GB/T 26981-2020
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标准简介
GB/T 26981-2020.Analysis method for reservoir fluid physical properties.
1范围
GB/T 26981明确了油气藏流体物性分析的基本原理,规定了所用主要仪器,油、气样品的检验，地层流体的配制、转样、分析测试,计算方法及仪表的校验方法。
GB/T 26981适用于油气藏流体物性的测定。
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/T 13610天然气的组成分析气相色谱法
SH/T 0169矿物绝缘油平均分子量测定法(冰点降低法)
SH/T 0604原油和石油产品密度测定法(U形振动管法)
SY/T 5154油气藏流 体取样方法
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 reference conditions
计量油气所规定的标准温度和大气压力。
注:我国石油天然气计量标准条件规定为20℃和0.101325MPa.
3.2
单次脱气 single flash
处于某一状态的单相烃类流体,通过节流膨胀到另一状态的过程,体系由单相变为气液两相而总组成保持恒定。
注:气相称为单脱气,液相称为单脱油。
3.3
恒质膨胀 constant composition expansion
体系中一定质量的烃类物质只有能量交换而无物质的传入与传出。
注: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,也称PV关系测试。
3.4
多次脱气 differential liberation
在一定温度下,将烃类体系分级降压脱气和排气的过程。
注: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。
1范围
GB/T 26981明确了油气藏流体物性分析的基本原理,规定了所用主要仪器,油、气样品的检验，地层流体的配制、转样、分析测试,计算方法及仪表的校验方法。
GB/T 26981适用于油气藏流体物性的测定。
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/T 13610天然气的组成分析气相色谱法
SH/T 0169矿物绝缘油平均分子量测定法(冰点降低法)
SH/T 0604原油和石油产品密度测定法(U形振动管法)
SY/T 5154油气藏流 体取样方法
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 reference conditions
计量油气所规定的标准温度和大气压力。
注:我国石油天然气计量标准条件规定为20℃和0.101325MPa.
3.2
单次脱气 single flash
处于某一状态的单相烃类流体,通过节流膨胀到另一状态的过程,体系由单相变为气液两相而总组成保持恒定。
注:气相称为单脱气,液相称为单脱油。
3.3
恒质膨胀 constant composition expansion
体系中一定质量的烃类物质只有能量交换而无物质的传入与传出。
注: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,也称PV关系测试。
3.4
多次脱气 differential liberation
在一定温度下,将烃类体系分级降压脱气和排气的过程。
注: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。
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标准内容
ICS75.020
中华人民共和国国家标准
GB/T26981—2020
代替GB/T26981-2011
油气藏流体物性分析方法
Analysis method for reservoir fluid physical properties2020-11-19发布
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会
2021-06-01实施
GB/T26981—2020
规范性引用文件
术语和定义
仪器仪表
样品检查
地层流体配制
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
地层原油流体物性分析
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
18干气地层流体物性分析
附录A（规范性附录）
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）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录）
附录H（资料性附录）
仪器仪表标定
单组分密度与摩尔质量基础参数表地层原油分离实验
黑油地层流体物性分析报告格式凝析气地层流体物性分析报告格式凝析气各级定容衰竭流出物的分离实验计算易挥发性原油地层流体物性分析报告格式于气地层流体物性分析报告格式：rKaeerKAca-
本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。GB/T26981—2020
本标准代替GB/T26981—2011《油气藏流体物性分析方法》，与GB/T26981—2011相比，主要技术变化如下：
