GB/T 26981-2011 油气藏流体物性分析方法

ICS75.020——_—

E12G目

中华人民共和国国彖标准

GB/T26981—2011

油气藏流体物性分析方法

Testmethodforreservoirfluidphysicalproperties

2011-09-29发布2012-01-01实施

GB/T26981—2011

目次

前言m

i范围1

2规范性引用文件1

3术语和定义1

4仪器仪表3

5样品检查4

6地层流体配制8

7转样11

8热膨胀实验12

9单次脱气实验12

10恒质膨胀实验13

11多次脱气实验14

12定容衰竭实验14

13地层油黏度测定15

14地层原油流体物性分析16

15凝析气地层流体物性分析22

16易挥发性原油地层流体物性分析27

17湿气地层流体物性分析28

18干气地层流体物性分析28

附录A（资料性附录）地层原油分离实验29

附录B（资料性附录）原油流体物性分析报告的格式32

附录C（资料性附录）凝析气藏流体物性分析报告的格式45

附录D（资料性附录）易挥发油藏流体物性分析报告的格式57

附录E（资料性附录）干气藏流体物性分析报告的格式59

附录F（规范性附录）仪器仪表标定62

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GB/T26981—2011

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刖吕

本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。

本标准是在综合了SY/T5542—2000((地层原油物性分析方法》、SY/T5543—2002《凝析气藏流体

物性分析方法》、SY/T6435—2000《易挥发原油物性分析方法》和SY/T6434—2000《天然气藏流体物

性分析方法》四个标准内容的基础上制定而成。

本标准的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E为资料性附录，附录F为规范性附录。

本标准由中国石油天然气集团公司提出。

本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)归口„

本标准起草单位：中国石油勘探开发研究院石油采收率研究所。

本标准主要起草人:郑希谭、孙文悦、李实、陈钢、李军、洪颖。

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GB/T26981—2011

油气藏流体物性分析方法

1范围

本标准规定了油气藏流体物性分析的基本原理，所用主要仪器、仪表的校验方法，油、气样品的检

验，地层流体的配制、转样、分析测试及计算方法。

本标准适用于油气藏流体物性的测定。柱塞或活塞式PVT仪均可使用，其他类型的PVT仪器可

参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文

件。凡是不注日期的引用文件。其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T13610天然气的组成分析气相色谱法

SH/T0169矿物绝缘油平均分子量测定法冰点降低法

SH/T0604原油和石油产品密度测定法形振动管法

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

标准条件referenceconditions

计量油气所规定的标准参比条件。我国石油天然气计量标准条件规定为20°C和0.101325MPa0

3.2

黑油blackoil

通常高压物性分析所指的黑油指气油比小于250m：Vm\地面油密度通常介于0.83g/cn?〜

0.98g/cm3之间，体积系数小于2的一种桂类混合物流体。

3.3

易挥发性原油volatileoil

通常指气油比介于250m：7m3〜550m：7m3之间，地面油密度介于0.76g/cn?〜0.83g/cm3之

间，体积系数大于2的姪类混合物流体。其性质介于黑油和凝析气之间，在油藏条件下以液态形式存

在。当油藏压力略低于饱和压力时，体积收缩很大的一种炷类混合物流体。

3.4

凝析气condensategas

通常指气油比介于550n?/n?〜18000n?/n?之间，地面油密度介于0.72g/cm:1〜0.82g/cm:1

之间的桂类混合物流体。其特征在储层条件下呈气态，等温降压时会发生反凝析现象。采到地面后除

大部分仍为气态外，还能凝析出液态姪类混合物。

3.5

湿气wetgas（富气richgas）

通常指甲烷含量小于95%,气油比大于18000m：7m\地面油密度介于0.70g/cm:i〜0.80g/cm3

1

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之间的桂类混合物流体。其特征在储层条件下呈气态，采到地面后除绝大部分仍为气态外，还能凝析岀

