1、泡点是指温度（或压力）一定时，开始从液相中分离出第一批气泡时的压力（或温度）。

2、油气分离：当油气压力降低到油藏饱和压力时，油气体系就出现气液两相。

天然气从石油中分离的方式通常有接触分离、多级分力、微分分离。

接触分离（又称闪蒸分离、一次脱气）是指使油藏烃类体系从油藏状态瞬时变到某一特定温度、压力，引起油气分离并迅速达到相平衡的过程。

多级分力（又称多级脱气）是指在脱气过程中分几次降低压力，最后达到指定的压力的脱气方法。

5微分分离（又称微分脱气）在微分分离过程中随着气体的分离，不断地将气体放掉，即脱气是在系统组成不断变化的条件下进行的。

微分分离的级数远大于多级分离的级数。

3、压缩因子：物理意义为在给定温度和压力条件下，实际气体所占有的体积与理想气体所占有的体积之比，反映了相对理想气体，实际气体压缩的难易程度。

4、底层油体积系数：（又称原油地下体积系数）是指原有在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比。

5、等温压缩系数：是指在等温条件下单位体积地层油体积随压力的变化率，表示地层油的弹性大小。

6、相对渗透率：是指岩石空隙中饱和多相流体时，岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。

7、平衡常数：是指在一定压力和温度条件下，气液两相处于平衡时，体系中某组分的气相和液相中的分配比例，也称平衡比。

8、两相体积系数：是指油藏压力低于泡点压力时，在给定压力下地层油和其释放出气体的总体积与它在地面脱气后的体积之比。

9、残余油饱和度：残余油是指被工作剂趋洗过的地层中被滞留或闭锁在岩石空隙中的油。

储层岩石孔隙中残余油的体积与孔隙体积的比值称为残余油饱和度。

10、一次采油，是指依靠天然能量开采原油的方法。

天然能量驱有：弹性驱（主要驱油能量为含油区岩石及液体的弹性能）、天然水驱（主要驱油能量为露头水柱压力）、气驱（主要驱油能量为气顶的膨胀能）、溶解气驱（主要驱油能量为溶解气的膨胀能）和重力驱（原油自身重力）11、二次采油，是指用注水的方法弥补采油的亏空体积，补充地层能量进行采油的方法。

12、三次采油，是指针对二次采油未能采出的残余油，采用向地层注入其他驱油剂或引入其他能量的采油方法。

13、吸附作用，是指溶质在相界面和相内部的分布是不均匀的，溶质的这种相界面浓度和相内部浓度不同的现象。

14、润湿，是指液体在分子力作用下在固体表面的流散现象。

润湿角，是指三相周界点，对液滴界面所作切线与液固界面所夹的角。

一般规定从极性大的液体一面算起。

15、岩石润湿性的影响因素：岩石的矿物组成、流体组成、石油中的极性物质、矿物表面粗糙程度。

16、润湿滞后：（静润湿滞后、动润湿滞后）固体表面的润湿性与饱和历史或润湿次序有关，由于润湿次序不同而引起的润湿角改变的现象称为静润湿滞后。

随流体流动速度增加，出现流体流动速度大于三相周界移动速度并导致润湿角发生变化，甚至出现润湿反转现象，这种由于流体流速大于三相周界移动速度引起的润湿角改变的现象称为动润湿滞后。

17、将润湿相驱替非润湿相的过程称为吸吮过程；非湿相驱替湿相的过程称为驱替过程。

18、毛细管压力，是指毛细管中弯液面两侧两种流体（非湿与湿）的压力差，是附着张力与界面张力的共同作用对弯液面内部产生的附加压力，方向朝向弯液面的凹向大小等于管中液柱产生的压力。

岩石亲水，毛管力是水驱油的动力，否则毛管力是水驱油的阻力。

19、贾敏效应，是指液珠或气泡通过孔隙喉道时，产生的附加阻力。

调剖堵水工艺技术。

20、毛细管滞后现象，是指驱替和吸入过程产生的液柱高度不同，吸入液柱的高度小于驱替液柱的高度，发生在毛管中的这种现象称为毛细管滞后现象。

主要由润湿滞后、毛细管半径突变、毛细管半径渐变引起的滞后。

21、孔隙结构，是指岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及相互连通的关系。

22、孔隙度，是指岩石孔隙体积与其外表体积的比值，是度量岩石储集能力大小的参数。

23、束缚水饱和度，分布和残存在岩石颗粒接触角落和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面的不可动水。

