1.2 石油工程
石油工程技术 井下作业 油田井下压裂技术要点分析
油田井下压裂技术要点分析1油田井下压裂施工技术工艺分析1.1分隔分层压裂工艺作为油田井下压裂施工中较为常用的压裂施工技术，分隔分层压裂工艺的工艺成本较高且工艺流程相对复杂。
封隔器作为该工艺重要设备主要由单封隔型、双封隔型以及滑套型三种。
其中，单封隔型多用于大型油井与中型油井中，主要应用在油井的最下层。
而双封隔型的应用较为广泛，可以适应任何种类的油井，同时，压裂施工受到油井层限制较小。
对于滑套性封隔器来说，则可以用于反复压裂、较深的油井中。
在应用滑套性封隔器压裂过程中，首先应保证压裂机喷砂仪上有滑套，其原因在于能够确保内部压力、压裂较大，能够实现迅速喷射。
现阶段，该项技术应用在国内油田中应用较为广泛。
1.2限流分层压裂工艺当压裂施工技术要求较高且较为复杂时，多采用限流分层压裂工艺。
主要应用于压开层数多、压裂所需压力差异性较强的施工中。
限流分层压裂工艺在实际的应用过程中需要针对具体情况进行高速喷射口的改变，也就是利用随时改变高速喷射口直径的方式有效改变喷射压力，从而进一步提升单位时间内的注入量。
施工时，首先需要采用直径相对较小的喷射口，逐渐提高井下的压力，直到压力高于油井所能承受的最大负荷后，再进行直径的改变，采用较大直径口径的喷射口。
针对不同油井层的压力，确保油井层产生裂缝能够顺利流出原油。
除此之外，对于水平油井来说，限流分层压裂工艺的应用能够依据油层厚度的不同，采取施加不同压力的方式，使得压裂能够纵向产生裂缝，进而提高工艺水平。
但同时，需要注意的是，限流分层压裂工艺往往对高速喷射井口的直径与密度有着较高的要求，所以仅适合满足其条件的油井。
由于局限性较强，在实际应用中受到了制约。
1.3注蜡球选择型压裂工艺在进行油田井下压裂时，注蜡球选择型压裂工艺的施工原理在于改变原有的堵塞剂，并将其更换为注蜡球进行后续的压裂。
一般来说，最先受压的为具有高渗透层的油井，随着蜡球不断封堵高渗透层，会导致井下压力不断增强，一旦压力到达相应程度时，油层便会随之产生裂缝。
石油工程技术 Y241-115自验封封隔器
Y241-115自验封封隔器1用途该封隔器用于油、水井的卡层。
可自行验封解决双卡管柱封隔器无法验封的难题。
1.1采用特殊胶筒结构密封。
1.2采用了牙式环锁紧机构，锁紧方便可靠。
1.3设置了独特的自验封结构，可通过压力的变化，确定封隔器的封隔状态。
1.4采用了“T”型槽卡瓦锚定机构，具有动作灵活，卡瓦不脱落的特点。
1.5设置了封隔器解封后，卡瓦锁定机构，以达到封隔器能够顺利起出。
2结构如图2-1所示：图2-1Y241-115自验封封隔器1.上接头2.胶简3.验封套4.剪钉套5.剪钉6.顶胶套7.外筒8.分瓣锁9.马牙环10.锥体11.卡瓦12.卡瓦座13.下接头3技术参数3.1工具总长（mm）：约13403.2钢体最大外径（mm）：1153.3内通径（mm）：623.4两端连接丝扣：27/8TBG3.5坐封压力（MPa）：153.6密封压差（MPa）：253.7适用范围：51/2″套管（Ф118～Ф124.5）3.8适用温度:≤120°4操作说明4.1下入：将该封隔器下到预定位置。
4.2坐封：从油管加压13MPa，稳压3min，然后再加压至15MPa，稳压3min，若压力保持稳定，则证明封隔器坐封可靠。
若压力突然下降，说明封隔器坐封失败。
4.3解封：上提管柱即可解封。
5注意事项5.1封隔器下井前需用相应的通井规通井，用套管刮削器进行刮削作业。
5.2下井前要检查各处销钉是否按要求装配。
5.3试压检查封隔器各密封处不得有渗漏。
5.4下封隔器的位置要尽可能地避开套管接箍。
5.5封隔器的下入速度应维持在每根油管不应短于10秒，并且速度要均匀，严禁撞井口。
5.6进入井内的液体要干净、无杂物。
胜利石油管理局胜利油田分公司承包商安全环保监督管理规定_条例