一增加了溶解气油比、拟组分的定义（见3.9.3、3.23）；一修改了单次脱气、黑油、易挥发性原油、凝析气、湿气、干气、泡点压力、露点压力的定义（见第3章，2011年版的第3章）；
修改了仪器仪表的名称及规格（见4.1.2011年版的4.1)；一删除了死油切割蒸馏，测定C+馏分平均相对摩尔质量和密度的方法（见2011年版的9.2.6）；一增加了毛细管黏度测试方法与电磁式黏度测试方法（见13.3、13.4)；增加了地层流体密度的直接测试方法，即高温高压密度计法（见13.5.3）；一增加了拟组分密度与摩尔质量计算方法（见14.2.2.2、14.2.2.3)；将凝析气各级定容衰竭流出物的分离实验计算部分移至资料性附录（见附录F，2011年版的15.6);
修改了易挥发性原油物性分析项目种类（见第16章，2011年版的第16章）。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）提出并归口本标准起草单位：提高石油采收率国家重点实验室（中国石油天然气股份有限公司探开发研究院）、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中海油能源发展股份有限公司工程技术公司、塔里木油田公司质量检测中心、中国石油大学（北京）本标准主要起草人：张可、李实、伦增珉、张旭东、陈兴隆、王小强、杨发荣、孙长宇、俞宏伟、韩海水。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GB/T26981—2011。
rrKaerkAca-
1范围
油气藏流体物性分析方法
GB/T26981—2020
本标准明确了油气藏流体物性分析的基本原理，规定了所用主要仪器，油、气样品的检验，地层流体的配制、转样、分析测试，计算方法及仪表的校验方法。本标准适用于油气藏流体物性的测定。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（U形振动管法）油气藏流体取样方法
SY/T5154
术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
标准条件
reference conditions
计量油气所规定的标准温度和大气压力注：我国石油天然气计量标准条件规定为20℃和0.101325MPa，3.2
单次脱气singleflash
处于某一状态的单相烃类流体，通过节流膨胀到另一状态的过程，体系由单相变为气液两相而总组成保持恒定
注：气相称为单脱气，液相称为单脱油。3.3
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。注：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，也称PV关系测试。3.4
多次脱气differentialliberation在一定温度下，将类体系分级降压脱气和排气的过程。注：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。3.5
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1
rKaeerKAca-
GB/T26981—2020
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。注：溶解有气体的液态烃，称为活油。3.7
stocktank oil
油罐油
油气藏烃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实验后，在大气压力下所剩余的液态烃。3.9
气油比
gas oil ratio
生产气油比producedgasoilratio一级分离器条件下的气产量与油罐油产量之比。注：单位m/m。
分离器气油比
separatorgasoil ratio
一级分离器条件下的气产量与一级分离器条件下的油产量之比。注：单位m/m。
溶解气油比solutiongasoilratio单次脱气实验获得的单脱气与单脱油在标准条件下的体积之比。注：单位m/m
体积系数
volume factor
饱和压力体积系数saturationpressurevolumefactor饱和压力下原油体积与单次脱气得到的死油体积（20℃）之比。3.10.2
分离器油体积系数separatoroilvolumefactor分离器条件下的油体积与油罐油体积（20℃C）之比3.10.3
气体体积系数
gasvolumefactor
地层条件下气体的体积与其在标准条件下的体积之比3.10.4
油气双相体积系数oil-gasvolumefactor当压力低于饱和压力时，某一压力下的油气总体积与其残余油体积（20℃)之比。3.11
黑油blackoil
气油比小于250m2/m，密度通常介于0.83g/cm~0.98g/cm之间，饱和压力体积系数小于2的一种烃类混合物流体。
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易挥发性原油volatileoil
GB/T26981—2020
气油比介于250m2/m~550m/m之间，密度通常介于0.76g/cm~0.83g/cm之间，饱和压力体积系数大于2的烃类混合物流体。注：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烃类混合物流体。
凝析气condensategas
气油比介于550m2/m~18000m/m2之间，密度通常介于0.72g/cm~0.82g/cm之间的烃类混合物流体。
