标准规范下载简介
GB／T 26981-2020 油气藏流体物性分析方法.pdf18.2干气地层流体井流物组成
干气地层流体井流物组成直接由气相色谱分析得出。
干气地层流体井流物组成直接由气相色谱分析得出。
Q／CR 562.3-2018 铁路隧道防排水材料 第3部分：防排水板18.3地层压力下流体偏差系数
18.4恒质膨胀实验数据
地层流体密度计算见式（24）、式（54）。
层流体天然气压缩系数计算见式（73）
GB/T269812020
1 az Q: Z,ap
GB/T 269812020
式中： J1一—泵读数的值，单位为毫升（mL); 一压力值，单位为兆帕（MPa）。 将上述A.1.3.6压力值与对应的泵读数整理为线性方程，计算见式（A.2）。 y2=a2α2 +b2 **.(A.2 式中： y2—一泵读数的值，单位为毫升（mL）； α2——压力值，单位为兆帕（MPa)。 式（A.1)与式（A.2)截距的差即为PVT容器死体积，或容积
高压计量泵刻度标定采用分段排水称量法
A.2.2.1计量泵标定在某一预定压力下进行，压力通常定为10.00MPa（绝对压力） A.2.2.2将泵腔清洗干净，抽空至133Pa后，继续抽30min后充满二次蒸馏水。 A.2.2.3计量泵全量程均分为四段标定，每段排水称量三次，每次约20cm"，质量精确到0.001g（每次 排水时，泵的初、末读数都要在标定压力和进泵状态下读取，读数精确到0.01cm°）。 A.2.2.4记录室温。
A.2.2.1计量泵标定在某一预定压力下进行，压力通常定为10.00MPa（绝对压力） A.2.2.2将泵腔清洗干净，抽空至133Pa后，继续抽30min后充满二次蒸馏水。 4.2.2.3计量泵全量程均分为四段标定，每段排水称量三次，每次约20cm"，质量精确到0.001g（每次 非水时，泵的初、末读数都要在标定压力和进泵状态下读取，读数精确到0.01cm"）。 A.2.2.4记录室温，
A.2.3.1计算泵读数差
泵读数差计算见式（A.3）。 AN;=N2i 式中： △N：一第i次泵读数差，单位为立方厘米（cm"） N2i——第i次泵末读数，单位为立方厘米（cm"） Nii—第i次泵初读数，单位为立方厘米（cm"）
A.2.3.2计算排出水体积
排出水体积计算见式（A.4)
式中： Vwi 第i次泵实际排出水体积，单位为立方厘米（cm"）； mwi 第1次排出水质量，单位为克（g）； 蒸馏水在标定压力、室温下的密度，单位为克每立方厘米（g/cm*）
A.2.3.3计算泵校正系数
泵校正系数计算见式（A.5)
式中： F泵的校正系数； ——排水总次数。
A.2.4.1泵的标定周期应不超过12个月， A.2.4.2在实验过程中（除气量计标定外）泵读数都应在标定压力（10.00MPa)和进泵状态下读数 A.2.4.3当室温与标定时的温度相差土5℃以上时，应在相应温度下重新标定泵的校正系数。
A.2.4.1泵的标定周期应不超过12个月，
A.3高压落球黏度计标定
A.3.2.1 准备一系列已知黏度和密度的黏度标准液。 A.3.2.2 清洗并吹干黏度计后，选择一合适钢球装人测试腔内。 A.3.2.3 将黏度计测试腔充满黏度标准液。 A.3.2.4 黏度计恒温至标准液要求的温度3h以上。 A.3.2.5 选定一个测定角度，按黏度计测试规程平行测定五次以上。要求落球时间相对偏差小于1% 1.3.2.6 改变测定角度，重复A.3.2.5步骤测定 A.3.2.7 选择另一标号黏度标准液，重复A.3.2.2～A.3.2.6步骤测定 1.3.2.8 每条黏度标定曲线至少需6～7种不同黏度值的标准黏度液进行标定。 A.3.2.9 落球时间控制在10s~80s为宜，
A.3.3.1绘制黏度标定曲线
根据测定结果，分别计算每个钢球在不同测定角度下落球时间与钢球和标准液密度差的乘积，将 知黏度值标绘在算术坐标系上，得到如图A.2所示的钢球在不同测角下的标定曲线
式中： F—气量计校正系数； 一气量计标定总次数
气量计标定周期应不超过24个月
A.5原油密度和相对密度测定仪标定
.6原油平均分子量测定仪标定
GB/T 269812020
气相色谱仪除按周期检定外，对气 用标准气在每次实验期间进行校正，以保证测 准确可靠。天然气组分组成分析标定按GB/T 13610热行
GB/T 269812020
注：本基础参数表引自PVTsim相态软件
GB/T 269812020
有液体（油）排出。记录分离器中的油体积、排出气量、大气压力及室温，取气样分析组分组成 C.2.8保持分离压力，将部分一级分离器油节流膨胀到大气条件，读取气量，称油质量，测油罐油密度， 取气样分析组成。按比例折算出油罐油、气总量， C.2.9清洗干净分离器及管线，重复C.2.3～C.2.8步骤，直到实验完成四个不同分离压力的实验
