GBT 26981-2020 油气藏流体物性分析方法.pdf
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分离器油气油比计算见式（3）。
GOR : T..p,.V p.T.V.
式中： GOR，分离器油气油比，单位为立方厘米每立方厘米（cm"/cm"）或立方米每立方米（m/m"）； T。 标准温度，单位为开（取值为293.15K）； 力1 当日大气压力，单位为兆帕（MPa）； V 一 放出气体在室温和大气压力下的体积，单位为立方厘米（cm"）； 力。 标准压力（取值为0.101325MPa），单位为兆帕（MPa）； T 室温.单位为开（K）
.4.4.4计算油罐油摩尔
路桥图纸油罐油摩尔组成计算见式（4）
GB/T 26981—2020
式中： 油罐油i组分的摩尔分数； Xwi 油罐油i组分的质量分数； M：——油罐油i组分的摩尔质量，单位为克每摩尔(g/mol)
5.4.4.5计算分离器油组成
分离器油组成计算见式（5）
式中： Xsi 分离器油i组分的摩尔分数； Yti 油罐气i组分的摩尔分数； M. 油罐油的平均摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol）
5.4.5油气分离平衡状态和取样质量检查
5.4.5.1检查目的
分离器油、气样经检查合格后，还需根据油、 样的组分组成数据，检验现场分离器压力和温度控市 是否稳定，进一步判断样品的代表性
5.4.5.2检查方法
根据热力学关系，处于平衡状态的分离器油、气样品，其组成从甲烷到已烷，lgK：·Psp与 1）应成线性关系，计算公式见式（6）～式（8)，其线性相关系数达95%为合格。
式中： K; 分离器气i组分的平衡常数； Psep 级分离器压力（绝对），单位为兆帕（MPa）； b; 分离器气组分的特性常数，由式（8)计算； Tbi 分离器气i组分的沸点，单位为开（K）； Tsep 级分离器温度，单位为开（K）； Ysi 分离器气i组分的摩尔分数； 分离器气i组分的临界压力（绝对），单位为兆帕（MPa)：
式中： Z，一一配样条件下的气体偏差系数； Pp 配样压力（绝对），单位为兆帕（MPa）； V, 高压气体的体积，单位为立方厘米（cm"）； Tp 配样温度（一般可设定为分离器温度），单位为开（K）； Z 室温、大气压力下的气体偏差系数（一般可近似取值等于1）
6.2.1现场气油比校正
气油比校正计算见式（10
d : Zt (10) 式中： GOR. 校正气油比，单位为立方米每立方米（m/m）； GOR 现场气油比，单位为立方米每立方米（m"/m）； d, 现场计算气量所用天然气相对密度； Zt 现场计算气量所用天然气偏差系数； d. 实验室所测天然气相对密度； Z 实验室所测分离器条件下的天然气偏差系数
6.2.2计算一级分离器气油比
如果送样单上提供的是分离器气油比，则按6.2.1校正即可。若提供的是生产气油比，则应换算 器气油比，计算见式（11)。
式中： GOR 级分离器气油比，单位为立方米每立方米（m"/m）
GOR 级分离器气油比，单位为立方米每立方米（m/m）
6.2.3配样用油量计算
6.2.3.1根据分析项目确定地层流体样品需要
对黑油，可近似地定为分离器油的用量为配制地层流体样品的量；对凝析气，若配cm"的地层 需分离器油的用量由式（13）求出
6.2.3.2配制黑油流体样品用油量
配制xcm体积凝析气流
配制rcm体积的凝析气流体样品用油量计算见式（13）
cm"体积的凝析气流体样品用油量计算见式（13）
GB/T 26981—2020366.r·(13)GOR,+1836.2.4配样用气量计算配样条件下用气量计算见式（14）。P..Vos.GOR.. T,. Z.Vsk:Z..T。·pp14 )式中：V——配样条件下的用气量，单位为立方厘米（cm"）；Z。一一标准条件下的气体偏差系数（一般可近似取值为1）。6.3配样操作步骤6.3.1转油样6.3.1.1将配样容器清洗干净，按图5连接流程。6.3.1.2将两恒温浴升温至配样温度。6.3.1.3抽空配样容器达133Pa后再抽30min。6.3.1.4将分离器油样恒定在配样压力，恒温平衡4h后，连续30min内高压计量泵体积变化小于1%。6.3.1.5用双泵法将所需的分离器油量转人配样容器中。说明：1,2高压计量泵；3分离器油（或气)储样瓶；4配样容器；5,6恒温浴；7阀门。图5地层流体配样流程6.3.2转气样6.3.2.1将恒温浴中的油瓶更换为气瓶，在配样温度下恒定压力平衡4h后，连续30min内高压计量泵体积变化小于1%。6.3.2.2用双泵法将所需的分离器气量转人配样容器中。11