1 基本要求1.1 本规定所称承包商是指承担胜利石油管理局、胜利油田分公司（以下统称油田）所属工程项目建设任务的油田外单位，主要包括工程总承包商、施工总承包商、工程分包商以及监理公司等。
1.2 油田工程项目主要包括改扩建工程、检维修、维护保养、石油工程作业以及污染治理等项目。
1.3 按照“谁主管谁负责”、“谁引入谁负责”、“谁发包谁负责”的原则，承包商HSE管理纳入建设单位HSE考核。
1.3.1 建设单位直接发包的工程项目，建设单位要履行安全环保监管职责，对承包工程的安全环保负有监管责任。
1.3.2 实行总承包的项目，总承包单位要承担对分包单位安全环保监管职责，对分包单位实行全过程管理与控制。
总承包单位对分包工程的安全环保承担连带责任，建设单位对总承包工程的安全环保负有监管责任。
1.3.3 承包商发生的安全环保事故与油田内部事故同样对待、处理和考核，严肃追究责任人员相应责任。
1.4 承包商分类与分级。
按照工程项目施工内容，承包商分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类；按照承包商安全环保年度评审结果，各类承包商分为A、B、C三级。
1.5 各级各单位要对Ⅰ类、Ⅱ类承包商的市场准入重点把关，对Ⅰ类、Ⅱ类和C级承包商的施工过程实施严格监控。
要求承包商建立与油田相适应的管理制度并接受建设单位的安全监督和审核。
2 分工与职责2.1 石油工程管理处、采油工程处、基建处、设备管理处、科技处、信息中心等部门负责本系统承包商油田市场队伍准入初审工作，经营管理部负责承包商油田市场准入审批与复审工作。
2.2 安全环保处负责承包商油田市场队伍准入安全环保条件审核，负责《承包商安全资格证》的审批与复审，对承包商的安全环保生产条件负有监管责任。
2.3 建设单位负责制定本单位的承包商安全环保监督管理考核细则，负责承包商施工资质、技术水平、安全保证条件审核以及《承包商安全资格证》相关材料初审。
2.4建设单位负责对承包项目安全环保措施执行情况进行监督检查和考核，督促整改问题，进行承包商HSE业绩评价，组织承包商年度HSE评审。
石油工程技术 井下作业 常规洗井作业
常规洗井作业洗井是在地面向井筒内打入具有一定性能的洗井液，把井壁和油管上的结蜡、死油、铁锈、杂质等脏污混合到洗井液中带到地面的施工。
洗井是井下作业施工的一项常规项目，在抽油机、稠油井、注水井及结蜡严重的井施工时，一般都要洗井。
1洗井液的要求1.1洗井液的性能要根据井筒污染情况和地层物性来确定，要求洗井液与油水层有良好的配伍性。
1.2在油层含有黏土矿物的井中，要在洗井液中加入防膨剂。
1.3在低压漏失井洗井时，要在洗井液中加入增黏剂和暂堵剂或采取混气措施。
1.4在稠油井洗井时，要在洗井液中加入表面活性剂或高效洗油剂，或用热油洗井。
1.5在结蜡严重或蜡卡的抽油机井洗井时，要提高洗井液的温度至70℃以上。
1.6洗井液的相对密度、黏度、PH值和添加剂性能应符合施工设计要求。
1.7注水井洗井液水质要求：1.7.1总含铁量小于0.5mg/L。
1.7.2含油量小于30mg/L。
1.7.3PH值为6.5-8.5。
1.7.4固体悬浮物含量：用清水时，2-3mg/L；用油田污水时，2-5mg/L。
1.8洗井液量为井筒容积的2倍以上。
1.9当地层压力大于静水柱压力时，可采用水基洗井液。
1.10当地层压力小于静水柱压力时，可采用油基洗井液或选择暂堵、蜡球封堵、大排量联泵洗井、气化液洗井等方式。
2洗井方式的选择2.1正洗井。
洗井液从油管打入，从油套环空返出。
正洗井一般用在油管结蜡严重的井。
2.2反洗井。
洗井液从油套环空打入，从油管返出。
反洗井一般用在抽油机井、注水井、套管结蜡严重的井。
正洗井和反洗井各有利弊，正洗井对井底造成的回压较小，但洗井液在油套环空中上返的速度稍慢，对套管壁上脏物的冲洗力度相对小些；反洗井对井底造成的回压较大，洗井液在油管中上返的速度较快，对套管壁上脏污的冲洗力度相对大些。
为保护油层，当管柱结构允许时，应采取正洗井。