C.3.1以分离器油为基准计算气油比
GOR1 级分离器气油比，单位为立方米每立方米（m"/m"）； V 级分离器气在室温和大气压力下的体积，单位为立方厘米（cm"）： Vasl 级分离器油体积（分离器条件），单位为立方厘米（cm"）； GOR2 以二级分离器油为基准的油罐气油比，单位为立方米每立方米（m"/m"）； V 油罐气在室温和大气压力下的体积（气量计测量值），单位为立方厘米（cm"）； V2 级分离器油体积（油罐油在分离器温度下的体积），单位为立方厘米（cm3）
C.3.2以油罐油（20℃)为基准计算气油比
式中： GOR3—一生产气油比，单位为立方米每立方米（m/m"）； GOR——油罐气油比，单位为立方米每立方米（m/m）。
C.3.3计算地层油体积系数
地层油体积系数计算见式（C.5） 式中：
C.3.4计算分离器油体积系数
分离器油体积系数计算见式（2)
计算分离器气重质组分会
分离器气重质组分含量计算见式（56）
GB/T26981—2020
C.3.6计算分离器气热值
高器气热值计算见式（57
C.3.7计算分离器气相对密度
分离器气相对密度计算见式（39）、式（40）
GB/T 26981—2020检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：井流物烃组分组成分析数据单脱油组成单脱气组成井流物组成组分%（摩尔分数)%（摩尔分数)%(摩尔分数)C2rC28C2sCsCs1Cs2Cs3Cs4Cs5Ca6+合计100.00100.00100.00C36+摩尔质量：Cs6+相对密度：气油比（单脱气/单脱油）：m"/m图D.5（续）48
GB/T 26981—2020D.6单次脱气实验数据格式见图D.6。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：单次脱气实验数据溶解气油比GORm"/m地层体积系数B。（℃，MPa）地层油平均溶解气体系数(m²/m*)/MPa地层油体积收缩率%地层油密度（℃，MPa)g/cm死油密度（20.0℃，0.101325MPa)g/cm*死油摩尔质量图D.6单次脱气实验数据格式D.7恒质膨胀实验数据格式见图D.7。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：恒质膨胀实验数据（℃)饱和压力/℃MPa热膨胀系数（MPa下从℃至℃)饱和压力下地层油密度/℃g/cm3图D.7恒质膨胀实验数据格式SAG49
GB/T 26981—2020D.9多次脱气实验数据格式见图D.9。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：多次脱气实验数据（℃)压力溶解气油比*地层油双相体积油密度气体偏差气体体积气体相对密度MPam/m体积系数系数g/cm3系数Z系数（空气=1）注：残余油密度二g/cm(20℃,0.101325MPa)。“20℃下每立方米残余油溶解气体立方米数。油藏温度、分级压力下油体积与20℃下残余油体积之比。油藏温度、分级压力下油气两相体积与20℃下残余油体积之比，4油藏温度、分级压力下气体与20℃、0.101325MPa下气体体积之比。图D.9多次脱气实验数据格式51
GB/T 26981—2020D.10地层温度下地层流体黏度测定数据格式见图D.10。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：地层温度下地层流体黏度测定数据（℃)压力原油黏度MPamPa·sa地层压力。b饱和压力。图D.10地层温度下地层流体黏度测定数据格式52
GB/T 26981—2020D. 11相对体积与压力关系曲线格式见图D.11。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：相对体积与压力关系曲线（C1, 901, 801. 701. 601. 501. 301. 201. 101. 000. 9002468101214161820222426压力/MPa图D.11相对体积与压力关系曲线格式53
GB/T26981—2020D.12多次脱气溶解气油比与压力关系曲线格式见图D.12。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：多次脱气溶解气油比与压力关系曲线（℃)7060501020102345689101112131415压力/MPa图D.12多次脱气溶解气油比与压力关系曲线格式54