6.4.1将配样容器中的流体样品加热至地层温度，充分搅拌并将样品压成单相，在地层压力下恒温平 衡4h后，连续30min内体积变化小于1%。 6.4.2参照9.2方法和步骤进行地层流体单次脱气实验，平行测试三次以上。 6.4.3配制地层流体的组成计算。
制地层流体的组成计算见
Ma Xti p1 :Vi ..( 15 md M. R·Z.·Ti
Ma Xfi md pI·V M. R.Z.·T,
式中： X 地层流体i组分的摩尔分数； md 死油的质量，单位为克（g）； M. 死油的平均摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol）； 死油i组分的摩尔分数 R 摩尔气体常数，单位为兆帕立方厘米每摩尔开[MPa·cm/（mol·K)]，取8.3145； 单次脱气放出气组分的摩尔分数
配制的地层流体经单次脱气按式（15）与按气油比式（16)计算的地层流体中各组分的组成应一致， 凝析气各式计算的甲烷含量相差不大于3%为合格；黑油饱和压力或气油比相对偏差不大于1%为 合格。
Z.1向PVT容器中转样
7.1.1将PVT容器清洗干净并按图6连接流程。 7.1.2将PVT容器和储样器加热至地层温度 7.1.3将PVT容器及外接管线抽空到133Pa后继续抽30min。 7.1.4用计量泵将样品增压并充分搅拌，恒定到地层压力，使其成为单相，平衡4h后，连续30min内 本积变化小于1%。 7.1.5在保持地层压力条件下缓慢打开储样器样品端阀门和PVT容器样品端阀门，将所需样品量转 人PVT容器中。
7.1.1将PVT容器清洗干净并按图6连接流程。 7.1.2将PVT容器和储样器加热至地层温度 7.1.3将PVT容器及外接管线抽空到133Pa后继续抽30min。 7.1.4用计量泵将样品增压并充分搅拌，恒定到地层压力，使其成为单相，平衡4h后，连续30min内 本积变化小于1%。 7.1.5在保持地层压力条件下缓慢打开储样器样品端阀门和PVT容器样品端阀门，将所需样品量转 人PVT容器中
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于地层原油，可获取流体的泽 体积和Y函数等参数；对于 凝析气，可获取流体的露点压力、 同压力下流体的相对体积等参数
10.2.1在地层温度下将PVT容器中的地层流体样品加压到地层压力或高于泡点压力，充分搅拌 稳定。 10.2.2对于地层原油流体，在泡点压力以上按逐级降压法测量（固定压力读体积），每级降1MPa~ 2MPa；在泡点压力以下按逐级膨胀体积法测量（固定体积读压力），每级膨胀0.5cm"～20cm。每级 降压膨胀后应搅拌稳定，读取压力和样品体积，一直膨胀至原始样品体积的三倍以上为止。在算术坐标 系上以压力为纵坐标，样品体积为横坐标，作出PV关系曲线，曲线拐点即为粗测的泡点压力。 10.2.3对于凝析气流体，首先测定其露点压力。测试方法是采用逐级降压逼近法，当液滴出现与消失 之间的压力差小于0.1MPa时为止，取这两个压力值的平均值为第一露点压力。露点确定后，采用逐 吸降压的方式进行压力与体积关系测定。在露点压力以上时每级压力取0.5MPa～2MPa，平衡0.5h 后记录压力和样品体积；在露点压力以下时每级压力下应搅拌0.5h并静置0.5h后才能记录压力、样 品体积和凝析液量，一直膨胀至原始样品体积的3倍以上时结束实验。 注意：当压力降到某一值时，液体可能重新消失，此时的液体消失压力为第二露点压力。确定第， 露点压力的方法与确定第一露点压力的方法相同，但升压和降压时液体出现和消失现象与第一露点正 好相反。
