SYT6435-2000易挥发原油物性分析方法

ICS7518099E10备案号69832000SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T64352000易挥发原油物性分析方法THEMETHODFORMEASURINGVOLATILEOILPROPERTIES2000一03一31发布2000一10一01实施国家石油和化学工业局发布SY/T64352000目次言范围，“引用标准，定义，“仪器仪表仪器仪表校验与标定样品检查地层流体的配制易挥发性油藏流体分析二地层流体组分组成计算二N00，1，1山QL、611LLL，1曰1弓1卫，里11地层流体的单次闪蒸试验热膨胀试验恒质膨胀试验定容衰竭试验粘度试验卜卜分析报告内容及要求一前123456789101112131415附录A标准的附录易挥发原油物性分析报告格式SY/I64352000月吐胃易挥发性原油实质上是近临界性质的原油，它是一种含中间组分较多的液态烃，是介于黑油和凝析气之间的一种流体。油藏条件下，由黑油到易挥发性原油或是由易挥发性原油到凝析气，其性质变化是逐渐过渡的，处于过渡区内的流体性质具有一些共性，故没有明确的界限可以将其区分。当气油比介于300630M3/M3之间时，仅仅依据地面产液的特性，不能明确地将黑油、易挥发性油和凝析油区别开。为了正确确定这类性质油藏流体的相态特征，为储量计算及合理制定开发方案提供基础数据，需进行取样和实验室PVT分析。目前国内进行易挥发性原油相态物性分析所用仪器不尽相同，但其测试方法的原理应是一致的。为将已经成熟的测试分析方法总结归纳，提出统一分析内容、格式和技术要求，将测试分析方法规范化和标准化，以便于在国内各油田进行推广应用，是本标准制定的最终目的。本标准的附录A为标准的附录。本标准由中国石油天然气集团公司提出。本标准由油气田开发专业标准化委员会归口。本标准起草单位石油勘探开发科学研究院采收率所。本标准主要起草人郑希谭孙文悦中华人民共和国石油天然气行业标准SY/I64352000易挥发原油物性分析方法THEMETHODFORMEASURINGVOLATILEOILPROPERTIES1范围本标准规定了易挥发原油物性分析所用有关仪器的校验方法，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。本标准适用于带窗活塞式PVT筒对易挥发原油物性的分析，其他类型的PVT仪器亦参照执行。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/T052993油田气中CIC12,N2,COZ组分分析关联归一气相色谱法SH/116992平均分子量测定法SH/T060494液体密度和相对密度测定法3定义本标准采用下列定义。31易挥发性原油易挥发性原油是一种天然形成、以中间组分为主的烃类混合物。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。32生产气油比在标准状态下，一级分离器气产量与油罐油产量之比。33油罐油油井中产出的烃类流体经分离器分离，进人储油罐并与油罐气处于平衡状态的液态烃。34分离器气油比在标准状态下，一级分离器气产量与分离器条件下油产量之比。35分离器油的体积系数一级分离器条件下的油体积与油罐油20C体积之比。36气体偏差系数在相同温度和压力条件下，1M01真实气体的体积与理想气体体积之比。37压缩系数等温条件下，原油体积随压力的变化率。38热膨胀系数等压条件下，原油体积随温度的变化率。3，原油体积系数原油体积系数的大小随脱气方式不同而不同，有单次脱气和多次脱气之分，引用时需加以区别。广义上是指地层条件下，处于单相状态下的原油体积与其在地面脱气后的原油体积20R之比。国家石油和化学工业局2000一03一31批准2000一10一01实施SY汀64352000310单次脱气单次脱气又称一次闪蒸，是指处于某条件下的单相流体经一节流阀，瞬间释放到大气压和室温下而设计的一种试验。