少量液态桂类混合物。

3.6

干气drygas（贫气、瘦气leangas）

通常指甲烷含量大于95%,含少量乙烷或含乙烷以上的炷类气体，在储层条件下呈气态，采到地面

后仍为气态的炷类混合物。

3.7

油罐油stocktankoil

油气藏坯类流体经油气分离器分离后，进入储油罐并在大气条件下与油罐气处于平衡状态的液

态桂。

3.8

死油deadoil

油气藏桂类流体经单次脱气到大气条件下所得到的液态姪。

3.9

活油liveoil

溶解有气体的液态桂。

3.10

残余油residualoil

油气藏桂类流体在地层温度下经多次脱气或定容衰竭实验后，在大气压力下所剩余的液态坯。

3.11

泡点压力bubblepointpressure

在一定温度条件下，处于液相的物系中，当压力下降时体系出现第一个气泡的压力或处于气液两相

的体系中，当压力升髙时，气体完全被溶解时的压力。

3.12

露点压力dewpointpressure

在一定温度条件下，处于气态的物系中，当压力下降时体系中凝析出第一滴液滴时的压力或处于气

液两相的体系中，当压力升高时，液体完全被溶解成为单相时的压力。

3.13

饱和压力saturationpressure

泡点压力和露点压力的总称谓。

3.14

井流物wellstream

从油气井中产出的流体物质。实验室定容衰竭试验中排出的液态和气态流体物质也称为井流物。

3.15

生产气油比producedgasoilratio（GOR）

标准条件下的一级分离器气产量与油罐油产量（20°C）之比，m3/m\

3.16

分离器气油比separatorgasoilratio

标准条件下的一级分离器气产量与一级分离器油产量（分离器条件）之比，m：7m\

3.17

压缩系数compressibilityfactor

等温条件下，原油体积随压力的变化率。

2

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3.18

热膨胀系数thermalexpansivityfactor

等压条件下，原油体积随温度的变化率。

3.19

体积系数relativevolumefactor

体积系数的大小随脱气方式的不同而不同，有单次和多次脱气之分，引用时需注意区别。广义上

讲，是指单相状态下的原油体积与其地面脱气死油体积(20°C)之比，称为地层原油体积系数或相对

体积。

单次脱气地层原油体积系数：地层条件下原油体积与单次脱气得到的死油体积(20°C)之比。

分离器油体积系数：分离器条件下的油体积与油罐油体积(20°C)之比。

多次脱气油体积系数：多次脱气下，某压力下的油体积与其残余油体积(20°C)之比。

气体体积系数：地层条件下气体的体积与其在标准条件下的体积之比。

油气双相体积系数：当压力低于饱和压力时，某压力下的油气总体积与其残余油体积(20°C)之比。

3.20

气体偏差系数gasdeviationfactor

为修正实际气体与理想气体的偏差而在理想气体状态方程中引进的乘数因子。其物理意义为：在

规定的温度和压力条件下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算出的体积

之比,又称气体压缩因子。

3.21

单次脱气singleflash

处于某一状态的单相绘类流体，通过节流，瞬间膨胀到另一状态的过程。在这一过程中，体系由单

相变为气液两相而总组成保持恒定，又称接触脱气或一次闪蒸。

3.22

'叵质月彭胀constantcompositionexpansion

体系中一定质量的桂类物质只有能量交换而无物质的传入与传出。该项实验一般是将一定量的地

层流体样品，在恒温条件下，测定其体积随压力的变化关系，俗称"V关系测试。

3.23

多次脱气differentialliberation

在一定温度下，将炷类体系分级降压脱气和排气的过程。在这一过程中，体系的总组成不断改变。

也称差异脱气或差异分离。

3.24

定容衰竭constantvolumedepletion

将饱和压力下的体积作为定容体积，在恒温条件下，降低体系压力到预定压力；平衡后，保持该压力

排出部分气态姪类物质到定容体积，测定不同压力级下排出坯类物质的量和组成的一种试验。

4仪器仪表

4.1名称及规格

-PVT仪及配样装置:额定工作温度大于或等于150°C,控温精度小于0.5°C，额定工作压力大

于或等于50MPa。

高压计量泵：容量100cm?〜500cm",最小刻度分辨率小于或等于0.01cm",额定工作压力大

于或等于50MPa。

—分离器：额定工作压力大于3MPa,额定温度大于或等于35°C,控温精度小于或等于0.5°C0

3

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-高压黏度计:测量相对偏差小于3%,额定温度大于或等于150°C,控温精度小于0.5°C，额定