多次脱气实验是在地层温度下，将地层油分级降压脱气、排气，测量油、气性质和组成随压力的变化 关系。本项实验是为了测定各级压力下的溶解气油比、饱和油的体积系数和密度、脱出气的偏差系数、 相对密度和体积系数，以及油气双相体积系数等参数。根据泡点压力的大小，确定分级压力的间隔，脱 气级数一般均分为3~12级，
11.2.1参照图7连接流程。 11.2.2在地层温度下，将PVT容器中的地层原油样品加压至地层压力，充分搅拌并恒温平衡4h后， 30min内体积变化小于1%，读取样品体积。 11.2.3降压至第一级脱气压力，搅拌稳定后静止，读取样品体积 1.2.4打开样品端阀门，保持压力缓慢排气，气体排完后迅速关闭阀门。注意排气过程不能有油排 出。记录排出气量、室温和大气压力，取气样分析其组分组成。 11.2.5重复11.2.3~11.2.4，逐级降压脱气，一直进行到大气压力级。 11.2.6将残余油排出称质量，测定残余油组成、平均分子量和20℃下的密度
1.2.1参照图7连接流
定容衰竭实验是为模拟凝析气藏、易挥发性油藏衰竭式开采过程，了解开采动态，研究油、气藏 式开采过程中油、气藏流体体积和井流物组成变化以及不同衰竭压力下的采收率。实际情况下，
GB/T26981—2020式开采是一连续降压和产出的过程。在实验室，由于受条件所限，只能近似模拟这一过程，其做法是：将露点压力下的样品体积确定为油、气藏流体的孔隙定容体积，根据露点压力的大小，确定定容衰竭实验的压力分级间隔。自露点压力与零压（表压)之间一般均分为4～8个衰竭压力级，每级降压膨胀，然后恒压排放到定容体积。在这一实验过程中流体的压力和组成在不断变化，而其所占体积保持不变，故称为定容衰竭。12.2实验步骤12.2.1定容衰竭实验流程如图8所示说明：1高压计量泵；2PVT容器；3——恒温浴；4分离器；5—气体指示瓶；6——气量计；7——阀门。图8定容衰竭实验流程12.2.2将约为PVT容器容积2/5的凝析气流体样品转人容器中，在地层温度、地层压力下将样品搅拌均匀并恒温平衡4h后，连续30min内体积变化小于1%。12.2.3将压力降至露点压力后平衡1h以上，记下PVT容器内凝析气样品体积，此时容器中气体所占体积为定容体积V。。12.2.4退泵分级降压至预定压力，降压后搅拌1h并静置0.5h，记下压力和容器内样品体积及液体体积。12.2.5慢慢打开PVT容器样品端阀门排气，同时保持压力进泵，一直排到定容体积时为止。排气过程中取气样分析组成，排气结束后记录气量、油量并取油样分析组成，同时记录室温和大气压力。12.2.6重复12.2.4~12.2.5，一直进行到压力为4MPa～6MPa的最后一级压力为止。12.2.7最后一级压力到零压的测定过程是：打开样品端阀门，直接放气降压至零（表压），然后再进泵排出容器中的残留气和油。取气样分析残余气组成，对残余油称量，测密度并进行组成分析。13地层油黏度测定13.1实验原理和目的油藏流体黏度测定一般是指液相油黏度的测定。可选用高温高压落球黏度计、高温高压电磁黏度计和高温高压毛细管黏度计，目的是为获得地层条件及不同脱气压力级下单相油的黏度。16
14.2.2.2拟组分密度计算
以组分密度计算见式（17）
P+ 拟组分的密度，单位为克每立方厘米（g/cm）； Pi 组分i在标准状态下的液体密度，单位为克每立方厘米（g/cm"）； W+ 拟组分的质量分数； W 组分i的质量分数
14.2.2.3拟组分摩尔质量计算
拟组分摩尔质量计算见式（18）。
式中： M+ 拟组分的摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol)
也层原油单次脱气体积系
14.2.3.1计算死油体积
死油体积计算见式（19）。 Va=md Pd 式中： Va—死油体积，单位为立方厘米（cm"）； 死油密度（20℃），单位为克每立方厘米（g/cm"）
14.2.3.2计算原油体积系数
原油体积系数计算见式（20）
Bol=V 式中： 地层原油体积系数；
14.2.4地层原油的单次脱气气油比
单次脱气气油比计管见式（21）
OR。 T.·p..Vi p. . T..V.
