性采率Re=西块累产液量东块累产液量西块地层压降104m3104m3Mpa 31-Mar-05000 30-Apr-050.0110.1750.013 30-May-050.020.290.026 30-Jun-050.0210.4190.039 30-Jul-050.0360.5510.052 30-Aug-050.0360.6160.065 30-Sep-050.0360.7130.078 30-Oct-050.0360.8380.091 30-Nov-050.042 1.2040.09 30-Dec-050.104 1.6770.135 30-Jan-060.165 2.270.176 28-Feb-060.212 2.770.185 28-Mar-060.268 3.3290.201 28-Apr-060.331 3.9260.21 28-May-060.396 4.5240.218 28-Jun-060.475 5.1580.231 28-Jul-060.595 5.780.262 28-Aug-06 1.059 6.4810.433时间28-Sep-06 1.6097.1480.532 28-Oct-06 2.1817.80.58 28-Nov-06 3.259.0770.905 28-Dec-06 4.3910.444 1.046 28-Jan-07 5.66211.904 1.154天然能量程度弹性产率，104t 采出1%地质储量地层压降，MPa充足＞30＜0.2较充足8～300.2～0.8不充足 2.5～80.8～2.0微弱＜2.5＞2.0分析：西块：年采油量： 5.497采油速度:0.0198652971%的地质储量为 2.767137127所以通过分析计算可得：所需压降为：弹性采率为：8466.389163东块：年采油量：9.634采油速度:0.0362671331%的地质储量为 2.656399643所需压降为：弹性采率为：8127.574501本油藏打算用早期边缘注水开发井网适用性评价：class7地质储量NE216.888208 number8地质储量NW208.2086041 P·元2450C·元816.1895004井网密度f ER西·总收益西·收入10.080619326.942853.920.169841652.890205.230.308481532.5163879.540.364792230.9193794.450.403396657.5214304.560.431397320.0229170.170.452495568.4240415.680.469092182.6249210.590.482387641.4256272.7100.493282254.1262066.4 110.502376229.3266903.9 120.510069712.3271003.3 130.516662807.5274521.2 140.522455591.7277572.9 150.527448122.9280245.1282604.3160.531840445.4原始地层压力为:10.80Mpa 原始地层温度为:44.82℃岩心号SwKroKrw0.247100.4990.250.1020.7010.0450.3560.7060.0360.3670.7120.0280.3790.7230.0180.401E1井27号岩心0.7430.0070.4380.7780.0020.4980.7890.0010.5170.7970.0010.5320.81400.5630.2100.4250.2540.1250.6280.0480.3920.6330.0390.4040.6450.0260.4260.6590.0160.4510.6720.010.4740.6960.0050.5120.7190.0020.5510.7380.0010.5820.75200.606征值max=0.523 Kromax=1max=0.563 Kromax=1max=0.540 Kromax=1max=0.606 Kromax=1等特征值分别进行算术平均，并将平均值作为平均相渗曲线的特征值0.77851岩心号Sw*Kro*Krw*0100.4440.2500.1810.8010.0450.6320.8100.0360.6520.8200.0280.6730.8400.0180.7120.8750.0070.7780.9370.0020.8850.9560.0010.918E1井27号岩心E2井21号岩心E1井27号岩心0.9700.0010.9451.0000.0001.000Sw*Kro*Krw*0.000 1.0000.0000.4080.2540.2060.7750.0480.6470.7840.0390.6670.8060.0260.7030.8320.0160.7440.8550.0100.7820.8990.0050.8450.9400.0020.9090.9750.0010.9601.0000.0001.000换算成Sw、Kro、Krw。
第二章油气藏工程参数计算及图版第一节气体状态方程在进行与天然气有关的能量及相平衡计算过程中，天然气的压力、体积及温度的计算是必不可少的。
联系气体的压力、体积及温度的方程，就称为气体状态方程。
