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ICS75.020代替GB/T26981—2011油氣藏流體物性分析方法國家市場監(jiān)督管理總局國家標(biāo)準(zhǔn)化管理委員會GB/T26981—2020 I 1 1 14儀器儀表 45樣品檢查 46地層流體配制 9 8熱膨脹實驗 9單次脫氣實驗 14地層原油流體物性分析 16易揮發(fā)性原油地層流體物性分析 17濕氣地層流體物性分析 18干氣地層流體物性分析 附錄A(規(guī)范性附錄)儀器儀表標(biāo)定 附錄B(資料性附錄)單組分密度與摩爾質(zhì)量基礎(chǔ)參數(shù)表 附錄C(資料性附錄)地層原油分離實驗 附錄D(資料性附錄)黑油地層流體物性分析報告格式 附錄E(資料性附錄)凝析氣地層流體物性分析報告格式 附錄F(資料性附錄)凝析氣各級定容衰竭流出物的分離實驗計算 附錄G(資料性附錄)易揮發(fā)性原油地層流體物性分析報告格式 附錄H(資料性附錄)干氣地層流體物性分析報告格式 IGB/T26981—2020本標(biāo)準(zhǔn)按照GB/T1.1—2009給出的規(guī)則起草。本標(biāo)準(zhǔn)代替GB/T26981—2011《油氣藏流體物性分析方法》,與GB/T26981—2011相比,主要技術(shù)變化如下:3章,2011年版的第3章);———修改了儀器儀表的名稱及規(guī)格(見4.1,2011年版的4.1);——增加了毛細(xì)管黏度測試方法與電磁式黏度測試方法(見13.3、13.4);—增加了地層流體密度的直接測試方法,即高溫高壓密度計法(見13.5.3);—-—將凝析氣各級定容衰竭流出物的分離實驗計算部分移至資料性附錄(見附錄F,2011年版的—-—修改了易揮發(fā)性原油物性分析項目種類(見第16章,2011年版的第16章)。請注意本文件的某些內(nèi)容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構(gòu)不承擔(dān)識別這些專利的責(zé)任。本標(biāo)準(zhǔn)由全國石油天然氣標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(SAC/TC355)提出并歸口。本標(biāo)準(zhǔn)起草單位:提高石油采收率國家重點實驗室(中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院)、中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院、中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)公司、塔里木油田公司質(zhì)量檢測中心、中國石油大學(xué)(北京)。本標(biāo)準(zhǔn)所代替標(biāo)準(zhǔn)的歷次版本發(fā)布情況為:1GB/T26981—2020油氣藏流體物性分析方法本標(biāo)準(zhǔn)適用于油氣藏流體物性的測定。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,僅注日期的版本適用于本文GB/T13610天然氣的組成分析氣相色譜法SH/T0169礦物絕緣油平均分子量測定法(冰點降低法)SH/T0604原油和石油產(chǎn)品密度測定法(U形振動管法)SY/T5154油氣藏流體取樣方法3.1計量油氣所規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)溫度和大氣壓力。注:我國石油天然氣計量標(biāo)準(zhǔn)條件規(guī)定為20℃和0.101325MPa。3.23.3體系中一定質(zhì)量的烴類物質(zhì)只有能量交換而無物質(zhì)的傳入與傳出。注:該項實驗一般是將一定量的地層流體樣品,在恒溫條件下測定其體積隨壓3.4注:在這一過程中體系的總組成不斷改變,也稱差異脫氣或差異分離。3.52死油deadoil油氣藏?zé)N類流體經(jīng)單次脫氣到大氣條件下所得到的液態(tài)烴。油氣藏?zé)N類流體經(jīng)油氣分離器分離后,進入儲油罐并在大氣條件下與油罐氣處于平衡狀態(tài)的液3.9.1一級分離器條件下的氣產(chǎn)量與油罐油產(chǎn)量之比。3.9.2一級分離器條件下的氣產(chǎn)量與一級分離器條件下的油產(chǎn)量之比。注:單位m3/m3。3.9.3溶解氣油比solutiongasoilratio單次脫氣實驗獲得的單脫氣與單脫油在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積之比。體積系數(shù)volumefactor飽和壓力下原油體積與單次脫氣得到的死油體積(20℃)之比。分離器條件下的油體積與油罐油體積(20℃)之比。地層條件下氣體的體積與其在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積之比。3.11氣油比小于250m3/m3,密度通常介于0.83g/cm3~0.98g/cm3之間,飽和壓力體積系數(shù)小于2的一種烴類混合物流體。3GB/T26981—20203.12易揮發(fā)性原油volatileoil氣油比介于250m3/m3~550m3/m3之間,密度通常介于0.76g/cm3~0.83g/cm3之間,飽和壓力體積系數(shù)大于2的烴類混合物流體。注:其性質(zhì)介于黑油和凝析氣之間,在油藏條件下以液態(tài)形式存在。當(dāng)油藏壓力略低于飽和壓力時,體積收縮很大的一種烴類混合物流體。3.13凝析氣condensategas氣油比介于550m3/m?~18000m3/m?之間,密度通常介于0.72g/cm3~0.82g/cm3之間的烴類注:其特征在儲層條件下呈氣態(tài),等溫降壓時會發(fā)生反凝析現(xiàn)象。采到地面后除大部分仍為氣態(tài)外,還能凝析出液3.14甲烷在烴類組分中的含量小于95%,氣油比大于18000m3/m3,密度通常介于0.70g/cm3~0.80g/cm3之間的烴類混合物流體。注:其特征在儲層條件下呈氣態(tài),采到地面后除絕大部分仍為氣態(tài)外,還能凝析出少量液態(tài)烴類混合物,也稱作富氣。3.15甲烷在烴類組分中的含量大于95%,含少量乙烷或含乙烷以上的烴類氣體。3.16泡點壓力bubblepointpressure在一定溫度條件下,處于液相的體系中,當(dāng)壓力下降至體系出現(xiàn)第一個氣泡時的壓力;或處于氣液3.17露點壓力dewpointpressure在一定溫度條件下,處于氣態(tài)的體系中,當(dāng)壓力下降至體系中凝析出第一滴液滴時的壓力;或處于氣液兩相的體系中,當(dāng)壓力升高至液體完全被溶解成為氣態(tài)時的壓力。3.18泡點壓力和露點壓力的總稱謂。3.19井流物wellstream從油氣井中產(chǎn)出的烴類流體物質(zhì),或?qū)嶒炇叶ㄈ菟ソ邔嶒炛信懦龅囊簯B(tài)和氣態(tài)的烴類流體物質(zhì)。3.20壓縮系數(shù)compressibilityfactor等溫條件下原油體積隨壓力的變化率。3.21熱膨脹系數(shù)thermalexpansivityfactor等壓條件下原油體積隨溫度的變化率。4氣體偏差系數(shù)gasdeviationfactor為修正實際氣體與理想氣體的偏差而在理想氣體狀態(tài)方程中引進的乘數(shù)因子。其物理意義為:在指定的溫度和壓力條件下,一定質(zhì)量的氣體實際體積與在該溫度和壓力條件下按理想氣體定律計算出的體積之比。將石油餾分切割成有限數(shù)目的窄餾分,每一個窄餾分都視為一個純組分。下列為實驗用儀器儀表名稱及規(guī)格、精度要求:-—PVT儀及配樣裝置:可使用柱塞或活塞式PVT儀,額定工作溫度大于或等于150℃,控溫精度±0.5℃,額定工作壓力大于或等于70MPa。