ICS 75.020 E12 SY 备案号：37534—2012 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 61012012 代替SY/T6101—1994 凝析气藏相态特征确定技术要求 Technical requirements for determining phase behaviors of gas condensate reservoirs 2012-08-23发布 2012-12-01实施 国家能源局 发布 SY/T6101—2012 目 次 前言 11 1 范围. 规范性引用文件 2 3 术语和定义 4 相态特征确定内容 5 早期储层流体取样要求 6 流体样室内实验要求 7 相态数值模拟研究的技术要求 附录A （资料性附录）油气藏流体类型判别方法 附录B (资料性附录） 确定携带井内凝析液极限流量估算方法 21 附录 C （资料性附录） 深层近临界态流体取样方法示例 23 参考文献 24 SY/T6101—2012 前言 本标准按照GB/T 1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准代替SY/T 6101一1994《凝析气藏相态特征确定技术要求》，与SY/T 61011994相比， 除编辑性修改外，主要技术变化如下： 一增加了SY/T 6101一1994中缺少的临界态一近临界态凝析气一油藏和国内近期发现深层特 高压和高温、高含凝析油及高含固态组分的特殊类型凝析气藏方面内容； 针对高压、高温及凝析油中含固态组分较高的特殊类型凝析气藏流体特性，在储层流体取 样、相态实验及数值模拟方面增加气液固三相研究内容； 针对深层高温凝析气藏凝析气中饱和蒸气水含量较高的特性，在储层流体取样、PVT实验 及相态模拟研究方面增加水组分内容； 一增加了用气藏岩心进行孔隙介质中PVT实验、长岩心驱替实验等内容； 保留了SY/T 6101一1994中附录A油气藏流体类型判别方法，对经验判别方法作了重新审 核，删改了其中少部分不太适用的方法； 删除了SY/T 6101一1994中附录B"Cn+重馏分的特征化处理”； 增加了附录C “深层近临界态流体取样方法示例”； 一 一删除了SY/T 6101一1994中附录D“PVT报告实验数据表格式”； 一删除了SY/T 6101一1994中附录E“饱和油气藏原始流体组成近似恢复方法”。 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油气田开发研究所。 本标准主要起草人：孙志道、胡永乐。 II SY/T 6101—2012 凝析气藏相态特征确定技术要求 1范围 本标准规定各类凝析气藏（其中包括临界态一近临界态凝析气一油藏）储层流体相态特征确定的 技术要求。 本标准适用于凝析气藏和临界态一近临界态气一油藏勘探开发的储层流体取样、相态实验、开发 工程数值模拟的系列研究 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。 SY/T5154油气藏流体取样方法 SY/T5542油气藏流体物性分析方法 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3. 1 相态和相态变化phasebehaviorandphasechange 在一个体系内和一定条件（温度、压力、流体组成）下的物质可能呈现一种或多种状态，每一种 状态称为物质的相态，常见的有气相状态、液相状态和固相状态（简称气态、液态和固态）。一种相 态内可能是单一物质或多种物质混合物。处于一种相态的物质，由于体系内条件变化达到某一程度 由一种相态转变为另一种相态，称为相态变化。 3.2 标准状态下的气态组分、液态烃组分、固态组分gascomponent,liquidhydrocarboncomponent and solid component in the standard condition 气态组分为标准条件下呈气态的甲烷～丁烷（C1~C4）、氮（N2）、二氧化碳（C02）、硫化氢 (H2S）、氢(He）等；液态烃组分为标准条件下呈液态的戊烷～十六烷（C5~C16）烃，不包括水组 分；固态组分为标准条件下呈固态的十七烷以上（C17+）的蜡、胶质沥青及硫等组分。 3.3 高碳数烃hydrocarbon of high carbon number 高碳数烃为含碳数目多（C7以上）的烃。 3.4 干气藏和湿气藏 dry gas reservoir and wet gas reservoir 干气藏和湿气藏的特征是储层流体组成中主要有气态组分组成，干气不含戊烷以上液态烃组分 (C5+)，而湿气含微量。