3洗井程序及要求3.1按施工设计的管柱结构要求，将洗井管柱下至预定深度。
3.2连接地面管线，地面管线试压至设计施工泵压的1.5倍，经5min后不刺不漏为合格。
石油工程技术 井下作业 悬挂小套管修套技术
悬挂小套管修套技术1工艺简介悬挂小套管修套技术就是在原损坏套管内通过一定手段悬挂一段小套管，然后在其环空固上水泥的一种工艺方法。
其适用范围有大段套管破漏的修复；原生产层位因射孔，常规方法已无法调层，采用悬挂小套管固井后重新射孔调层生产。
1.1具体方法按小套管悬挂位置不同分为：1.1.1顶管法。
由井口开始向下悬挂，悬挂器可坐于原井口大四通内或另行制作套管头。
1.1.2中间悬挂法。
采用小套管悬挂装置，将一段套管悬挂于井的某段，然后固井。
1.1.3尾管法。
采用悬挂装置将小套管悬挂到井底。
1.2常用的悬挂丢手装置有液压尾管悬挂器、机械尾管悬挂器、正反扣接头3种。
1.3施工主要工序：起出原井内生产管柱；通洗井，保证井壁干净，防止伤害地层；找出确切的套管破漏段；打底水泥塞；悬挂小套管、固井；钻开小套管内残余水泥；对小套管进行试压；钻通底水泥塞（尾管法不钻）；验证生产层位是否堵塞，必要时进行补孔；投产。
2技术关键2.1储层保护储层井段要替入储层保护液，必要时可填砂保护，防止施工中工作液或水泥浆对储层的伤害。
2.2井筒清洁为了保证固井时水泥浆与原套管的胶结强度，破漏井段及上下各50m以上必须用热水清洁原套管上的油蜡，必要时进行低浓度酸洗。
2.3套管通径、试压原套管必须严格通径，确保小套管能够顺利下入。
对完好的套管试压应根据生产压差情况提高试压标准，防止因破漏段堵住后生产动液面下降引起原完好套管承受外压增大而发生新的破漏。
2.4打悬空水泥塞为保证固井时水泥浆不会向下沉，必须在悬挂小套管的底界打一悬空水泥塞。
若套管破漏处存在漏失，打底塞顶替时，油套往往不平衡而使施工失败。
解决办法是：当水泥浆顶替到管鞋时，边替边上提管柱。
大修机通常可提20m，这样可保证有近20m的水泥塞。
为防止水泥塞在固井时因胶结强度不够下滑，实探水泥塞面时加压负荷可按下式计算：N=7.7x10-6（ρ2—ρ1）（H—h）d2+K式中N—探水泥塞面应加的负荷，KN；ρ2—ρ1—水泥浆与顶替液的密度差，Kg/cm3；H—h—顶替时小套管内外水泥浆最大高度差，m；d—水泥塞处套管直径，mm；K—附加负荷，20～30KN。
石油工程技术专业《1.2.1安装井口装置》
1.1.2安装井口装置〔一〕工具准备作业起重设备1套、Φ16mm钢丝绳套1个、大榔头1把、井口死扳手2把、密封带1卷、黄油少量。
〔二〕操作步骤1．井口装置运送到井场后，首先检查各部件是否齐全、完好，闸门开关是否灵活好用。
2．用井口死扳手从套管短节法兰处卸开。
3．取下钢圈槽内的钢圈，放置在不易被磕碰的地方。
4．卸去套管短节的护丝后，用钢丝刷子将套管短节螺纹和套管接箍螺纹刷干净，并认真检查螺纹是否完好，螺纹损坏者不能安装。
5．将密封带按逆时针方向从靠近法兰一端缠绕在套管短节螺纹上。
6．将套管短节公扣对在井口套管接箍上〔两手端平，慢放在套管接箍上〕，逆时针转1～2圈对扣。
7．对好扣后，按顺时针方向正转上扣，当用手转不动时，将一根4～6m长的加力杆一头平放在法兰上，并用两条井口螺栓别住加力杆〔注意：螺栓要带上螺帽以保护螺纹〕，推动加力杆顺时针旋转将套管短节上紧。
8．先将钢圈槽内清理干净抹足黄油，然后把钢圈放入糟内，并抹些黄油。
9．用钢丝绳套挂在采油树本体和游动滑车大钩上，缓慢吊起采油树本体和大四通。
10．缓慢下放，将采油树本体和大四通坐在套管短节法兰上。
11．左右转动采油树，使钢圈进入大四通底法兰的钢圈槽内，转动调整采油树方向，对角上紧4条法兰螺栓，摘掉绳套。
12．将剩余的法兰螺栓对角用井口死扳手上紧并用榔头砸紧。
三、技术要求1．井口装置拉送到井场后，值班人员或专门负责人员要验收井口装置出厂合格证和清单，并按清单详细检查井口装置各部件是否齐全，闸门开关是否灵活，有无螺纹及手轮丝杠变形，钢圈及钢圈槽损伤与否，假设有损坏不能使用。