-—高壓計量泵:容量100cm3~500cm3,最小刻度分辨率小于或等于0.01cm3,額定工作壓力大——高壓黏度計:測量相對偏差小于3%,額定溫度大于或等于150℃,控溫精度±0.5℃,額定工數(shù)精度小于或等于0.0001g/cm3,控溫精度±0.05℃。質(zhì)量分?jǐn)?shù)精確到0.001?!鄬Ψ肿淤|(zhì)量測定儀:測量范圍100~700,測量相對偏差小于或等于5%?!獪囟扔嫞簻y量范圍0℃~100℃,分度值0.01℃。密度測定儀、平均分子量測定儀的標(biāo)定以及氣相色譜儀的校驗見附錄A。判斷取樣質(zhì)量和樣品儲運過程中是否有漏失。檢查項目包括初檢、井下流體樣品檢查及地面流體樣品檢查。5GB/T26981—2020外觀是否有漏油現(xiàn)象等。5.3井下流體樣品檢查5.3.1.1計量泵中充滿工作介質(zhì),按圖1連接流程。計量泵加壓至高于取樣點壓力,連通樣品。5.3.1.2取樣器加熱至取樣點溫度,加熱過程中不斷搖動保證樣品受熱均勻;恒溫在取樣點溫度,連續(xù)30min以上,壓力波動小于1%(或絕對變化量)時,該點壓力為樣品打開壓力。2——井下取樣器;圖1井下流體樣品檢查流程在取樣點溫度下將取樣器直立、恒溫靜放8h后,將水及污物完全放出,計量放出物體積,含水量低于5%為合格,檢查方法按照SY/T5154執(zhí)行。5.3.3.1在取樣點溫度下將樣品加壓至地層壓力以上,充分搖動使樣品成單相。穩(wěn)定后記錄壓力值和5.3.3.2降壓至下一預(yù)定壓力,每次降壓1MPa~2MPa,充分搖動至壓力穩(wěn)定后記錄壓力和泵讀數(shù),依次分別測得各壓力下的泵讀數(shù)。5.3.3.3將測量結(jié)果標(biāo)繪在算術(shù)坐標(biāo)系上,如圖2所示,得到泡點壓力測量曲線,曲線之拐點即為泡點壓力。6GB/T26981—2020壓力/MPa壓力/MPa累積泵讀數(shù)差/nl圖2泡點壓力測量曲線5.3.4代表性樣品的確定樣品數(shù)量和樣品檢查質(zhì)量應(yīng)滿足以下要求:a)井下流體要求取三支或以上樣品;b)至少有兩支以上樣品泡點壓力相對偏差小于3%;c)泡點壓力小于或等于取樣點壓力,相對偏差應(yīng)不大于3%;d)如果幾支樣品經(jīng)檢查均合格,宜取泡點壓力較高的那支樣品為分析樣品。5.4分離器樣品檢查5.4.1分離器氣樣檢查5.4.1.1將分離器氣樣瓶直立加熱至分離器溫度,恒溫4h以上,如圖3所示連接壓力表。5.4.1.2打開氣瓶上閥連通壓力表,壓力表讀數(shù)即為氣樣壓力。5.4.1.3氣樣壓力與分離器壓力相對偏差小于5%為合格。5.4.1.4取氣樣分析其組分組成,分析方法按GB/T13610執(zhí)行。1——分離器氣樣瓶;3——恒溫套;圖3分離器氣樣檢查流程7GB/T26981—20205.4.2分離器油樣檢查5.4.2.1分離器油樣檢查參照5.3.1~5.3.3執(zhí)行。5.4.2.2分離器油泡點壓力與分離器壓力相對偏差小于5%為合格。5.4.2.3在測定泡點壓力的同時,參照10.2測定分離器油壓縮系數(shù)(Cos),計算方法與地層原油壓縮系5.4.3分離器油單次脫氣實驗選擇一只合格的分離器油瓶,參照9.2方法和步驟,在分離器溫度下進行單次脫氣實驗。5.4.4數(shù)據(jù)整理5.4.4.1計算油罐油體積油罐油體積計算見式(1)。式中:mot——油罐油質(zhì)量,單位為克(g);Pot——油罐油密度(20℃),單位為克每立方厘米(g/cm3)。5.4.4.2計算分離器油體積系數(shù)分離器油體積系數(shù)計算見式(2)。式中:Bo——分離器油體積系數(shù);…Vos——分離器油體積,單位為立方厘米(cm3)。5.4.4.3計算分離器油氣油比分離器油氣油比計算見式(3)?!?3)式中:GOR?——分離器油氣油比,單位為立方厘米每立方厘米(cm3/cm3)或立方米每立方米(m3/m3);T?!獦?biāo)準(zhǔn)溫度,單位為開(取值為293.15K);p?——當(dāng)日大氣壓力,單位為兆帕(MPa);V?———放出氣體在室溫和大氣壓力下的體積,單位為立方厘米(cm3);p?!獦?biāo)準(zhǔn)壓力(取值為0.101325MPa),單位為兆帕(MPa);5.4.4.4計算油罐油摩爾組成油罐油摩爾組成計算見式(4)。GB/T26981—2020式中:X,——油罐油iXwi——油罐油i組分的摩爾分?jǐn)?shù);組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù);M;———油罐油i組分的摩爾質(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol)。5.4.4.5計算分離器油組成分離器油組成計算見式(5)。式中:X.——分離器油i組分的摩爾分?jǐn)?shù);Y;——油罐氣i組分的摩爾分?jǐn)?shù);5.4.5油氣分離平衡狀態(tài)和取樣質(zhì)量檢查5.4.5.1檢查目的分離器油、氣樣經(jīng)檢查合格后,還需根據(jù)油、氣樣的組分組成數(shù)據(jù),檢驗現(xiàn)場分離器壓力和溫度控制是否穩(wěn)定,進一步判斷樣品的代表性。5.4.5.2檢查方法根據(jù)熱力學(xué)關(guān)系,處于平衡狀態(tài)的分離器油、氣樣品,其組成從甲烷到己烷,lgK;·pep與應(yīng)成線性關(guān)系,計算公式見式(6)~式(8),其線性相關(guān)系數(shù)達(dá)95%為合格。式中:K,——分離器氣i組分的平衡常數(shù);Pscp——一級分離器壓力(絕對),單位為兆帕(MPa);b;--—分離器氣i組分的特性常數(shù),由式(8)計算;Thi——分離器氣i組分的沸點,單位為開(K);Tse——一級分離器溫度,單位為開(K);Y;——分離器氣i組分的摩爾分?jǐn)?shù);pei——分離器氣i組分的臨界壓力(絕對),單位為兆帕(MPa);8 (6) (7) (8)9GB/T26981—2020T;——分離器氣i組分的臨界溫度,單位為開(K)。6地層流體配制6.1樣品準(zhǔn)備6.1.1分離器氣體壓力恢復(fù)采用氣體增壓泵法或冷凍法等方法將處于分離器溫度下的分離器氣體轉(zhuǎn)入活塞式高壓容器中,并增壓到配樣壓力。6.1.2配樣條件下氣體偏差系數(shù)測定6.1.2.1實驗步驟6.1.2.1.1按圖4連接流程。6.1.2.1.2在配樣溫度下,用計量泵將高壓容器中的分離器氣樣增壓到配樣壓力并保持穩(wěn)定,恒溫平衡4h后,連續(xù)30min內(nèi)體積變化小于1%。6.1.2.1.3記錄計量泵和氣量計初讀數(shù)。6.1.2.1.4打開高壓容器樣品端閥門,保持配樣壓力,并將約20cm3高壓氣體緩慢放出,關(guān)閉閥門。6.1.2.1.5讀取泵、氣量計末讀數(shù),記錄室溫和大氣壓力。說明:6—-—閥門。圖4氣體偏差系數(shù)測定流程6.1.2.2計算配樣條件下的氣體偏差系數(shù)配樣條件下的氣體偏差系數(shù)計算見式(9)。…………GB/T26981—2020式中:Zp——配樣條件下的氣體偏差系數(shù);pp——配樣壓力(絕對),單位為兆帕(MPa);Vp——高壓氣體的體積,單位為立方厘米(cm3);Tp——配樣溫度(一般可設(shè)定為分離器溫度),單位為開(K);Z?——室溫、大氣壓力下的氣體偏差系數(shù)(一般可近似取值等于1)。6.2配樣計算6.2.1現(xiàn)場氣油比校正現(xiàn)場氣油比校正計算見式(10)。式中:GOR。——校正氣油比,單位為立方米每立方米(m3/m3);GOR?——現(xiàn)場氣油比,單位為立方米每立方米(m3/m3);df——現(xiàn)場計算氣量所用天然氣相對密度;Z———現(xiàn)場計算氣量所用天然氣偏差系數(shù);d———實驗室所測天然氣相對密度;ZL--—實驗室所測分離器條件下的天然氣偏差系數(shù)。6.2.2計算一級分離器氣油比如果送樣單上提供的是分離器氣油比,則按6.2.1校正即可。若提供的是生產(chǎn)氣油比,則應(yīng)換算為分離器氣油比,計算見式(11)。