地层原油高压物性测定

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地层原油的高压物性

§1 地层油的溶解气油比
溶解气油比——通常把地层油在地面进行一次脱气，将分离出的气体标准体积（20℃，0.101MPa）体积与地面脱气后原油体积的比值称为溶解气油比，其单位是m3/m3或m3/t。一般通过实验室或地面分离器进行脱气后得到脱气后原油体积Vos以及地面脱气气量Vg，则地层油溶解气油比为：
地层油相对密度的计算例题（秦积舜p68）
已知某井地面脱气原油的相对密度为0.876，溶解气油比为138（标） m3/m3，天然气的相对密度为0.75，泡点压力时原油体积系数为1.42，试计算泡点压力下地层油的相对密度。
§4 油层石油体积系数
地层石油以饱和压力为界，分为单相石油体积系数和两相石油体积系数。
1、与溶解气量有关
表7-4
油田名称
某些油田的溶解气量和体积系数
油层温度油层压力饱和压力溶解气量体积系数收缩率（%）（℃）（ata） (ata) (m3/m3) 赫列布诺夫卡（苏） 23 72 72 50.5 1.12 10.7 罗马什金（苏） 40 170 85 50.0 1.15 13.0 阿赫蒂尔卡（苏） 58 162 152 96.7 1.28 21.8 新季米特里耶夫劳动保护克（苏） 103 345 238 216.7 1.68 40.5 爱尔克-茜齐（美） 82 307 238 506.0 2.62 61.9 大庆萨尔图 45 70-120 64-110 45 1.09-1.15 8.3-13.0
饱和压力的影响因素
1、石油的重组分越多，密度越大，其饱和压力就越高；
2、饱和压力随温度升高而升高；
3、天然气的不同组分在同一石油中溶解时，饱和压力是不同的。饱和压力是油藏开发的基本参数，必须在第一探批井中就认真取样分析。在油田开发时，应注意保持地层压力高于饱和压力，