注：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。
湿气wetgas
甲烷在烃类组分中的含量小于95%，气油比大于18000m/m，密度通常介于0.70g/cm2~0.80g/cm之间的烃类混合物流体注：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类混合物，也称作富气。
干气drygas
甲烷在烃类组分中的含量大于95%，含少量乙烷或含乙烷以上的烃类气体。注：也称作贫气。
泡点压力bubblepointpressure
在一定温度条件下，处于液相的体系中，当压力下降至体系出现第一个气泡时的压力；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。3.17
露点压力dewpointpressure
在一定温度条件下，处于气态的体系中，当压力下降至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，当压力升高至液体完全被溶解成为气态时的压力。3.18
饱和压力
saturationpressure
泡点压力和露点压力的总称谓。3.19
井流物wellstream
从油气井中产出的烃类流体物质，或实验室定容衰竭实验中排出的液态和气态的烃类流体物质。3.20
压缩系数compressibilityfactor等温条件下原油体积随压力的变化率。3.21
thermal expansivityfactor
热膨胀系数
等压条件下原油体积随温度的变化率。KaeerKAca-
GB/T26981—2020
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：在指定的温度和压力条件下，一定质量的气体实际体积与在该温度和压力条件下按理想气体定律计算出的体积之比。
注：又称气体压缩因子。
拟组分pseudo-component
将石油馏分切割成有限数目的窄馏分，每一个窄馏分都视为一个纯组分4仪器仪表
名称及规格
下列为实验用仪器仪表名称及规格、精度要求：PVT仪及配样装置：可使用柱塞或活塞式PVT仪，额定工作温度大于或等于150℃，控温精度士0.5℃，额定工作压力大于或等于70MPa。一高压计量泵：容量100cm2~500cm2，最小刻度分辨率小于或等于0.01cm2，额定工作压力大于或等于70MPa。
分离器：额定工作压力大于3MPa，额定温度大于或等于35℃，控温精度土0.5℃。高压黏度计：测量相对偏差小于3%，额定温度大于或等于150℃，控温精度土0.5℃，额定工作压力天于或等于70MPa。
标准压力表或压力传感器：压力表精度小于或等于0.25级，压力传感器精度士0.5%FS。常压密度计和高温高压密度计：高温高压密度计，压力不低于70MPa，温度不低于180℃：读数精度小于或等于0.0001g/cm2，控温精度土0.05℃。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C以上，质量分数精确到0.001。
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1000cm2，最小刻度分辨率小于或等于1cm。天平：量程大于或等于1200g，感量大于或等于0.001g。大气压力表：精度0.4级。
一温度计：测量范围0℃～100℃，分度值0.01℃。4.2仪器仪表的标定或校验
仪器仪表应定期进行标定或校验。PVT容器、高压计量泵、高压落球黏度计、气量计、密度和相对密度测定仪、平均分子量测定仪的标定以及气相色谱仪的校验见附录A。5样品检查
5.1目的
判断取样质量和样品储运过程中是否有漏失。检查项目包括初检、井下流体样品检查及地面流体样品检查
KaeerKAca-
5.2初检
GB/T26981—2020
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，取样容器外观是否有漏油现象等。
5.3并下流体样品检查
5.3.1打开压力测定
5.3.1.1计量泵中充满工作介质，按图1连接流程。计量泵加压至高于取样点压力，连通样品。5.3.1.2取样器加热至取样点温度，加热过程中不断摇动保证样品受热均匀；恒温在取样点温度，连续30min以上，压力波动小于1%（或绝对变化量）时，该点压力为样品打开压力。6区0
说明：
高压计量泵：
并下取样器：
恒温套；
4、5、6、7—转样接头阀门。
含水量检查
图1并下流体样品检查流程
在取样点温度下将取样器直立、恒温静放8h后，将水及污物完全放出，计量放出物体积，含水量低于5%为合格，检查方法按照SY/T5154执行。5.3.3泡点压力测定
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，每次降压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。5.3.3.3将测量结果标绘在算术坐标系上，如图2所示，得到泡点压力测量曲线，曲线之拐点即为泡点压力。
KaeerKAca-
GB/T26981—2020
代表性样品的确定
案积象读数差/mL
图2泡点压力测量曲线
样品数量和样品检查质量应满足以下要求：井下流体要求取三支或以上样品；a)
至少有两支以上样品泡点压力相对偏差小于3%；泡点压力小于或等手取样点压力相对偏差应不大于3%：如果几支样品经检查均合格，宜取泡点压力较高的那支样品为分析样品。分离器样品检查
分离器气样检查