式中:6.2.3配樣用油量計算6.2.3.1根據(jù)分析項目確定地層流體樣品需要量對黑油,可近似地定為分離器油的用量為配制地層流體樣品的量;對凝析氣,若配xcm3的地層流體所需分離器油的用量由式(13)求出。6.2.3.2配制黑油流體樣品用油量配制黑油流體樣品用油量計算見式(12)。Vop=Vos[1—Co(pp一psp)]……(12)式中:Vop——配樣條件下的用油量,單位為立方厘米(cm3);Cos——分離器油的壓縮系數(shù),單位為每兆帕(MPa-1)。6.2.3.3配制xcm3體積凝析氣流體樣品用油量配制xcm3體積的凝析氣流體樣品用油量計算見式(13)。GB/T26981—2020…………6.2.4配樣用氣量計算配樣條件下用氣量計算見式(14)。式中:Vg——配樣條件下的用氣量,單位為立方厘米(cm3);Z?!獦?biāo)準(zhǔn)條件下的氣體偏差系數(shù)(一般可近似取值為1)?!?.3配樣操作步驟6.3.1轉(zhuǎn)油樣6.3.1.1將配樣容器清洗干凈,按圖5連接流程。6.3.1.2將兩恒溫浴升溫至配樣溫度。6.3.1.3抽空配樣容器達(dá)133Pa后再抽30min。6.3.1.4將分離器油樣恒定在配樣壓力,恒溫平衡4h后,連續(xù)30min內(nèi)高壓計量泵體積變化小6.3.1.5用雙泵法將所需的分離器油量轉(zhuǎn)入配樣容器中。說明:1、2——高壓計量泵;3--——分離器油(或氣)儲樣瓶;4——配樣容器;5、6——恒溫?。粓D5地層流體配樣流程6.3.2轉(zhuǎn)氣樣6.3.2.1將恒溫浴中的油瓶更換為氣瓶,在配樣溫度下恒定壓力平衡4h后,連續(xù)30min內(nèi)高壓計量泵體積變化小于1%。6.3.2.2用雙泵法將所需的分離器氣量轉(zhuǎn)入配樣容器中。GB/T26981—20206.4配樣質(zhì)量檢查6.4.1將配樣容器中的流體樣品加熱至地層溫度,充分?jǐn)嚢璨悠穳撼蓡蜗?,在地層壓力下恒溫平?h后,連續(xù)30min內(nèi)體積變化小于1%。6.4.2參照9.2方法和步驟進行地層流體單次脫氣實驗,平行測試三次以上。6.4.3配制地層流體的組成計算。配制地層流體的組成計算見式(15)。式中:X—-——地層流體i組分的摩爾分?jǐn)?shù);md———死油的質(zhì)量,單位為克(g); Ma——死油的平均摩爾質(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol);x;——死油i組分的摩爾分?jǐn)?shù);R——摩爾氣體常數(shù),單位為兆帕立方厘米每摩爾開[MPa·cm3/(mol·K)],y;——單次脫氣放出氣i組分的摩爾分?jǐn)?shù)?!?15)取8.3145;6.5配樣質(zhì)量要求配制的地層流體經(jīng)單次脫氣按式(15)與按氣油比式(16)計算的地層流體中各組分的組成應(yīng)一致,凝析氣各式計算的甲烷含量相差不大于3%為合格;黑油飽和壓力或氣油比相對偏差不大于1%為合格。7.1向PVT容器中轉(zhuǎn)樣7.1.1將PVT容器清洗干凈并按圖6連接流程。7.1.2將PVT容器和儲樣器加熱至地層溫度。7.1.3將PVT容器及外接管線抽空到133Pa后繼續(xù)抽30min。7.1.4用計量泵將樣品增壓并充分?jǐn)嚢?,恒定到地層壓力,使其成為單相,平?h后,連續(xù)30min內(nèi)體積變化小于1%。7.1.5在保持地層壓力條件下緩慢打開儲樣器樣品端閥門和PVT容器樣品端閥門,將所需樣品量轉(zhuǎn)GB/T26981—20203——儲樣器(井下取樣器或配樣容器);4———PVT容器;7--——閥門。7.2.1帶脫氣室的高壓落球黏度計、高溫高壓電磁黏度計以及高溫高壓毛細(xì)管黏度計轉(zhuǎn)樣按7.1方法7.2.2不帶脫氣室的小容量黏度計轉(zhuǎn)樣,應(yīng)采用保持壓力排油方法,排油體積相當(dāng)于黏度計容積的2倍以上。熱膨脹實驗是指將一定質(zhì)量的流體置于PVT容器中,在壓力恒定的條件下,當(dāng)體系溫度由某一設(shè)成為單相,平衡4h后,連續(xù)30min內(nèi)體積變化小于1%,測定樣品體積。內(nèi)體積變化小于1%,測定樣品體積。9單次脫氣實驗單次脫氣實驗原理是保持油氣分離過程中體系的總組成恒定不變,將處于地層條件下的單相地層流體通過節(jié)流膨脹到大氣條件,測量其體積和氣液量變化。對地層原油,實驗?zāi)康氖菫榱藴y定油氣組分藏流體的偏差系數(shù)等參數(shù)。9.2實驗步驟9.2.1按圖7連接流程,在地層溫度下,將樣品加壓至高于飽和壓力并充分?jǐn)嚢瑁蛊涑蔀閱蜗?。然后?.1步驟將單相地層流體樣品轉(zhuǎn)入PVT容器。O4oOO5o7●●●●●Q7971—-—高壓計量泵;3——恒溫??;4——分離瓶;5——氣體指示瓶;6——氣量計;7——閥門;8——高溫高壓密度計;9——單脫容器。圖7單次脫氣實驗流程9.2.2壓力穩(wěn)定后記錄壓力值和樣品體積。9.2.3用計量泵保持壓力,將一定體積的地層流體樣品緩慢均勻地放出,計量脫出氣體積,稱量剩余油質(zhì)量,記錄樣品體積、大氣壓力和室溫。9.2.4取油、氣樣分析組分組成。9.2.5測定死油密度和平均分子量,測定方法按SH/T0604和SH/T0169執(zhí)行。9.2.6按9.2.2~9.2.5平行測定三次以上,地層原油測定的氣油比相對偏差小于2%,體積系數(shù)相對偏差小于1%;凝析氣地層流體測定的偏差系數(shù)相對偏差小于1%。10恒質(zhì)膨脹實驗10.1實驗原理恒質(zhì)膨脹實驗又稱PV關(guān)系實驗,是指在地層溫度下測定恒定質(zhì)量的地層流體壓力與體積的關(guān)系。GB/T26981—2020對于地層原油,可獲取流體的泡點壓力、壓縮系數(shù)、不同壓力下流體的相對體積和Y函數(shù)等參數(shù);對于凝析氣,可獲取流體的露點壓力、氣體偏差系數(shù)和不同壓力下流體的相對體積等參數(shù)。10.2.1在地層溫度下將PVT容器中的地層流體樣品加壓到地層壓力或高于泡點壓力,充分?jǐn)嚢璺€(wěn)定。10.2.2對于地層原油流體,在泡點壓力以上按逐級降壓法測量(固定壓力讀體積),每級降1MPa~2MPa;在泡點壓力以下按逐級膨脹體積法測量(固定體積讀壓力),每級膨脹0.5cm3~20cm3。每級降壓膨脹后應(yīng)攪拌穩(wěn)定,讀取壓力和樣品體積,一直膨脹至原始樣品體積的三倍以上為止。在算術(shù)坐標(biāo)系上以壓力為縱坐標(biāo),樣品體積為橫坐標(biāo),作出PV關(guān)系曲線,曲線拐點即為粗測的泡點壓力。10.2.3對于凝析氣流體,首先測定其露點壓力。測試方法是采用逐級降壓逼近法,當(dāng)液滴出現(xiàn)與消失之間的壓力差小于0.1MPa時為止,取這兩個壓力值的平均值為第一露點壓力。露點確定后,采用逐級降壓的方式進行壓力與體積關(guān)系測定。在露點壓力以上時每級壓力取0.5MPa~2MPa,平衡0.5h后記錄壓力和樣品體積;在露點壓力以下時每級壓力下應(yīng)攪拌0.5h并靜置0.5h后才能記錄壓力、樣品體積和凝析液量,一直膨脹至原始樣品體積的3倍以上時結(jié)束實驗。注意:當(dāng)壓力降到某一值時,液體可能重新消失,此時的液體消失壓力為第二露點壓力。確定第二露點壓力的方法與確定第一露點壓力的方法相同,但升壓和降壓時液體出現(xiàn)和消失現(xiàn)象與第一露點正好相反。11多次脫氣實驗關(guān)系。本項實驗是為了測定各級壓力下的溶解氣油比、飽和油的體積系數(shù)和密度、脫出氣的偏差系數(shù)、相對密度和體積系數(shù),以及油氣雙相體積系數(shù)等參數(shù)。根據(jù)泡點壓力的大小,確定分級壓力的間隔,脫氣級數(shù)一般均分為3~12級。11.2.1參照圖7連接流程。11.2.2在地層溫度下,將PVT容器中的地層原油樣品加壓至地層壓力,充分?jǐn)嚢璨⒑銣仄胶?h后,30min內(nèi)體積變化小于1%,讀取樣品體積。