油气田开发工程常用术语1.doc

油气田开发工程常用术语油气田开发工程常用术语(SY/T6174-1995) 前言1         范围2         开发地质3         油藏物性4         渗流机理5         试井分析6         油气藏数值模拟7         油气藏开发工程8         提高采收率附录A（提示的附录） 汉语拼音字母顺序索引附录B（提示的附录） 英文名称字母顺序索引 前言制定本标准的主要目的是要统一油气田开发工程常用术语，使其科学化、规范化，便于油田开发工程方面的方案设计、技术报告和论文的编写以及技术交流，本标准是油气田开发专业通用基础标准。本标准的附录A、附录B都是提示的附录。本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。本标准由大庆石油管理局勘探开发研究院起草。本标准起草人   袁庆峰  罗昌燕  孙长明  高树堂  田东辉  周显民油气田开发工程常用术语1    范围本标准规定了油气田开发工程专用术语。本标准适用于油气田开发工程领域，也适用于石油工业的其他领域。2    开发地质            2.01  圈闭                  能够阻止储集层中的油气继续运移，并在其中储存起来形成油气聚集的场所。            2.02  闭合度                   从圈闭的最高点到溢出点之间的垂直举例。            2.03  闭合面积                  通过溢出点的构造等高线所圈定的闭合区的面积。            2.04  圈闭容积                  一个圈闭能聚集油气的容积。            2.05  含油组合                  相邻的一组生油层、储油层、盖层的总称。            2.06  油藏                  具有独立压力系统和统一油水界面、无游离天然气的聚集石油的单一圈闭。            2.07  气藏                  具有独立压力系统和统一气水界面，且只聚集有天然气的单一圈闭。            2.08  油（气）藏                       具有独立压力系统和统一油水界面，且只聚集有石油和游离天然气的单一圈闭。            2.09  构造油（气）藏                   因构造运动使底层发生变形或变位而形成的油（气）藏。            2.10  背斜油（气）藏                  由背斜圈闭形成的油（气）藏            2.11  断层遮挡油（气）藏                  受断层遮挡形成的油（气）藏            2.12  凝析气藏                  因压力、温度下降，部分气相烃类反转凝析成液态烃的量不小于150g/m3的气藏。            2.13  油田                  同一个二级构造带内若干油藏的集合体。            2.14  气田                  同一个二级构造带内若干气藏的集合体。            2.15  油（气）田                  同一个二级构造带内若干油气藏的集合体。            2.16  特大油田                  石油地质储量大于10×108t的油田。            2.17  大型油田                  石油地质储量大于1×10810×108t的油田            2.18  中型油田                  石油地质储量为0.1×1081×108t的油田            2.19  小型油田                石油地质储量小于0.1×108t的油田。            2.20  大型气田                  天然气地质储量大于300×108m3的的气田。            