SY/T 5542-2009 油气藏流体物性分析方法 SY/T5542-2009 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS75.020
备案号：27457-2010
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5542—2009
代替SY/T5542—2000，SY/T5543—2002，SY/T6434—2000，SY/T6435-2000油气藏流体物性分析方法
Test method for reservoir fluid physical properties2009—12—01发布
国家能源局
2010—05—01实施
规范性引用文件
术语和定义
仪器仪表
仪器仪表标定与检定
样品检查
地层流体配制·
转样。
热膨胀实验
单次脱气实验
恒质膨胀实验
多次脱气实验
定容衰竭实验
地层油黏度测定
原油地层流体物性分析
凝析气地层流体物性分析
易挥发性原油地层流体物性分析湿气地层流体物性分析
19干气地层流体物性分析
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录)
附录E（资料性附录）
地层原油分离实验
原油流体物性分析报告的格式·凝析气藏流体物性分析报告的格式：易挥发油藏流体物性分析报告的格式干气藏流体物性分析报告的格式，SY/T5542—2009
SY/T5542—2009
本标准整合修订并代替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。本次整合修订内容：
将四个标准进行整合并将标准名称改为《油气藏流体物性分析方法》；统一了四个标准的术语和定义；增加了单相原油密度测定方法和压缩系数计算方法；将四个标准中相同的仪器仪表和标定方法及检定步骤进行了整合；删去了SY/T6434-2000中的天然气取样；将四个标准中样品检查和样品配制及质量检查进行了合并；将四个标准中相同的实验如热膨胀实验、单次脱气实验、恒质膨胀实验、多次脱气实验、定容衰竭实验、地层油黏度测定等进行了合并；将SY/T6434一2000分解成了湿气和干气地层流体物性分析方法，并将四个标准的分析方法分别修改成原油地层流体物性分析、凝析气地层流体物性分析、易挥发性原油地层流体物性分析、湿气地层流体物性分析、干气地层流体物性分析共5部分；统一了分析报告格式和图表，并按照GB/T1.1一2000的要求规范了标准格式。本标准的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E均为资料性附录。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。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T5542--1992，SY/T5542—2000；-SY/T5543--1992，SY/T5543—2002;SY/T6434--2000;
SY/T6435--2000。
1范围
油气藏流体物性分析方法
SY/T5542—2009
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
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
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（U形振动管法）3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。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℃和0.101325MPa。3.2
黑油blackoil
常规高压物性分析所指的黑油指气油比小于250m2/m2，地面油密度通常介于0.83g/cm3~0.98g/cm2之间，体积系数小于2的一种烃类混合物流体。3.3
易挥发性原油volatileoil
通常指气油比介于250m2/m3550m2/m2之间，地面油密度介于0.76g/cm2～0.83g/cm2之间，体积系数大于2的烃类混合物流体。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。3.4
凝析气condensategas
通常指气油比介于550m2/m2~18000m2/m2之间，地面油密度介于0.72g/cm20.82g/cm之间的烃类混合物流体。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，还能凝析出液态烃类混合物。3.5
湿气wetgas（富气richgas）
通常指甲烷含量小于95%，气油比大于18000m2/m2，地面油密度介于0.70g/cm2～0.80g/cm1
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之间的烃类混合物流体。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，还能凝析出少量液态烃类混合物。
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烃类气体，在储层条件下呈气态，采到地面后仍为气态的烃类混合物。3.7
油罐油stocktank oil
油气藏烃类流体经油气分离器分离后，进人储油罐并在大气条件下与油罐气处于平衡状态的液态烃。
死油dead oil
油气藏烃类流体经单次脱气到大气条件下所得到的液态烃。3.9
活油live oil
溶解有气体的液态烃。
残余油residual oil
油气藏烃类流体在地层温度下经多次脱气或定容衰竭试验后，在大气压力下所剩余的液态烃。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，当压力升高时，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
并流物well stream
从油气井中产出的流体物质。实验室等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·producedgasoilration（GOR）标准条件下的一级分离器气产量与油罐油产量（20℃）之比，单位为立方米每立方米（m2/m2）。3.16