GOR。 地层原油单次脱气气油比，单位为立方厘米每立方厘米（cm/cm*）或立方米每立方米（m m）
14.2.5地层原油平均溶解气体系数
14.2.6地层原油体积收缩率
地层原油体积收缩率计算见式（23）
14.2.7地层原油密度
地层原油 m2m Pof = Vaf 式中： Pa————地层原油密度，单位为克每立方厘米（g/cm"）； m2 地层流体样品加单脱容器质量，单位为克（g）； 空单脱容器质量，单位为克（g）
14.3恒质膨胀实验数据计算
14.3.1地层原油热膨胀系数
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14.3.2饱和压力以上地层原油压缩系数
地层原油压缩系数计算见式（26）
V=ap?+bp, +d
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14.3.3地层流体相对体积
地层流体相对体积计算见式（29）
R；一一第i级压力下地层流体的相对体积； V泡点压力下的地层流体体积，单位为立方厘米（cm）
因Y函数与压力P：在泡点压力以下90% 30%的范围内，在算术坐标上成直线关系，所以可利 系精确确定油藏流体的泡点压力，Y函数计算见式（30）。
14.3.5第i级压力下地层原油单相流体密底
Vof:Po P; = V · · 式中： 一i级压力下地层原油单相流体密度，单位为克每立方厘米（g/cm"） V，一i级压力下地层原油单相流体的体积，单位为立方厘米（cm"）。
V.一i级压力下地层原油单相流体的体积，单位为立方厘米（cm"）。
14.4多次脱气实验数据计算
14.4.1各级压力下的溶解气油比
各级压力下脱出气体积计算见式（32）
i T..p..V. p.. T
力下脱出气在标准条件下的体积，单位为立方厘头
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Vi:一第i级压力下脱出气在室温、大气压力下的体积，单位为立方厘米（cm）
14.4.1.2累积脱出气体积
累积脱出气体积计算见式（33）
一累积脱出气在标准条件下的体积，单位为立方！
14.4.1.3各级压力下溶解气体积
各级压力下溶解气体积计算见式（34）
氏中： ——第i级压力下溶解气体积，单位为立方厘米（cm）。
一第i级压力下溶解气体积，单位为立方厘米（cm）。
14.4.1.4残余油体积
残余油体积计算见式（35）
式中： Var——标准条件下残余油体积，单位为立方厘米（cm"）； mor 残余油质量，单位为克（g）；
14.4.1.5各级压力下溶解气油比
各级压力下溶解气油比计算见式（36）
Rr一一第i级压力下原油溶解气油比，单位为立方厘米每立方厘米（cm"/cm）或立方米每立 方米（m/m）。
14.4.2各级压力下脱出气密度和相对密度
14.4.2.1各级压力下脱出气摩尔质量
各级压力下脱出气的摩尔质量计算见式（37）
Mgi—第i级压力下脱出气的平均摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol）； yi 一第i级压力下脱出气的组成，
.2各级压力下脱出气密
各级压力下脱出气的密度计算见式（38）
14.4.2.3各级压力下脱出气相对密度
Yu=P Pa Mi
式中： 第i级压力下脱出气的相对密度； P. 一一标准条件下干燥空气的密度，单位为克每立方厘米（g/cm"）； M.———标准条件下干燥空气的摩尔质量（空气的摩尔质量取值为28.96），单位为克每摩尔（g/ mol)
14.4.3各级压力下脱出气偏差系数
各级压力下脱出气的偏差系数计算见式（41）
一第i级压力、地层温度下脱出气的偏差系数
14.4.4各级压力下脱出气体积系数
各级压力下脱出气的体积系数计算见式（42）
式中： B—第i级压力下气相体积系数。
14.4.5各级压力下单相流体体积系数
各级压力下单相流体体积系数计算见式（43）。
Ba:——多次脱气i级压力下单相油体积系数； V.i 多次脱气i级压力下单相油体积，单位为立方厘米（cm）
各级压力下的油气双相体
各级压力下油气双相体积系数计算见式（44）
p.. T,.V. 4.
Z..T..p. Z。·p..T.
14.4.7各级压力下单相油密度
14.4.7.1第i级压力下脱出气质量
GB/T 269812020
mgi =Ve " Pa
14.4.7.2累积脱出气质量
累积脱出气质量计算见式（46）
式中： mg 累积脱出气质量，单位为克（
14.4.7.3第i级压力下溶解气质量
第i级压力下溶解气质量计算见式（47）
mi第i级压力下溶解气质量，单位为克（g
14.4.7.4残余油体积
余油体积计算见式（48）
14.4.7.5第i级压力下原油密度
第i级压力下原油密度计算见式（49）
施工组织设计Po.=mo +m V.
各级脱气压力下的气体黏度一般采用图版法或计算法得到。有条件的实验室也可以采用高温高
电磁黏度计或高温高压毛细管黏度计等仪器测定 计算气体黏度的经验关系式较多，最简便常用的是Lee等人提出的一组经验公式，其精度可以满足 绝大多数油藏工程计算的要求。计算见式（50）～式（54）。
14.4.9各级压力下单相原油黏度
14.5分离器气重质组分含量
分离器气重质组分含量计算见式（56）。
Gs 分离器气中自C2之后i组分含量，单位为克每立方米（g/m"）； Y，—分离器气中自C2之后i组分摩尔分数； M, 自C,之后j组分摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol)
重庆标准规范范本分离器气热值计算见式（57）
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