2．井口装置安装一定要按操作顺序进行，大四通上、下法兰缝间隙要一致，螺栓上紧后上部统一留半扣，井口装置安装后手轮方向一致、平直、美观。
3．钢圈上只能用钙基、锂基、复合钙基等黄油，绝不允许用钠基黄油。
4．安装过程中要相互配合，确保平安操作。
5．对于没有塑料密封带的施工单位，在连接套管短节和套管接箍时，也可用其他合格的螺纹密封脂〔油〕。
石油工程技术 钻井现场--设备监督检查标准
钻井现场--设备监督检查标准1井场及布局1.1井位1.1.1油、气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m，距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。
1.1.2含硫油气田的井，井口距民房的距离应以使其不受硫化氢扩散影响为准则。
应选在较空旷的位置，尽量在前后或左右方向能让盛行风畅通。
1.2大门方向1.2.1一般应背向季节风，面向进入井场的道路。
1.2.2含硫油气田的井大门方向，应面向盛行风。
1.3井场场地1.3.1井场入口处标识牌依次摆放“钻井队队号牌”、“入场须知和紧急逃生路线牌”，含硫油气井“硫化氢警示牌”。
1.3.2井场应平坦坚实，能承受大型车辆的行驶，井场无坑洼、积水、油污现象。
1.3.3井场、钻台下、机房下、泵房根据需要设有通向污水池的排水沟。
1.3.4在河床、海滩、湖泊、盐田、水库、湿地、水产养殖场钻井时，设置防洪、防腐蚀、防污染的围埝或毛石墙，在环境敏感地区，再增加一个专用体积不小于200m3的放喷池，池体中心距井口在75m以上。
1.3.5泥浆池、污水池围警戒带圈闭（特殊环境要求底部和四周采用塑料布铺垫或水泥抹面）。
1.3.6钻井作业产生的各类废弃物在指定地点分类收集、存放、处置。
1.4井场钻具1.4.1钻具按内螺纹为基准排列，钻具螺纹清洁、防腐。
好坏钻具分开摆放，管架台两端加装防掉挡销，钻具无落地现象。
1.4.2钻具及套管摆放最多不能超过三层（含三层），并不能用钻具及套管做垫杠使用，设置警戒线，距钻具接箍、管架0.5m，距上钻台梯子1.5m。
1.4.3备用钻具应摆放整齐，设置警戒线并做标识。
1.4.4甩下的方钻杆不带有补心，甩下的钻具不带接头、工具。
1.5井场主要用房布置1.5.1综合录井房、地质值班房、钻井液化验房、工程值班房摆放在大门右前方，距井口不小于30m，应急灯完好，工作正常；含硫油气田的井，井场综合录井房、地质值班房、钻井液化验房、工程值班房摆放在井场季节风的上风方向。
石油工程专业学什么
石油工程专业学什么石油工程是指利用石油地质、钻探工程、油气田开发工程、油气生产工程等技术，进行石油与天然气资源的勘探开发和生产的专业。
石油工程专业学习范围广泛，需要掌握多个领域的知识和技能。
1. 石油地质学石油地质学是石油工程专业的基础学科，它研究地球上石油和天然气的形成与分布规律。
学习石油地质学，需要了解地质构造、地层学、古地理学等知识，掌握地质调查、地震勘探、地质解释等技术。
2. 钻探工程学钻探工程学是石油工程专业的核心学科，它研究石油开采过程中的钻井技术和设备。
学习钻探工程学，需要了解钻井工艺、钻井装备、钻井液等知识，掌握井口操作、井身施工等技术。
3. 油气田开发工程学油气田开发工程学是石油工程专业的实践性学科，它研究油气田的综合利用和开发过程。
学习油气田开发工程学，需要了解油气田勘探与开发的规划和设计，掌握注水、采油、气采等技术。
4. 油气生产工程学油气生产工程学是石油工程专业的应用学科，它研究石油与天然气的生产过程。
学习油气生产工程学，需要了解油气井的完井与调试、油气的提取与处理等知识，掌握油气生产过程中的管道输送、储运技术等。
5. 工程力学工程力学是石油工程专业的基础学科，它研究物体在力的作用下的平衡与运动规律。
学习工程力学，需要了解刚体力学、弹性力学、流体力学等知识，掌握力学计算和应用。
