SY/T 5542-2000 地层原油物性分析方法 SY/T5542-2000 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS 75.180.99
备案号：8193—2001
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5542—2000
地层原油物性分析方法
Analytical method for reservoir crude oil physical properties2000 -12-25发布
国家石油和化学工业局
2001—06-01实施
SY/T 55422000
引用标准
仪器仪表
仪器仪表标定与检定
6样品检查
地层流体配制
8转样
9地层原油物性分析及计算
10检测报告项目及要求
附录A（提示的附录）
附录（提示的附录）
地层原油分离实验
地层原油物性检测报告格式
SY/T 5542—2000
油藏流体分析数据是油藏储量计算、开发方案、油藏工程和采汕工艺研究的重要基础数据。SY/T5542一92《地层原油物性分析方法无汞仪器分析法》仅限于使用GF型无汞PVT仪，同时在实践中也发现其中存在一些需要修改的条款，随着油藏流体分析仪器和实验分析方法的不断改进，原标准已不适应目前生产和科研的需要。为此，对SY/T 5542一92进行了修订。修订后的标准名称改为《地层源油物性分析方法》。目前国内用于地层原油分析检测的仪器类型较多，而且基本上已实现无汞化。各类仪器的其体操作方式有所不同，但实验原理和日的是一致的，主要分析方搭世基本相同，修订后的标准改进了地层原油物性分析和参数计算方法，提出了统一的分析内容和技术要求，使分析数据规范化和标准化，以满足油开发和管理的需要。本标准从生效之日起，同时代替SYT5542一92本标准的附录A、附录B都是提示的附录。本标准由中国右油天然气集团公司提出。本标推由油气田开发专业标化委员会归口，本标雅起草单位：石油勘探开发科学研究院石油采收率研究所。本标准起萃人刘　宁　郑希谭
本标准于1993年2月首次发布，本次为第一次修订。1范围
中华人民共和国石油天然气行业标准地层原油物性分析方法
Analytlcal method for reservoir crude oil physical propertiesSY/T 5542-—2000
代替SY/T5542—92
本标准规定了地层原油物性分析所用仪器、仪表的校验方法，油、气样品的检验，地层原油的配制、转样、分析测试及计算方法。本标准适用于一般地层原油，柱塞或活塞式PVT仪均可使用，其它类型的PVT仪器可参照执行。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。SY/T0529—93油田气中CC12，N2，CO,组分分析关联归气相色谱法SH/T0169—92矿物绝缘油平均分子量测定法冰点降低法SH/T 0604—94液体密度和相对密度测定法数字密度计法3定义
本标准采用下列定义（本标准中压力均为绝对压力)：3.1 标准条件
订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
3.3死油
油气藏烃类流体经一次闪蒸到大气条件下所得到的液态烃。3.4残余油
汕气裁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。3.5生产气油比
标准条件下的一级分离器气产量与油罐油产量（20℃）之比，m/m。3.6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，m2/m33.7压缩系数
等温条件下，原油体积随压力的变化率。3.8热膨胀系数
等压条件下，原油体积随温度的变化率。3.9体积系数
地层条件下原油的体积与其地面脱气油体积（20℃）之比，称为地层原油体积系数。地层原油体国家石油和化学工业局2000-12～25批准2001 06 - 01 实施
SY/T5542—2000
积系数的大小与脱气方式有关，引用时需注意区别地层条件下气体的体积与其在标准条件下的体积之比，称为地层气体体积系数。当地层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，称为该压力下的油气双相体积系数。
3.10气体偏差系数
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。
3.11单次脱气
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。一般说来，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。3.12多次脱气
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。4仪器仪表
4.1PVT仪及配样装置：额定工作温度不低于150℃，控温精度土0.5℃，额定工作压力不低于50MPa。
4.2高压计量泵：容量100~500cm，最小刻度分辨力0.01cm2，额定工作压力不低于50MPa。4.3分离器：额定工作压力不低于3MPa，额定温度不低于35℃，控温精度±0.5℃4.4高压粘度计：测量误差小于3%，额定温度不低于150℃，控温精度0.5℃，额定工作压力不低于50MPao