separatorgasoil ration
分离器气油比
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，单位为立方米每立方米(m2/m2)。
压缩系数compressibilityfactor等温条件下，原油体积随压力的变化率。2
热膨胀系数thermalexpansivity等压条件下，原油体积随温度的变化率。体积系数relativevolumefactorSY/T5542—2009
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℃）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℃）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℃）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℃）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℃）之比。
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。
单次脱气singleflash
处于某一状态的单相烃类流体，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
恒质膨胀constantcompositionexpansion体系中一定质量的烃类物质只有能量交换而无物质的传人与传出。该项试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，俗称力-V关系测试3.23
多次脱气differentialliberation在一定温度下，将烃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烃类物质到定容体积，测定不同压力级下排出烃类物质的量和组成的一种试验。4仪器仪表
4.1PVT仪及配样装置：额定工作温度大于或等于150℃，控温精度小于0.5℃，额定工作压力大于或等于50MPa。
4.2高压计量泵：容量100cm2～500cm2，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。
4.3分离器：额定工作压力大于3MPa，额定温度大于或等于35℃，控温精度小于或等于0.5℃。4.4高压黏度计：测量误差小于3%，额定温度大于或等于150℃，控温精度小于0.5℃，额定工作3免费标准bzxz.net
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压力大于或等于50MPa。
4.5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%。4.6密度仪：读数精度小于或等于0.001g/cm2，控温精度小于或等于0.05℃。4.7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C3o以上，质量分数精确到0.0001。
4.8相对分子质量测定仪：测量范围100～700，测量误差小于或等于5%。4.9气体计量计：容量大于或等于1000cm2，最小刻度分辨率小于或等于1cm3。4.10天平：量程大于或等于160g，感量大于或等于0.1mg。4.11大气压力表：精度0.4级。
5仪器仪表标定与检定
5.1PVT容器的标定
标定工作包括容器死体积、容器容积及温变系数、压变系数的标定。5.2高压计量泵的标定
5.2.1标定方法
高压计量泵刻度标定采用分段排水称量法。5.2.2标定步骤
5.2.2.1计量泵标定在某一预定压力下进行，压力通常为10.00MPa（本标准中压力均为绝对压力)。
5.2.2.2泵腔清洗干净，抽空至200Pa后，继续抽30min后充满二次蒸馏水。5.2.2.3计量泵全量程均分为四段标定，每段排水称量三次，每次约20cm2，称准至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0.01cm2）。5.2.2.4记录室温。
5.2.3数据整理
5.2.3.1泵读数差的计算见式（1）。AN;=N2i-Ni
式中：
△N-i次泵读数差的数值，单位为立方厘米（cm2）；N2i——i次泵末读数的数值，单位为立方厘米（cm2）；Nui—i次泵初读数的数值，单位为立方厘米（cm2）。5.2.3.2排出水体积的计算见式（2）。Vw= W
式中：
Vw——i次泵实际排出水体积的数值，单位为立方厘米（cm2）；Ww——i次排出水质量的数值，单位为克（g)；P—蒸馏水在标定压力、室温下的密度的数值，单位为克每立方厘米（g/cm2）。5.2.3.3泵校正系数的计算见式（3）。Vwi·n
式中：
F——泵的校正系数；
n-排水总次数。
5.2.4泵的标定周期
5.2.4.1泵的标定周期为12个月。SY/T 5542---2009
5.2.4.2在以后的分析工作中（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。
5.2.4.3当室温与标定时温度相差±5℃以上时，需要在相应温度下重新标定泵的校正系数。5.3高压落球黏度计的标定
5.3.1标定方法
用不同的已知黏度和密度的黏度标准液充满黏度计测试腔，在不同角度下测定不同直径钢球的降落时间，得到不同直径钢球的黏度与落球时间的关系曲线或关系式。5.3.2标定步骤
5.3.2.1准备一系列已知黏度和密度的黏度标准液。5.3.2.2
清洗并吹干黏度计后用黏度标准液充满黏度计测试腔。5.3.2.3选择一合适钢球装人测试腔内。5.3.2.4黏度计恒温至标准液要求的温度3h以上。5.3.2.5选定一个测定角度，按黏度计测试规程平行测定五次以上。要求落球时间相对误差小于1%。
5.3.2.6改变测定角度，重复5.3.2.5测定。5.3.2.7选择另一标号黏度标准液，重复5.3.2.2～5.3.2.6测定。5.3.2.8每条黏度标定曲线至少需6种～7种不同黏度值的标准黏度液。5.3.2.9落球时间控制在10s～80s为宜。5.3.3数据整理
5.3.3.1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，将其与已知黏度值标绘在算术坐标系上，得到如图1所示的某一钢球在不同测角下的标定曲线。80