在气藏降压开发过程中，二者气藏内始终保持气相状态。在地面分离器条件 下，干气不会有液态烃析出，湿气会有液态烃析出。 SY/T6101—2012 3. 5 凝析气藏gas-condensate reservoir 储层烃类流体中含有戊烷以上液态烃（C+）组分，储层温度介于流体的临界温度和最大凝析 温度之间，在原始储层条件下呈气相状态，开采过程中降压至露点压力以下时出现反凝析相态变化 反凝析液量随压力下降增加到最大值时反凝析过程结束，并转入正常蒸发过程，这类气藏称为凝析 气藏。凝析气藏中又可分为近临界态凝析气藏和常规凝析气藏。 3. 5. 1 近临界态凝析气藏 nearcriticalgas-condensatereservoir 储层温度在高于临界温度一侧靠近临界温度和初始储层流体呈气相状态，流体中戊烷以上液态烃 组分（Cs+）含量高，PVT实验保持储层压力不变情况下较小温度下降即会引起流体由气态转变为 液态，在等容衰竭过程中露点压力下微小压降即引起非常剧烈的反凝析相态变化，反凝析液量急剧升 至最大反凝析压力点的最大液量，反凝析过程短，正常蒸发过程长，这类凝析气藏称为近临界态凝 析气藏。 3. 5. 2 常规凝析气藏 routine gas-condensate reservoir 相对于近临界态凝析气藏而言，储层温度高于并远离临界温度，流体中戊烷以上液态烃组分 （C5+）含量较低，升至最大反凝析压力点的反凝析过程较长，这类气藏称为常规凝析气藏。 3. 6 临界态油气藏 critical gas-oil reservoir 储层烃类流体温度等于临界温度并且压力高于或等于临界压力，流体的所有内涵性质（组成、密 度、黏度、界面张力、化学电位等）一致，气液不可分，并具有异常光学特征，这类油气藏称为临界 态油气藏。 3. 7 近临界态高挥发性油藏nearcritical highvolatileoilreservoir 储层温度在低于临界温度一侧靠近临界温度和初始储层流体呈液相状态，并具有高挥发性特征， 程收缩率一半以上，并迅速转为较低速汽化阶段，此类油藏称为近临界态高挥发性油藏 3. 8 凝析油含量 condensate content 储层凝析气在标准条件（20℃，0．1013MPa）下单位体积中含戊烷以上液态烃组分（C+） 的质 量称为潜在凝析油含量，按公式（1）计算；而以标准条件下单位体积中呈稳定液态的庚烷以上烃组 分(C7 +) 质量称为稳定凝析油含量，按公式（2）计算。 Gs+ =41. 571 Zy, + M, (1) C =41. 571 2) 3, · M . (2) 式中： ns,n7 ,n.— 凝析气组成中Cs,C7 和最重烃C，的编号（以非烃到烃的顺序编号，最重烃C， 列 最后）； 2 烃的摩尔分数（小数）； y;--i 2 SY/T6101—2012 M;一一i烃的分子质量(kmol)。 3.9 组成梯度现象compositional gradientphenomenon 在同一凝析气藏的储层凝析气中高碳数烃组分含量随埋藏深度而逐渐增高的现象。 3.10 储层流体代表性样品 representativereservoirfluidsample 所取油气藏中一定部位的流体样品具有该部位储层温度、压力条件下单相气或液的实际组成和 物性。 4相态特征确定内容 4.1准确取得储层流体代表性样品后，确定储层原始气态或液态流体组成、油罐油（凝析油或原油） 组成、饱和蒸气水含量以及地层水组成和物性（由地层水取样分析）等。 层原始条件下的流体相态特征确定油气藏类型。 4.1.2实践经验表明，凡探井测试获工业泊气流，一般气油比在500m²/m3~2000m²/m3范围时， 应确定储层是近临界态凝析气藏或近临界态高挥发性油藏或常规凝析气藏； 一般气油比在 10000m²/m²以上时，应确定是低含凝析油的凝析气藏或湿气气藏。 4.1.3 判别油气藏类型主要以相态研究方法为主，同时可以结合辅助的经验方法综合分析（参见附 录A)。 4.2应用相态研究方法确定凝析气藏开发过程中的相态、各相组成和参数（密度、黏度、体积系数 和偏差系数等）随地层压力衰竭的变化。 4.3应用相态研究方法确定凝析气生产中干气、乙烷、液化石油气、轻质油产品的产率及随压力衰 竭的变化。 4.4对于凝析油含量较高、储量较大、储层适合注汽条件、符合经济和资源保护原则的凝析气藏， 应进行循环注汽或注氮气保持压力开发方法的实验，研究开发过程中相态变化规律、提高凝析油、干 气及其他产品采收率的开发效果。 4.5确定地面油气分离最佳条件，提高乙烷、液化石油气和凝析油的回收率，提高油罐油稳定效果。 预测输气管道在规定的压力、温度条件下是否有凝析液析出。 4.6对高压高温高含固态烃组分的凝析气藏，要研究固相析出沉积条件。 4.7 研究采