4.5标准压力表或压力传感器：压力表精度不低于0.35级，压力传感器精度不低于0.2%。4.6密度仪：读数精度不低于0.0001g/cm，控温精度±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，原油组分分析到碳30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150700，测量误差不大于5%。4.9气体计量计：容量大于1000cm3，最小刻度分辨力1cm3。4.10
天平：量程不小于160g，感量为0.1mg。大气压力表：精度0.4级。
2真空泵：排量不小于4L/s，真空度1.33Pa4.12
4.13活塞式高压容器若干：容积不小于500cm，额定工作压力不低于50MPa，额定温度不低于150℃。气体增压泵：额定压力不低于50MPa。4.14
5仪器仪表标定与检定
5.1PVT容器的标定
目前国内用于地层原油物性分析的PVT仪器种类较多，主要为带窗或不带窗柱塞或活塞式PVT仪，基本上实现了无汞操作。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，得到PVT容器的容积方程。仪器不同，具体标定方法也不同，需要根据各自仪器的类型制定相应的标定方法。
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。2
5.2.2标定步骤
SY/T5542—2000
5.2.2.1计量泵标定的读数压力为10MPac5.2.2.2泵腔清洗干净，抽空至200Pa后，继续抽30min，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0.01cm3。5.2.2.4记录室温。
5.2.3数据整理：
5.2.3.1计算泵读数差见式（1)。AN=N2i-Na
式中：AN—i次泵读数差，cm；
N2i—i次泵末读数，cm；
Niii次泵初读数，cm。
5.2.3.2计算排出水体积见式（2)。Vwi=Wwilew
式中：Vw——i次泵实际排出水体积，cmWwii次排出水质量，g,
Pw蒸馏水在标定压力、室温下的密度，g/cm2。5.2.3.3计算泵校正系数见式(3)。式中：F—泵的校正系数；
N——排水总次数。
5.2.4泵的标定周期为12个月。
5.2.5在以后的分析工作中（除气量计标定外），泵读数都必须在标定压力（10MPa）和进泵状态下读取。
5.2.6当室温与标定时温度相差土5℃以上时，需要在相应温度下重新标定泵的校正系数。5.3高压落球粘度计的标定
地层流体粘度的测定可采用毛细管粘度计，落球式粘度计或电磁式粘度计。常规PVT实验中流体粘度的测试一般指不同压力下液相油粘度的测定，目前使用较多的是高压落球粘度计，下面为其标定方法。使用其它类型粘度计者必须制定相应仪器的标定方法。5.3.1标定方法
用不同的已知粘度和密度的粘度标准液充满粘度计测试腔，在不同角度下测定不同直径钢球的降落时间，得到粘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准备一系列已知粘度和密度的粘度标准液。5.3.2.2清洗并吹干粘度计。
5.3.2.3用粘度标准液充满粘度计测试腔。5.3.2.4选择一合适钢球装人测试腔内。5.3.2.5
粘度计恒温至标准液要求的温度4h以上。选定一个测试角度，按粘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%。改变测定角度，重复5.3.2.6条测定。选择另--标号粘度标准液，重复5.3.2.25.3.2.7条测定。3
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5.3.2.9每条粘度标定曲线至少需6~7种不同粘度值的标准液。5.3.2.10落球时间控制在10~80s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，将其与已知粘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尚测角下的标定曲线。80
测角1
测角2
t(0f0.).5-g/cm*
图1落球粘度计标定曲线
5.3.3,2根据测定结果，也可回归出相应的粘度计算公式。μ=k: (pb-pa)
式中：-
被测液体的粘度，mPa's;
t—某钢球在某一测角下的粘度计常数，从标定中求得；测定温度下钢球的密度，&/cm；Ph
Pe测定温度下标准液的密度，g/cm2；落球时间，50
5.3.4标定周期为18个月。
5.4 气,体计最计的标定
5.4.1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。5.4.2标定步骤：
5.4.2.1准备一台经过校正并配有精密大气压力表的计量泵，清洗干净并吹T。5.4.2.2
打开泵排空阀，泵中充满空气。5.4.2.3
气量计测筒压力稳定在大气压力后记录气量计初读数。5.4.2.4
关闭菜排空阀。泵接至气量计测筒人。泵内空气压力稳定在大气压力条件下后记录泵初读数。
缓慢勾速将一定体积的空气人气量计中。当压力表稳定在大气压力后记录泵和气量计5.4.2.5
末读数。重复测定三次以上。
5.4.2.6气量计全量程均分为四段，按5.4.2.2--5.4.2.5条分段标定。5.4.3数据整理：
5.4,3.1计算泵读数差
利用公式（1）计算
5.4.3.2计算气量计读数差见式（5)。式中：Vt—2次气量计读数差，cm2；Vazi—i次气量计末读数，cm；
Vglii次气量计初读数，ctm3
5.4.3.3计算气量计校正系数见式（6)。式中：F。—气量计校正系数
N标定总次数。
5,4.4标定周期为24个月。
5.5原油密度和相对密度测定仪的标定SY/T 55422000
Vet= Ve2, - Vgh?