311标准状态油、气计量所规定的条件，温度为20，压力为0101MPAO4仪器仪表41带观察窗PV，仪额定工作温度大于150R，控温精度士01,额定工作压力大于50MPA,压力表或压力传感器精度为02级。42高压计量泵容量为200500EN1，最小刻度分辨率为OOLML,额定工作压力大于50MPAO43高压落球粘度计测量误差小于3,额定工作温度大于1501C，控温精度士01RC，额定工作压力大于50MPA，压力表或压力传感器精度高于04级。44气相色谱仪天然气组分分析到Q，摩尔分数精确到00001原油组分分析到几0I，质量分数精确到00001045密度仪分辨率为00018/CM3，控温精度1005A46相对分子质量测定仪测量范围为5010008/MOL，精度为5047气体计量计容量大于L000ML，刻度最小分辨率为05MLO48天平感量为OLMGA4，大气压力表精度高于04级。410真空泵排量大于41/SO411玻璃三角瓶若干，体积大于100MLO5仪器仪表校验与标定51高压计量泵的标定高压计量泵刻度标定采用分段排水称重法。511标定步骤5111标定泵的读数压力为1OMPAO5112将计量泵全量程均分为5段进行标定，每段排水3次并称重，每次排水约LOML，称重精确到OOOLG，计量泵读数精读到001M5113记录室温。512数据整理5121计算泵读数差NNIT一从11式中ANII次泵读数差，CM3从2次泵末读数，CM3NI,次泵初读数，CMI5122计算排出水在室温下体积VIWILPW2式中从I次排水体积，CM,WII次排出水质量，GPW蒸馏水在室温下的密度，G/CRN3O一2一SY/T643520005123计算泵常数一F习VI/AN,/N式中F泵常数N排水次数。513标定周期标定周期为12个月。52PV1，筒体积的标定各单位所用PVT仪不同，各种仪器均应进行PVT筒体积随压力温度变化的标定，总体积和死体积的标定。53气体计量计的标定531标定方法5311准备一台校正过并配有精密大气压力表的计量泵读数精度为0013，泵中充满空气。5312将气量计筒活塞推至上端，记录气量计初读数。5313调整泵位置，使压力稳定在大气压条件下记录泵初读数。5314泵接至气量计测筒人口，将一定体积的气体注人气量计中，当压力表稳定在大气压条件后，记录泵和气量计末读数。重复测定三次以上。532数据整理5321按式1计算泵读数差。5322计算气量计读数差VGI坎I2一VGIL，4式中叽I气量计读数差，CRI3VGIZ气量计末读数，CLRI3VGIL气量计初读数，CLRI305323计算气量计标定系数FG艺AN/VGI/NG，一5式中FG气量计标定系数NE一一标定次数。533标定周期标定周期为12个月。54高压落球粘度计的标定541标定方法选用系列标准粘度油，测试在不同角度下不同直径钢球的降落时间，绘制出粘度与钢球降落时间的关系曲线或回归出其关系式。542标定步骤5421准备01一100MPA“S标号的粘度油若干种。5422用粘度油充满粘度计测试腔。5423将一合适尺寸的钢球装人粘度计测试腔内。5424将粘度计设定在标准粘度油给定的温度，恒温2H以上。5425选定一个测试角度，按粘度计测试规程平行测定三次，钢球下落时间的相对误差应小于1SY/164352000的已勺气氏PF图1粘度与钢球降落时间的关系曲线5426改变另一测试角度，按5425步骤进行测试。5427更换另一标号的粘度油，按5422一5426步骤进行测试。5428要求每条粘度标定曲线至少需67种不同粘度的标准油进行标定。5429钢球在标准粘度油中的落球时间应处于750、为宜。543数据整理5431计算每一钢球在不同测角下所测的三次落球时间的平均值和钢球与标准粘度油密度差之乘积，将其与已知粘度值绘在算术坐标纸上，得出如图1所示的某一钢球在不同测角的三条直线。