原油物性实验报告模板

原油物性实验报告模板实验目的本实验旨在通过对原油的物性实验，了解原油的基本性质以及其在工业生产中的应用。

实验原理原油是一种天然的矿物质混合物，主要由碳氢化合物组成。

在实验中，我们将对原油样品进行以下几个物性实验：1. 密度测量：通过比重计或密度计测量原油的密度。

2. 粘度测量：使用粘度计测量原油在特定温度下的粘度。

3. 凝点测量：通过低温测试仪测量原油的凝点。

4. 闪点测量：使用闪点仪测量原油的闪点。

实验步骤1. 密度测量：- 准备好比重计或密度计，并校准仪器。

- 取一定量的原油样品，将其放入比重计或密度计中，测量样品的质量和体积。

- 根据质量和体积计算原油的密度。

2. 粘度测量：- 准备好粘度计，并校准仪器。

- 取一定量的原油样品，将其倒入粘度计中，设置特定的温度。

- 在规定时间内测量原油的粘度。

3. 凝点测量：- 准备好低温测试仪，并校准仪器。

- 取一定量的原油样品，倒入低温测试仪中。

- 温度逐渐降低直到观察到原油开始凝固的温度。

4. 闪点测量：- 准备好闪点仪，并校准仪器。

- 取一定量的原油样品，倒入闪点仪的测试杯中。

- 在加热过程中，使用试纸或电极检测样品是否出现闪光。

数据处理与分析根据实验数据，我们得到了以下结果：1. 密度测量：原油的密度为XXX (单位)。

2. 粘度测量：在温度为XXX下，原油的粘度为XXX (单位)。

3. 凝点测量：原油的凝点为XXX (单位)。

4. 闪点测量：原油的闪点为XXX (单位)。

结论与讨论通过本次实验，我们得到了原油的密度、粘度、凝点和闪点等物性参数。

这些物性参数对于工业生产中的原油运输和加工都具有重要意义。

例如，在油田开采中，原油的密度可以帮助我们预估钻井的难度；在原油加工中，粘度和凝点可以影响原油的泵送和处理能力。

因此，准确测量和控制原油的物性参数对于提高工业生产的效率和安全性至关重要。

然而，需要注意的是，在实际操作中，由于原油的成分复杂多样，不同原油样品可能具有不同的物性参数。

原油高压物性实验方法

原油高压物性（PVT）实验描述在不同压力下，油藏流体的相平衡状态会发生变化。

一个油田在开发早期，最好就抓紧取样，开展原油高压物性（PVT）实验，使样品能尽量接近原始油藏流体。

通过PVT实验，掌握油藏流体及其在不同压力下的体积特征，为我们对油田动态预测奠定一个坚实的基础。

原油高压物性（PVT）实验有两类：
一类是等组分膨胀实验，它是把烃类流体样品在油藏温度及超过油藏原始压力下放入PVT容器中，在等温条件下逐步减少容器的压力，测量烃类体积在每个压力下的变化。

这项实验的目的在于确定:
（1）饱和压力（泡点压力，原油内的溶解气开始分离出去时的压力）；
（2）高于饱和压力时在油藏温度条件下的单相流体的压缩系数；
（3）总烃类体积与压力的函数关系。

另一类是差异分离实验，它是在油藏开发过程中，随着压力降低，从原油中分离出来的溶解气不断地被采出来，在油藏中气与液相也不断重新建立新的平衡，这项实验的目的在于确定:
（1）溶解气与压力的函数关系；
（2）原油体积的收缩率与压力的关系；
（3）分离气体的组成、压缩系数和相对密度；
（4）剩余油的密度、黏度与压力的函数关系。

第四节地层原油的高压物性

第四节地层原油的高压物性第四节地层原油的高压物性（2学时）一、教学目的了解地层原油的化学组成和分类，熟练掌握原油各种高压物性参数的定义、计算方法以及影响因素。

二、教学重点、难点教学重点1、原油各种高压物性参数的定义、计算和影响因素2、饱和压力在分析原油高压物性参数中的作用教学难点1、原油两相体积系数的定义，两相体积系数与其它物性参数之间关系的理解2、原油高压物性参数的计算三、教法说明课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表四、教学内容本节主要介绍五个方面的问题：一、原油的化学组成二、地层原油的溶解油气比三、地层原油的体积系数四、地层原油的压缩系数五、地层原油的粘度（一）、原油的化学组成和分类1、原油的化学组成：原油要是石蜡族烷烃，环烷烃和芳香烃等不同烃类以及各种氧、硫、氮的化合物所组成的复杂混合物。

原油中的非烃类物质对原油的性质有着重大的影响。

原油的化学组成不同是导致原油性质不同和产生各种变化的内因，而压力、温度才是引起原油性质发生变化的外部条件。

2、原油的分类：（1）、根据原油中的含硫量：少硫原油：S＜0.5%以下含硫原油：S＞0.5%以上我国的原油多属于少硫原油（2）、根据原油中胶质—沥青质的含量：少胶原油：胶质、沥青＜8%胶质原油：胶质、沥青8～25%之间多质原油：胶质、沥青＞25%我国的原油多属于少胶原油或胶质原油（3）、按原油中的含蜡量分：少蜡原油：含蜡量＜1%含蜡原油：含蜡量1～2%高含蜡原油：含蜡量＞2%我国各油田生产的原油含蜡量相差很大，有的属于少蜡原油，但多数属于高含蜡原油（4）、按族组成分：烷烃原油烷—环烷族原油环烷—芳香族原油芳香族原油（二）、地层原油的溶解油气比（solution gas-oil ratio）1、定义定义一：在油藏温度和油藏压力条件下，地层油中所溶解的气量。