若采用数字式密度仪测定，标定按SH/InG)4执行其它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SII/T0169执行。5.7气相色谐仪的校验
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SY/T0529执行样品检查
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
接到样品时检杏样品的数量，井号及标签足否与送样单一致，取样记录资料足否齐全，外观是否有漏油现象等。
6.3井下流体样品的检查
并下流体样品是指采用并下取样器于并筒中取得的样品：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2连接流程，管线排气并试压，读取泵读数。Ho
1一高压计量录：2一并下取样器；3一恒温套；4.5，6一转样接头:阀门图2地下流体样品检查流程
SY/T5542—2000
6.3.1.2计量泵加压至高于取样点压力，打开阀6和阀4，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，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6，微开阀5，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饱和压力的测定：
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。依此分别测得各压力下的泵读数。6.3.3.3以压力为纵坐标，累积泵读数差为横坐标，将测试结果标绘在算术坐标系上，从而得到如图3所示的饱和压力测试曲线，曲线之拐点即为饱和压力。400
累积泵读数差，cm3
图3饱和压力测试曲线
6.3.3.4更换另一支并下流体样品，重复6.3.3.16.3.3.3条测定。6.3.3.5有代表性的样品具有以下条件：（1）至少有两支以上样品的饱和压力相对误差小于3%；（2）饱和压力等于或小于取样点压力，相对误差不大于3%6.3.3.6如果几支样品经检查均合格，则一般取饱和压力较高的那支样品为分析样品。6.4地面流体样品的检查
地面流体样品一般是指从一级分离器取得的油、气样品。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4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SY/T0529。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条进行。6.4.2.2分离器油饱和压力与分离器压力相对误差小于5%为合格。6.4.2.3在测定饱和压力的同时，参照9.5条测定分离器油的压缩系数（Co）。6
6.4.3分离器油的单次脱气测试
SY/T5542—2000
1-分离器气样瓶：2—压力表；
3-恒温套：4一阀门
图4分离器气样检查流程
6.4.3.1选择一经检查合格的分离器油瓶，参照9.2.2.2~9.2.2.8条方法和步骤，在分离器温度下进行测试。
6.4.3.2数据整理：
a）计算油罐油体积见式（7)。
Vot=Wa/pot
式中：Va—油罐油体积，cm；
Wo油罐油质量，g，
pa——油罐油密度（20℃），g/cm。b）计算分离器油的体积系数见式（8）Bee=Vos/Vot
式中：B
一分离器油体积系数；
Vu——分离器油体积（由泵读数差经校正求出），cms。c）计算分离器油的气油比见式（9)。GOR.=
ToprVi
式中：GOR—分离器气油比，cm/cm2或m/m；To-—标准温度，293.15K；
试验时大气压力，MPa；
/Vot-1
V1—一放出气体在室温、大气压力下的体积（气量计测量体积），cm；Po
一标准压力，0.101325MPa；
Ti——室温，K，
d）计算油罐油的摩尔组成见式（10)。Xu
（8）
：(9)
（10）
........
中：Xt——油罐油i组分的摩尔分数；Xwi——油罐油i组分的质量分数；M,i组分的相对分了质量。
e）计算分离器油的组成见式（11)。SY/T 5542-2000
X:+4.157×10-1
1+ 4. 157× 10 5GOR.
式中：X.“-一分离器油2纽分的摩尔分数；Yt.—油罐气主组分的摩尔分数；Mat-—泌罐油的平均相对分了质量。6.4.4油气分离平衡状态和取样质量的检查：6.4.4,1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。6.4.4.2检查方法：
根据热方学关系，处于平衡状态的分离器油、气样品，其组成从甲烧到己烷，lgK决如与b1
应成线性关系【见式（12）--式（14)] TbiTaep
IgKppoct
K;= YsiXst
lgpei -lg (0.101)
中 K:
一i组分的平衡常数；
一级分离器压力，MPa;
b-—1 组分的特性常数，由式（14）计算：Th-i组分的沸点，K;
Tp——级分离器温度，K;
Ysi—分离器气i组分的摩尔分数;Pei—-i 组分的临界压力，MPa;Tci——i 组分的临界温度，K。7地层流体配制
7.1推备
7.1.1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休转入活塞式高压容器中，并增压到配样压力。
7.1.2配样条件下气体偏差系数的测定：7.1.2.1实验步骤：
SY/T5542—2000
）按图5连接流程。恒温浴恒温在配样温度4h以上6
1一高压计量泵：2一高压容器；3—恒温浴；4—气体指示瓶；5—气量计；6一阀门图5气体偏差系数测定流程
b）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：c）记录量泵和气量计初读数。
d）打开高压容器顶阀，保持压力将约20cm3高压气体缓慢故出，关闭顶阀；e）读取泵、气量计末读数，记录室温和大气压力。f)按c）～e）条重复测试三次以上。7.1.2,2计算配样条件下的气体偏差系数见式（15)。Z,=-V,z
TppiVi
式中：Z。——配样条件下气体的偏差系数：p.-\-配样压力，MPa：
V—高压气体的体积（由泵读数差经校正求出），cn；T。一—配样温度（一般可设定为分离器温度），K;Z,一一室温、大气力下的气体偏差系数（一般可近似取值等于1)。7.2配样计算
7.2.1现场气油比的校正见式（16)。GOR, = GOR
式中：GOR—校正气油比，m2/m2;GOR
现场气油比，m/；
d—现场计算气量所用天然气相对密度：Z现场计算气量所用天然气偏差系数；L----实验室所测天然气相对密度;dz
-实验室所测分离器条件下的天然气偏差系数7.2.2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7.2.1校正即可，若提供的是生产气油比，则必须换算为分离器气油比「见式（17)]。GOR, = GOR,/B.
式中：(GO)R,
级分离器气油比，m2/m2。
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