5432根据测试结果也可将其回归出相应的粘度计算式。PKPB一PT6式中P流体的动力粘度，MPA“SK粘度计某钢球测角常数PE测定温度下钢球密度，G/CN沪PO测定温度下流体密度，G/CCN3T钢球下落时间，S544标定周期标定周期为12个月、55原油平均分子量测试仪的标定原油平均分子量的测试采用冰点降低法，标定按SH/1169执行。56原油密度和相对密度测定仪的标定若采用数字式AWTONPAAR密度仪测定，标定按SH/10604执行，其他测定仪器按相关标准执行。57气相色谱仪的测试与校正气相色谱仪除按期用法定计量单位进行校验外，对气体分析的过程中，还应在每次测试期间采用标气进行校正，以保证测试数据准确可靠。天然气组分组成分析标定按SY/10529执行。6样品检查61初检当接到样品时，根据送样单检查样品的数量、井号及样品瓶标签是否与送样单一致，从外表检查是否有漏油现象。62地下流体样品的检查4SY/T64352000自只田1高压计量泵2储样器A一转样接头顶针B，C一转样接头阀门图2地下流体样品检查流程泵读数，C图3饱和压力测试曲线地下流体样品是指采用井下取样器于油层中取得的样品。621地下流体样品打开压力的测定样品的打开压力与取样压力的相对误差应小于3为合格。6211将计量泵中充满工作介质一般为汞或饱和盐水，按图2连接好流程，打开阀A，连通样品。6212将取样器加热恒温至取样点温度，恒温2H并经数次摇样，压力无波动时的压力值为该样品的打开压力。622饱和压力的测定将样品压成单相，采用降压法测饱和压力。6221固定压力P，后摇样，稳定后读泵体积V,。降压至下一预定压力值压力间隔为1一2MPA，摇样至压力稳定后记录压力值P和泵体积V，依此分别测得各压力点下的相应体积。6222以压力为纵坐标，泵读数为横坐标，绘制出P一V关系曲线见图3，曲线之折点即为饱和压力。6223更换另一支平行取得的地下流体样品，按照621622步骤进行测试。6224有代表性的样品具有以下特点A至少有两支以上样品的饱和压力相一致，误差小于3B测得的饱和压力等于或小于取样点压力，误差小于396063地面样品的检查地面样品一般是指由一级分离器取得的油和气样。631分离器气样的检查见图4632检查步骤及要求6321将气样瓶直立加热恒温至取样温度3H以上，选择一合适量程的精密压力表检测气瓶中的压力。取样瓶中的压力应与分离器取样压力一致，误差小于5为合格。6322从气瓶中取部分气样送气相色谱分析其组分组成，分析到C7、以上，摩尔分数精确到00001633分离器油样检查SY/P64352000图4气样检查流程6331油样检查按621622条步骤进行测试检查。6332要求所测饱和压力与分离器压力相差不大于50634油气分离平衡状态的检查根据热力学关系，分离器油、气样组分的平衡常数KI与沸点的倒数T在半对数坐标纸IBI/上应呈线性关系。否则，要首先检查分析过程，若室内分析无问题，则认为样品代表性差。K，二YSIIXSI7式中KII组分的平衡常数YSI一级分离器气I组分摩尔分数XAI一级分离器油I组分摩尔分数。一1NKBI常数TBII组分沸点，KC与分离器压力温度有关的常数。分离器油的单次闪蒸试验实验原理和目的式中64641分离器温度下，将处于单相状态的分离器油经一节流阀瞬间放到大气条件下，测量其体积变化及油性质。获得油、气组分组成，油罐油平均相对分子质量和相对密度，分离器油体积系数和气油比。642实验步骤6421选一检查合格的分离器油，按图5连接好流程。6422分离器油加热恒温到分离器温度3H以上。用计量泵保持压力将一定体积的单相油样放出，计量放油前后各读数和放出油、气体积，读室温和大气压。6423取气样送色谱分析，分析到G、，摩尔分数精度到0000L6424取油样进行色谱分析，分析到马。，质量分数精确到000016425按照以上64226424步骤平行进行三次以上测试。6426测定油样密度和平均相对分子质量，测试方法按SH/10604和SH/1169执行。