一、理想气体状态方程根据波义耳（R. Boyle）—查理（J. A. C. Charles）定律和阿佛加得罗（Avogadro）定律，理想气体的压力P、体积V与气体的质量n、温度T成正比，所以，理想气体的状态方程可以用下式表示：PV＝nRT（１）式中：P—气体的绝对压力，MPa；V—气体的体积，m3；T—气体的绝对温度，K；n—给定压力P、温度T条件下，体积V中气体的摩尔数，mol；R—通用气体常数，其值取决于压力、体积及温度的单位，国际单位制中，其值为8.314³10-6 MPa²m3／(mol²K)。
所谓理想气体是指：（１）气体分子为无体积、无质量的质点；（２）气体分子之间无作用力（包括引力和斥力）。
在常温、常压条件下，一般的真实气体，用公式（１）进行计算，误差不超过5％。
压力越高、温度越低，则误差越大。
在压力不超过0.4MPa，温度不太低时（同常温相比），对一般的真实气体，公式（１）还是可以应用的。
当压力超过0.4MPa时，公式（１）的精确性进一步下降，这时，气体应看作非理想气体（或称真实气体）。
二、真实气体状态方程对于真实气体，不能使用理想气体状态方程进行计算，特别是高压气体，用理想气体状态方程进行计算，误差有时高达500％。
天然气是一种真实气体，它不服从理想气体状态方程，高压时必须对（１）式进行修正。
描述真实气体状态方程的关系式很多，工程上广泛采用的方法为：在理想气体状态方程中引入一个校正系数—压缩因子Z。
则（１）式变化为：PV ＝ZnRT （２）式中各项意义同前。
根据对应状态原理，在相同的对应状态（即气体具有相等的拟对比温度T pr 和拟对比压力P pr ）下的气体，对理想气体状态方程的偏差相同，即具有相等的Z 值。
其中：T pr ＝T ／T pcP pr ＝P ／P pcT pc ＝Σy i TciP pc ＝Σy i Pci式中：T —气体的绝对温度，K ；T pc —气体的拟临界温度，K ；Tci —气体各组分的拟临界温度，K ；P —气体的绝对压力，MPa ；P pc —气体的拟临界压力，MPa ；Pci —气体各组分的拟临界压力，MPa ；y i —气体中组分ｉ的摩尔份数，％。
温度和压力可以使用任何绝对单位，但是，T 和Tc 、P 和Pc 所使用的单位必须相同。
第二节 PVT 参数计算及图版一、Y 函数计算： )1/)(101.0(-+-=sat i i i sat V V p p P Y 式中：P sat -------饱和压力，MPaP i ---------分级压力MPaV i ---------分级压力下体积cm 3V sat --------饱和压力下样品体积cm 3二、相对体积计算 i V =sati V V 式中： i V -------i 级压力下样品相对体积V i -------i 级压力下样品体积,cm 3V sat ------- 饱和压力下样品体积,cm 3三、油藏流体压缩系数：（饱和压力以上各压力区间） ii i P V V ∆∆∙=1β 式中βi ---i 级压力与1-i 级压力间压缩系数，1/MPai P ∆---i 级压力与1-i 级压力差，MPai V ∆---i 级压力与1-i 级压力下油藏流体体积之差，cm3 四、油藏流体气油比： b gbV V S 0=式中： S------油藏流体气油比,33m mV gb 单次脱气气体标准体积,m3 V 0b 单次脱气油标准体积,m3 五、油藏流体体积系数： 00V V i =β 式中： β------油藏流体体积系数V 0i ------油藏流体体积,cm 3V 0-------脱气油标准体积,cm3 六、地层油密度： ior V G 00=ρ 式中： ρor-------地层油密度,g/cm3 G 0-------脱出油气总重量，gV 0i ------油藏流体体积,cm 3七、地层石油粘度计算：（落球粘度计）E t b )(00ρρμ-=式中： μ0------- 地层石油粘度t-------- 钢球下落时间ρb ------- 钢球密度,g/cm3 ρ0--------原油密度,g/cm 3E-------- 粘度计校正常数地层原油高压物性分析分为单次与多次脱气。
所谓单次脱气即在地层温度、压力条件下地层原油一次性闪蒸到地面所测得的各项参数。
多次脱气是指地层原始样品在饱和压力以下，分不同饱和压力直到常压，所测得的各项参数。
下图即为地层原油多次脱气物理特性综合曲线：图1.2.25 地层原油物理特性综合曲线不同类型油气藏流体具有不同特征的P-T 图。
下面所示的为不同油气藏的典型P-T 图。
图1.2.26 不同油气藏的典型P-T图一个油气藏类型由它在其流体P-T图上的位置可做出判断，因此P-T图也是油气藏特别是挥发性油藏和凝析气藏开发设计的基础资料之一。
因此挥发性油藏和凝析气藏除作流体分析外，有时还要作相态分析（P-T图）。
图1.2.27 油气藏流体的P－T的图图中C点为临界点，P m为最高凝析压力点，T m为最高凝析温度点，AC为泡点线，CB为露点线，图中虚线为液体含量等值线。
第三节原油地面粘度与地面密度的关系原油地面粘度随着密度的增大而增高，即密度大原油稠。
在密度较小时，粘度随密度增大缓慢增高，当密度较大时，原油粘度显著增高。
胜利油区几个大油田如胜坨、孤岛、孤东及埕岛油田的原油地面粘度随地面密度变化规律基本一致，但粘度随密度的变化速度仍有所差异。
如图1.2.1、2、3、4。