2.21  中型气田                  天然气地质储量为50×108300×108m3的气田。            2.22  小型气田                  天然气地质储量小于50×108m3的气田。            2.23  工业油（气）藏                  在现有的技术和经济条件下具有开采价值的油（气）藏。            2.24  盐丘油（气）藏                  由盐丘作用形成的油（气）藏。            2.25  地层油（气）藏                  因沉积连续性中断或储集层岩性变化形成的油（气）藏。            2.26  地层不整合油（气）藏                  形成原因与地层不整合面有关的油（气）藏。            2.27  潜山油（气）藏                  古地貌残丘、古断块山等古地形突起因风化、淋滤作用形成储集体，地壳下沉后又为不渗透所覆盖形成的油（气）藏。            2.28  岩溶油（气）藏                岩溶发育的碳酸盐岩地层被不渗透岩层覆盖形成的油（气）藏。属于地层油（气）藏的地层不整合油（气）藏。            2.29  岩性油（气）藏                由于储集层岩性变化而形成的油（气）藏。            2.30  生物礁块油（气）藏                生物礁被不渗透层覆盖形成的油（气）藏。            2.31  水动力圈闭油（气）藏                由水动力遮挡阻止油气继续运移而形成的油（气）藏。            2.32  复合圈闭油（气）藏                由两种或两种以上因素联合圈闭而形成的油（气）藏。如构造地层复合圈闭、地层流体复合圈闭、流体构造复合圈闭及构造地层流体三元复合圈闭等油（气）藏。            2.33  块状油（气）藏                储集层厚度不小于10m、没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，具有统一油（气）水界面的油（气）藏。            2.34  层状油（气）藏                储集层呈层状分布的油（气）藏。            2.35  裂缝性油（气）藏                以裂缝为主要储渗空间的油（气）藏。            2.36  重质油油藏                油藏温度下原油的粘度为0.110Pa·s、密度为9431000kg/m3的油藏。            2.37  焦油砂油藏                油藏温度下原油的粘度超过10 Pa·s、密度高于1000 kg/m3的油藏。            2.38  饱和油气藏                原始油藏压力、温度下石油已饱和了天然气的油藏。            2.39  未饱和油藏                原始油藏压力、温度下石油尚未饱和天然气的油藏。            2.40  原生油（气）藏                在主要生油期后，分散状态的油气发生区域性运移，并在圈闭中聚集起来所形成的油（气）藏。            2.41  此生油（气）藏                原生油（气）藏受构造运动破坏，油气沿构造运动产生的断裂面或沿不整合运移到新的圈闭中聚集起来形成的新油（气）藏。            2.42  原生气顶                油气藏开发之前，在储层的压力和温度下，部分 游离气因重力分异升至圈闭顶部的储层中而形成的气顶。            2.43  次生气顶                油藏在开发过程中，压力降至饱和压力以下，从油中释出的部分气体未能随油产出，因重力分异积聚在圈闭高处而形成的气顶。            2.44  油田水                油田区域内的地下水。            2.45  油层水                在油田范围内直接与油层连通的地下水。            