6427将油样进行切割蒸馏，获得C7以上馏分的油样进行C7十平均相对分子质量和密度的测试。一6一SY/I643520001一计量泵2一分离器油瓶3分离瓶4一取气针管5指示瓶6一气量计图5单次闪蒸流程示意图6565数据整理计算分离器油的体积系数BV/V9式中B分离器油体积系数652式中653式中V分离器油体积，笋由泵读数之差经校正求出V,油罐油体积，CM,由单次闪蒸放出油质量被其密度相除求出。计算分离器油气油比八NTOP,V,1吸只刃C个二丁下万一IIIPOVOFGOR,一分离器油之气油比，CM3/CRN3TO标准温度，KT,室温，KPO标准压力，MPAPI当日大气压，MPAV,闪蒸放出气体积，CIRI30计算分离器油的组成XXTI4157X，。一，M,，二。YIZF14157X105GOR警少T1011XS分离器油I组分的摩尔分数XTI油罐油2组分的摩尔分数VR油罐气2组分的摩尔分数厕。油罐油的平均相对分子质量，G/MOTD油罐油密度，G/,衬ASYPP643520007地层流体的配制采用井下取样器取得的样品，经质量检查合格后即可进行分析。71分离器气体的准备711分离器气体的复压采用气体增压泵法或冷冻复压法，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，并增压到某一预计的高压状态。712测定配样条件下气体的偏差系数7121按图6连接流程。将恒温浴恒温在配样温度，气体增压到配样压力。1一高压计量泵2一恒温浴3一高压容器4一气体指示瓶5一气量计图6测定气体偏差系数流程7122用计量泵将一定量的气体排出。7123读计量泵、气量计初末读数，记录室温及大气压。7124按照71227123相同的步骤重复测试三次以上。713配样条件下偏差系数的计算_BVZT,2二司帐不一，二二INPIVI式中Z,配样条件下气体偏差系数巧配样压力绝对，MPATP配样温度，KVP计量泵读数之差，CM,Z1气体偏差系数标准条件下，一般取值为72配样用参数计算721生产气油比的校正GOR,GORE,J哥鲁“，12二13式中GOR,校正气油比，M3/M3GORE生产气油比，尸/M3DF一现场计算气量所用天然气相对密度一8一SY/T64352000一ZR现场计算气量所用天然气偏差系数DL实验所测天然气的相对密度ZL实验所测天然气的偏差系数。722一级分离器气油比的计算GOR,GOR,/B_式中GOR,一级分离器气油比，时/ML723配样用油量计算若配制XML地层流体样品，需分离器油量采用下式求出V366XGOR,183724式中配样用气量计算POVGOR,T,几V二石二石二一一一丁一一，GO更OPP151673731731V,G配样条件下的气体积，CM,Z0标准条件下气体偏差系数。配样转油样1按图7连接配样流程。1,2高压计量泵3一分离器油贮样瓶4,6一恒温俗5一配样容器图7配样流程7312将两恒温浴恒定在配样温度。7313采用双泵法将计算的分离器油量转人配样容器中。732转气样7321将恒温浴中的油瓶更换为贮气瓶，并恒定在配样温度和压力下。7322采用双泵法将计算的高压分离器气体转人配样容器中。74配样质量检查741将配制好的流体样品加热恒温在地层温度，并稳定在地层压力。742按照对分离油闪蒸试验步骤平行进行三次以上测试。SY汀64352000743计算配制流体的组成一式中XFI地层流体I组分摩尔分数W闪蒸放出死油质量，GMD闪蒸放出死油平均相对分子质量，G/MOLSDI死油组分摩尔分数R气体状态常数YDI闪蒸放出气I组分摩尔分数。配制流体与按气油比计算的原始地层流体中最高含量的组分组成不超过3为合格。否则应检查配样和分析过程，分析原因，必要时须重新配样。8易挥发性油藏流体分析主要分析内容A地层流体组分组成计算B地层流体的单次闪蒸试验C热膨胀试验D恒质膨胀试验E定容衰竭试验F单相原油粘度试验。，地层流体组分组成计算91采用现气油比由式18进行计算XFXTI，X“一普GOR,YTI二。