pvt-实验分析课件

凝析气藏相态实验研究By：张建龙，叶永进

凝析气藏相态实验研究提纲

一、实验研究流程二、主要实验研究内容三、实验方法四、实验研究小结一、实验研究流程提纲一、实验研究流程二、主要实验研究内容三、实验方法四、实验研究小结

凝析气藏相态实验研究二、主要实验研究内容选择具有代表性的流体样品；

凝析气藏常规物性研究：

(1)井流物组成的测定；

(2)恒质膨胀实验；

(3)定容衰竭实验；

(4)P-T相图计算；

(5)差异分离实验。提纲一、实验研究流程二、主要实验研究内容三、实验方法四、实验研究小结

凝析气藏相态实验研究三、实验方法

此凝析气井的生产稳定，井底周围无两相产生，成功的取得了代表性油气样品。

表

和10井油气体系PVT相关信息并且及时进行测试地层压力17.60MPa地层温度70.13℃日产量（气/油）40997/0.36分离器压力6.00MPa分离器温度36.0℃气油比84613.1m3/m3PVT相态分析仪器结构[美]RUSKA2370-601无汞PVT仪主机（计算机控制）粘度仪天然气增压机测定范围：0-200℃,0-70MPa原油和凝析气PVT测试已通过国家技术监督局的计量认证3.1储层流体样品取样

凝析气藏流体常采用地面分离器取样，且凝析气藏流体往往处于饱和状态，取样过程中，近井周围会出现两相渗流，所以在实验室判断样品是否合格非常重要，也是进行凝析气实际地层流体相态实验的首要步骤。样品检验主要包括分离器气样检验和分离器油样检验。

根据现场测试的气油比，对分离器油、气样品进行重组配置成和10井S3-1层位地层流体样品。为了取得配样所需气油比的正确值，运用气体样品在配样时压缩因子和所具有的实际相对密度对生产气油比进行校正。计算得到配样的气油比为84613.1m3/m3。3.2井流物组成测定

井流物组成的测定是油气体系相态研究的基础。常温常压条件下，通过色谱分析获得气样组成，测得了分离器的相对密度和气体压缩因子。对分离器油进行单次脱气实验，通过对稳定后油样和气样分别进行色谱分析获得油样组成。取油罐气和油罐油分别对其进行色谱分析，测试了油罐油密度和分子量。在此基础上根据测得数据和校正气油比计算出了分离器油和井流物的组成组分分离器油组成mol%分离器气组成mol%重质含量g/m3井流物组成mol%重质含g/m3CO20.121.25

0.25

N20.030.25

0.42

C112.2279.12

86.11

C23.578.2378.106.2477.10C33.166.8240.802.2041.10iC4异丁烷1.281.349.800.4510.20nC4正丁烷3.590.9716.400.8319.40iC5异戊烷2.760.645.300.258.30nC5正戊烷3.540.544.700.268.50C67.350.464.600.4414.70C712.180.205.000.5522.70C814.510.092.500.6427.60C99.670.020.900.3718.70C106.670.010.000.2614.30C11+19.350.060.000.7337.20合计100100168.10100299.80C11+分子量

198.80

C11+相对密度

0.8254

气油比，m3/m3

84613.10（1）

气体压缩因子Z

0.8734(2)

0.9458(3)

气体相对密度

0.7923

油体积系数1.1128（4）

油罐油密度g/m30.7430（5）

表2-2井流物组分组成分析3.3恒质膨胀实验

恒质膨胀实验，又称P-V关系测试实验。其模拟了凝析气藏处于未开采的封闭状态，储烃孔隙空间随着逐渐降压得到的P-V关系和相态变化过程的实验。在地层温度下测定恒定质量的凝析气藏流体样品的体积与压力的关系，从而得到凝析气藏流体的露点压力、气体压缩因子和不同压力下流体的相对体积等参数。实验过程示意图PfiP1PdP2P3VfiV1VdV2V3压力MPa相对体积Vi/Vd含液量%压缩因子Z地层体积系10-325.000.8354

1.05602.395424.000.8455

1.04322.439223.000.8549

1.03132.489522.000.8678

1.01892.540321.000.8775

1.00702.598420.000.8725

0.99572.655719.000.8833

0.98492.721918.000.8928

0.97452.794217.000.9139

0.96392.868916.000.9209

0.95522.924715.000.9324

0.95272.954614.000.9429

0.95092.984813.000.9546

0.94922.994912.000.9628

0.94883.001611.000.9763

0.94763.005910.000.9898

0.94733.00939.80*（露点压力）1.00000.000.94633.01498.001.10290.25

7.001.22490.71

6.001.31980.73

5.001.44871.03

4.001.65460.95

3.001.81620.88

2.001.93490.76

1.002.18730.62

恒质膨胀压力与体积关系数据（70.13℃）图地层流体相对体积与压力关系曲线（70.13℃）部分相图含液量实验数据80.0℃70.13℃60.0℃压力

MPa含液量%压力

MPa含液量%压力

MPa含液量%8.80*0.009.80*0.009.92*0.007.600.248.000.399.800.287.000.447.000.698.300.616.000.666.000.876.001.155.000.895.001.015.001.364.000.954.001.064.001.423.000.763.000.913.001.202.000.522.000.672.000.86恒质膨胀液体体积与压力关系曲线3.4定容衰竭实验