11.2.4打開樣品端閥門,保持壓力緩慢排氣,氣體排完后迅速關(guān)閉閥門。注意排氣過程不能有油排11.2.6將殘余油排出稱質(zhì)量,測定殘余油組成、平均分子量和20℃下的密度。12定容衰竭實驗竭式開采過程中油、氣藏流體體積和井流物組成變化以及不同衰竭壓力下的采收率。實際情況下,衰竭露點壓力下的樣品體積確定為油、氣藏流體的孔隙定容體積,根據(jù)露點壓力的大小,確定定容衰竭實驗的壓力分級間隔。自露點壓力與零壓(表壓)之間一般均分為4~8個衰竭壓力級,每級降壓膨脹,然后恒壓排放到定容體積。在這一實驗過程中流體的壓力和組成在不斷變化,而其所占體積保持不變,故稱為定容衰竭。12.2實驗步驟12.2.1定容衰竭實驗流程如圖8所示。圖8定容衰竭實驗流程12.2.2將約為PVT容器容積2/5的凝析氣流體樣品轉(zhuǎn)入容器中,在地層溫度、地層壓力下將樣品攪拌均勻并恒溫平衡4h后,連續(xù)30min內(nèi)體積變化小于1%。12.2.3將壓力降至露點壓力后平衡1h以上,記下PVT容器內(nèi)凝析氣樣品體積,此時容器中氣體所占體積為定容體積Ve。12.2.4退泵分級降壓至預(yù)定壓力,降壓后攪拌1h并靜置0.5h,記下壓力和容器內(nèi)樣品體積及液體體積。12.2.5慢慢打開PVT容器樣品端閥門排氣,同時保持壓力進泵,一直排到定容體積時為止。排氣過程中取氣樣分析組成,排氣結(jié)束后記錄氣量、油量并取油樣分析組成,同時記錄室溫和大氣壓力。12.2.6重復(fù)12.2.4~12.2.5,一直進行到壓力為4MPa~6MPa的最后一級壓力為止。12.2.7最后一級壓力到零壓的測定過程是:打開樣品端閥門,直接放氣降壓至零(表壓),然后再進泵排出容器中的殘留氣和油。取氣樣分析殘余氣組成,對殘余油稱量,測密度并進行組成分析。13地層油黏度測定13.1實驗原理和目的油藏流體黏度測定一般是指液相油黏度的測定??蛇x用高溫高壓落球黏度計、高溫高壓電磁黏度計和高溫高壓毛細(xì)管黏度計,目的是為獲得地層條件及不同脫氣壓力級下單相油的黏度。GB/T26981—202013.2高溫高壓落球黏度計黏度測定13.2.1帶脫氣室落球黏度計黏度測定步驟13.2.1.1將黏度計清洗干凈,選擇合適尺寸鋼球放入測試腔內(nèi),按圖9連接流程。13.2.1.2將黏度計升溫到地層溫度并恒溫4h以上,抽空黏度計至133Pa后繼續(xù)抽30min。13.2.1.3按7.2將地層條件下的原油樣品轉(zhuǎn)入黏度計中,調(diào)整到測定壓力。13.2.1.5選定測量角度,按測定規(guī)程測定落球時間,落球時間介于10s~80s間為宜。13.2.1.6每個壓力級至少測定兩個角度,每個角度平行測定五次,要求相對偏差應(yīng)小于1%。13.2.1.8在泡點壓力以上至少測4個點,泡點壓力以下測6~12個點,一直進行到大氣壓力級。3——黏度計;圖9高溫高壓落球黏度計黏度測定流程13.2.2不帶脫氣室落球黏度計黏度測定步驟不帶脫氣室落球黏度計與帶脫氣室落球黏度計黏度測定步驟不同之處在于各級壓力下的脫氣是在PVT容器中進行的,然后將脫氣后的單相原油轉(zhuǎn)入黏度計中并保持壓力沖排2倍以上黏度計容積,使新鮮的單相油樣充滿黏度計。13.3高溫高壓毛細(xì)管黏度計黏度測定毛細(xì)管黏度計的測定原理是指在設(shè)定的溫度和壓力條件下,測定一定體積的液體在一定的驅(qū)替速度(壓差)下通過特定毛細(xì)管所需的時間,黏度計的毛細(xì)管常數(shù)與時間的乘積即為該溫度、壓力條件下液體的運動黏度。黏度計的毛細(xì)管常數(shù)與毛細(xì)管的材質(zhì)、管徑、表面性質(zhì)等有關(guān),通常由標(biāo)準(zhǔn)黏度油和去離子水等進行校正得出。毛細(xì)管黏度計只適合單相流體的黏度測定。13.3.2高溫高壓毛細(xì)管黏度計黏度測定步驟13.3.2.1按圖10連接流程,用標(biāo)準(zhǔn)黏度油或去離子水在設(shè)定溫度和壓力下對黏度計進行標(biāo)定,獲得該黏度計的毛細(xì)管常數(shù)。13.3.2.2黏度計清洗干凈后進行抽空,然后將黏度計預(yù)熱至實驗溫度。13.3.2.3按7.2方法在實驗壓力下向黏度計轉(zhuǎn)樣。13.3.2.4將實驗樣品加熱至實驗溫度后恒溫恒壓4h以上。13.3.2.5按照儀器說明書要求,采用與標(biāo)準(zhǔn)黏度油或去離子水標(biāo)定毛細(xì)管常數(shù)的相同步驟測定實驗樣品的黏度。Qo425342——高溫高壓毛細(xì)管;圖10高溫高壓毛細(xì)管黏度計黏度測定流程13.4高溫高壓電磁式黏度計黏度測定13.4.1高溫高壓電磁式黏度計黏度測定原理高溫高壓電磁式黏度計工作原理基于金屬活塞在電磁力驅(qū)動下做往復(fù)運動,通過測量金屬活塞在測量室內(nèi)兩端運動時間而獲取流體黏度。13.4.2高溫高壓電磁式黏度計黏度測定步驟13.4.2.1將高溫高壓電磁式黏度計清洗干凈,選擇合適量程的金屬活塞放入測量室內(nèi),按圖11連接13.4.2.2將黏度計升溫并恒定在地層溫度4h以上,抽空黏度計至133Pa后繼續(xù)抽30min。13.4.2.3按7.2將地層條件下的原油樣品轉(zhuǎn)入黏度計中,調(diào)整到測定壓力。13.4.2.4攪拌油樣使其達(dá)到單相平衡,每個壓力級平行測定五次,要求相對偏差小于1%。13.4.2.6要求泡點壓力以上至少測4個點,泡點壓力以下測6~12個點,一直進行到大氣壓力級。圖11高溫高壓電磁式黏度計黏度測定流程13.5單相地層原油密度測定13.5.1準(zhǔn)備三個耐壓、體積大于20cm3單脫容器,稱重,質(zhì)量精確到0.001g。13.5.2按9.2步驟將單相約20cm3的地層流體樣品分別轉(zhuǎn)入三個單脫容器中,記錄轉(zhuǎn)樣前后的泵讀數(shù),精確到0.01cm3,稱量三個帶樣單脫容器的質(zhì)量,精確到0.001g。13.5.3對于具有高溫高壓密度計的實驗室,將PVT容器中的單相地層流體直接轉(zhuǎn)入該設(shè)備中,進行不同壓力下密度的在線測量,測定方法參照SH/T0604執(zhí)行。14地層原油流體物性分析14.1地層原油流體物性分析步驟及分析報告格式地層原油流體物性分析按照第5章~第13章步驟執(zhí)行。計算所需的單組分密度與分子量基礎(chǔ)參數(shù)參見附錄B,地層原油分離實驗參見附錄C,分析報告項目及格式參見附錄D。14.2地層原油單次脫氣實驗數(shù)據(jù)計算14.2.1分離器樣品井流物組成計算分離器樣品井流物組成計算見式(16)。14.2.2井下樣品井流物組成計算14.2.2.1井流物組成計算井流物組成通過單次脫氣實驗數(shù)據(jù)按式(15)計算。GB/T26981—202014.2.2.2擬組分密度計算擬組分密度計算見式(17)。p+—-——擬組分的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);…………p;——組分i在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的液體密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);W+——擬組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù);W;——組分i的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。14.2.2.3擬組分摩爾質(zhì)量計算擬組分摩爾質(zhì)量計算見式(18)。式中:M+——擬組分的摩爾質(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol)。14.2.3地層原油單次脫氣體積系數(shù)14.2.3.1計算死油體積死油體積計算見式(19)。式中:V死油體積,單位為立方厘米(cm3);Pa——死油密度(20℃),單位為克每立方厘米(g/cm3)?!?18)14.2.3.2計算原油體積系數(shù)原油體積系數(shù)計算見式(20)。