2.46  层间水                夹在油（气）层之间地层中的水。            2.47  束缚水                油气运移进储层后残留在储层孔隙中与油气共存、在油气开采过程中不能流动的地层水。            2.48  边水                油（气）藏含油（气）外边界以外的油（气）层水。            4.49  底水                油（气）藏含油（气）外边界以内直接从底部托着油（气）的油（气）层水。            4.50  含油面积                含油外边界所圈闭的面积，即含纯油区面积与油水过渡面积之和。            4.51  含油内边界                油藏中油水接触面与油层底面交线在水平面上的投影。            2.52  含气外边界                气藏中气水接触面与气层顶面或油气藏中气油接触面与油气层顶面交线在水平面上的投影。            2.53  含气内边界                气藏中气水接触面与气层底面交线或油气藏中气油接触面与油气层底面交线在水平面上的投影。            2.54  纯油区                油藏含油内边界以内或油气藏含气外边界以外的含油区。            2.55  油水过渡带                油藏含油内边界至含油外边界之间的地带。            2.56  油气过渡带                油气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。            2.57  气水过渡带       气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。   2.58  油水接触面       油藏中油与水之间的接触界面。油水界面并非使一个截然分开的面，而是一个具有一定厚度的油水过渡段。为了确定油藏参数，人为地确定油水过渡段中某一深度为该油藏的油水接触面。   2.59  气水接触面        气藏中气与水之间的接触界面。2.60  油气接触面    油气藏中油与气之间的接触界面。2.61  油藏高度    油水接触面与油藏最高点之间的垂直距离。2.62  气藏高度    气水接触面与气藏最高点之间的垂直距离。2.63  油气藏高度    油藏高度与气顶高度之和为油气藏高度。2.64  油砂体    含油砂岩中被低渗透的岩石所分隔的一些相对独立的含油砂岩体。它是组成储油层的最小沉积单元，是控制地下油水运动的相对独立单元。2.65  单层    同一时间单元沉积的油砂体的统称。2.66  砂岩组    上、下以比较稳定的泥岩分隔的相互靠近的单层的组合，在垂向上是一个小的岩性沉积旋回。2.67  油层组    包括几个砂岩组，是相似沉积环境下连续沉积的油层组合，其顶底有较厚的稳定隔层分隔。2.68  含油产状    指岩心沿轴线劈开后，在新鲜断面上含油部分所占面积大小（即含油面积百分数）以及岩心含油饱满程度。可分为五级，即：油迹含油面积小于5%；油斑含油面积5%40%；油浸含油面积41%75%；含油含油面积76%90%；油砂含油面积大于90%。2.69  有效厚度    油（气）层中具有产油（气）能力部分的厚度，即工业油（气）井内具有可动油（气）的储集层厚度。2.70  夹层    储层间或有效厚度之间的不渗透或低渗透性岩层。可分为层间夹层和层内夹层。2.71  隔层    储层之间，在注水开发过程中，对流体具有隔绝 能力的不渗透或低渗透性岩层。2.72  标准层    岩性和测井反映明显，分布广泛，易区别于上、下邻层的稳定沉积岩层。2.73  旋回    一套沉积地层在垂向上不同岩性的演变序列，反映了区域性构造变动或水进、水退等沉积过程的变化。2.74  正旋回    自下而上岩性逐渐变细的旋回。2.75  反旋回    自下而上岩性逐渐变粗的旋回。2.76  复合旋回    自下而上岩性逐渐由粗变细再变粗或由细变粗再变细的正、反旋回的连续组合。