束缚水体积与孔隙体积之比为束缚水饱和度。

24、胶结类型，是指胶结物在岩石中的分布状况及其与碎屑颗粒的接触关系。

主要取决于胶结物含量，生成条件、沉积后经历的变化等因素。

25、临界流速，是指当注入流体的流速逐渐增大到某一数值而引起岩心渗透率明显变化（上升或下降）时的流动速度。

分析题1、天然气粘度影响因素低压下气体粘度特点：低压范围内，气体的粘度几乎与压力无关；大气压力下，气体的粘度随温度的增加而增加；随气体相对分子质量的增大而减小；随温度的升高，气体分子的热运动加剧，平均速度增加，分子碰撞增多，所以气体的粘度增加。

高压下天然气粘度特性：由于在高压下，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的缘故。

在高压下，气体粘度具有液体粘度的特点，即气体的粘度随压力的增加而增加，随温度的增加而减小，同时随着气体相对分子质量的增加而增加。

地层油粘度影响因素原油粘度反映在流动过程中原油内部的摩擦阻力。

原油粘度取决于它的化学组成、温度、溶解气油比和压力等。

化学组成：原油中重烃、非烃物质（胶质-沥青）等的含量多，增大了液层分子的内摩擦力，使原油粘度增大。

温度：温度增加，液体分子运动速度增大，液体分子间引力减小，粘度降低。

溶解气：溶解气量增加，液层的内摩擦力减小，粘度随之降低。

压力：当压力低于饱和压力时，随压力降低，气体从原油中分出，原油粘度急剧增加；当压力高于饱和压力时，随压力降低，原油体积膨胀，粘度降低。

当等于饱和压力时，原油体积达到最大值，此时原油粘度值最低。

2、孔隙度影响因素，如何测？储层岩石的孔隙度是指岩石孔隙度体积与其外表体积的比值。

影响因素：颗粒的排列方式、颗粒的分选性和磨圆度（分选性越好、粒径越趋于一致，岩石的孔隙度越大）、胶结物、岩石的压实程度、成岩后生作用（受构造力作用，储层岩石产生微裂缝，增大孔隙度；地下水活跃，溶蚀岩石颗粒和胶结物，使孔隙度增加，或反之。

）测定方法：首先，通过尺量法或排开体积法测岩石外表体积；或比重瓶法等测岩石骨架体积。

气体膨胀法饱和称重法，将经过抽提、洗油、烘干的岩样，称干重w1，置于真空装置中抽除岩石孔隙中的气体。

在真空状态下饱和流体，然后将饱和流体的岩样称湿质量w2，则岩石的孔隙度体积为（w1-w2）比液体密度。

压汞法，将经过抽提、洗油、烘干的岩样置于岩样室中，在高压下压入水银，测定不同压力下压入岩心中的水银的体积，经过压缩系数校正，即可求出不同压力下岩石的有效孔隙体积。