GB/T26981—2020D.13多次脱气地层油体积系数与压力关系曲线格式见图D.13检测单位：页共送样单位：归档号：油田：井号：层位：多次脱气地层油体积系数与压力关系曲线（℃)1. 2001. 1801. 1601. 1401. 1201. 1001. 0801. 0601.040 上1. 0200123456T9101112131415压力/MPa图D.13多次脱气地层油体积系数与压力关系曲线格式55
GB/T26981—2020D.14原油黏度与压力关系曲线格式见图D.14。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：原油黏度与压力关系曲线（℃）6. 05. 0 4. 0(s .Bu) / 3. 02. 01. 0510 152025压力/MPa图D.14原油黏度与压力关系曲线格式56
GB/T 26981—2020附录E（资料性附录）凝析气地层流体物性分析报告格式E.1分析报告封面格式同图D.1。E.2分析报告首页格式同图D.2。E.3凝析气特征及取样资料格式同图D.3。E.4样品检查记录格式见图E.1。检测单位：第页共送样单位：归档号：气田：井号：层位：样品检查记录表检查温度打开压力样品体积含水量样品编号检查结果备注℃MPacm3cm3注：选取号样品为检测样品。图E.1样品检查记录格式57
GB/T 26981—2020E.5井流物烃组分组成数据格式见图E.2。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：井流物烃组分组成数据分离器油分离器气井流物组分%（摩尔分数）%（摩尔分数）g/m%(摩尔分数)g/maH2SCO:N2CiC2C:iC.nC.iC:nC:C.C,CsC.CinCi1C12C13C1.C1sCi6图E.2并流物烃组分组成数据格式58
GB/T26981—2020检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：井流物烃组分组成数据分离器油分离器气井流物组分%(摩尔分数)%（摩尔分数）g/m*%(摩尔分数)g/m3Ci?CrsC1sCzo +合计1.000 01.000 01.000 0C20+物性：摩尔质量=密度相对气油比（分离器气/油罐油）=m" /m分离器气体偏差系数=分离器气体相对密度二分离器油体积系数=油罐油相对密度=标准条件下的重质组分含量。图E.2（续）59
GB/T 26981—2020E.6压力与体积关系数据格式见图E.3。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：压力与体积关系数据（℃)压力/MPa相对体积V/Va偏差系数注1：露点压力（P）=MPa。注2：V:/Va为i级压力与露点压力下体积之比，注3：露点压力下的体积系数=图E.3压力与体积关系数据格式60
GB/T26981—2020E.7定容衰竭实验数据格式见图E.4。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：定容衰竭实验数据（℃)组分分级压力/MPa摩尔分数H,SCO2N2C:C2C:iC,nC.iCsnC:CsC:CsC.CiaCu1+合计1.000 01.000 01.000 01.000 01.000 01.000 01.000 0Clu+物性：图E.4凝析气地层流体定容衰竭实验数据格式61
GB/T 26981—2020检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：定容衰竭实验数据（℃)组分分级压力/MPa摩尔分数摩尔质量相对密度平衡气相偏差系数气液两相偏差系数累积采出百分数图E.4（续）62
GB/T26981—2020E.8定容衰竭反凝析液量数据格式见图E.5。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中反凝析液量（℃)压力/MPa反凝析液量占孔隙体积百分数/%图E.5定容衰竭反凝析液量数据格式63
GB/T 26981—2020E.9定容衰竭累积采出量数据格式见图E.6。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中累积采出量数据表每百万方油层压力/MPa储量井流物/km3油罐液体积/m3单脱气/km3单脱气重质产量/kg：C2C:C(总)Cs+井流物重质产物/kg：C2C:C (总)Cs+图E.6定容衰竭累积采出量数据格式64
GB/T 26981—2020E.10定容衰竭瞬时采出量数据格式见图E.7。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中瞬时采出量数据表油层压力/MPa油罐油密度（20℃）单脱气/油罐油/（m/m"）各组分重质含量/（g/m）C2+Cs+C+Cs+图E.7定容衰竭瞬时采出量数据格式65