2.77  韵律    一个砂层内部垂向上不同粒级或渗透率的演变序列。2.78  正韵律    自下而上粒度逐渐变细或渗透率逐渐变低的 韵律。2.79  反韵律    自下而上粒度逐渐变粗或渗透率逐渐变高的韵律。2.80  复合韵律    自下而上粒度逐渐变粗再变细（或逐渐变细再变粗）或渗透率变高再变低（或逐渐变低在变高）的连续韵律。2.81  粒度分析    岩石中不同粗细颗粒含量的分析。2.82  粒度中值    粒度累计曲线上重复百分比为50%处所对应的粒径。2.83  沉积环境    是指沉积物沉积时自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的物理化学性质及地球化学条件等的总和。2.84  沉积相    是指一定的沉积环境和沉积特征的总和。2.85  沉积模式    根据现代沉积环境及古代沉积相的研究，对于古代沉积作用机理所区分出的一种具有代表性的成因类型。2.86  沉积亚相    在一个沉积区内依据水动力条件和沉积特征对沉积相所作的进一步划分。目前沉积相级别的划分一般是：陆相、海相、海陆过渡相为一级相；洪积相、河流相、三角洲相、湖泊相等为二级相；从二级相中进一步划分出的相区即为沉积亚相。如河流相可分为河道亚相、堤岸亚相、河漫亚相等。2.87  沉积微相    是沉积亚相的进一步细分，即四级相。如河道亚相进一步细分为边滩沉积微相、心滩沉积微相、滞留沉积微相；堤岸亚相可分为天然堤沉积微相、决口扇沉积微相等。2.88  洪积相    洪积相是近物源区的一种沉积相。主要分布于盆地边缘和基底潜山山麓，岩性为粗碎屑物，分选及磨圆度极差，泥质胶结，无明显层理构造，不含生物化石，见少量植物残体，岩体平面多呈扇形，属暴雨洪积产物。2.89  河流相    由河流作用形成的沉积相。沉积物主要由河道砂体和洪泛沉积物构成。其底部常有一冲刷面，冲刷面之上为含钙砾、泥砾及火成岩砾石的砂岩，具交错层理，向上碎屑粒径变细，演变为过渡性岩性，旋回顶部为泥岩。河道砂体平面上呈条带状分布，横剖面上岩性呈突变。河间为洪泛时的细粒沉积。属氧化环境，除少量植物根系、碳化树干外，很少发现其他生物化石。2.90 分流平原亚相    河流在三角洲分流以后所形成的沉积相。是河流所携带的大量泥砂及有机物质充填了部分蓄水体，后又被分流携带的泥砂所加积而形成的三角洲水上部分。分流平原位于泛滥平原与湖泊（海）的过渡地带。垂向岩性层序为沙泥岩及粉细砂岩呈不等厚互层，一般呈正旋回。2.91  三角洲前缘亚相    是三角洲的水下部分形成的沉积相。沉积物以河口坝、三角洲前缘席状砂、水下河道砂为主。砂层中以粉、细砂为主，常见低角度交错层理、重力滑动变形层理、席状砂与河口坝一般为反韵律或复合韵律。泥岩常为绿、灰及黑色、含少量植物化石及生物碎片。2.92  滨浅湖亚相    三角洲之间湖水深度在波及面以上的沿湖岸浅水形成的沉积相。沉积物岩性为泥岩、粉砂岩、生物灰岩。是河流沉积、生物沉积及化学沉积经湖水再搬运堆积而成。常见水平层理、不规则层理、波状层理、压扁层理及团块、干裂、虫孔、虫迹等构造。化石丰富，为弱还原环境。2.93  较深深湖亚相    在湖浪波及面以下水体较深部位还原环境中所形成的沉积相。底栖生物无法生存，以浮游生物为主，化石保存完好，沉积物岩性为粘土岩、油页岩、泥灰岩。粘土岩具水平层理，常见自生的黄铁矿分散于粘土岩层面上，有机质含量高，是良好的生油岩。2.94  静水柱压力    静止水柱的重力所形成的压力。2.95  孔隙压力    地层孔隙中所承受的流体压力。2.96  覆岩压力    某一深度的地层所承受的上面覆盖的岩层压力。是该深度从地下到地表岩石颗粒的重力与孔隙中流体承受的压力的代数和。2.97  压力梯度    单体长度或深度上的压力变化值。2.98  地层异常压力    地层的压力梯度比正常的静水柱压力梯度偏低或偏高的压力。前者称异常低压，后者称异常高压。2.99  地层破裂压力    使地层破裂时所需施入的压力。2.100  地层压力系数    某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。具有正常地层压力的油藏，其压力系数为0.71.2。