巡度 图1一15甲烷一乙烷混合物的相图 %CH %C2H %CH %CzH。 1-100.0e 6-50.02 49.98 2一97.50 2.50 7-30.02 69,38 3-92.50 7,50 8-14.98 85.02 1-85,16 14.84 9-5,00 95.00 5-70.00 30.00 10- 100.00 的蒸汽压线，从图中可以看出： (1)任一混合物的两相区都位于两纯组分的蒸汽压线之间： (2)混合物的临界压力都高于各该纯组分的临界压力，混合物的临界温度都居两纯 组分的临界温度之间， (3)图中虚线是不同比例的甲烷和乙烷混合物临界点的轨迹，随乙烷所占比例增 加，亦即随混合物中较重组分比例的增加，临界点向右迁移， (4)混合物中哪一组分的含量占优势，露点线就靠近哪一组分的蒸汽压线， (5)两组分的分配比例越接近，相图的面积就越大，两组分中只要有一个组分占绝 对优势，相图的面积就变得狭窄。 图1一16给出了正烷烃构成的两组分系统的临界点轨迹，从图中可以看出： (1)混合物的临界压力远高于各组分的临界压力，实际是组分分子大小的不同大大 增加了混合物的临界压力， (2)两组分的挥发性和分子量差别越大，临界点轨迹所包围的面积亦越大，两相区 最高压力亦越高： (3)分子结构十分接近的两组分，例如C3~C5,C4~C,临界点轨迹成一扁Ψ曲 线。 地下油气藏是复杂的多组分烃类系统，它的相态特性取决于系统的组成和每-一组份的 性质，因此，不同烃类系统其相图也是不同的。尽管存在着不同，但亦有许多共同的特 征。为了便于讨论，我们先从图1一17所给的多组分烃类系统相图开始。图中AP℃TB曲线 把两相区和单相区分开，线内是两相区，其中的虚线代表液相所占的摩尔百分数；线外所 有流体都以单相存在。AC线为泡点线，它是两相区和液相区的分界线，显然，线上液相 摩尔百分数为100%，BC线为露点线，它是两相区和气相区的分界线，线上液相摩尔百分 23 PDG
数为0。C点为临界点，它仍可定义为泡点线和露点线撞头的一点。图中T点是两相共存的 最高温度，通常称之为临界凝析温度；P点是两相共存的最高压力，通常称之为临界凝析 压力。 400r 350 300 250 100% 75% 200 150 50% 100 25% 50 温度T -150-100-50050100150200250300350 温度，℃ 图1一16两组分系统的临界点轨迹 图1一17多组分烃类系统的相图 1-CH 2-C2H:3-CH 4-CiHo 5-CaH12,6-Cf11t7一C,H1638-C1oH22 图1一17所给的多组分系统的相图还可以用来表述不同形态的油气藏类型。例如，图 中的(1)点代表一特定多组分烃类系统的原始压力和温度，在这一压力和温度下，该烃类 系统是单相液态，即原油。因此，(1)点表述的是一未饱和油藏。随着流体的采出，油藏 压力下降，而油藏温度基本保持不变，当压力下降到b点以下时，便有气泡从原油中分离 出来，从而油藏中形成油气两相，b点压力即所谓泡点压力。油藏的泡点压力可以定义为， 从原油中最初分离出气泡时所处的最高压力。不难看出，继续降低压力，将会有更多的气 体从油中分出。 图中(2)点代表一个有气顶的油藏，其中油气处于平衡状态，即原油为气体所饱和， 因而，压力稍有降低就会导致气体从原油中分离出来，这类油藏称为饱和油藏。与此相 比，(1)点所代表的油藏为未饱和油藏，或称低饱和油藏。 如果烃类系统的原始条件处于临界点的右侧，且在APCTB线的范围之外，那么该系 统在原始条件下百分之百是气体，图中(3)点所表述的便是这样一个烃类系统，它是一 个气藏。值得注意的是，在等温降压过程中没有一点穿过两相区，它总是处于气态。 最后考查一下图中(4)点所代表的系统，它的原始压力和温度处在临界点的外侧， 且在APCTB线之外，显然，系统中的烃类物质在原始条件下是以气态存在的，它代表的 也是-~种气藏。该气藏开始投入生产后，直至压力降到2点以前，烃类系统的相态-·直没 24 PDG