定义二：单位体积的地面原油在油藏条件下所溶解的气量，这种气体体积是指在标准状态下的体积。

定义三：地层油在一定温度和压力下进行脱气，脱气后计算为在该压力下单位体积地面油所溶解天然气的标准体积。

油藏流体高压物性参数现场测定应用技术

石
油
仪
器
２Ｉ年Ｏ０１２月
ＰＴＯＥＭＩＳＲＭＥＴＥＲＬＵＴＵＮＳＮ
・
方法研究・
油藏流体高压物性参数现场测定应用技术
刘树巩刘海波刘海涅张兴延李扬
（中海油田服务股份有限公司油田技术事业部河北燕郊）
第一作者简介：树巩，９３年生，，刘１６男高级工程师，９４年毕业于大庆石油学院石油地质专业，在中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，１８现从事测井资料解释及应用工作。邮编：６２１０５０
１油藏流体高压物性参数现场测定设备
该系统由三套主要设备组成，括原油ＰＴ釜、包Ｖ自动气体体积计量计、毛细管粘度计。高压
原油ＰＴ釜体分为上下两部分，釜体积为１０Ｖ上０
ｅｍ。
，
程中独立出来，建立了油层物理的学科分支。我国在
２１００年
第２卷５
第１期
刘树巩等：藏流体高压物性参数现场测定应用技术油
２．１泡点压力对比２．
原油脱气等实验，可获得气油比、点压力、泡体积系数、
压缩系数、胀系数等ＰＴ参数。膨Ｖ高压毛细管粘度计如图１所示，工作原理是基于
ＭＤ、Ｔ贝壳休斯的ＲＩ以及中海油田服务股份有限公Ｃ司的ＥＣＲＴ都可以获取ＰＴ样品。Ｖ

实验六地层原油饱和压力的测定

实验六地层原油饱和压力的测定一．实验目的1．掌握地层油饱和压力的测定原理及方法；2．掌握地层油的单次脱气的方式及方法；3．掌握原油体积系数、溶解气油比等参数的计算方法；4．掌握落球法测量地层油粘度的原理及方法。

二．实验原理(1)地层油的体积随压力的降低而增加。

在泡点压力前后，体积-压力曲线的斜率不同，拐点处对应的应力即为泡点压力。

(2)使PVT 筒内的压力保持在原始压力，保持压力不变，将PVT 筒内一定量的地层油放入分离瓶中，记录放油的地下体积。

从量气瓶中测量分出气体体积，测量分离瓶中脱气油的体积，便可计算地层油的溶解气油比、体积系数等数据。

(3)在层流条件下，钢球在光滑盛液标准管中自由下落，液体的粘度计算公式如下：μ= k (ρ1 −ρ2)t其中μ—绝对粘度，mPa.s；t—钢球下落时间，s；ρ1、ρ2—钢球和原油的密度，g/cm3；k—粘度计常数。

三．实验流程图6-1 高压物性试验装置流程图1.恒温水浴;2.计量泵;3.压力表;4.储液罐;5.保温套;6.阀门；7.分离瓶;8.量气瓶;9.盐水口瓶四．实验步骤1.泡点压力测定(1)粗测泡点压力。

从地层压力起退泵降压（以恒定的速度退泵），并注意观察压力表指针变化，当压力表指针降低速度减慢或不下降甚至回升时，停止退泵。

压力表指针稳定后的压力数值即为粗测饱和压力值。

(2)细测泡点压力A．升压至地层压力，让析出的气体完全溶解到油中。

从地层压力开始降压，每降低一定压力（如1.0MP）记录压力稳定后的体积（注意升压、降压过程中应不断搅拌PVT 筒）；B．当压力降至泡点压力以下时，每降低一定体积（如3ml），记录稳定以后的压力(泡点压力前后至少安排四个测点)。