丁作压力大于或等于50MPa。

一标准压力表或压力传感器:压力表精度小于或等于0.25级,压力传感器精度正负0.5FS%。

——密度仪:读数精度小于或等于0.001g/cm3,控温精度小于或等于0.05°C。

一气相色谱仪：天然气组分分析到庚烷以上，摩尔分数精确到0.0001,原油组分分析到以

上，质量分数精确到0.000lo

——相对分子质量测定仪:测量范围100〜700,测量相对偏差小于或等于5%。

——气体计量计:容量大于或等于1000cn?,最小刻度分辨率小于或等于1cm\

——天平：量程大于或等于160g,感量犬于或等于0.1mg0

——大气压力表:精度0.4级。

4.2属于计量器具的仪器仪表应定期检定或校准

PVT仪、高压计量泵、高压落球黏度计、气量计的检定见附录F。

5样品检查

5.1目的

判断取样质量好坏和样品储运过程中是否有漏失。

5.2初检

当接到样品时，检查样品的数量、井号及标签是否与送样单一致，取样记录资料是否齐全，外观是否

有漏油现象等。

5.3井下流体样品的检查

5.3.1打开压力的测定

5.3.1.1计量泵中充满工作介质，按图1连接流程，管线排气并试压，读泵读数。

T

&X—oo—K7

1高压计量泵；

2——井下取样器；

3——恒温套；

4、5、6、7——转样接头阀门。

图1地下流体样品检查流程

4

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5.3.1.2计量泵加压至高于取样点压力，打开阀5,连通样品。

5.3.1.3取样器加热恒温至取样点温度。加热过程中要不断摇样（摇样时关阀5）,以防压力过高。

5.3.1.4恒温4h以上,并经充分摇动，压力稳定后的压力值即为该样品的打开压力。

5.3.2含水量检查

在取样点温度下，将取样器直立静放4h以后，关闭阀5,微开阀4,将水及污物全部放出。计量放

出的水及污物。取样器中不含水及污物，或其含量不大于5%为合格。

5.3.3泡点压力的测定

5.3.3.1在取样点温度下将样品加压至地层压力以上，充分摇动，使样品成单相。稳定后记录压力值

和泵读数。

5.3.3.2降压至下一预定压力（压力间隔为1MPa〜2MPa）,充分摇动至压力稳定后记录压力和泵读

数。依次分別测得各压力下的泵读数。

5.3.3.3以压力为纵坐标，泵读数为横坐标，将测试结果标绘在算术坐标系上，从而得到如图2所示的

泡点压力测试曲线，曲线之拐点即为泡点压力。

图2泡点压力测试曲线

5.3.3.4更换另一支井下流体样品，重复5.3.1〜5.3.3.3测定。

5.3.3.5有代表性的样品具有以下条件：

a）井下流体要求取三只或以上样品；

b）至少有两支以上样品泡点压力相对偏差小于3%；

c）泡点压力等于或小于取样点压力，相对偏差不大于3%。

5.3.3.6如果几支样品经检查均合格，则一般取泡点压力较高的那支样品为分析样品。

5.4地面流体（从一级分离器取得）样品的检查

5.4.1分离器气样的检查

5.4.1.1将分离器气样瓶直立加热，恒温至分离器温度4h以上，如图3所示连接压力表。

5.4.1.2打开气瓶上阀连通压力表,压力表读数即为气样压力。

5.4.1.3气样压力与分离器压力相对偏差小于5%为合格。

5.4.1.4取气样分析其组分组成，测试方法按GB/T13610执行。

5

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1——分离器气样瓶;

2压力表；

3——恒温套；

4——阀门。

图3分离器气样检查流程

5.4.2分离器油样的检查

5.4.2.1油样检查参照5.3.1〜5.3.3进行。

5.4.2.2分离器油泡点压力与分离器压力相对偏差小于5%为合格。

5.4.2.3在测定泡点压力的同时，参照10.2测定分离器油的压缩系数(CQ。

5.4.3分离器油的单次脱气实验

选择一经检查合格的分离器油瓶，参照9.2方法和步骤，在分离器温度下进行测试。

5.4.4数据整理

5.4.4.1计算油罐油体积

计算见式(1)。

W

1)

p«)t

式中：

V<)t——油罐油体积的数值，单位为立方厘米(cm3);