妆 有发生变化，始：终是气态。然而，一旦压力降到2点以下便进入两相区，表明气相中有液 相析出，这似乎是一种反常现象，因此，通常把这种现象称为反凝析，亦称逆行凝析，反 凝析发生在图中C点和T点之间的阴影区。具有反凝析特性的气藏称为凝析气藏，(4)点 所代表的可以认为是凝析气藏。凝析气藏总是处于临界点C与临界凝析温度T之间的阴影 区上方。图中2点的压力称为第二露点压力，它是凝析气藏降压过程中由气相析出液相的 压力界限。这里用“第：”这个词，目的是区别于图中d点的露点压力。 源始条件处于上述阴影区城内的油藏，是一个两相油藏。在原始情况下它有-·个油区 和气顶。然而，气顶出现反凝析现象，根据图示、压力降低将会导致油藏内液相体积的增 加。这种油藏并非特殊，美国南得克萨斯的卡蒂油藏就是这类油藏的一个例子。 三、典型油气的相态特征 前面曾经提到，不同烃类系统其相态特征亦不同，下面就几个典型的油气，其中包括 低收缩原油、高收缩原油、凝析气、湿气和干气等的相态特征作一简单的介绍。 地下原油由于溶解有气体而体积膨胀，反之，当它采至地面时，由于气体释出则体积 收缩。不难理解，地下原油溶解的气量越多，其体积收缩程度也越大；反之，收缩程度则 小。前者，即体积收缩程度大者称为高收缩原油；后者，即体积收缩程度小者称为低收缩 原油。 1、低收缩原油 图1一18给出了低收缩原油的相图，其中(1)一(2)一(3)点连成的垂线代表恒定温 温.（例如油藏温度）下，随原油的采出，油藏压力的降低，（￡）点至“分离器”的斜线代 表原油从油藏流经油井到分离器的过程中所遇到的压力、温度条件。 (2)点在泡点线上，显然，它所代表的是饱和原油，(1)点高于泡点，它代表的是 未饱和原油。随原油被采出，设想油藏压力最后降至(3)点，在(3)点处，油藏中剩余的 流体含75%摩尔的油和25%摩尔的气。 原油从(2）点的压力-温度条件直至地面分离器的压力和温度，表明生产出的原油 大约有85%摩尔在分离器的条件下处于液态，这一百分数是相当高的，它反映了低收缩原 油的特点。低收缩原油含重烃较多，生产时通常地面油气比较小，一般小于90标米/米3， 原油比重较高，例如0.876或更高，产出的原油通常是黑色和深褐色。 2、高收缩原油 高收缩原油的相图如图1一19所示，图中垂线仍是原油生产时恒温降压所取的途径。 (1)和(2)点与图1一18对应的点具有同样的意义。应该指出的是，随压力降低至泡点 压力以下，则有大量气体释出。设压力已降至(3)点，油藏中则含大约40%摩尔的油和 60%摩尔的气体。 在分离器条件下，大约有65%的流体是液体。比起图1一18所给的低收缩原油来，液 体数量是相当少了，它恰反映了高收缩原油的特点。该原油和低收缩原油相比，必定是含 理 较重的烃分子相当少。 从高收缩原油油藏产出的油罐原油通常比重小于0.78，油气比小于1800标米3/米3。 3、逆行凝析气 逆行凝析气亦即反凝析气，它所处的油藏条件，正如前面讲过的，是油藏温度介于该 油藏流体的临界点与临界凝析温度之间，如图1一20所示。 25 PDG
