1.砂岩的粒度组成：是指不同粒径范围（粒级）的颗粒占全部颗粒的百分数（含量），通常以质量百分数来表示。

（筛析法、沉降法）粒度组成分布曲线：表示了各种粒径的颗粒所占的百分数。

曲线尖峰越高，表明该岩石以某一粒径颗粒为主，岩石粒度组成越均匀；曲线尖峰越靠右，表明岩石粗颗粒越多。

粒度组成累计分布曲线：上升段越陡表明岩石颗粒越均匀。

2.比面：单位体积岩石内孔隙总内表面积或单位体积岩石内岩石骨架的总表面积。

（砂岩的砂砾越细，其比面越大，骨架分散程度越高。

）3.胶结物：碎屑岩中除碎屑颗粒以外的化学沉淀物。

泥质、钙质、硫酸盐最常见。

4.空隙：岩石颗粒间未被胶结物充满或未被其它固体物质所占据的空间。

5.岩石的孔隙类型1）按孔隙大小的分类超毛细管孔隙—孔隙直径大于0.5mm或裂缝宽度大于0.25mm；毛细管孔隙—孔隙直径介于0.5～0.0002mm或裂缝宽度介于0.25～0.0001mm之间的孔隙；微毛细管孔隙—孔隙直径小于0.0002mm或裂缝宽度小于0.0001mm的孔隙。

2）孔隙按连通性的分类：连通孔隙和死孔隙3）岩石孔隙按生成时间分类：原生孔隙、次生孔隙4）孔隙按组合关系分类：孔道、吼道6.孔喉比：孔隙直径与喉道直径的比值。

孔喉比越大对采油越不利，渗透率越低。

7.孔隙配位数：每个孔道所连同的喉道数，配位数越高采油越有利。

8.岩石的绝对孔隙度（φa）是岩石的总孔隙体积V a与岩石外表体积V b的比值。

9.岩石的有效孔隙度(φe)岩石中有效孔隙的体积V e与岩石外表体积V b之比。

10.岩石的流动孔隙度(φf) 在含油岩石中，流体能在其中流动的孔隙体积V f与岩石外表体积V b之比。

（绝对孔隙度φa>有效孔隙度φe>流动孔隙度φf）11.岩石孔隙度的测定：液体（水或煤油）饱和法，方法及步骤：a.将已洗净、烘干的岩样在空气中称质量为W1；b.将岩样抽成真空然后饱和煤油，在空气中称出饱和煤油后的岩样质量记为W2；c.岩样饱和煤油后在煤油中称的质量记为W3。

12.影响孔隙度大小的因素1.）颗粒的排列方式及分选性：岩石分选差，会降低孔隙度和渗透率2.）岩石的矿物成分与胶结物质：在其它条件相同时，一般石英砂岩比长石砂岩储油物性好。

（泥质胶结的砂岩较为疏松，孔隙性好，伴随胶结物含量的增加，粒间孔隙度显著降低）3.）埋藏深度与压实作用：孔隙度随着埋深的增加而降低。

某种流体的饱和度：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积与岩石孔隙体积的比值。

原始含油饱和度S oi 油藏投入开发以前所测出的含油饱和度。

（地层中原始状态下含油体积V oi 与岩石孔隙体积V P 之比。

原始含水饱和度（束缚水饱和度S wi ） 油藏投入开发前储层岩石孔隙空间中原始含水体积V wi 和岩石孔隙体积V P 的比值。

当前油、气、水饱和度:是指在油田开发的不同时期、不同阶段所测得的油、气、水饱和度。

残余油饱和度S or 经过某一采油方法或驱替作用后，仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油,其体积在岩石孔隙中所占体积的百分数。

剩余油:主要是驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂波及到了但仍驱不出来的残余油。

确定油、气、水饱和度原始样质量W 1 烘干岩样质量W 2 抽提的水的体积Vw达西定律Q —在压差△P 下，通过岩心的流量，cm 3/sA —岩心截面积，cm 2；P A L Q K ∆=μ△P —流体通过岩心的压力差，10-1MPa ；L —岩心长度，cm ；μ—流体粘度，mPa ·sK —是比例常数，仅与岩性有关，即岩石的绝对渗透率，μm 2。