一油罐油质量的数值，单位为克(g);

pM一一油罐油密度的数值(20°C),单位为克每立方厘米(g/cm3)0

5.4.4.2计算分离器油的体积系数

计算见式(2)。

(2)

式中：

氏”——分离器油体积系数；

卩——分离器油体积的数值(由泵读数差经校正求出)，单位为立方厘米(cn?)。

6

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5.4.4.3计算分离器油的气油比

计算见式(3)。

/、/s(几•"iEL1/C、

GORt=——I•-1(3)

S/1•V()t；

式中：

(；ORt——分离器油气油比的数值，单位为立方厘米每立方厘米或立方米每立方米(cm3/cm3或

)；

T()一一标准温度的数值,单位为开(293.15K)；

6——当日大气压力的数值，单位为兆帕(MPa)；

V.一一放出气体在室温、大气压力下的体积的数值，单位为立方厘米(cm3)；

久——标准压力的数佰，(取佰为0.101MPa),单位为兆帕(MPa)；

T.——室温的数值，单位为开(K)。

5.4.4.4计算油罐油的摩尔组成

计算见式(4)。

式中：

X“——油罐油i组分的摩尔分数；

Xw—油罐油i组分的质量分数；

Hi组分的分子质量的数值，单位为克每摩尔(g/mol)o

5.4.4.5计算分离器油的组成

计算见式(5)。

X“+4.157XKT55恤GOR,•yti

1+4.157X105GO/?Z—

(0<>t

式中：

X”——分离器油/组分的摩尔分数；

y,i油罐气i组分的摩尔分数；

页——油罐油的平均相对摩尔质量的数值，单位为克每摩尔(g/mol)o

5.4.5油气分离平衡状态和取样质量的检查

5.4.5.1检查目的

地面分离器油、气样经检查合格后，还需根据油、气样的组分组成数据,检验现场分离器压力和温度

控制是否稳定，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，其组成从甲烷到己烷，lgK,•卩呵与

二〕应成线性关系，见式(6)〜式(8)线性关系达95%为合格。

7

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lgK,•

lg”“一lg(O.101)

式中：

K,——，组分的平衡常数；

pSep级分离器压力的数值（绝对），单位为兆帕（MPa）；

b.——，组分的特性常数，由式（8）计算；

Thi——，组分的沸点的数值，单位为开（K）；

rsep级分离器温度的数值，单位为开（K）；

Y■“——分离器气，组分的摩尔分数；

P“——，组分的临界压力的数值（绝对），单位为兆帕（MPa）；

几一一，组分的临界温度的数值，单位为开（K）。

6地层流体配制

6.1准备

6.1.1分离器气体的复压

采用气体增压泵法或冷冻复压法等方法将处于分离器温度下的分离器气体转入活塞式高压容器

中，并增压到配样压力。

6.1.2配样条件下气体偏差系数的测定

6.1.2.1实验步骤

6.1.2.1.1按图4连接流程。恒温浴恒温在配样温度4h以上。

€><]

lo

00-

1——高压计量泵;

2高压容器；

3——恒温浴；

4——气体指示瓶;

5气量计；

6——阀门。

图4气体偏差系数测定流程

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6.1.2.1.2用计量泵将高压容器中的分离器气样增压到配样压力并保持稳定。

6.1.2.1.3记录计量泵和气量计初读数。

6.1.2.1.4打开高压容器顶阀，保持压力将约20cm3高压气体缓慢放出，关闭顶阀。

6.1.2.1.5读取泵、气量计末读数，记录室温和大气压力。

6.1.2.1.6按6.1.2.1.3-6.1.2.1.5重复测定三次以上。

6.1.2.2计算配样条件下的气体偏差系数

计算见式（9）。

zP・厂；乙（9）

/1〉.pi

式中：

ZP——配样条件下气体的偏差系数；

久——配样压力的数值（绝对），单位为兆帕（MPa）；

VP一一高压气体的体积的数值（由泵读数差经校正求出），单位为立方厘米（cm3）;