6. 岩石力学岩石力学是石油工程专业的专门领域，它研究石油钻井和开采中的岩石性质与行为。
学习岩石力学，需要了解岩石的物理力学性质、变形与破裂机理等知识，掌握岩石力学实验和数值模拟方法。
7. 石油工程经济学石油工程经济学是石油工程专业的管理学科，它研究石油工程项目的经济效益分析和管理方法。
学习石油工程经济学，需要了解投资决策、成本效益分析、风险管理等知识，掌握石油工程项目的经济评价和管理技术。
总结石油工程专业的学习内容涉及石油地质、钻探工程、油气田开发工程、油气生产工程等多个学科领域。
学习者需要掌握地质学、工程学、力学、经济学等多学科的基础知识和应用技能，培养科学思维和实践能力。
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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。
2.1）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。
314×10-6 MPa·m3／（mol·K).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（1.2.1）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(1.2.1）还是可以应用的。
当压力超过0。
4MPa时，公式(1。
2。
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(1.2.1）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(1.2。
1）式变化为：PV＝ZnRT（1。
2.2）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。
2.3）式中:---饱和压力，MPa-——分级压力，MPa-—-分级压力下体积,-—-饱和压力下样品体积,二、相对体积计算= （1。
2.4）式中——-i级压力下样品相对体积V ---i级压力下样品体积，cmV -—- 饱和压力下样品体积,cm三、油藏流体压缩系数（饱和压力以上各压力区间）(1。
2。
5)式中β-—-i级压力与级压力间压缩系数，1/MPa--—i级压力与级压力差，MPa---i级压力与级压力下油藏流体体积之差,cm3四、油藏流体气油比（1。
2.6）式中 S—-—油藏流体气油比,V gb———单次脱气气体标准体积，m3;V0b——-单次脱气油标准体积,m3。
五、油藏流体体积系数（1。
2.7）式中β--—油藏流体体积系数;V0i-——油藏流体体积，cm3；V0-——脱气油标准体积，cm3。
六、地层油密度（1.2.8）式中ρor—-—地层油密度，g/cm3G0-——脱出油气总重量，gV0i-——油藏流体体积,cm3七、地层石油粘度计算(落球粘度计）（1。
2.9)式中μ0—-—地层石油粘度t———钢球下落时间ρb—-—钢球密度,g/cm3ρ0—--原油密度,g/cm3E———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。
图1。
2。
1即为地层原油多次脱气物理特性综合曲线.图1.2。
1 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。
图1。
2.2所示的为不同油气藏的典型P-T图。
图1。
2.2 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1.2。
3)。
图1.2.3 油气藏流体的P－T的图图中C点为临界点，为最高凝析压力点, 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、埕岛、渤南及滨南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。