将分离器气样瓶直立加热至分离器温度，恒温4h以上，如图3所示连接压力表。打开气瓶上阀连通压力表，压力表读数即为气样压力。气样压力与分离器压力相对偏差小于5%为合格取气样分析其组分组成，分析方法按GB/T13610执行。说明：
分离器气样瓶；
—压力表：
3-恒温套；
—阀门。
图3分离器气样检查流程
-rrKaeerKAca-
5.4.2分离器油样检查
分离器油样检查参照5.3.1~5.3.3执行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GB/T26981—2020
5.4.2.3在测定泡点压力的同时，参照10.2测定分离器油压缩系数（C.），计算方法与地层原油压缩系数（C。）一致，见式（26）。
5.4.3分离器油单次脱气实验
选择一只合格的分离器油瓶，参照9.2方法和步骤，在分离器温度下进行单次脱气实验，5.4.4数据整理
计算油罐油体积
油罐油体积计算见式（1）。
式中：
Vat——油罐油体积，单位为立方厘米（cm）；mot
油罐油质量，单位为克（g）；
油罐油密度（20℃），单位为克每立方厘米（g/cm2）5.4.4.2计算分离器油体积系数
分离器油体积系数计算见式（2）。V
式中：
分离器油体积系数；
分离器油体积，单位为立方厘米（cm2）。5.4.4.3计算分离器油气油比
分离器油气油比计算见式（3）。GOR,此内容来自标准下载网
式中：
·（1)
..（2)
（3）
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（m2/m）；标准温度，单位为开（取值为293.15K)；当日大气压力，单位为兆帕（MPa）；放出气体在室温和大气压力下的体积，单位为立方厘米（cm）；-标准压力（取值为0.101325MPa），单位为兆帕（MPa）；室温，单位为开（K）。
计算油罐油摩尔组成
油罐油摩尔组成计算见式（4)。rKaeerKAca-
GB/T26981—2020
式中：
油罐油i组分的摩尔分数；
油罐油1组分的质量分数；
油罐油i组分的摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol)。计算分离器油组成
分离器油组成计算见式（5）。
X+4.157X10-5
1+4.157×10-GOR
式中：
分离器油i组分的摩尔分数；
油罐气i组分的摩尔分数；
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
（4）
·（5）
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，其组成从甲烷到已烷，IgK，：P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。T
IgK,·pepoob.
lgpa-Ig(0.101)
式中：
分离器气组分的平衡常数：
级分离器压力（绝对），单位为兆帕（MPa）；分离器气组分的特性常数，由式（8)计算；分离器气1组分的沸点，单位为开（K）；级分离器温度，单位为开(K)；
分离器气1组分的摩尔分数；
分离器气1组分的临界压力（绝对），单位为兆帕（MPa)：-nrKaeerKca-
.....-.-+..
.....(7)
分离器气组分的临界温度，单位为开（K）。6
地层流体配制
样品准备
6.1.1分离器气体压力恢复
GB/T26981—2020
采用气体增压泵法或冷冻法等方法将处于分离器温度下的分离器气体转人活塞式高压容器中，并增压到配样压力。
6.1.2配样条件下气体偏差系数测定6.1.2.1实验步骤
6.1.2.1.1按图4连接流程。
6.1.2.1.2在配样温度下，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，恒温平衡4h后，连续30min内体积变化小于1%。6.1.2.1.3记录计量泵和气量计初读数打开高压容器样品端阀门.保持配样压力，并将约20cm高压气体缓慢放出，关闭阀门。6.1.2.1.4
读取泵、气量计末读数，记录室温和大气压力。6.1.2.1.5
6.1.2.1.6
说明：
按6.1.2.1.3~6.1.2.1.5重复测定三次以上。S
高压计量泵；
高压容器；
恒温浴；
气体指示瓶：
气量计：
阀门。
图4气体偏差系数测定流程
计算配样条件下的气体偏差系数配样条件下的气体偏差系数计算见式（9）。Z,-Pr.V,.TI·Z
rKaeerKAca
（9）
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油气藏流体物性分析方法
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2021-06-01实施
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术语和定义
仪器仪表
样品检查
地层流体配制
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
地层原油流体物性分析
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
18干气地层流体物性分析
附录A（规范性附录）
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）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录）
附录H（资料性附录）