GB/T 26981—2020E.11恒质膨胀过程相对体积与压力关系曲线格式见图E.8。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：恒质膨胀过程流体相对体积与压力关系曲线（℃)3. 203. 0012. 802. 602. 402. 001. 801. 601. 401. 201. 000. 801015 20253035404550压力/MPa图E.8恒质膨胀过程相对体积与压力关系曲线格式66
GB/T 26981—2020E.12衰竭过程中累积产出井流物体积与压力关系曲线格式见图E.9。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中累积产出井流物体积与压力关系曲线（℃)10090807060504030201010152025303540压力/MPa图E.9衰竭过程中累积产出井流物体积与压力关系曲线格式67
GB/T26981—2020E.13衰竭过程中流出物偏差系数与压力关系曲线格式见图E.10。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中流出物偏差系数与压力关系曲线（℃)1. 051. 00 0. 95N0. 900. 850. 800510152025303540压力/MPa图E.10衰竭过程中流出物偏差系数与压力关系曲线格式68
GB/T 26981—2020E.14衰竭过程中反凝析液量与压力关系曲线格式见图E.11。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：位：衰竭过程中反凝析液量与压力关系曲线（℃)1082010152025303540压力/MPa图E.11衰竭过程中反凝析液量与压力关系曲线格式SAG69
GB/T26981—2020E.15级分离器气重质累积产出量与压力关系曲线格式见图E.12。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：单脱气重质累积产出量与压力关系曲线60 000一乙烷一丙烷丁烷（总）50 000一戊烷以上//40 00030 00020 00010 0000510152025303540压力/MPa图E.12一级分离器气重质累积产出量与压力关系曲线格式70
GB/T 26981—2020E.165衰竭过程中累积采出量与压力关系曲线格式见图E.13。检测单位：第页共送样单位：归档号：气田：井号：层位：衰竭过程中累积采出量与压力关系曲线800160700140600120/）//50010040080300602004010020Dl 00510152025303540压力/MPa图E.13衰竭过程中累积采出量与压力关系曲线格式71
附 录 F （资料性附录） 凝析气各级定容衰竭流出物的分离实验计算
进行定容衰竭实验时，由于受到在PVT容器内样品量的限制，每级衰竭出的流体不可能再进行分 离实验，因此需用相态软件进行辅助计算
F.2分级压力下一级分离器气产量
每百万标准立方米流体产出一级分离器气量，单位为立方千米（km"）； V 每摩尔流体产出一级分离器气量，单位为立方米（m）。
F.3分级压力下累积一级分离器气产量
衰竭实验中分级压力下累积一级分离器气产量计算见式（F.2）
式中： CVsgi——分级压力下每百万标准立方米流体产出一级分离器气量，单位为立方千米（km"）。
分级压力下每百万标准立方米流体产出一级分离器气量，单位为立方千
F.4分级压力下油罐油产量
V。每百万标准立方米流体产出油罐油量，单位为立方米（m"）； 每摩尔流体产出油罐油量，单位为立方米（m）
V。一一每百万标准立方米流体产出油罐油量，单位为立方米（m"） Vcoi—每摩尔流体产出油罐油量，单位为立方米（m²）
F.5分级压力下累积油罐油产量
衰竭实验中分级压力下累积油罐油产量计算见式
cV. = Zv. *. F.4
GB/T 269812020
分级压力下每百万标准立方米流体产出油罐油量，单位为立方米（m"）。
F.6分级压力下气油比
衰竭实验中分级压力下气油比计算见式（F.5）。
式中： GOR; i级压力下的气油比，单位为立方米每立方米（m"/m*）
F.7分级压力下一级分离器中的重质组分含量
G. 级分离器中的重质组分产量，单位为克每立方米（g/m"）； 级分离器中自C之后j组分的摩尔分数
F.8分级压力下一级分离器中的重质组分产量
GOR:=V V sg
Gsi= Z..R. T.