定容衰竭实验是为了模拟凝析气藏储烃孔隙空间保持不变而逐渐降压的开采过程，在衰竭开采过程中，可以研究凝析气藏流体体积和井层流物组成变化和不同衰竭压力下的采收率。

实验过程为：将一定量的凝析油气体系放入PVT筒中，从饱和压力开始，逐级减低压力，每降低一级压力后气体膨胀产生反凝析现象，等气液平衡后，等压排气测定每次降压后排出气体和液体的体积、组成、Cn+的密度和分子量、气油比、气体压缩因子和气液两相压缩因子等数据。实验室模拟测试过程定容衰竭测试数据（70.13℃）衰竭压力MPa9.80*8.007.006.005.004.00气相压缩因子

Z0.9470.8890.8560.8220.8660.916气液两相压缩因子0.9570.9080.8780.8510.8890.952累积采出百分数

13.3320.8942.5661.5878.81气相组成

mol%CO21.231.211.191.171.151.18N20.250.230.210.190.170.20C179.2779.4779.6779.8778.0778.07C28.288.268.248.228.208.23C36.806.786.766.746.726.75iC41.361.341.321.301.281.31nC40.920.900.880.860.840.87iC50.670.650.630.610.590.62nC50.560.540.520.500.480.51C60.420.400.380.360.340.37C7+0.380.360.340.320.300.33合计100100100100100100C7+分子量142.8138.6134.2130.1126.9127.2C7+相对密度0.7840.7760.7690.7620.7570.758地层流体相对体积与压力关系曲线（70.13℃）定容衰竭过程中的反凝析液量（70.13℃）压力

MPa反凝析液量占孔隙体积百分数%

9.80*0.008.000.007.000.006.000.105.000.604.301.143.001.092.000.861.000.60衰竭过程中的反凝析液量与压力关系曲线衰竭过程中流出物的压缩因子与压力关系曲线3.5P-T相图的计算

根据井流物组成、恒质膨胀和定容衰竭实验数据，利用相态软件包对实验结果进行了拟合计算，在此基础上计算得到10井S3-1层的地层流体的P-T相图。计算的流体相图主要参数地层压力（绝对）17.60MPa地层温度

70.13℃临界压力（绝对）Pc8.50临界温度

Tc14.80临界凝析压力（绝对）Pm9.95临界凝析温度

Tm103.0计算的流体相图含液量数据80℃70.13℃60℃50℃20℃0℃压力MPa含液量%压力MPa含液量%压力MPa含液量%压力MPa含液量%压力MPa含液量%压力MPa含液量%8.60*09.80*09.82*09.31*08.18*07.30*08.000.139.000.119.650.199.000.208.000.327.201.017.500.348.500.209.500.408.500.567.500.807.001.337.000.458.000.249.000.528.000.897.001.236.501.676.500.557.500.438.000.607.500.906.501.546.001.966.000.657.000.697.500.757.001.116.001.785.502.485.500.746.500.757.000.906.501.285.502.195.002.995.000.876.000.856.501.126.001.425.002.5340503.554.500.195.500.946.001.165.501.604.503.064.004.214.000.935.001.005.501.215.001.794.003.373.503.103.500.864.501.185.001.324.502.163.502.273.002.213.000.784.001.034.501.444.001.853.001.882.501.832.500.713.500.964.001.383.501.692.501.652.001.522.000.623.000.863.501.313.001.552.001.441.501.301.500.452.500.823.001.132.501.401.501.201.000.871.000.212.000.782.501.002.001.241.000.81

1.500.632.000.891.501.01

1.000.451.500.651.000.64

1.000.57

井流物流体P-T相图3.6差异分离实验

差异分离实验主要测试不同压力下原油体积系数、相对密度、原油粘度、不同压力下气体采出量、气体压缩因子、气体相对密度以及天然气粘度等参数。差异分离实验主要参数表压力（MPa）原油体积系数气体排出量（%）气体压缩因子(1/MPa)原油相对密度

气体相对密度

原油粘度（MPa.s）天然气粘度（mPa.s）17.00

0.1189

0.7748

0.012516.30

0.1187

0.7746

0.012515.00

0.1184

0.7745

0.012314.00

0.1181

0.7743

0.012213.00

0.1178

0.7741

0.011912.00

0.1174

0.7738

0.011711.00

0.1172

0.7736

0.011510.00

0.1170

0.7732

0.01139.801.