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单组分密度与摩尔质量基础参数表地层原油分离实验
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本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。GB/T26981—2020
本标准代替GB/T26981—2011《油气藏流体物性分析方法》，与GB/T26981—2011相比，主要技术变化如下：
一增加了溶解气油比、拟组分的定义（见3.9.3、3.23）；一修改了单次脱气、黑油、易挥发性原油、凝析气、湿气、干气、泡点压力、露点压力的定义（见第3章，2011年版的第3章）；
修改了仪器仪表的名称及规格（见4.1.2011年版的4.1)；一删除了死油切割蒸馏，测定C+馏分平均相对摩尔质量和密度的方法（见2011年版的9.2.6）；一增加了毛细管黏度测试方法与电磁式黏度测试方法（见13.3、13.4)；增加了地层流体密度的直接测试方法，即高温高压密度计法（见13.5.3）；一增加了拟组分密度与摩尔质量计算方法（见14.2.2.2、14.2.2.3)；将凝析气各级定容衰竭流出物的分离实验计算部分移至资料性附录（见附录F，2011年版的15.6);
修改了易挥发性原油物性分析项目种类（见第16章，2011年版的第16章）。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）提出并归口本标准起草单位：提高石油采收率国家重点实验室（中国石油天然气股份有限公司探开发研究院）、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中海油能源发展股份有限公司工程技术公司、塔里木油田公司质量检测中心、中国石油大学（北京）本标准主要起草人：张可、李实、伦增珉、张旭东、陈兴隆、王小强、杨发荣、孙长宇、俞宏伟、韩海水。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GB/T26981—2011。
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1范围
油气藏流体物性分析方法
GB/T26981—2020
本标准明确了油气藏流体物性分析的基本原理，规定了所用主要仪器，油、气样品的检验，地层流体的配制、转样、分析测试，计算方法及仪表的校验方法。本标准适用于油气藏流体物性的测定。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（U形振动管法）油气藏流体取样方法
SY/T5154
术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
标准条件
reference conditions
计量油气所规定的标准温度和大气压力注：我国石油天然气计量标准条件规定为20℃和0.101325MPa，3.2
单次脱气singleflash
处于某一状态的单相烃类流体，通过节流膨胀到另一状态的过程，体系由单相变为气液两相而总组成保持恒定
注：气相称为单脱气，液相称为单脱油。3.3
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。注：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，也称PV关系测试。3.4
多次脱气differentialliberation在一定温度下，将类体系分级降压脱气和排气的过程。注：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。3.5
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1
rKaeerKAca-
GB/T26981—2020
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。注：溶解有气体的液态烃，称为活油。3.7
stocktank oil
油罐油
油气藏烃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实验后，在大气压力下所剩余的液态烃。3.9
气油比
gas oil ratio
生产气油比producedgasoilratio一级分离器条件下的气产量与油罐油产量之比。注：单位m/m。
分离器气油比
separatorgasoil ratio
一级分离器条件下的气产量与一级分离器条件下的油产量之比。注：单位m/m。
溶解气油比solutiongasoilratio单次脱气实验获得的单脱气与单脱油在标准条件下的体积之比。注：单位m/m
体积系数
volume factor
饱和压力体积系数saturationpressurevolumefactor饱和压力下原油体积与单次脱气得到的死油体积（20℃）之比。3.10.2
分离器油体积系数separatoroilvolumefactor分离器条件下的油体积与油罐油体积（20℃C）之比3.10.3
气体体积系数
gasvolumefactor
地层条件下气体的体积与其在标准条件下的体积之比3.10.4
油气双相体积系数oil-gasvolumefactor当压力低于饱和压力时，某一压力下的油气总体积与其残余油体积（20℃)之比。3.11
黑油blackoil
气油比小于250m2/m，密度通常介于0.83g/cm~0.98g/cm之间，饱和压力体积系数小于2的一种烃类混合物流体。