YO14157X1。一普GOR,、，18一式中XFI井流物中I组分摩尔分数YSI分离器气体中I组分摩尔分数。92计算分离器气体中的重质含量。G,4157YSIMI式中GSI分离器气体中自C2之后I组分含量，G/M3岭自Q之后I组分相对分子质量，G/MOLO93计算原始地层流体中的重质含量。GFL4157，XF岭式中GI原始地层流体中自Q之后I组分含量，9/MLTO地层流体的单次闪燕试验101实验原理和目的一10一20SYI164352000地层条件下，将地层流体经一节流阀瞬间放到大气条件下，测量其体积变化及油性质。获得死油和气的组分组成、死油相对密度、地层油的体积系数和气油比等参数。102转样采用双泵法将配制好经检验合格的地层流体或井下取样器取得的样品，在单相状态下，将一定量的流体样品转进PVT筒中。103测试按64226427相同的步骤进行测试。104数据整理1041计算地层流体的体积系数B,V,F/VD21式中B,地层流体体积系数V,F地层流体体积，CN户由泵读数之差经校正求出VD死油体积，CM,由闪蒸放出油质量被其密度相除求出1042计算地层流体的气油比GORPIVIPOVD一22TOTI式中GORA一地层流体气油比，CM3/MSM3/ML1043采用单次闪蒸数据计算地层流体的组成用式17计算。1044计算地层流体的密度_里EPA竺二WDN“一VI23式中VG闪蒸脱出气在标准条件下的体积，耐PA闪蒸脱出气在标准条件下的密度，8/IN3P地层流体密度，B/CRN3WD地层流体闪蒸放出死油质量，BON热膨胀试验111将转人PVT筒中的样品加热恒定在地层温度下，搅拌稳定，在地层压力下读泵示数。112将PVT筒中的样品降温至某一预定温度，搅拌稳定，在地层压力下读数。113计算流体的热膨胀系数一VR一VTA“V一几万，。式中A,一地层流体的热膨胀系数，一V,一地层条件下流体体积，CM3V,地层压力TOFI度下流体体积，CM3二地层温度，一设定温度，。12恒质膨胀试验121实验原理和目的SYI164352000恒质膨胀试验简称PV关系测试。在地层温度下，通过改变样品的体积，测定其随压力的变化关系，从而测出流体的饱和压力、体积压缩系数和不同压力下流体的相对体积。122流体压缩系数和饱和压力测试1221在地层温度下将PVT筒中的样品加压到地层压力或高于饱和压力，充分搅拌稳定。1222采用逐步降压法进行测试，测得一系列PV关系数据，从而得出PV关系曲线，曲线之折点即为饱和压力。123PV关系测试饱和压力测试结束后，每膨胀320M1体积测一点，一直膨胀至原始样品体积的三倍为止。124数据整理1241计算地层流体的压缩系数1AV,伪一万不，下于万“。25VFIYI式中月I级与I一1级压力区间流体的压缩系数，MI、一VFII级压力下的样品体积，CM3AVFIZ级与I一1级压力下流体体积之差，CM3DPI级与I一1级压力差，MPAO1242计算地层流体的相对体积_V。RI幸下竺26V,、。，式中RII级压力下流体的相对体积V,饱和压力下流体的体积，CM3A13定容衰竭试验131实验原理和目的定容衰竭试验是为模拟易挥发性油藏衰竭式开采过程，了解开采动态，研究易挥发性油藏在衰竭式开采过程中油藏流体体积和井流物组成变化以及不同衰竭压力时的采收率。其原理是将饱和压力下的样品体积确定为油藏流体的孔隙定容体积，自饱和压力至零压表压逐级降压膨胀，得到流体的压力和组成的变化关系。132实验步骤1321按图8连接好流程。1322将PVT筒中的样品恒温并稳定在饱和压力下读数为定容读数。1323退泵降压至第一级分级压力，搅拌稳定后读放气前初读数和气量计读数。1324保持压力排气，一直排到定容读数时止。1325采用相关仪器设备读PVT筒中的液体体积。1326读气量计读数、室温和大气压。取气和凝析油进行色谱、相对分子质量和密度的测试。1327按照13231326相同步骤进行以下几级的试验，一直进行到压力为OMPA表压时止。