在此范围外则称压力异常，大于1.2者为高压异常，小于0.7者为低压异常。2.101  预探井    根据初步的地质及地球物理调查结果，在有潜在油、气圈闭的地区，为证实有无油、气蕴藏而钻的井。2.102  评价井    对一个已证实有工业性发现的油（气）流圈闭，为查明油、气藏类型，构造形态，油、气层厚度及物性变化，评价油（气）田的规模、生产能力（产能）及经济价值，最终以建立探明储量为目的而钻的探井。    同义词：详探井2.103  探边井    是评价井的一种，为确定有可采价值油（气）藏的边界而钻的井。2.104  资料井    为了取得编制油（气）田开发和调整方案所需资料而钻的取心井。2.105  生产井    在已知有开发价值的油（气）藏的边界内，按开发方案的布井格局钻成的用来生产油（气）的井。2.106  注入井    在开发过程中，为补充、维持及加强油（气）藏的驱替能量，专门用于注入驱油（气）介质的井。如注水井、注气井等。2.107  角井    正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个角点处的井。2.108  边井    正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个侧边中点处的井。2.109  中心井    面积注入井网中如按四点、五点、七点或九点法布井时，位于几何图形中心位置的井。它可以是注入井，也可以是生产井。2.110  定向井    按规定方位角和倾斜度钻达目的层的井。2.111  水平井    是指在油藏中打开油层部分井段的斜度超过85，水平井段延伸长度约为产层厚度10倍以上的井。2.112  丛式井    在一个井场或平台上钻出的井底方位不同的一组井。2.113  加密井    为改善开发效果，增加可采储量或提高采油速度而补充钻的新井。2.114  更新井    因油井或水井的技术状况变差不能再继续使用使用而报废后所钻的代替井。2.115  检查井    油（气）田开发到某一阶段，为了认识各类油（气）层的剩余油饱和度分布和储层性质的变化以及各项挖潜措施的效果而钻的取心井。2.116  监测井    在已投入开发的油（气）藏中，为了录取油（气）藏开发动态资料而设置的井。可以设置专用监测井，也可以由生产井兼用。2.117  干井    钻达规定深度和层位并且经过工艺措施仍未得到有开采价值的油、气流的井。2.118  报废井    因地质原因或工程原因而永久不能用于油（气）田开发的井。2.119  积压井    因工程或其他原因暂时不能使用的井。3   油藏物性3.1  岩石物理性质    指岩石的力学、热学、电学、声学、放射学等的各种 特性参数和物理量，在力学特性上包括渗流特性、机械特性（硬度、弹性、压缩和拉伸性、可钻性、剪切性、塑性等）。3.2  油藏物理性质    油气储集层的岩石物理性质，储层流体的物化性质及其在地层条件下的相态和体积特性，以及岩石流体的分子表面现象和相互作用，油气水的驱替机制，统称为油藏的物理性质。3.3  岩心    利用钻井取心工具取出的岩石样品。3.4  井壁取心    用井壁取心器从井壁不同部位获取的不同层位的岩石样品。3.5  岩心收获率    指取出岩心的长度与取心时钻井进尺之比，以百分数表示。3.6  密闭取心    用特殊取心技术，使取出的岩心保持钻井时地层条件下流体的饱和状态。3.7  压力取心    用特别取心的工艺和器具，使钻出的岩心保持地层的压力，称为压力取心。3.8  定向取心    取心时能知道所取岩心在地层中所处方位的取心技术。3.9  冷冻岩心    是一种用冷冻保持岩心的方法，其目的是要防止岩心中的流体损失和疏松砂岩岩心的破碎。3.10  常规岩心分析    常规岩心分析可分为部分分析和全分析。    部分分析可使用新鲜的或者经过保持处理的小柱状岩心进行孔隙度和空气渗透率的测定。    全分析必须使用新鲜的或者经过保护处理的小柱状岩心进行空气渗透率，孔隙度，粒度，盐酸盐含量以及油、气、水饱和度的测定。3.11  特殊岩心分析    是指毛细管压力、液体渗透率、气油相对渗透率、水油相对渗透率、敏感性试验和湿润性等实验分析。3.12  全直径岩心分析    利用取心钻头取出的全直径岩心，于实验室内进行分析测定有关参数。