式中:B。f——地層原油體積系數(shù);Vof——地層溫度壓力下的原油體積,單位為立方厘米(cm3)。14.2.4地層原油的單次脫氣氣油比單次脫氣氣油比計算見式(21)?!?20)…………(21)GOR?!貙釉蛦未蚊摎鈿庥捅?,單位為立方厘米每立方厘米(cm3/cm3)或立方米每立方米(m3m3)。14.2.5地層原油平均溶解氣體系數(shù)地層原油平均溶解氣體系數(shù)計算見式(22)。式中:…φ———地層原油平均溶解氣體系數(shù),單位為立方米每立方米兆帕[m3/(m3·MPa)];pb——地層原油的泡點壓力(絕對壓力),單位為兆帕(MPa)。14.2.6地層原油體積收縮率地層原油體積收縮率計算見式(23)。式中:η——地層原油體積收縮率?!?23)14.2.7地層原油密度地層原油密度計算見式(24)。式中:Pof——地層原油密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);m?——地層流體樣品加單脫容器質(zhì)量,單位為克(g);m?——空單脫容器質(zhì)量,單位為克(g)。14.3恒質(zhì)膨脹實驗數(shù)據(jù)計算14.3.1地層原油熱膨脹系數(shù)地層原油熱膨脹系數(shù)計算見式(25)。………(25)式中:a?!貙釉蜔崤蛎浵禂?shù),單位為每開(K-1)或每攝氏度(℃-1);Vof——地層壓力、地層溫度下的樣品體積,單位為立方厘米(cm3);T,——地層溫度,單位為開(K)或攝氏度(℃);Vr——設(shè)定溫度,單位為開(K)或攝氏度(℃)。14.3.2飽和壓力以上地層原油壓縮系數(shù)地層原油壓縮系數(shù)計算見式(26)。…………(26)地層原油壓縮系數(shù)也可由飽和壓力以上測試的PV關(guān)系擬合一個二次方程式,見式(27),對式(27)求導(dǎo)整理得到地層原油壓縮系數(shù)計算式,見式(28)。V=ap2+bp;十c………(27)GB/T26981—2020式中:…………C。i——i級地層原油的等溫壓縮系數(shù),單位為每兆帕(MPa-1);V——i級壓力下的樣品體積,單位為立方厘米(cm3);△V;—-i級與i—1級壓力下的樣品體積差,單位為立方厘米(cm3);pi——i級壓力,單位為兆帕(MPa);△p;——-i級與i-1級壓力差,單位為兆帕(MPa)。14.3.3地層流體相對體積地層流體相對體積計算見式(29)。式中:…………R;-——第i級壓力下地層流體的相對體積;Vb-——泡點壓力下的地層流體體積,單位為立方厘米(cm3)。因Y函數(shù)與壓力p;在泡點壓力以下90%~30%的范圍內(nèi),在算術(shù)坐標(biāo)上成直線關(guān)系,所以可利用該關(guān)系精確確定油藏流體的泡點壓力,Y函數(shù)計算見式(30)。式中:Y———Y函數(shù);…………pb——地層原油的泡點壓力(絕對),單位為兆帕(MPa)。14.3.5第i級壓力下地層原油單相流體密度地層原油單相流體密度計算見式(31)。式中:…………p;——-i級壓力下地層原油單相流體密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);V;——i級壓力下地層原油單相流體的體積,單位為立方厘米(cm3)。14.4多次脫氣實驗數(shù)據(jù)計算14.4.1各級壓力下的溶解氣油比14.4.1.1各級壓力下脫出氣體積各級壓力下脫出氣體積計算見式(32)?!?32)式中:V;——第i級壓力下脫出氣在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積,單位為立方厘米(cm3);GB/T26981—2020V?;———第i級壓力下脫出氣在室溫、大氣壓力下的體積,單位為立方厘米(cm3)。14.4.1.2累積脫出氣體積累積脫出氣體積計算見式(33)。式中:Vg——累積脫出氣在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積,單位為立方厘米(cm3)。14.4.1.3各級壓力下溶解氣體積各級壓力下溶解氣體積計算見式(34)。式中:V第i級壓力下溶解氣體積,單位為立方厘米(cm3)。………14.4.1.4殘余油體積殘余油體積計算見式(35)。式中:…標(biāo)準(zhǔn)條件下殘余油體積,單位為立方厘米(cm3);Por——殘余油密度(20℃),單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.1.5各級壓力下溶解氣油比各級壓力下溶解氣油比計算見式(36)。式中:GOR?!趇級壓力下原油溶解氣油比,單位為立方厘米每立方厘米(cm3/cm?)或立方米每立14.4.2各級壓力下脫出氣密度和相對密度14.4.2.1各級壓力下脫出氣摩爾質(zhì)量各級壓力下脫出氣的摩爾質(zhì)量計算見式(37)。式中:…………M;——第i級壓力下脫出氣的平均摩爾質(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol);ygi———第i級壓力下脫出氣的組成。14.4.2.2各級壓力下脫出氣密度各級壓力下脫出氣的密度計算見式(38)。GB/T26981—2020式中:……Pg;——第i級壓力下脫出氣的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.2.3各級壓力下脫出氣相對密度各級壓力下脫出氣的相對密度計算見式(39)和式(40)。 ( (39) (40)式中:Yg;——第i級壓力下脫出氣的相對密度;Pa——標(biāo)準(zhǔn)條件下干燥空氣的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);Ma——標(biāo)準(zhǔn)條件下干燥空氣的摩爾質(zhì)量(空氣的摩爾質(zhì)量取值為28.96),單位為克每摩爾(gmol)。14.4.3各級壓力下脫出氣偏差系數(shù)各級壓力下脫出氣的偏差系數(shù)計算見式(41)。式中:………………Z;———第i級壓力、地層溫度下脫出氣的偏差系數(shù);△V;———脫出氣在i級壓力和地層溫度下的體積,單位為立方厘米(cm3)。14.4.4各級壓力下脫出氣體積系數(shù)各級壓力下脫出氣的體積系數(shù)計算見式(42)。式中:Bgi—-—第i級壓力下氣相體積系數(shù)。14.4.5各級壓力下單相流體體積系數(shù)各級壓力下單相流體體積系數(shù)計算見式(43)?!街校築?!啻蚊摎鈏級壓力下單相油體積系數(shù);Voi———多次脫氣i級壓力下單相油體積,單位為立方厘米(cm3)。14.4.6各級壓力下的油氣雙相體積系數(shù)各級壓力下油氣雙相體積系數(shù)計算見式(44)。GB/T26981—2020B;=(GOR。—GOR;)×Bg;+Boi…………(44)式中:B,———i級壓力下油氣雙相體積系數(shù)。14.4.7各級壓力下單相油密度14.4.7.1第i級壓力下脫出氣質(zhì)量第i級壓力下脫出氣質(zhì)量計算見式(45)。mg;=Vgi·pgi…………(45)式中:mg;——i級壓力下脫出氣質(zhì)量,單位為克(g);Pg;——i級壓力下脫出氣在標(biāo)準(zhǔn)條件下的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.7.2累積脫出氣質(zhì)量累積脫出氣質(zhì)量計算見式(46)。式中:mg——累積脫出氣質(zhì)量,單位為克(g)?!?46)14.4.7.3第i級壓力下溶解氣質(zhì)量第i級壓力下溶解氣質(zhì)量計算見式(47)。式中:m;———第i級壓力下溶解氣質(zhì)量,單位為克(g)。14.4.7.4殘余油體積殘余油體積計算見式(48)?!街校篤or——標(biāo)準(zhǔn)條件下殘余油體積,單位為立方厘米(cm3);mor——殘余油質(zhì)量,單位為克(g);Por—殘余油密度(20℃),單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.7.5第i級壓力下原油密度第i級壓力下原油密度計算見式(49)。