1328进泵将零压下的气体放出并记录之。132，将残余油放出并称重，取油样进行色谱、相对分子质量和密度的测试。133数据整理SY/P643520001一高压计量泵2一带窗PVT筒3恒温浴4一分离瓶5一取气针管图8定容衰竭试验流程133式中计算各级排出气体体积、一TOPIVALIPOT1WIMI“6一气休指示瓶，一气量计27VGI级压力排出气体在标准状态下的体积，CM3VGLII级压力排出气体在大气下的体积，CIN3WI级压力排出凝析油质量，9风I级压力排出凝析油平均相对分子质量，G/MOLO1332计算各级排出平衡气体的偏差系数一PI“OVITOZOTRPOVAI式中ZII级压力下平衡气体的偏差系数PI级压力，MPA绝对AV,I级压力排出气体在地层温度下体积，CM3TR地层温度，KO1333计算各级排出气体的组成XIIW于气D十MIP1V911TIR2829式中凡I级压力下排出气体中J组分摩尔分数XII夕III级压力排出凝析油中1组分摩尔分数I级压力排出气体中1组分摩尔分数。1334计算累积产出气体的体积百分数指在大气条件下能形成部分液量的气体。SY/164352000一OF又风RI一、/Y,VG，十轰瓮RX10031式中人T级压力累积产出气体体积百分数RII级压力下产出体积百分数W,残余油质量，9M,一残余油的平均相对分子质量。1335计算累积产出气体体积以百万标准立方米原始流体为计算基准VOI习RIX104式中1336几II级压力累积产出气体体积，KM30计算产出气体中的重质组分含量鸟4157凡城”32。33式中GI级压力排出气体重质中I组分含量，G/M3O1337计算产出气体中的累积重质产量以百万标准立方米原始流体为计算基准WII一习GIRIX10034式中叭I级压力排出气体重质中J组分产量，吨。1338计算液体体积占孔隙体积百分数一。一轰X100式中QI1级压力下液体体积占孔隙体积百分数LII级压力下的液体体积，CM3014粘度试验141实验原理和目的地层流体粘度测试多采用高压落球粘度计。落球式粘度计测定流体粘度的工作原理是基于。TOKES定律。本项测试获得饱和或不饱和原油的粘度数据。142带脱气室粘度计实验步戮1421清洗干净粘度计，选择合适尺寸钢球放人粘度计中。1422将粘度计升温至地层温度，抽空粘度计达200PA后再抽30MINO1423将地层条件下的原油转人粘度计中。1424反复翻转粘度计，让油样达单相平衡。1425调压到测定压力，选定测角，按粘度计测试规程平行测定三次，落球时间的相对误差小于101426改变另一测角，按以上步骤进行测试。1427按照14251426相同步骤测试下一压力级的落球时间。1428要求饱和压力以上至少测4点，饱和压力以下测68点。1429落球时间最好介于7一50S内为宜，每级压力应最少测2个角度。一14一SY/T64352000143不带脱气室粘度计实验步骤不带脱气室与带脱气室实验步骤基本相同，不同之处在于脱气在PVT筒中进行，然后将脱气油转入粘度计再进行测试。144数据整理将地层温度1级压力下测得的落球时间、油密度、钢球密度和测角常数K，代人式36，即可计算出分级压力下油的粘度。产二KP6一PITI36式中PI地层温度I级压力下单相液体的粘度，MPA“SPII级压力下单相液体的密度，G/CIN3TIT级压力下钢球降落时间，SO15分析报告内容及要求分析报告的内容、格式及要求见附录A标准的附录。SY/P64352000附录A标准的附录易挥发原油物性分析报告格式AL易挥发原油物性分析报告封面格式地区井号层位送样单位检测依据设备编号技术负责人报告日期XXXXXXXXX测定单位SY/164352000A2易挥发原油物性分析报告首页格式本报告共页测定依据设备及编号其他说明测定人审核人SY汀64352000A3分析报告概述格式以XXXX单位XX井XX层位地面分离器气样为例XXXX单位XX年XX月份接贵单位XX井XX层位地面分离器油气样各四支，现将该样品的测试结果汇总如下1在分离器条件下，分别对油、气样品进行检查，检查结果表明样品是合格的。