3.13  岩屑    钻井过程中收集到的岩层碎屑。3.14  砾    颗粒直径大于或等于1mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。3.15  粗砂    颗粒直径在0.51mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。3.16  中砂    颗粒直径在0.250.5mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。3.17  细砂    颗粒直径在0.10.25mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。3.18  粉砂    颗粒直径在0.010.1mm的石英、长石或其他矿物颗粒。3.19  粘土    颗粒直径小于0.01mm的各种矿物质。3.20  胶体颗粒    水中含有的小于2m的固态矿物质。3.21  次微粒子    水中含油的小于1m的微粒固体物质。3.22  悬浮液    指粒径1100m的固体为分散相、流体为分散介质的分散胶体体系。3.23  岩石的粒度组成    构成砂（砾）岩的各种大小不同颗粒的含量。通常用重量百分数表示。3.24  筛选    用筛网测定岩石颗粒组成的一种方法。3.25  沉速分析    按颗粒在流体中的下沉速度来去定岩石颗粒组成的一种方法，其依据使斯托克公式。3.26  斯托克公式    是用来确定球形固体颗粒在液体中下沉速度的公式3.27  粒度组成分布曲线    指某一粒径范围的直径与其所含颗粒的重量百分数的关系曲线，一般用直方图表示。3.28  粒度组成累积分布曲线    指颗粒的累积重量百分数与其直径对数的关系曲线。3.29  不均匀系数    指砂岩粒度组成累积分布曲线上某两个累积重量百分数所对应的颗粒寂静之比。如累积重量为60%的颗粒直径d60与累积重量为10%的颗粒直径d10之比。显然，不均匀系数越接近1，表明粒度组成越均匀。因此，不均匀系数是反映粒度组成不均匀程度的一个数值指标。3.30  储层岩石的孔隙性    在储层岩石中，由于颗粒大小、形状及排列各异，加之胶结物的多样化，构成孔隙具有极不规则而又复杂的孔隙网络和不同的孔隙大小。3.31  岩石的绝对孔隙度    包括有效孔隙和无效孔隙在内的总孔隙体积tp与岩石外表体积f的比值称为绝对孔隙度a。用小数或百分数表示。3.32  岩石的有效孔隙度    岩石中流体可以竟如其中的连续或互相连通的孔隙体积Vep与岩石外表体积Vf的比值称为有效孔隙度e，用小数或百分数表示。3.33  岩石的原生孔隙    岩石在其沉积和成岩后未受到任何物理或化学作用而存在的孔隙体积称为原生孔隙。3.34  岩石的次生孔隙    岩石受到成岩后的地应力作用或地表水的淋滤作用或其他物理、化学作用，产生裂缝、节理、溶洞和再结晶作用，或上述作用综合影响所产生的孔隙称为次生孔隙。3.35  孔隙体积    指岩心或所研究的储层内有效孔隙的总容积。3.36  孔隙大小分布    常用的定义是孔隙体积按具体孔隙大小分布的概率密度函数。习惯上理解为多孔介质中孔隙大小及其所占孔隙空间比例的分布情况。3.37  孔隙平均值    多孔介质孔隙平均值因定义及计算方法而异，例如可按孔隙体积的加权平均而得出，但更多地按“平均水动力学直径”DM的含义从流体力学的意义上取平均值，通常定义为DM=4（V/S），式中V/S是孔隙采取算术方法求平均值。3.38  孔隙结构模型    模型一般分为三类：一类是由球形颗粒排列而成的球粒模型；另一类是由毛细管排列成的毛细管束模型，主要用于研究其毛细特性关系；第三类是各种结构的网络模型。球粒模型对毛管滞后，为求得水饱和度及剩余油饱和度提供了简便定性解释，但一般不用于毛细压力的定量计算。3.39  网络模型网络模型又分为网络物理模型和网络数学模型。网络物理模型是一种由人工经一定工艺过程而构成的孔隙结构模型，这种模型较接近于实际多孔介质的结构。网络数学模型又分二维和三维模型，由弥渗理论研究孔隙结构参数对介质中渗流的影响。3.40  孔隙结构    指多孔介质中孔隙的大小、几何形态及分布特性。