1图1.2.1 胜坨油田原油粘度与相对密度关系图1.2.2 孤岛油田原油粘度与相对密度关系图1.2.3 孤东油田原油粘度与相对密度关系图1.2.4 埕岛油田原油粘度与相对密度关系第四节原油地下粘度和地面粘度的关系原油地下粘度是油藏工程研究中重要参数之一。
其值通常由高压物性样品测取获得。
但大量的高压物性样品取得是困难的。
为了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程师一般用一定数量样品的高压物性分析的地下原油粘度与容易获取的地面原油粘度做统计关系，间接地计算油藏的地下原油粘度值。
下面是胜坨油田、东辛油田、埕岛等几个油田油层条件下原油粘度和地面脱气原油粘度的统计关系图。
见图1.2.5、6、7。
图1.2.5 胜坨油田沙二段原由地下粘度与地面粘度关系曲线图1.2.6 东辛地区沙一段、沙二段原油地下粘度与地面粘度关系曲线图1.2.7 埕岛馆上段地面原油粘度与地下原油粘度关系曲线第五节原油体积系数～油层压力、地面原油粘度～温度依据单井高压物性取样分析，原油体积系数有三种状态，即饱和压力下的体积系数；高于饱和压力、随压力升高体积系数下降；低于饱和压力，随压力下降体积系数下降。
因此工程油藏中表征一个油藏的体积系数常用的是饱和压力下的体积系数。
图1.2.8的概念的随压力增加体积系数一直增加图1.2.8所示为综合胜利油田地层原油体积系数与压力关系曲线。
该图版是用单次脱气体积系数查在不同压力下多级脱气体积系数数据,适用于油田不同类型油藏。
图1.2.9所示为综合胜利油田稠油地面原油粘温曲线。
该图版是用50℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据，该图版适用于草桥、单家寺油田。
第六节天然气的粘度天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
在国际单位制中，粘度的单位是kg²s/m2，工程上常用的单位为泊（Pa²s）及厘泊（CP，mPa²s），其换算关系为：1kg²s/m2＝98.1（Pa²s）＝9810（CP）一、常压下（0.1MPa）的天然气粘度在低压条件下，天然气的粘度与压力关系不大，它随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低。
目前，普遍应用Carr、Kobayshi和Burrows发表的图版1.2.13）。
图1.2.13 大气压力（0.1MPa）下天然气的粘度常压下（0.1MPa）的天然气粘度可以根据下式进行计算：µN0＝Σy iµi（M i）1/2/〔Σy i（M i）1/2〕（１）式中：µN0—常压下天然气的粘度，mPa²s；µi—常压下组分i的粘度，mPa²s；y i—天然气中组分i的摩尔份数，％；M i—组分i的分子量。
对于烃类气体，（1）式的平均误差为1.5％，最大误差为5％。
当天然气中含有非烃类气体时，会使粘度增加。
所以，必须根据其含量，引进必要的修正（图1.2.13中的三个小图版）。
二、高压下（大于7.0MPa）的天然气粘度在高压条件下，影响天然气粘度的重要因素是压力。
它随压力的升高而增大，随温度的升高而下降，随分子量的增大而增大，即具有液体粘度的特征。
图1.2.14 µ／µ1与P pr关系图图1.2.15 µ／µ1与T p r关系图首先根据已知的温度T、分子量M g或相对密度γg，在图版1.2.13中查出0.1MPa下的天然气粘度µ1；然后根据所给状态计算出对比参数P pr、T pr，再从图1.2.14、1.2.15中查出粘度比µ／µ1，则求得高压下的粘度为：µ=（µ／µ1）µ1Dempsey对Carr等人的图版进行拟合，得到了以下关系式：µ1＝（1.709³10-5-2.062³10-6γg）（1.8T＋32）＋8.188³10-3-6.15³10-3lg（γg）T prµ／µ1＝a0＋a1P pr＋a2P pr2＋a3P pr3＋（a4＋a5P pr＋a6P pr2＋a7P pr3）T pr＋（a8＋a9P pr＋a10P pr2＋a11P pr3）T pr2＋（a12＋a13P pr＋a14P pr2＋a15P pr3）T pr3式中：µ—高压下天然气的粘度，mPa²s；µ1—常压下天然气的粘度，mPa²s；T—地层的温度，°C；T pr—气体的拟对比温度，无因次；P pr—气体的拟对比压力，无因次。
式中各系数的值如下:a0＝-2.46211820a1＝2.97054714a2＝-2.86264054³10-1a3＝8.05420522³10-3a4＝2.80860949a5＝-3.49803305a6＝3.60373020³10-1a7＝-1.04432413³10-2a8＝-7.93385684³10-1a9＝1.39643306a10＝-1.49144925³10-1a11＝4.41015512³10-3a12＝8.39387178³10-2a13＝-1.86408848³10-1a14＝2.03367881³10-2a15＝-6.09579263³10-4已知P、T，想求出µ，其步骤如下：（１）根据T、γg，用式计算µ1；（２）根据P pr、T pr，用式计算T prµ／µ1；（３）所求µ为：µ＝（T prµ／µ1）µ1／T pr含有非烃类气体时，粘度也会增加，所以，也必须进行非烃校正。