岩石绝对渗透率：不与岩石发生任何物理、化学反应的不可压缩流体，100%饱和岩心后，在线性渗流条件下测得的岩石渗透率。

单位：1达西(D)＝103毫达西(mD) 1 mD ＝1×10－3μm 2 1D ＝1μm 2 测定岩石渗透率必须满足三个条件：①岩石中全部孔隙为单相液体所饱和，液体不可压缩，岩心中流动是稳态单相流；②流体性质稳定，不与岩石表面发生物理、化学反应；③通过岩心的渗流为一维直线渗流。

气测渗透率的计算)p A(p μL p 2Q K 222100g -=气体滑动效应：靠近孔隙壁表面的气体分子与孔道中心分子流速几乎没什么差别，这种渗流特性称之为气体滑动效应。

气体滑脱效应的结果1.）同一岩石的气测渗透率大于液测的岩石渗透率；2.）平均压力愈小，气测渗透率愈大；3.）不同气体所测得渗透率值也不同；4.）岩石不同，气测渗透率与液测渗透率差值大小不同。

致密岩心的滑脱效应严重。

等效液体渗透率（克氏渗透率）：当压力增至无穷大时，气测渗透率不再变化而趋于一个常数K∞，这个数值一般接近于液测渗透率。

影响岩石渗透率的因素1.）岩石骨架构成、岩石构造（疏松砂岩的粒度越细，分选性越差，渗透率越低）2.）岩石孔隙结构的影响（粒度细，孔隙半径小，则岩石比面大，渗透率低）3.）地层静压力、胶结作用和溶蚀作用的影响压实作用使孔隙通道急剧变小，孔喉比剧增，曲折度增大，渗透率下降；胶结作用使孔隙通道变小，孔喉比增大，粗糙度增大，渗透率降低；溶蚀作用使孔隙度增大，但对于渗透率不一定。

4.）构造作用和其它作用（构造作用形成的断裂和裂隙使储层的孔隙度和渗透率都增大）储层的速敏性：指地层微粒在高速流体作用下在孔隙中的运移并在喉道处堆集，形成“桥堵”，造成孔隙阻塞和地层渗透性降低的现象。

储层的水敏性：与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起（蒙皂石伊利石）粘土矿物膨胀、分散、运移而导致渗透率下降的现象。

储层的盐敏性：是指对于水敏性地层，当含盐度下降时导致粘土矿物晶层扩张增大、膨胀增加，地层渗透率下降的现象。

储层的酸敏性：酸化液进入地层后与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出微粒，使地层渗透率下降的现象。

储层的碱敏性：是指具有碱性的油田工作液进入储层后，与储层岩石或储层流体接触而发生反应产生沉淀，使储层渗透能力下降的现象。

（与碱的反应活性从高到低高岭石、石膏、蒙皂土、伊利石、白云石、沸石）储层的水锁效应：外来流体进入地层，由于毛细管力滞留作用，地层驱动力不能将外来流体完全排出地层，造成储层含水饱和度增加，油气相渗透率下降的现象。

天然气组成的三种表示方法：摩尔组成、体积组成、质量组成。

地层水总矿化度：表示水中正、负离子含量的总和。

天然气视分子量：标准状态下1mol（0℃，1atm，22.4l）天然气具有的质量，即平均分子量。

天然气的密度：在一定温度、压力下，单位体积天然气的质量。

ρ —天然气的密度，kg／m3P—天然气所处的压力，MPa；M—天然气的分子量，kg/kmol；T—天然气的绝对温度，K；Z—天然气偏差因子；R—通用气体常数，R = 0.008314MPa*m3/(kmol*K)天然气的相对密度:在石油行业标准状况下（20℃，0.101MPa），天然气的密度与干燥空气密度之比。