3.41  孔隙喉道    孔隙喉道亦称孔颈，是多孔介质中流体通过的孔隙通道中的狭窄部位。3.42  闭端孔隙    指那些只有一端是互相连通的孔隙。即使它们通常可以为流体所渗入，但在正常渗流中流线并不穿过此类孔隙，所以对流体的运移的贡献微不足道。有时亦称盲孔或孔穴。3.43  迂曲度    渗流过程中流体质点实际走过的平均路程长度Le与宏观渗流方程中所假定的流体质点通过的路程长度L的比值的平方（Le/L）2定义为迂曲度T。3.44  储层总和弹性系数    指油层压力每降0.1MPa，由于流体膨胀和岩石孔隙缩小，使单位体积岩石内所能驱出的流体体积Co。3.45  储层的总压缩系数    指储层岩石的孔隙压缩系数与所含流体压缩系数之和。3.46  岩石的压缩系数    指油层 压力每降低0.1MPa，单位体积岩石内孔隙体积的变化值。3.47  岩石孔隙压缩系数    指地层压力改变0.1MPa压力时，单位孔隙体积的变化值，也称岩石有效压缩系数。3.48  砂岩的比面    是指单位体积岩石孔隙内部的表面积或颗粒的总面积，单位：m2/m3，它表示砂岩的分散程度。3.49  岩石的渗透性    在一定的压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性，渗透性的大小用渗透率K来表示。3.50  岩石的绝对渗透率    以岩石不起物化作用的、一定粘度的流体，在压差p=p1p2作用下，通过长度为L、截面积为A的岩石，所测出的流体流量为Q。对不同的岩石，当几何尺寸、外部条件、流体性质恒定时，流体的通过量Q的大小则取决于反映岩石渗透性 比例常数K的大小，K称为 岩石绝对渗透率，单位：m2。3.51  岩石的相对渗透率    当岩石中为多相流体共存时，每相的有效渗透率与绝对渗透率的比，称为岩石的相对渗透率，以小数或百分数表示。3.52  岩石的有效渗透率    当岩石中多相流体共存时，其中某一相流体在岩石中通过的能力，称为有效渗透率或相渗透率。岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。3.53  相对渗透率比值    指任何两种流体的相对渗透率的比值。3.54  水平渗透率    沿平行岩层层面方向所测出的渗透率，称为岩层水平渗透率Kh。3.55  垂向渗透率    沿垂直岩层层面方面方向所测出的岩层渗透率，称为垂向渗透率Kv。3.56  滑脱效应    滑脱效应亦称克林肯勃格效应。系指气体在岩石孔道中渗流特性不同于液体，即靠近管壁表面的气体分子与孔道中心气体分子的流速几乎没有什么差别，这种特性称为滑脱效应。3.57  克林肯勃格渗透率    在气测渗透率K与岩心入口的气体平均压力 的倒数的关系曲线图上，外推到 ，或K轴上的截距，称为克林肯勃格渗透率，它意味着消除了克林肯勃格效应后的渗透率，可理解为岩石的绝对渗透率，是比较不同岩性渗透性的绝对量度、与所用气体及 压力无关。3.58  渗透率张量    各向异性的多孔介质上某一给定点处的压力梯度矢量方向，往往不同于透绿速度矢量。因而要完整描述渗流现象，必须指定压力梯度及渗流速度矢量场。如果坚定介质可以相对于坐标系任意取向，并令压力梯度指向X，那么各向异性介质在X、Y、Z不同方向将有不同渗透速度。3.59  宾州法    系指在稳定态条件下，室内测定相对渗透率的一种方法，该方法采用三段岩心组合来消除末端效应。三段岩心包括混合段、测试段和消除末端效应段。3.60  相对渗透率的数学模型    在研究多孔介质中不混溶流体的微观渗流机理时，对于各相流体的相对渗透率，常需建立数学模型进行研究并与实测结果进行比较，此类数学模型主要包括有：    a）毛细管模型    b）统计模型    c）经验模型    d）网络模型3.61  流体饱和度    单位孔隙体积中各种流体占有相应的孔隙体积比例称为相应流体的饱和度。单位为小数或百分数。3.62  原始流体饱和度    原始状态下储层的流体饱和度。3.63  共存水饱和度    指油层被发现时存在于油层中的可动的水的饱和度。3.64  束缚水饱和度    束缚水在油气孔隙中所占的体积与孔隙体积之比，称为束缚水饱和度。