式中:Poi———i級壓力下原油密度,單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.8各級壓力下脫出氣黏度各級脫氣壓力下的氣體黏度一般采用圖版法或計算法得到。有條件的實驗室也可以采用高溫高壓GB/T26981—2020電磁黏度計或高溫高壓毛細(xì)管黏度計等儀器測定。計算氣體黏度的經(jīng)驗關(guān)系式較多,最簡便常用的是Lee等人提出的一組經(jīng)驗公式,其精度可以滿足絕大多數(shù)油藏工程計算的要求。計算見式(50)~式(54)。Hg;=10-?J·exp(K·pkp;) (50) (51) (52)L=2.4—0.2K (53) (54)式中:μgi——第i級壓力和地層溫度下脫出氣黏度,單位為毫帕秒(mPa·s);Pgp;——第i級壓力和地層溫度下脫出氣密度,單位為克每立方厘米(g/cm3)。14.4.9各級壓力下單相原油黏度各級壓力下單相原油黏度計算見式(55)。μ;=k;(pb—p;)t;…………(55)式中:μi—-——第i級壓力和地層溫度下原油黏度,單位為毫帕秒(mPa·s);k;——鋼球在某一測角下的黏度計常數(shù),從標(biāo)定中求得;Pb——測定溫度下鋼球的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);p;——第i級測定條件下原油密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);t;——第i級壓力和任一測量角度下的落球時間,單位為秒(s)。14.5分離器氣重質(zhì)組分含量分離器氣重質(zhì)組分含量計算見式(56)。式中:…………G;--—分離器氣中自C?之后j組分含量,單位為克每立方米(g/m3);Yg;——分離器氣中自C?之后j組分摩爾分?jǐn)?shù);M;———自C?之后j組分摩爾質(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol)。14.6分離器氣熱值分離器氣熱值計算見式(57)。式中:H——分離器氣(干)的高熱值(燃燒和計量參比條件均為標(biāo)準(zhǔn)條件),單位為千焦耳每立方米(kJ/m3);H;——分離器氣中i組分的高熱值(燃燒和計量參比條件均為標(biāo)準(zhǔn)條件),單位為千焦耳每立方米(kJ/m3)。14.7分離實驗地層原油的分離實驗參見附錄C。14.8分析報告項目及要求分析報告項目及格式要求參見附錄D。15凝析氣地層流體物性分析15.1凝析氣地層流體物性分析步驟及分析報告格式凝析氣地層流體物性分析按第5章~第7章、第9章~第10章和第12章分析步驟執(zhí)行。分析報告項目及格式要求參見附錄E。15.2凝析氣地層流體井流物組成凝析氣井流物組成計算見式(16)。15.3地層壓力下流體偏差系數(shù)15.3.1脫出氣體積脫出氣體體積計算見式(32)。15.3.2析出凝析油相當(dāng)?shù)臍怏w體積析出凝析油相當(dāng)?shù)臍怏w體積計算見式(58)。式中:…………Vog;——析出凝析油相當(dāng)?shù)臍怏w在標(biāo)態(tài)時體積,單位為立方厘米(cm3);moi——析出凝析油質(zhì)量,單位為克(g);M?!龀瞿鲇湍栙|(zhì)量,單位為克每摩爾(g/mol)。15.3.3地層壓力下流體偏差系數(shù)地層壓力下流體偏差系數(shù)計算見式(59)。式中:Z,——地層壓力下流體偏差系數(shù);pr——地層壓力(絕對),單位為兆帕(MPa);Vr——地層壓力和溫度條件下流體體積,單位為立方厘米(cm3);T,——地層溫度,單位為開(K)。15.4恒質(zhì)膨脹實驗數(shù)據(jù)計算15.4.1各級壓力下流體相對體積各級壓力下流體相對體積計算見式(60)?!璆B/T26981—2020式中:R;-—第i級壓力下流體相對體積;………….V;——第i級壓力下流體體積,單位為立方厘米(cm3);Vd——露點壓力下流體體積,單位為立方厘米(cm3)。15.4.2露點壓力以上各級壓力流體偏差系數(shù)各級壓力流體偏差系數(shù)計算見式(61)。式中:…………Z;——第i級壓力下的氣體偏差系數(shù),無量綱單位。15.5定容衰竭實驗數(shù)據(jù)計算15.5.1排出氣標(biāo)態(tài)體積排出氣在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積計算見式(32)。15.5.2每級排出井流物組成每級排出井流物組成計算見式(15)。15.5.3分級壓力下平衡氣相偏差系數(shù)分級壓力下平衡氣相偏差系數(shù)計算見式(62)。式中:…Z;——第i級壓力下的平衡氣相偏差系數(shù);△V——第i級壓力和地層溫度下排出樣體積,單位為立方厘米(cm3);V;———第i級壓力下排出氣體在標(biāo)態(tài)時體積,單位為立方厘米(cm3)。15.5.4定容條件下流體樣品在標(biāo)態(tài)時的氣體積定容條件下流體樣品在標(biāo)態(tài)時的氣體積計算見式(63)、式(64)。Vtgi=Vgi十Voi (63) (64)式中:Vig;——第i級壓力下排出流體樣品在標(biāo)態(tài)時的氣體積,單位為立方厘米(cm?);V——定容條件下流體樣品在標(biāo)態(tài)時的氣體積,單位為立方厘米(cm3)。15.5.5分級壓力下雙相偏差系數(shù)分級壓力下雙相偏差系數(shù)計算見式(65)?!璆B/T26981—2020式中:Zi———第i級壓力下雙相偏差系數(shù);Vg;——第j級壓力下排出井流物的標(biāo)態(tài)體積,單位為立方厘米(cm3)。15.5.6累積采收率累積采收率計算見式(66)、式(67)。式中:φ;——第i級壓力下采出井流物體積分?jǐn)?shù)。式中:w;——第i級壓力下累積采收率?!?67)15.5.7累積產(chǎn)出井流物體積累積產(chǎn)出井流物體積計算見式(68)。式中:Vwi——第i級壓力下每百萬立方米原始流體累積產(chǎn)出井流物體積,單位為立方千米(km3)。15.5.8反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)計算見式(69)。式中:L;——分級壓力下反凝析液占孔隙體積百分?jǐn)?shù);Vi——分級壓力下反凝析液體積,單位為立方厘米(cm3)?!?69)15.5.9井流物中重質(zhì)組分含量井流物中重質(zhì)組分含量計算見式(70)。式中:Gw;———井流物中重質(zhì)組分產(chǎn)量,單位為克每立方米(g/m3);yw;——井流物中自C?之后j組分的摩爾分?jǐn)?shù)。15.5.10井流物中重質(zhì)組分產(chǎn)量井流物中重質(zhì)組分產(chǎn)量計算見式(71)。W;=Gw;·φi×10……………(71)式中:W;——每百萬標(biāo)準(zhǔn)立方米井流物中重質(zhì)組分產(chǎn)量,單位為千克(kg)。GB/T26981—202015.5.11井流物中累積重質(zhì)組分產(chǎn)量井流物中累積重質(zhì)組分產(chǎn)量計算見式(72)。式中:………………CW;——每百萬標(biāo)準(zhǔn)立方米井流物中i級重質(zhì)組分產(chǎn)量,單位為千克(kg)。15.6分離實驗計算衰竭實驗中分級壓力下一級分離器氣產(chǎn)量、累積一級分離器氣產(chǎn)量、油罐油產(chǎn)量、累積油罐油產(chǎn)量、氣油比、一級分離器中的重質(zhì)組分含量、一級分離器中的重質(zhì)組分產(chǎn)量、一級分離器中累積重質(zhì)組分產(chǎn)量、油罐氣產(chǎn)量、累積油罐氣產(chǎn)量、一級分離器氣量與井流物之比的計算參見附錄F。