4~1。
2。
9图1。
2.4 胜坨油田原油粘度与相对密度关系图1。
2。
5 孤岛油田原油粘度与相对密度关系图1.2.6 孤东油田原油粘度与相对密度关系图1.2.7 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。
2.10～1.2。
12。
图1.2。
10 胜坨油田沙二段原由地下粘度与地面粘度关系曲线图1。
2.11 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。
2.12 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。
因此油藏工程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。
13的概念的随压力增加体积系数一直增加图1.2.13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1.2.14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kg·s/m2，工程上常用的单位为泊（Pa·s)及厘泊(CP，mPa·s），其换算关系为：1kg·s/m2＝98。
1（Pa·s）＝9810(CP）（1.2.10）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1。
2.15）。
图1.2。
15 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。
2。
11）式中：µN0—常压下天然气的粘度，mPa·s;µi—常压下组分i的粘度，mPa·s；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。
2。
11）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。
15中的三个小图版）。
二、高压下（大于0。
1MPa)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。
16 µ／µ1与P pr关系图图1.2。
17 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1.2.15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。
16、1.2。
17中查出粘度比µ／µ1，则求得高压下的粘度为:µ=（µ／µ1）µ1 （1。
2.12)Dempsey对Carr等人的图版进行拟合，得到了以下关系式:µ1＝（1.709×10-5-2.062×10—6γg)（1.8T＋32）（1。
2。
13）＋8.188×10—3-6.15×10—3lg（γg）T prµ／µ1＝a0＋a1P pr＋a2P pr2＋a3P pr3(1。
2。
14）＋（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，mPa·s；µ1—常压下天然气的粘度，mPa·s;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。
86264054×10—1a3＝8.05420522×10-3a4＝2。
80860949a5＝-3.49803305a6＝3。
60373020×10—1a7＝—1.04432413×10-2a8＝—7。
93385684×10—1a9＝1.39643306a10＝—1。
49144925×10—1a11＝4.41015512×10—3a12＝8。
39387178×10-2a13＝—1.86408848×10—1a14＝2.03367881×10—2a15＝—6。