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易挥发性原油volatileoil
GB/T26981—2020
气油比介于250m2/m~550m/m之间，密度通常介于0.76g/cm~0.83g/cm之间，饱和压力体积系数大于2的烃类混合物流体。注：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烃类混合物流体。
凝析气condensategas
气油比介于550m2/m~18000m/m2之间，密度通常介于0.72g/cm~0.82g/cm之间的烃类混合物流体。
注：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。
湿气wetgas
甲烷在烃类组分中的含量小于95%，气油比大于18000m/m，密度通常介于0.70g/cm2~0.80g/cm之间的烃类混合物流体注：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类混合物，也称作富气。
干气drygas
甲烷在烃类组分中的含量大于95%，含少量乙烷或含乙烷以上的烃类气体。注：也称作贫气。
泡点压力bubblepointpressure
在一定温度条件下，处于液相的体系中，当压力下降至体系出现第一个气泡时的压力；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。3.17
露点压力dewpointpressure
在一定温度条件下，处于气态的体系中，当压力下降至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，当压力升高至液体完全被溶解成为气态时的压力。3.18
饱和压力
saturationpressure
泡点压力和露点压力的总称谓。3.19
井流物wellstream
从油气井中产出的烃类流体物质，或实验室定容衰竭实验中排出的液态和气态的烃类流体物质。3.20
压缩系数compressibilityfactor等温条件下原油体积随压力的变化率。3.21
thermal expansivityfactor
热膨胀系数
等压条件下原油体积随温度的变化率。KaeerKAca-
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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：在指定的温度和压力条件下，一定质量的气体实际体积与在该温度和压力条件下按理想气体定律计算出的体积之比。
注：又称气体压缩因子。
拟组分pseudo-component
将石油馏分切割成有限数目的窄馏分，每一个窄馏分都视为一个纯组分4仪器仪表
名称及规格
下列为实验用仪器仪表名称及规格、精度要求：PVT仪及配样装置：可使用柱塞或活塞式PVT仪，额定工作温度大于或等于150℃，控温精度士0.5℃，额定工作压力大于或等于70MPa。一高压计量泵：容量100cm2~500cm2，最小刻度分辨率小于或等于0.01cm2，额定工作压力大于或等于70MPa。
分离器：额定工作压力大于3MPa，额定温度大于或等于35℃，控温精度土0.5℃。高压黏度计：测量相对偏差小于3%，额定温度大于或等于150℃，控温精度土0.5℃，额定工作压力天于或等于70MPa。
标准压力表或压力传感器：压力表精度小于或等于0.25级，压力传感器精度士0.5%FS。常压密度计和高温高压密度计：高温高压密度计，压力不低于70MPa，温度不低于180℃：读数精度小于或等于0.0001g/cm2，控温精度土0.05℃。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C以上，质量分数精确到0.001。
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1000cm2，最小刻度分辨率小于或等于1cm。天平：量程大于或等于1200g，感量大于或等于0.001g。大气压力表：精度0.4级。
一温度计：测量范围0℃～100℃，分度值0.01℃。4.2仪器仪表的标定或校验
仪器仪表应定期进行标定或校验。PVT容器、高压计量泵、高压落球黏度计、气量计、密度和相对密度测定仪、平均分子量测定仪的标定以及气相色谱仪的校验见附录A。5样品检查
5.1目的
判断取样质量和样品储运过程中是否有漏失。检查项目包括初检、井下流体样品检查及地面流体样品检查
KaeerKAca-
5.2初检
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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，取样容器外观是否有漏油现象等。
5.3并下流体样品检查
5.3.1打开压力测定
5.3.1.1计量泵中充满工作介质，按图1连接流程。计量泵加压至高于取样点压力，连通样品。5.3.1.2取样器加热至取样点温度，加热过程中不断摇动保证样品受热均匀；恒温在取样点温度，连续30min以上，压力波动小于1%（或绝对变化量）时，该点压力为样品打开压力。6区0
说明：
高压计量泵：
并下取样器：
恒温套；
4、5、6、7—转样接头阀门。
含水量检查
图1并下流体样品检查流程
在取样点温度下将取样器直立、恒温静放8h后，将水及污物完全放出，计量放出物体积，含水量低于5%为合格，检查方法按照SY/T5154执行。5.3.3泡点压力测定