2将分离器油样在分离器条件下进行单次闪蒸试验，测得分离器油的气油比为225时/M3分离器油体积系数为1086油罐油相对密度为07968其他有关数据见第3页。3分离器气体组分组成见第3页，其中姚十C,摩尔分数为08842C02Q一C,十摩尔分数为0115804根据以上测试数据，对气油比进行了校正，计算的油藏流体组成见第3页，其中从Q摩尔分数为07342C02C2一C6摩尔分数为01394,C摩尔分数为0126405按校正气油比5654M3/M3配制的地层流体样品，在地层条件对其进行了质量检查，质检结果表明配样是合格的。6在地层条件下进行单次闪蒸试验，测得气油比为6526M3/M3体积系数为340407地层温度下测得流体的饱和压力为4726MPA，恒质膨胀试验结果见第5页。8第7页至第10页为定容衰竭试验数据的计算结果。计算结果表明当衰竭生产到废弃压力5OOMPA时，累积采出气相体积百分数为74509第11页为地层温度各级压力下液相的粘度数据。10第12页至第17页为各种曲线图。11报告中的压力均指绝对压力。对此报告若有不当或不明之处，希望给我们指出，我们将努力改进工作，以便更好地为您们服务。XXXXX单位负责人签字年月日SY/T64352000A4油井特征数据裹格式第1页共页归档号油田井号层位项目数据油管下人深度，M油管管径，功M开井最大产盆，T/D目前油层压力，MPA目前油层温度，油层中部压力，MPA取样点压力，MPA取样点温度，原油相对密度产气量，澎/D油井深度，M生产井段，M油嘴，MM深度，M压力梯度，MPA/100M油管压力，MPA套管压力，NIPA温度梯度，TI/LOOM产油量，T/D测定日期年月日19SYPI64352000A5样品检查结果格式第2页共页归档号_贮样瓶号温度气样压力MPA油样压力MPA130佗92823030293备3030304303029赞选取3号样为分析样品沌井流物组分组成计算结果格式组分分离器油摩尔分数分离器气油藏流体摩尔分数9/Q113摩尔分数9/，11L二氧化碳000140004500039氮气000150044700364甲烷010420839506978乙烷0049000844105500776970丙烷003220018333500210385异丁烷00174000307200058140正丁烷00234000419900078188异戊烷00161000103000039117正戊烷00203000020600041123己烷00785000020700153534庚烷以上0656000001040126410246总计100001000016081000012703注庚烷以上特性相对分子质量1950相对密度0833分离器气体相对密度空气10000685分离器油体积系数1086生产气油比分离器气/铀罐油56543/M20SY/T64352000A7油藏温度【1431C下单次闪燕数据格式油田井号层位1溶解气油比GOR58193/2地层油体积系数BO34043气体平均溶解系数P1231衬/M3/MPA4地层油体积收缩率U70625地层油密度D_04285G/CM314301CV/V6级压力下与饱和压力下的体积之比。22SY/164352000A10油藏流体定容衰烟试验结果1430IC格式油田井号层位二氧化碳氮气甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷己烷庚烷以上总计庚烷以上特性相对分子质量相对密度平衡气体偏差系数00035000330014200709100001845082412426800003300138004161000017471656081010432084230000043004170798800816002310005600075000340003200133001751000