3.65  残余油饱和度    在不同驱动方式下，不能再被采出而残留于单位岩层孔隙体积中的原油所占孔隙体积百分比。3.66  剩余油饱和度    在一定的开发方式和开采阶段，尚未被采出而剩留于单位岩层孔隙体积中的原油所占孔隙体积百分比。3.67  湿润性    指液体在分子作用下的固体表面的流散现象。3.68  选择性湿润    固体表面为一种流体L1所湿润，而不为另外一种流体L2所湿润，则称固体表面能被L1流体选择性湿润。3.69  中间湿润    固体表面可被两种流体以同样程度湿润。3.70  接触角    在油水岩石三相周界上，从选择性湿润流体表面做切线且与岩石表面成一夹角称为接触角。一般用符号表示。它的大小表征了岩石表面被液体选择性湿润的程度。角一般规定从极性的液体（水）那一方面算起。900为水湿，而900为油湿。3.71  回复原态的岩心    系指采用“三步法”使改变了油藏湿润性的岩心回复到原始油藏条件下湿润性的岩心。所谓“三步法”是指    a）根据原油和岩石的性质选择化学溶剂进行清样；    b）将油藏流体连续地注入到岩心中；    c）在油藏温度下老化岩心足够长的时间（一般为40d），以便建立吸附平衡。3.72  接触角滞后    由于固液表面受到污染，固体表面的粗糙度以及巨分子垢结使界面不易移动，后者例如固液界面上流体中含油表面活性剂，其低流度会引起滞后，即前进角往往比后退角大得多，这一现象称为接触角滞后。3.73  平衡接触角    在测定油水岩石体系的接触角时发现，水的前进角经常随着油与固体表面接触时间的延长而变化，最后趋于一个平衡，到达平衡所需时间往往需要数十到数千小时，经常呈现出从亲水到亲油的巨大变化，表明固体对两种流体的接触时间有明显依存关系，最后趋于平衡的接触角称为平衡度接触角。3.74  混合湿润性    在混合湿润情况下，油湿部分的表面是指油能保持连续性分布，即对油的可渗性，所以允许排替油使其降至很低的残余油饱和度。3.75  湿润反转    指岩石表面在一定条件下亲水性和亲油性相互转化现象。3.76  毛细管压力    毛细管压力P0为毛细管中弯液面两侧非润湿相压力Pa和润湿相压力Pw之差，或为平衡弯曲液面两侧的附加压力，P0=PaPw。3.77  贾敏效应    当液液、气液两相在岩石孔隙中渗流时，液泡或气泡流动到毛细管孔道窄口处遇阻，如欲通过窄的喉道，则需克服毛细管阻力，这种阻力效应称为贾敏效应。3.78  毛细管压力曲线    油藏岩石的毛细管力与流体饱和度的关系曲线称为毛细管压力曲线。3.79  饱和历程    饱和历程也称饱和顺序，系指流体在渗流过程中采用的是排替过程或是吸吮过程。3.80  排替过程    在多孔介质中饱和湿润相液体，非湿润相在外压的作用下驱替湿润相，这一过程称为湿润相。3.81  吸吮过程    在多孔介质中饱和非湿润相流体，在与湿润相接触时，湿润相自发地驱替某些非湿润相，这一过程称为吸吮过程。如亲水岩石中水驱油过程称为吸吮过程。3.82  初始排替毛细管压力曲线    在毛细管压力曲线测定中，在外压作用下非湿润相驱替岩心中湿润相术语配体过程，所得毛细管压力与饱和度的关系曲线称为初始排替毛细管压力曲线。如系指被排替的湿润相饱和度从100%降至束缚水饱和度过程，称为初始排替毛细管压力曲线。3.83  吸吮毛细管压力曲线    在毛细管压力曲线测定中，降压用湿润相排驱非湿润相称为吸吮过程，所得到的毛细管压力与饱和度的关系曲线称为吸吮型毛细管压力曲线。在此过程中，使湿润相从舒服饱和度渗至为非湿润相剩余饱和度。3.84  次级排替毛细管 压力曲线    次级使湿润相从飞湿润相剩余饱和度降至舒服饱和度的排替过程。3.85  湿润相    岩石中存在两种流体时，能优先湿润岩石的流体称为湿润相。在亲水岩石中，水为湿润相。3.86  非湿润相    岩石中存在两种或多种流体时，不能优先湿润岩石的流体称为非湿润相。3.87  自由水面    毛细管压力等于零的水面称为自由水面。3.88  杨氏方程    在一个平滑固体表面上有一个液滴，周围为气相时，那么在固液和液气边界之间的接触线上呈现一定得接触角，在接触线上有一平行于表面的作用力1gcos，其中1g是液气界面的张力，为接触角；如无其他力抗衡，则不可能有平衡位置，因而在接触线上应存在另外一些与界面有关的力，如将