16易揮發(fā)性原油地層流體物性分析16.1易揮發(fā)性原油地層流體物性分析步驟及分析報告格式易揮發(fā)性原油地層流體物性分析按第5章~第10章、第12章~第13章分析步驟執(zhí)行。分析報告項目及格式要求參見附錄G。16.2易揮發(fā)性原油井流物組成易揮發(fā)性原油地層流體井流物組成計算見式(16)。16.3易揮發(fā)性原油單次脫氣實驗數(shù)據(jù)易揮發(fā)性原油單次脫氣實驗數(shù)據(jù)計算與地層原油流體14.2的內(nèi)容相同。16.4易揮發(fā)性原油黏度易揮發(fā)性原油黏度與地層原油流體黏度計算相同。16.5易揮發(fā)性原油衰竭實驗數(shù)據(jù)易揮發(fā)性原油衰竭實驗數(shù)據(jù)計算與凝析氣衰竭實驗數(shù)據(jù)計算相同。16.6易揮發(fā)性原油多次脫氣實驗數(shù)據(jù)易揮發(fā)性原油多次脫氣實驗數(shù)據(jù)計算與地層原油流體14.4的內(nèi)容相同。17濕氣地層流體物性分析濕氣地層流體物性分析、計算和分析報告項目及格式要求與凝析氣地層流體物性分析相同。18干氣地層流體物性分析18.1干氣地層流體物性分析步驟及分析報告格式干氣地層流體物性分析執(zhí)行第9章~第10章和13.4實驗步驟。分析報告項目及格式要求參見附GB/T26981—202018.2干氣地層流體井流物組成干氣地層流體井流物組成直接由氣相色譜分析得出。18.3地層壓力下流體偏差系數(shù)地層壓力下流體偏差系數(shù)計算見式(59)。18.4恒質(zhì)膨脹實驗數(shù)據(jù)恒質(zhì)膨脹實驗數(shù)據(jù)計算見式(60)、式(61)。18.5流體密度地層流體密度計算見式(24)、式(54)。18.6壓縮系數(shù)地層流體天然氣壓縮系數(shù)計算見式(73)。C;——天然氣壓縮系數(shù),單位為每兆帕(MPa-1)。…………將pi和Z;值作Z-p圖,在相應(yīng)的壓力曲線上,求出該點的Z值和相應(yīng)的斜率3Z/3p.代入式(73)即可求出該壓力p;下的C.;值。GB/T26981—2020(規(guī)范性附錄)儀器儀表標(biāo)定A.1PVT容器標(biāo)定A.1.1標(biāo)定內(nèi)容PVT容器標(biāo)定包括死體積和容積的標(biāo)定。A.1.2標(biāo)定方法多壓力線性回歸連續(xù)注入法。A.1.3標(biāo)定步驟A.1.3.1按圖A.1連接流程。A.1.3.2將PVT容器和管線清洗干凈,活塞(柱塞)推至頂部(樣品流出端)標(biāo)定死體積或底部標(biāo)定容積。A.1.3.3全流程抽真空至133Pa后再抽30min。A.1.3.4打開閥4,將蒸餾水充至閥5。A.1.3.5間隔5MPa,連續(xù)增壓,每升壓5MPa記錄一次泵讀數(shù)錄,共記錄5次。A.1.3.6打開閥5將死體積或PVT容器充滿蒸餾水,讀取與步驟A.1.3.5的壓力梯度相同時的泵讀數(shù)。說明:1——高壓計量泵;2——PVT容器;3——恒溫浴;4、5、6閥門。圖A.1裝置連接圖A.1.4數(shù)據(jù)整理將上述A.1.3.5壓力值與對應(yīng)的泵讀數(shù)整理為線性方程,計算見式(A.1)。GB/T26981—2020y?=a?x?+b?…………(A.1)式中:將上述A.1.3.6壓力值與對應(yīng)的泵讀數(shù)整理為線性方程,計算見式(A.2)。y2=a?x?+b?…………(A.2)式中:y?——泵讀數(shù)的值,單位為毫升(mL);式(A.1)與式(A.2)截距的差即為PVT容器死體積,或容積。A.2高壓計量泵標(biāo)定A.2.1標(biāo)定方法高壓計量泵刻度標(biāo)定采用分段排水稱量法。A.2.2標(biāo)定步驟A.2.2.1計量泵標(biāo)定在某一預(yù)定壓力下進行,壓力通常定為10.00MPa(絕對壓力)。A.2.2.2將泵腔清洗干凈,抽空至133Pa后,繼續(xù)抽30min后充滿二次蒸餾水。A.2.2.3計量泵全量程均分為四段標(biāo)定,每段排水稱量三次,每次約20cm3,質(zhì)量精確到0.001g(每次排水時,泵的初、末讀數(shù)都要在標(biāo)定壓力和進泵狀態(tài)下讀取,讀數(shù)精確到0.01cm3)。A.2.2.4記錄室溫。A.2.3數(shù)據(jù)整理A.2.3.1計算泵讀數(shù)差泵讀數(shù)差計算見式(A.3)。△N;=N2i—N?…………(A.3)式中:△N;——第i次泵讀數(shù)差,單位為立方厘米(cm3);N2;———第i次泵末讀數(shù),單位為立方厘米(cm3);N?;——第i次泵初讀數(shù),單位為立方厘米(cm3)。A.2.3.2計算排出水體積排出水體積計算見式(A.4)。式中:…………Vwi——第i次泵實際排出水體積,單位為立方厘米(cm3);Pw——蒸餾水在標(biāo)定壓力、室溫下的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3)。A.2.3.3計算泵校正系數(shù)泵校正系數(shù)計算見式(A.5)。GB/T26981—2020式中:F——泵的校正系數(shù);…………A.2.4泵的標(biāo)定A.2.4.1泵的標(biāo)定周期應(yīng)不超過12個月。A.2.4.2在實驗過程中(除氣量計標(biāo)定外)泵讀數(shù)都應(yīng)在標(biāo)定壓力(10.00MPa)和進泵狀態(tài)下讀數(shù)。A.2.4.3當(dāng)室溫與標(biāo)定時的溫度相差±5℃以上時,應(yīng)在相應(yīng)溫度下重新標(biāo)定泵的校正系數(shù)。A.3高壓落球黏度計標(biāo)定A.3.1標(biāo)定方法用已知不同黏度和密度的黏度標(biāo)準(zhǔn)液充滿黏度計測試腔,在不同角度下測定不同質(zhì)量鋼球的降落時間,得到黏度與落球時間的關(guān)系曲線或關(guān)系式。A.3.2標(biāo)定步驟A.3.2.1準(zhǔn)備一系列已知黏度和密度的黏度標(biāo)準(zhǔn)液。A.3.2.2清洗并吹干黏度計后,選擇一合適鋼球裝入測試腔內(nèi)。A.3.2.3將黏度計測試腔充滿黏度標(biāo)準(zhǔn)液。A.3.2.4黏度計恒溫至標(biāo)準(zhǔn)液要求的溫度3h以上。A.3.2.5選定一個測定角度,按黏度計測試規(guī)程平行測定五次以上。要求落球時間相對偏差小于1%。A.3.2.6改變測定角度,重復(fù)A.3.2.5步驟測定。A.3.2.7選擇另一標(biāo)號黏度標(biāo)準(zhǔn)液,重復(fù)A.3.2.2~A.3.2.6步驟測定。A.3.2.8每條黏度標(biāo)定曲線至少需6~7種不同黏度值的標(biāo)準(zhǔn)黏度液進行標(biāo)定。A.3.2.9落球時間控制在10s~80s為宜。A.3.3數(shù)據(jù)整理A.3.3.1繪制黏度標(biāo)定曲線根據(jù)測定結(jié)果,分別計算每個鋼球在不同測定角度下落球時間與鋼球和標(biāo)準(zhǔn)液密度差的乘積,將其與已知黏度值標(biāo)繪在算術(shù)坐標(biāo)系上,得到如圖A.2所示的鋼球在不同測角下的標(biāo)定曲線。GB/T26981—2020測角1測角2測角30(p.-p)/(s·g/cm1)圖A.2落球黏度計標(biāo)定曲線根據(jù)測定結(jié)果回歸相應(yīng)的黏度計算公式,見式(A.6)。μ——被測標(biāo)準(zhǔn)液體的黏度,單位為毫帕秒(mPa·s);ki——鋼球在某一測角下的黏度計常數(shù),從標(biāo)定中求得;Pb——測定溫度下鋼球的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);p?!獪y定溫度下標(biāo)準(zhǔn)液的密度,單位為克每立方厘米(g/cm3);A.3.4標(biāo)定周期高壓落球黏度計的標(biāo)定周期應(yīng)不超過1年。A.4氣量計標(biāo)定A.4.1氣量計死體積標(biāo)定A.4.1.1按圖A.3接好流程,將氣量計活塞置于進氣端的上限點。