Tp——配样温度的数值（一般可设定为分离器温度），单位为开（K）；

Zi——室温、大气压力下的气体偏差系数（一般可近似取值等于l）o

6.2配样计算

6.2.1现场气油比的校正

计算见式（10）o

G（）R「=GORf牛・夕（10）

式中：

GORC校正气油比的数值，单位为立方米每立方米（n?/n?）；

GORf——现场气油比的数值，单位为立方米每立方米（n?/n?）；

厶一一现场计算气量所用天然气相对密度的数值；

Zf——现场计算气量所用天然气偏差系数；

厶一一实验室所测天然气相对密度的数值；

Zl——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，则应换算为

分离器气油比，计算见式（11）。

G（）RS（11）

式中：

GOR,——级分离器气油比的数值，单位为立方米每立方米（m：7m3）0

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量。对黑油来讲可近似地定为分离器油的用量为配制

地层流体样品的量；而对凝析气而言，若配分cm；的地层流体，则需分离器油的用量由（13）式求出。

6.2.3.2配制黑油流体样品用油量计算见式（12）。

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V(>P=Vos[l-Cos(pp-psep)](12)

式中：

vop——配样条件下的用油量的数值，单位为立方厘米(cm:i);

C<”一一分离器油的压缩系数，单位为兆帕分之一(1/MPa)。

6.2.3.3配制体积凝析气流体样品用油量计算见式(13)。

V_366>r

op=GORs+183

6.2.4配样用气量

计算见式(14)0

y_P°•Vg•(4Rs•Tp•Zp

sezo.T.,.pr

式中：

Vsg——配样条件下的用气量的数值，单位为立方厘米(cm3)；

Z<,——标准条件下的气体偏差系数(一般可近似取值为Do

6.3配样操作步骤

6.3.1转油样

6.3.1.1清洗干净配样容器，按图5连接流程。

1、2——高压计量泵；

3——分离器油(或气)贮样瓶；

4——配样容器；

5、6恒温浴；

7——阀门。

图5配样流程

6.3.1.2将两恒温浴恒定在配样温度4h以上。

6.3.1.3抽空配样容器达200Pa后再抽30min。

6.3.1.4将分离器油样恒定在配样压力。

6.3.1.5用双泵法将所需的分离器油量转人配样容器中。

6.3.2转气样

6.3.2.1将恒温浴中的油瓶更换为储气瓶，恒定在配样温度和压力4h以上。

10

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6.3.2.2用双泵法将所需的分离器气量转入配样容器中。

6.4配样质量检查

6.4.1将配样容器中的流体样品加热恒温在地层温度4h以上，充分搅拌，将样品压成单相。

6.4.2参照9.2方法和步骤进行地层流体的单次脱气实验，平行测试三次以上。

6.4.3配制地层流体的组成。

计算见式（15）。

亿,A,•V.