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，每次降压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。5.3.3.3将测量结果标绘在算术坐标系上，如图2所示，得到泡点压力测量曲线，曲线之拐点即为泡点压力。
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GB/T26981—2020
代表性样品的确定
案积象读数差/mL
图2泡点压力测量曲线
样品数量和样品检查质量应满足以下要求：井下流体要求取三支或以上样品；a)
至少有两支以上样品泡点压力相对偏差小于3%；泡点压力小于或等手取样点压力相对偏差应不大于3%：如果几支样品经检查均合格，宜取泡点压力较高的那支样品为分析样品。分离器样品检查
分离器气样检查
将分离器气样瓶直立加热至分离器温度，恒温4h以上，如图3所示连接压力表。打开气瓶上阀连通压力表，压力表读数即为气样压力。气样压力与分离器压力相对偏差小于5%为合格取气样分析其组分组成，分析方法按GB/T13610执行。说明：
分离器气样瓶；
—压力表：
3-恒温套；
—阀门。
图3分离器气样检查流程
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5.4.2分离器油样检查
分离器油样检查参照5.3.1~5.3.3执行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GB/T26981—2020
5.4.2.3在测定泡点压力的同时，参照10.2测定分离器油压缩系数（C.），计算方法与地层原油压缩系数（C。）一致，见式（26）。
5.4.3分离器油单次脱气实验
选择一只合格的分离器油瓶，参照9.2方法和步骤，在分离器温度下进行单次脱气实验，5.4.4数据整理
计算油罐油体积
油罐油体积计算见式（1）。
式中：
Vat——油罐油体积，单位为立方厘米（cm）；mot
油罐油质量，单位为克（g）；
油罐油密度（20℃），单位为克每立方厘米（g/cm2）5.4.4.2计算分离器油体积系数
分离器油体积系数计算见式（2）。V
式中：
分离器油体积系数；
分离器油体积，单位为立方厘米（cm2）。5.4.4.3计算分离器油气油比
分离器油气油比计算见式（3）。GOR,此内容来自标准下载网
式中：
·（1)
..（2)
（3）
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（m2/m）；标准温度，单位为开（取值为293.15K)；当日大气压力，单位为兆帕（MPa）；放出气体在室温和大气压力下的体积，单位为立方厘米（cm）；-标准压力（取值为0.101325MPa），单位为兆帕（MPa）；室温，单位为开（K）。
计算油罐油摩尔组成
油罐油摩尔组成计算见式（4)。rKaeerKAca-
GB/T26981—2020
式中：
油罐油i组分的摩尔分数；
油罐油1组分的质量分数；
油罐油i组分的摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol)。计算分离器油组成
分离器油组成计算见式（5）。
X+4.157X10-5
1+4.157×10-GOR
式中：
分离器油i组分的摩尔分数；
油罐气i组分的摩尔分数；
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
（4）
·（5）
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，其组成从甲烷到已烷，IgK，：P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。T
IgK,·pepoob.
lgpa-Ig(0.101)
式中：
分离器气组分的平衡常数：
级分离器压力（绝对），单位为兆帕（MPa）；分离器气组分的特性常数，由式（8)计算；分离器气1组分的沸点，单位为开（K）；级分离器温度，单位为开(K)；
分离器气1组分的摩尔分数；
分离器气1组分的临界压力（绝对），单位为兆帕（MPa)：-nrKaeerKca-
.....-.-+..
.....(7)
分离器气组分的临界温度，单位为开（K）。6
地层流体配制
样品准备
6.1.1分离器气体压力恢复
GB/T26981—2020
采用气体增压泵法或冷冻法等方法将处于分离器温度下的分离器气体转人活塞式高压容器中，并增压到配样压力。
6.1.2配样条件下气体偏差系数测定6.1.2.1实验步骤
6.1.2.1.1按图4连接流程。
6.1.2.1.2在配样温度下，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，恒温平衡4h后，连续30min内体积变化小于1%。6.1.2.1.3记录计量泵和气量计初读数打开高压容器样品端阀门.保持配样压力，并将约20cm高压气体缓慢放出，关闭阀门。6.1.2.1.4
读取泵、气量计末读数，记录室温和大气压力。6.1.2.1.5
6.1.2.1.6
说明：
按6.1.2.1.3~6.1.2.1.5重复测定三次以上。S
高压计量泵；
高压容器；
恒温浴；
气体指示瓶：
气量计：
阀门。
图4气体偏差系数测定流程
计算配样条件下的气体偏差系数配样条件下的气体偏差系数计算见式（9）。Z,-Pr.V,.TI·Z
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（9）
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