A.4.1.2用真空泵將死體積抽空,真空度達(dá)133Pa后再抽2h。A.4.1.3選擇一臺經(jīng)標(biāo)定過的計量泵,泵中充滿空氣。當(dāng)U型管兩水液面平齊后記錄泵的初讀數(shù)。GB/T26981—2020245Q52o說明:圖A.3氣量計死體積標(biāo)定流程圖A.4.2氣量計刻度標(biāo)定方法氣量計刻度標(biāo)定采用在大氣壓力和室溫下分段充氣計量法。A.4.3標(biāo)定步驟A.4.3.1準(zhǔn)備一臺經(jīng)過校正并配有精密壓力表的計量泵,將泵腔清洗干凈并吹干。A.4.3.2打開泵排空閥,泵中充滿空氣。A.4.3.3氣量計測筒壓力穩(wěn)定在大氣壓力后記錄氣量計初讀數(shù)。A.4.3.4關(guān)閉泵排空閥,泵接至氣量計測筒入口,泵內(nèi)空氣壓力穩(wěn)定在大氣壓力后記錄泵初讀數(shù)。A.4.3.5緩慢勻速地將一定體積的空氣注入氣量計中,當(dāng)壓力表穩(wěn)定在大氣壓力后記錄泵和氣量計末讀數(shù)。重復(fù)測定三次以上。A.4.3.6氣量計全量程均分為四段,按A.4.3.2~A.4.3.5步驟分段標(biāo)定。A.4.4數(shù)據(jù)整理A.4.4.1計算泵讀數(shù)差泵讀數(shù)差利用式(A.3)計算。A.4.4.2計算氣量計讀數(shù)差氣量計讀數(shù)差計算見式(A.7)。V;=V?i一V?…………(A.7)式中:V;——第i次氣量計讀數(shù)差,單位為立方厘米(cm3);V?;——第i次氣量計末讀數(shù),單位為立方厘米(cm3);V?,———第i次氣量計初讀數(shù),單位為立方厘米(cm3)。氣量計校正系數(shù)計算見式(A.8)。GB/T26981—2020式中:Fg——氣量計校正系數(shù);ng——氣量計標(biāo)定總次數(shù)。A.4.5標(biāo)定周期氣量計標(biāo)定周期應(yīng)不超過24個月。A.5原油密度和相對密度測定儀標(biāo)定數(shù)字式密度儀標(biāo)定按SH/T0604執(zhí)行,其他密度測定儀按相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。A.6原油平均分子量測定儀標(biāo)定原油平均分子量測定儀標(biāo)定采用冰點降低法,標(biāo)定按SH/T0169執(zhí)行。A.7氣相色譜儀校驗氣相色譜儀除按周期檢定外,對氣體分析還應(yīng)采用標(biāo)準(zhǔn)氣在每次實驗期間進行校正,以保證測試數(shù)據(jù)準(zhǔn)確可靠。天然氣組分組成分析標(biāo)定按GB/T13610執(zhí)行。(資料性附錄)單組分密度與摩爾質(zhì)量基礎(chǔ)參數(shù)表單組分密度與摩爾質(zhì)量基礎(chǔ)參數(shù)見表B.1。表B.1單組分密度與摩爾質(zhì)量基礎(chǔ)參數(shù)表組分摩爾質(zhì)量/(g/mol)密度/(g/cm3)H?SN?CO?C?C?nC?nC? C?C?C?C?0C??C?2C??C?4C??C?6C?7C?8C??C?0C?1C?2C??C?434.08028.01444.01016.04330.07044.09758.12458.12472.15172.15186.17896.000206.000222.000237.000251.000263.000275.000291.000305.000318.000331.0000.66400.73800.76500.78100.79200.79600.810-00.82500.83600.84200.84900.84500.84800.85800.86300.86800.87300.87700.8810GB/T26981—2020組分摩爾質(zhì)量/(g/mol)密度/(g/cm3)C?5345.0000.8850C?6359.0000.8890C??374.0000.8930C?8388.0000.8970C?9402.0000.9000C?0416.0000.9030C?1430.0000.9070C?2444.0000.9100C?3458.0000.9130472.0000.9160C?5486.0000.9190注:本基礎(chǔ)參數(shù)表引自PVTsim相態(tài)軟件。GB/T26981—2020(資料性附錄)地層原油分離實驗C.1實驗?zāi)康牡貙釉头蛛x實驗的目的是通過對比不同分離條件下的氣油比、油罐油密度和地層體積系數(shù)等參數(shù),確定不同分離條件對原油采收率的影響,選擇最佳分離條件。通常規(guī)定兩級分離,第一級分別實驗四個不同的分離壓力,分離溫度參照原油性質(zhì)和油田分離器實際溫度確定;第二級分離壓力和溫度均為大氣條件(油罐條件)。C.2實驗步驟C.2.1按圖C.1連接流程。3——儲樣器或PVT容器;4——一級分離器;圖C.1分離實驗流程C.2.2將PVT容器中的地層原油樣品恒定到地層條件,分離器恒溫到分離溫度。C.2.3抽空分離器及管線至133Pa后繼續(xù)抽30min。C.2.4利用1號泵保持地層壓力、2號泵保持分離壓力,將一定體積的地層原油轉(zhuǎn)入分離器中,記錄進入分離器中的地層原油體積。C.2.5排空并清洗干凈外部管線。C.2.6使分離器內(nèi)樣品的壓力、溫度充分平衡穩(wěn)定。4041GB/T26981—2020C.2.7打開分離器頂閥,保持分離壓力將一級氣緩慢排出,排完氣后迅速關(guān)閉頂閥,注意排氣過程不應(yīng)有液體(油)排出。記錄分離器中的油體積、排出氣量、大氣壓力及室溫,取氣樣分析組分組成。C.2.8保持分離壓力,將部分一級分離器油節(jié)流膨脹到大氣條件,讀取氣量,稱油質(zhì)量,測油罐油密度,取氣樣分析組成。按比例折算出油罐油、氣總量。C.2.9清洗干凈分離器及管線,重復(fù)C.2.3~C.2.8步驟,直到實驗完成四個不同分離壓力的實驗。C.3數(shù)據(jù)整理C.3.1以分離器油為基準(zhǔn)計算氣油比以分離器油為基準(zhǔn)計算氣油比計算見式(C.1)、式(C.2)。…………(C.1)…………(C.2)式中:GOR?——一級分離器氣油比,單位為立方米每立方米(m3/m3);V——一級分離器氣在室溫和大氣壓力下的體積,單位為立方厘米(cm?);Vos1—---一級分離器油體積(分離器條件),單位為立方厘米(cm3);GOR?———以二級分離器油為基準(zhǔn)的油罐氣油比,單位為立方米每立方米(m3/m3);Vgt油罐氣在室溫和大氣壓力下的體積(氣量計測量值),單位為立方厘米(cm3);Vos2——二級分離器油體積(油罐油在分離器溫度下的體積),單位為立方厘米(cm3)。C.3.2以油罐油(20℃)為基準(zhǔn)計算氣油比以油罐油(20℃)為基準(zhǔn)氣油比計算見式(C.3)、式(C.4)。式中:GOR?———生產(chǎn)氣油比,單位為立方米每立方米(m3/m3);C.3.3計算地層油體積系數(shù)地層油體積系數(shù)計算見式(C.5)。式中:B?!貙佑腕w積系數(shù)。C.3.4計算分離器油體積系數(shù)分離器油體積系數(shù)計算見式(2)。C.3.5計算分離器氣重質(zhì)組分含量分離器氣重質(zhì)組分含量計算見式(56)?!?C.3)…………(C.4)…………(C.5)42GB/T26981—2020分離器氣熱值計算見式(57)。C.3.7計算分離器氣相對密度分離器氣相對密度計算見式(39)、式(40)。GB/T26981—2020(資料性附錄)黑油地層流體物性分析報告格式D.1分析報告封面格式見圖D.1?!痢痢痢痢痢亮黧w物性分析報告生產(chǎn)井段:歸檔號:報告頁數(shù):報告日期:×××××××(檢測單位)(單位及檢測專用章)圖D.1分析報告封面格式44GB/T26981—2020D.2分析報告首頁格式見圖D.2。樣品名稱:
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