+—yt

就R•Z】・「

式中：

x«——地层流体i组分的摩尔分数；

Wd——死油的质量的数值，单位为克（g）；

W——死油的平均相对摩尔质量的数值，单位为克每摩尔（g/mol）；

兀——死油i组分的摩尔分数；

R——摩尔气体常数,8.3145MPa•cm3/（mol•K）；

X——单脱放出气，组分的摩尔分数,无量纲单位。

6.4.4配制的地层流体经单次脱气按（15）式与按气油比（16）式计算的地层流体中各组分的组成应一

致，其中各次甲烷含量相差不大于3%为合格。

7转样

7.1地下样品或配制样品经质量检验合格后可转入PVT分析容器和黏度计中进行相关分析测试。

7.2往PVT容器中转样

7.2.1将PVT容器清洗干净，按图6连接流程。

1、2高压计量泵；

3——储样器（井下取样器或配样容器）；

4——PVT容器；

5、6恒温浴；

7——阀门。

图6转样流程

11

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7.2.2PVT容器、储样器均恒温到地层温度4h以上。

7.2.3PVT容器及外接管线抽空到200Pa后继续抽30min。

7.2.4用计量泵将样品增压，充分搅拌，使其成为单相。

7.2.5在保持压力条件下缓慢打开储样器顶阀和PVT容器顶阀，将所需样品量转入PVT容器中。

7.3往黏度计中转样

7.3.1往带脱气室高压落球黏度计中转样按7.1执行。

7.3.2往不带脱气室的小容量黏度计中转样采用保持压力排油方法，排油体积相当于黏度计容积的2倍

以上，

8热膨胀实验

&1实验原理和目的

热膨胀实验是指将一定质量的流体置于PVT容器中，在压力恒定的条件下，当体系温度由某一设

定温度（一般指室温）向另一温度（地层温度）改变时，流体体积受热膨胀的变化关系。

&2实验步骤

&2.1将PVT容器中的地层原油样品加热恒定在某一设定温度4h以上。

&2.2在地层压力下将样品搅拌均匀，使其成为单相，测定样品体积。

&2.3将样品升温至地层温度，恒温4h以上，搅拌稳定,使其成为单相，在地层压力下测定样品体积。

9单次脱气实验

9.1实验原理和目的

单次脱气实验的原理是保持油气分离过程中体系的总组成恒定不变，将处于地层条件下的单相地

层流体瞬间闪蒸到大气条件，测量其体积和气液量变化。对地层原油来讲，实验的目的是为了测定油、

气组分组成、单次脱气气油比、体积系数、地层油密度等参数；对凝析气藏而言，实验的目的是为了测定

凝析油、气组分组成、凝析气藏流体的偏差系数等参数。

9.2实验步骤

9.2.1按图7连接流程，在地层温度下，将样品加压至高于饱和压力，充分搅拌，使其成为单相。然后

按7.1步骤将单相地层流体样品转入PVT分析容器。

9.2.2压力稳定后记录压力值和样品体积。

9.2.3用计量泵保持压力，将一定体积的地层流体样品缓慢均匀地放出，计量脱出气体积，称油质量，

记录样品体积、大气压力和室温。

9.2.4取油、气样分析组分组成。

9.2.5测定死油密度和平均相对摩尔质量，测定方法按SH/T0604和SH/T0169执行。

9.2.6将死油进行切割蒸憾，测定C71tg分的平均相对摩尔质量和密度。

9.2.7按9.2.2〜9.2.6平行测定三次以上，要求对地层原油测定的气油比相对偏差小于2%,体积系

数相对偏差小于1%;要求对凝析气藏流体测定的偏差系数相对偏差小于1%。

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GB/T26981—2011

1——高压计量泵

2——PVT容盎；

3——恒温浴；

4分离瓶；

5——气体指示瓶;

6气量计；

7——阀门。

图7单次脱气实验流程

10恒质膨胀实验

10.1实验原理和目的

恒质膨胀实验又简称关系实验，是指在地层温度下测定恒定质量的地层流体的压力与体积的

关系。对于地层原油流体，得到地层流体的泡点压力、压缩系数、不同压力下流体的相对体积和Y函数

等参数;对于凝析气藏流体，得到凝析气藏流体的露点压力、气体偏差系数和不同压力下流体的相对体

积等参数。

10.2实验步骤

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，泡点压力以上按逐级降压法测试（固定压力读体积），每级降1MPa〜

2MPa。泡点压力以下按逐级膨胀体积法测试（固定体积读压力），每级膨胀0.5cm3~2Ocm\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3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”V关系曲线，曲线的拐点即为粗定的泡点压力；而对凝析

气藏流体，首先测定其露点压力。测试的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，采用逐级降压的方式

进行压力与体积关系测定。露点压力以上，每级压力0.5MPa~2MPa,平衡0.5h后记录压力和样品

体积;露点压力以下，每级压力下要搅拌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倍以上时为止。

注意：当压力降到某一值时，液体可能重新消失。这一液体消失压力为第二露点压力。确定第二露

点压力的方法与确定第一露点压力的方法相同，但升压和降压时的液体出现和消失现象与第一露点正

好相反。

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GB/T26981—2011

11多次脱气实验

11.1实验原理和目的

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实验步骤

11.2.1参照图7连接流程。

11.2.2将PVT容器中的地层原油样品恒定于地层温度4h以上。

11.2.3将样品加压至地层压力，充分搅拌稳定后读取样品体积。

11.2.4降压至第一级脱气压力，搅拌稳定后静止，读取样品体积。

11.2.5打开顶阀，保持压力缓慢排气，排完气迅速关闭顶阀，不允许排出油。记录排出气量、室温和大

气压力，取气样分析其组分组成。

11.2.6重复11.2.4-11.2.5,逐级降压脱气，一直进行到大气压力级。

11.2.7将残余油排出称质量，测定残余油组成、平均相对摩尔质量和20°C下的密度。

12定容衰竭实验

12.1原理和目的

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、气藏在衰

渴式开采过程中油、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，衰竭

式开采是一连续的降压和产出的过程。在实验室里，由于受条件所限，完全模拟这一过程是不可能的。

为实现这一目的，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

定容衰竭实验的测试流程如图8所示。

12.2.1将约为PVT容器容积2/5的凝析气藏流体样品转入带窗容器中，在地层压力下将样品搅拌均

匀并在地层温度下恒温平衡4h。

12.2.2将压力降至露点压力，平衡1h后，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

12.2.3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和液

体积。

12.2.4慢慢打开容器顶阀排气，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、油量及取油样分析组成，同时记录室温和大气压力。