摩尔%液2 液 1007 空 摩尔%浅 100 15二 虽 3 3 超 分离器 -75 50 牙离器 25 25 气 温度 温度 图1一18低收缩原油的相图 图1一19高收缩原油的相图 从图中可以看出，地面产出的液体约有25%摩尔为液体。从这种类型的烃类混合物产 出的液体称为凝析物或称气体凝析物，而气体则称之为凝析气。 设气藏原始条件为(1)点，气藏中则为单相气体存在，随生产过程气藏压力的降低， 气藏中发生反凝析，当压力到达(2)点时，液相便开始析出，(2)点即所谓露点；随压力 从(2)点降到(3)点、析出的液相数量增加，最高数量的液相产生在对应于(3)点 的压力；当压力进一步降低时则导致液相的重新蒸发。这种气藏通常称之为凝析气藏，其 中所含的流体必将是更加比较轻的烃，而且其中重烃比起高收缩原油还要少。 产自凝析气藏的流体油气比可高达12,600标米3/米3，液体比重甚至小到0.739，地i 凝析物通常和水一样白，或很淡的颜色。随凝析气藏的开采，由于某些重烃在地下形成液 体损失，油气比亦趋于增加。 4、湿气 液 举 摩尔%液 100 摩尔%液 分离器 分离器 0 气 温度 温度 图1一20逆行凝析气的相图 图1一21湿气相图 图1一21给出了湿气的相图，从中可以看出，其临界温度远低于油藏温度。当油藏压 力降低时，例如从(1)点降至(2)点，流体始终处于气相。然而，在分离器的条件下则是 处于它的两相区内，因此，在地面便有一些液体析出，亦即通常所谓的凝析物，它如同水 一样的白色，其比重小于0.78。 湿气的地面油气比一般小于18,000标米/米3。 5、千气 26 PDG
以甲烷占绝对优势(70~98%)的天然气是所谓千气，其相图如图1一22所示。 从图1一22中可以看出，干气的特点 是，不论在地下条件还是在分离器条件 下，它都将处于该混合物的两相区之外， 在地下和地面都没有液体形成。理论上 讲，干气是不产液烃的，如果地面分离还 有油，其油气比则往往高于18.000标米/ 米3。 综合对比图1一18到图1一22至少可 气 以得出如下几点： 温度 (1)从低收缩原油到干气，油、 气混合物的临界点从右向左迁移，这种情 图1一22干气相图 况与双组份系统是一致的： (2)油气相比，前者相图的两相区比较开阔，后者比较狭窄， (3) 逆行凝析气具有较大的反凝析范围，且油藏温度介于临界温度与临界凝析温 度之间；而湿气在地下不会发生反凝析。 第三节油气系统的溶解和分离 油藏烃类相态的变化主要是气液两相间的平衡和转化，这种平衡和转化又总是以油气 的溶解和分离的方式表现出来，而且伴随溶解和分离，油气组成也随之改变。本节着重讨 论油气的溶解和分离这对矛盾的转化条件、方式及其计算方法，这些在解决油气矿场的实 际问题当中有时要用到。 一、天然气在原油中的溶解度 单组分气体在液体中的溶解服从亨利定律，即温度一定，溶解度和压力成正比、或成 直线关系，亦即： R:=aP (1-27) 式中R,一压力为P时单位体积液体中溶解的气量，标米3/米 P一溶解时的气体压力，大气压： α一一溶解系数，表示一定温度下，每增加-个大气压时，单位体积液体中溶解的 气量，标米/米3，大气压。 α的大小反映气体在液体中溶解能力的好坏。式(1一27)对不易互溶的气-液系统是 合适的，但对化学结构相似的烃类气体在原油中的溶解则有较大的偏差，即α不是常数， 溶解曲线呈图1一23所示的非直线型。由图中可以看出，曲线的OA段并非线性，说明住 溶解的初始阶段，溶解系数大且随压力逐渐增加而不断变小，当压力增到某一值（如图中 P)后，曲线则成直线，即溶解系数变为常数。溶解曲线的这种特征显然和构成天然气 的各个组分的溶解系数不同有关。 天然气在原油中溶解度的大小取决于以下各项因素：(1)压力；(2)温度；(3)天然 气和原油的成分。对某种特定的天然气和原油来说，当温度不变时，所溶解的天然气量随 27 PDG