衰竭实验中分级压力下一级分离器中的重质组分产量计算见式（F.7）。 W, =Gsi . V.
E.9分级压力下一级分离器中累积重质组分产
CW—一每百万标准立方米井流物中i级重质组分产量，单位为千克（kg）
E.10分级压力下油罐气产量
衰竭实验中分级压力下油罐气产量计算见式（F
每白方标准立方来流体产出油罐气量JTS 320-4-2018 船闸调试技术规程，单位为立方来（m"）； 5 一每摩尔流体产出油罐气量，单位为立方米（m）
Vstgi = 10Vesgi .Vsgi P. Z.·R.T.
F.11分级压力下累积油罐气产量
衰竭实验中分级压力下累积油罐气产量计算见式（F.10）
Q／GDW 11810.1-2018 输变电工程三维设计建模规范.第1部分：变电站（换流站）F.12分级压力下一级分离器气量与井流物之
GB/T 26981—2020附录G（资料性附录）易挥发性原油地层流体物性分析报告格式G.1分析报告封面格式同图D.1。G.2分析报告首页格式同图D.2。G.3易挥发性原油特征及取样资料格式同图D.3。G.4样品检查记录格式同图D.4。G.5并流物烃组分组成数据格式同图D.5。G.6单次脱气实验数据格式同图D.6。G.7恒质膨胀实验数据格式同图D.7。G.8压力体积关系数据格式同图D.8。G.9定容衰竭实验数据格式同图E.4。G.10定容衰竭反凝析液量数据格式同图E.5G.11定容衰竭瞬时采出量数据格式同图E.7。G.12地层温度下地层流体黏度测试数据格式同图D.10。G.13地层流体相对体积与压力关系曲线格式同图D.11。G.14衰竭过程中累积产出井流物体积与压力关系曲线格式同图E.9。G.15衰竭过程中流出物偏差系数与压力关系曲线格式同图E.10G.16衰竭过程中反凝析液量与压力关系曲线格式同图E.11。G.17原始流体重质累积产出量与压力关系曲线格式同图E.12。G.18地层原油黏度与压力关系曲线格式同图D.14。G.19定容衰竭累积采出量数据格式见图G.1。检测单位：第页共页送样单位：归档号：油田：井号：层位：定容衰竭累积采出量数据（每百万标准立方米原始流体）产出气体中的重质产量/kg压力/MPa气体积/kmC2C:C,Cs+图G.1定容衰竭累积采出量数据格式75
GB/T 26981—2020附录H（资料性附录）干气地层流体物性分析报告格式H.1分析报告封面格式同图D.1。H.2分析报告首页格式同图D.2。H.3干气特征及取样资料格式同图D.3。H.4样品检查记录格式同图D.4。H.5压力体积关系曲线格式同图E.8。H.6井流物烃组分组成数据格式见图H.1。检测单位：第页共页送样单位：归档号：气田：井号：层位：井流物烃组分组成分析数据气体组成组分%（摩尔分数)g/m3H,SCO2N2C:C2C3iC,nC.iC;nC;CsC:CsCsCioCu1+合计C11+相对分子质量C1+相对密度热值/(kJ/kg)图H.1井流物烃组分组成数据格式76