12.2.5重复12.2.3-12.2.4,—直进行到压力为4MPa〜6MPa的最后一级压力为止。

12.2.6最后一级压力到零压的测定过程是:打开顶阀，直接放气降压至零（表压），然后再进泵排出容

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器中的残留气和油，并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。

-

Qoo

oo

oo

oo

卜oo

oo

1高压计量泵；

2——PVT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等容衰竭实验流程

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。测定多使用高压落球黏度计，有带脱气室和不带

脱气室两种，其工作原理均基于Stokes定律，目的是为获得地层条件及不同脱气压力级下的单相油黏

度数据。

13.2带脱气室落球黏度计的测定步骤

13.2.1将黏度计清洗干净，选择合适尺寸钢球放入测试腔内，按图9连接流程。

1控制器；

2——阀门；

3高压落球黏度计

4——恒温浴；

5储样器；

6高压计量泵。

图9原油黏度测定流程

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13.2.2将黏度计升温并恒定在地层温度4h以上，抽空黏度计至200Pa后继续抽30min。

13.2.3按7.3将地层条件下的原油样品转入黏度计中，调整到测定压力。

13.2.4反复翻转黏度计,搅拌油样使其达到单相平衡，关闭脱气室阀。

13.2.5选定测角，按测定规程测定落球时间，落球时间介于10s~80s间为宜。

13.2.6每个压力级至少测定两个角度，每个角度平行测定五次，要求相对偏差小于1%。

13.2.7将脱气室朝上，打开脱气室阀，缓慢降压脱气到下一级压力，关闭脱气室阀，反复翻转黏度计,

搅拌油样使其达到平衡，重复13.2.5-13.2.6测定。

13.2.8要求泡点压力以上至少测4个点，泡点压力以下测6-12个点，一直进行到大气压力级。

13.3不带脱气室落球黏度计测定步骤

不带脱气室落球黏度计与带脱气室落球黏度计测定步骤不同之处在于各极压力下的脱气是在

PVT容器中进行的，然后将脱气后的单相原油转入黏度计中并保持压力冲排2倍以上黏度计容积，使

新鲜的单相油样充满黏度计。

13.4单相地层原油密度测定

13.4.1准备三个耐压、体积大于20cn?小容器，称重，质量精确到0.001g。

13.4.2按9.2步骤将压成单相约20cm3的地层流体样品分别转入三个小容器中c记录转样前后的

泵读数，读数精确到0.01cm3，称三个带样小容器的质量，质量精确到0.001go

14地层原油流体物性分析

14.1地层原油流体物性分析执行第5〜第13章分析步骤。地层原油的分离实验参见附录A,检测报

告项目及格式要求参见附录B。

14.2地层原油单次脱气实验数据计算

14.2.1分离器样品的井流物组成计算

计算见式(16)。

M

Xti+4.157X10~5恤(GOR•Y"+GOR,•Bos•人)

Xn一(16)

1+4.157X10-5—+GO&•EQ

p«)t

14.2.2井下样品的井流物组成计算

井下样品的井流物组成利用单次脱气数据按(15)式计算。

14.2.3地层原油单次脱气体积系数

14.2.3.1计算死油体积

计算见式(17)。

式中：

Vd<>一一死油体积的数值，单位为立方厘米(cm3);

pA一一死油密度的数值(20°C),单位为克每立方厘米(g/cm3)0

14.2.3.2计算原油体积系数

计算见式(18)。

皿=忖(18)

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式中：

B<>f地层原油体积系数；

V<）f——地层温度压力下的原油体积的数值，单位为立方厘米（cn?）。

14.2.4地层原油的单次脱气气油比

计算见式（19）。

GOR。」・华.补_1（19）

T|•Vd