间接方法：地层因子法、声波测井法。

3、达西定律，意义，物理量达西定律：通过岩心的流量与岩心的渗透率、岩心的截面积、岩心两端的折算压力差成正比，与流体的粘度、岩心的长度成反比。

测定岩石的渗透率时，需要满足以下条件：岩石空隙空间100%被一种流体所饱和；流体不与岩石发生物理化学反映；流体在岩石孔隙中的渗流为层流。

这样得到的渗透率仅与岩石自身性质有关，此时为绝对渗透率。

渗透率的单位：4、退汞、压汞曲线及四个特征参数一般毛管力曲线多具有两头陡、中间缓的特征，通常称为三段：初始段、中间平缓段和末端上翘段。

开始的陡段（ab）表现为随压力的增加，非湿相饱和度缓慢增加。

此时，由于外加压力小，非湿相尚不能进入岩石的最大孔隙，非湿相饱和度的增加是由于岩样表面凹凸不平的表面孔或较大的缝隙等引起的。

此时为麻皮效应。

中间平缓段（bc）是主要的进液段，大部分非湿相在该压力区间进入岩石的主要孔隙。

中间平缓段的长短及位置的高低对分析岩心的孔隙结构起着重要的作用。

中间平缓段越长，说明岩石喉道的分布越集中，分选越好。

位置越靠下，主要喉道半径越大。

最后陡翘段（cd）表示随着压力的升高，非湿相将进入越来越细的孔隙喉道，但进入速度越来越小，最后曲线与纵坐标轴几乎平行，即压力再增加，非湿相不再进入岩样。

压汞法测定毛管力曲线过程中，可连续获得压汞（驱替）和退汞（吸吮）两条曲线，由于驱替过程与吸入过程中存在毛细管滞后现象，所以吸入曲线始终位于驱替曲线的下方。

毛管力曲线的特征参数阈压：非湿相流体进入岩样前，必须克服一定的阻力。

非湿相流体开始进入岩心中最大喉道的压力或非湿相开始进入岩心的最小压力称为阈压，或入口压力，门限压力。

阈压的大小应根据毛管力曲线和岩心的具体情况确定，一般采用：将毛管力曲线中间的平缓段延长至与零非湿相饱和度对应的纵轴相交，该交点对应的压力即为岩心的阈压，与阈压对应的喉道半径是连通岩心孔隙的最大喉道半径。

渗透性好的岩石阈压均比较低，反之，较高。

饱和度中值压力Pc50：是指驱替毛管力曲线上非湿相饱和度为50%时对应的毛管压力。

与之对应的喉道半径称为饱和度中值喉道半径r50。

岩石物性越好，Pc50越低，r50越大。

最小湿相饱和度Smin：党驱替压力达到一定值后，压力再升高，湿相饱和度也不再减小，毛管力曲线与纵轴几乎平行，此时岩心中的湿相饱和度称为最小湿相饱和度。

对于亲水岩石，最小湿相饱和度相当于岩石的束缚水饱和度。

越小，表明岩石含油饱和度越大。

退汞效率We：压汞毛管力曲线上，最高压力点对应的岩心中的含汞饱和度称为对打含汞饱和度S Hg max（相当于强亲水油藏的原始含油饱和度）；在退汞曲线上，压力接近零时岩心中的含汞饱和度称为最小含汞饱和度S Hg min（相当于亲水油藏水驱后的残余油饱和度）。

We=(S Hg max-S Hg min)/ S Hg max表明，退汞效率相当于强亲水油藏的水驱采收率。

5、波及系数影响因素及如何升高波及系数（表示工作剂的宏观驱油能力）：是指注入工作剂在油层的波及程度，即被工作剂驱扫过得油藏体积或面积百分数。

可分为平面波及系数（指平面上工作剂驱扫过的面积与油层总面积的比值）、垂相波及系数（垂相上工作剂驱扫过的油藏厚度面积与油层剖面面积的比值）、体积波及系数（被工作剂驱扫过的油藏体积与油藏总体积之比，是平面波及系数和垂相波及系数的乘积）。

影响因素平面上的非均值性，主要是由砂岩体形状、大小和延伸方向不同所引起的。

主要有大面积分布的厚油层、条带状分布的砂体、高渗透区零星分布的油层、大面积分布的低渗透薄油层和零星分布的油层。

是油田布井中首先考虑的因素之一。

若地层的渗透率沿X、Y轴方向相差很大，假设Y>X，此时若采用行列注水井排，由于注采系统的水流方向与高渗透带一致，注水时很容易形成水窜，降低波及程度。

反之，沿Y向，由于注采系统的水流方向与高渗透率带方向垂直，会大大提高波及系数。

流度比，驱替液的流度和被驱替液的流度之比。

水油流度比直接影响水驱油时的波及系数。

水油流度比小时，面积波及系数大，水驱前缘比较规则。

水油流度比大时水发生明显的粘性指进，使面积波及系数大大降低。

6、储层非均质性与采收率关系储层非均质性主要与沉积条件、成岩作用、地应力场分布等有关。