测角1
测角2
(pg-p)t s(g/cm)
落球黏度计标定曲线
测角3
5.3.3.2根据测定结果，也可回归出相应的黏度计算公式，见式（4)。μ=m:(pb-po)t
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式中：
被测液体的黏度的数值，单位为毫帕秒（mPa·s）；m;\
某钢球在某一测角下的黏度计常数，从标定中求得；测定温度下钢球的密度的数值，单位为克每立方厘米（g/cm3）；测定温度下标准液的密度的数值，单位为克每立方厘米（g/cm2）；落球时间的数值，单位为秒（s）。5.3.4标定周期
高压落球黏度计的标定周期为24个月。5.4气体计量计的标定
5.4.1气量计死体积标定
5.4.1.1按图2接好流程，将气量计活塞置于进气端的上限点。1—计量泵；2—阀门；3U型管压力计；4—气体计量计；5—真空泵图2标定气量计死体积标定流程图5.4.1.2用真空泵将死体积抽空，真空度达200Pa后再抽2h。5.4.1.3选择一台经标定过的计量泵，泵中充满空气。当U型管两水液面平齐后记录泵的初读数5.4.1.4将计量泵中气体缓慢充人死体积中，调整计量泵使U型管两液面平齐，稳定5min后记录泵的末读数。
5.4.1.5重复测定三次以上，将三次泵的初末读数之差的平均值乘以泵的校正值即为气量计的死体积。5.4.2气量计刻度标定方法
气量计刻度标定采用在大气压力和室温下分段充气计量法。5.4.3标定步骤
5.4.3.1准备一台经过校正并配有精密压力表的计量泵，将泵腔清洗干净并吹干。5.4.3.2打开泵排空阀，泵中充满空气。5.4.3.3气量计测筒压力稳定在大气压力后，记录气量计初读数。关闭泵排空阀，泵接至气量计测筒人口，泵内空气压力稳定在大气压力条件下后记录泵初5.4.3.4
读数。
5.4.3.5缓慢匀速地将一定体积的空气注人气量计中，当压力表稳定在大气压力后，记录泵和气量计末读数。重复测定三次以上。5.4.3.6气量计全量程均分为四段，按5.4.3.2～5.4.3.5分段标定。5.4.4数据整理
5.4.4.1泵读数差的计算利用公式（1）计算。5.4.4.2气量计读数差的计算见式（5）。Vgi=V2:-Vi
式中：
Vgi—i次气量计读数差，单位为立方厘米（cm）；V2——i次气量计末读数，单位为立方厘米（cm）；Vi:——i次气量计初读数，单位为立方厘米（cm）。气量计校正系数的计算见式（6)。Fg=
式中：
气量计校正系数；
气量计标定总次数。
5.4.5标定周期
气量计标定周期最长为24个月。5.5原油密度和相对密度测定仪的标定AN.·F·ng
数字式密度仪，标定按SH/T0604执行，其他测定仪器按相关标准执行。5.6原油平均相对分子质量测定仪的标定原油平均相对分子质量测定采用冰点降低法，标定按SH/T0169执行。5.7气相色谱仪的校验
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气相色谱仪除按期经法定计量单位检定外，对气体分析还应采用标准气在每次测试期间进行校正，以保证测试数据准确可靠。天然气组分组成分析标定按GB/T13610执行。5.8分析天平、压力表或压力传感器、热电偶或温度计校检分析天平、压力表或压力传感器、热电偶或温度计按计量检测的相关规定定期送检。6样品检查
6.1目的
判断取样质量好坏和样品储运过程中是否有漏失。6.2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。
6.3井下流体（采用井下取样器于井筒中取得）样品的检查6.3.1打开压力的测定
6.3.1.1计量泵中充满工作介质，按图3连接流程，管线排气并试压，读泵读数。6。
1一高压计量泵；2一井下取样器；3一恒温套；4，5，6，7一转样接头阀门图3地下流体样品检查流程
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6.3.1.2计量泵加压至高于取样点压力，打开阀5，连通样品。6.3.1.3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。6.3.1.4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。6.3.2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。6.3.3泡点压力的测定
6.3.3.1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。
6.3.3.2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。依次分别测得各压力下的泵读数。6.3.3.3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4所示的泡点压力测试曲线，曲线之拐点即为泡点压力。累积泵读数差，cm
图4泡点压力测试曲线
6.3.3.4更换另一支并下流体样品，重复6.3.1～6.3.3.3测定。6.3.3.5有代表性的样品具有以下条件：a）至少有两支以上样品泡点压力相对误差小于3%；b）泡点压力小于或等于取样点压力，相对误差不大于3%。6.3.3.6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。6.4地面流体（从一级分离器取得）样品的检查6.4.1分离器气样的检查
6.4.1.1将分离器气样瓶直立加热，恒温至分离器温度4h以上，如图5所示连接压力表。6.4.1.2打开气瓶上阀连通压力表，压力表读数即为气样压力。6.4.1.3气样压力与分离器压力相对误差小于5%为合格。6.4.1.4取气样分析其组分组成，测试方法按GB/T13610执行。6.4.2分离器油样的检查
6.4.2.1油样检查参照6.3.1~6.3.3进行。6.4.2.2分离器油泡点压力与分离器压力相对误差小于5%为合格。6.4.2.3在测定泡点压力的同时，参照11.2测定分离器油的压缩系数Cos。6.4.3分离器油的单次脱气测定
选择一经检查合格的分离器油瓶，参照10.2方法和步骤，在分离器温度下进行测试。
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