偏差系数（压缩因子、偏差因子）：给定压力和温度下，实际气体所占的体积与等量理想气体所占有的体积之比。

Ppr —视对比压力；Tpr —视对比温度。

天然气中同时含有H 2S 和CO 2两种非烃成分且浓度较高时，非烃组分的体积含量高于5%时非烃校正-图版修正法计算天然气的压缩因子Z 的步骤：（1）根据已知天然气的组成或相对密度计算视临界参数：Tpc ，Ppc ；（2）如含有非烃CO 2，H 2S ，对视临界参数进行校正（3）根据给定的温度、压力计算视对比参数：Tpr ，Ppr ；（4）查图版求出偏差系数Z 。

天然气的地层体积系数（Bg ）：一定量的天然气在油气层条件（某一p 、T ）下的体积V R 与其在地面标准状态下（20℃，0.1MPa ）所占体积V SC 之比。

（Bg ＜＜1）计算天然气的地层体积系数天然气的等温压缩率（弹性系数）C g 在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。

单组分的天然气 B ——天然气中H 2S 的摩尔分数；ε——视临界温度校正系数，它取决于H 2S 和CO 2的浓度。

Ppc —天然气的视临界压力； Tpc —天然气的视临界温度； Vi —组分i 的摩尔分数；天然气视对比压缩系数Cpr 可由视对比参数Tpr ，Ppr 从图2-9查出，免去求取Z 的麻烦。

天然气的粘度：天然气内部某一部分相对另一部分流动时摩擦阻力的量度。

（气体在高压下的粘度随压力的增加而增加，随温度的增加而减少，随分子量的增加而增加；在接近大气压时，气体的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而增大。

）相图：将状态方程以图示法表示就是相图。

单组分烃的相图（p —T 图）：图中曲线称为饱和蒸汽压线。

该曲线将组分的液相区和汽相区分开。

泡点压力：在温度一定的情况下，压力降低过程中开始从液相中分离出第一批气泡的压力。

露点压力：温度一定时，压力升高过程中开始从气相中凝结出第一批多组分的天然气 )11(1prpr pC g p Z Z p p C ∂∂-=天然气视对比压缩系数pCg pr p C C ⨯=对于单组分体系相图特征：一线：饱和蒸汽压线两区：汽相区和液相区一点：临界点临界点：汽、液两相能够共存的最高温度点和最高压力点。

高于临界温度的区域称为超临界区，此时无论对体系施加多大的压力都不会有两相出现，体系为没有气体与液体之分的流体。

液滴的压力。

饱和蒸汽压线：是体系的相分界线；汽、液两相共存线；泡点和露点共同轨迹线。

临界点C：饱和蒸汽压线的终点（C），它所对应的温度为临界温度（Tc），它所对应的压力临界压力（Pc）。

双组分体系的相图是一开口的环形曲线。

泡点线的上方为液相区，露点线的下侧为汽相区，泡点线和露点线所包围的区域为两相区，两相区内的虚线为等液量线。

C T点:两相共存的最高温度点，C P点:两相共存的最高压力点双组分体系相图特征：两线：相包络线、等液量线三区：液相区、汽相区、两相区三点：临界点C、临界凝析压力点C P、临界凝析温度点C T等液量线：体系中液相含量相等的点的连线。

包络线位置特征任何双组分混合物的两相区必位于两个纯组分的饱和蒸汽压曲线之间。

双组分烃类体系的相图特征：1. ）P—T相图的两相共存区(环形区)无论组分的组成如何，泡点线、露点线均位于两纯组分的饱和蒸汽压曲线之间。

2.）气液两相区(环形区)所占的面积与体系组成有关：组分分布越单一两相共存区所占面积越窄小，组分分布越均匀两相共存区所占面积越宽大；3.）临界点不是两相共存的最高温度和压力点：4.）临界点的位置与系统的组成有关，临界点C总是偏向于组分含量高的一方的纯组分的饱和蒸汽压曲线；5.）双组分分子量差异越大，临界点轨迹越高，差异越小越平坦。

油藏饱和压力：在油层温度下，使石油中溶解天然气量达最大时对应的最小压力，或从石油中开始分离出第一批气泡的压力。