C．最后一点测完后，升压到地层压力，进行搅拌，使分出的气体重新溶解到原油中，为原油脱气做好准备。

2.一次脱气A．将PVT 筒中的地层原油加压至地层压力，搅拌原油样品使温度、压力均衡，记录泵的读数。

B．准备干燥洁净已称重的分离瓶3-5 个，检查量气瓶密封情况，并充满饱和盐水。

高压物性取样及分析技术

0
200
400
600
温度 ,℃
18-1-P6三角图
井流物组成：
C1+N2= 43.61 % C7+= 31.67 % C2-6+CO2= 24.72 %
高压物性参数指示油气移的特征
陈家庄凸起-埕东凸起高压物性剖面，菱形图由扁平形，变为尖菱形，指示油气移的特征。
惠民凹陷沙二段
盘7
临8 临13 临41-8
6-5压力与体积系数关系曲线
体积系数
3.00
2.60
2.20
1.80
1.40
1.00 0.00
8.00
16.00
24.00
32.00
40.00 48.00 压力,MPa
40
30
压力20 MP a
10
0 -200
P6相图
Tc=334.78℃ Pc=34.84MPa
90% 80%
70% 50% 30%
G O R= 1112 m3/m3 井流物 mol% 1.51 71.99 5.17 3.87 1.10 1.98 1.22 1.03 2.17 1.63 2.00 1.63 1.13 3.56
GOR由1112 m3/m3增大为2850 m3/m3，井流物中组分含量变化明显，轻组分C1－C4含量由84.11％增大为 94.49％，C5以上部分由14.37％减少为 4.07％。
取样井条件
1. 油气井未发生无控井喷, 井底压力高于预计的原始饱和压力或露点压力。
2. 井内施工液替喷干净。 3. 油、气流稳定, 没有间歇现象。 4. 井口量油测气设备齐全可靠。流程符合取样要求。 5. 水泥固井井段层间无串槽, 井内无落物。 6. 油气井存在多层出油气层且层间性质变化较大时,应进行分层取样。 7. 油气井一旦投产,应尽快取样, 避免造成大的压降, 形成地层内脱气或有凝析液析出。

油层物理地层油的高压物性课件

影响因素：
1)组成: 轻组分↗， ρ o ↘ T↗， ρ o ↘；
2)溶解气油比： Rs↗，ρ o↘；
3)温度: 4)压力: P<Pb： P↗， ρ o↘； P＝Pb： ρ o最小； P>Pb： P↗， ρ o↗。
2.地面油的相对密度
20℃时的地面油密度与4℃时水密度之比。
o o 4 w
Bo
一般地，Bo>1。
Vof Vos
Байду номын сангаас
影响因素分析：
① 组成轻烃组分所占比例↗，Bo ↗ Rs↗, Bo↗ T↗，Bo↗
② 溶解气油比 ③ 油藏温度 ④ 油藏压力当P<Pb时，当P=Pb时，当P>Pb时，
P↗, Bo↗ Bo＝ Bomax P↗, Bo↘
两相体积系数：
油藏压力低于泡点压力时，在给定压力下地层油和其释放出气体的总体积(两相体积)与它
平均等温压缩系数×10-4MPa-1 24.7 30.2 36.0 38.9 Pb=19.0
五、地层油的粘度
根据牛顿内摩擦定律：
影响因素分析：
①组成 ③温度 ④压力
P<Pb： P↗， μ o↘； P＝Pb： μ o最小；
u x ＝－ xy / y
轻烃组分所占比例↗, μ o↘
②溶解气油比
Rs↗, μ o↘
第五节地层油的高压物性
地层油：高温，高压，溶解有大量的天然气
一、地层油的溶解气油比Rs
1.定义
①地层油在地面进行一次脱气，分离出的气体标准体积与地面脱气油体积的比值，标m3/m3。 ②单位体积地面油在油藏条件下所溶解的气体的标准体积，标m3/m3。
Rs
Vgs Vos

高压物性取样要求、分析方法及应用讲义

凝析气井的调整采用逐级降产法，以便排除井筒和近井带中无代表性的烃类气体。调整过程中每次降产约一半，并使气井生产到气油比稳定（波动小于5%）。调整过程中气油比一般随产量变化而降低，当气油比不再随产量变化而下降时，气井调整完毕。
和一般油井的调整不同，不能认为产量控制越小越好。取样时应保持足够高的产量，以防发生间歇生产和井筒中的凝析物沉降。
地层温度高于临界温度的油气藏属于气藏，否则属于油藏。
1 油气藏流体的类型
压力
油藏
5
4
气藏
3
2
Pm C
B
Tm
A
温度
油气藏流体的典型相图
1
1：干气 2：湿气 3：凝析气 4：挥发油 5：黑油
C：临界点 AC：露点线 BC：泡点线 Tm：临界凝析温度 Pm：临界凝析压力
1 油气藏流体的类型
地层温度高于临界凝析温度的气藏为干气藏或湿气藏。干气的分离器条件位于气相区。湿气的分离器条件位于相包络线以内的两相区，分离器内会形成一些凝析液。
地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间的气藏为凝析气藏。在衰竭式开采过程中，当地层压力降到露点压力以下时会在地层中反凝析出液体，采出井流物的气油比增加。地层中形成的这部分凝析液流动性差，难以开采。
1 油气藏流体的类型
挥发性油藏的地层温度略低于流体的临界温度，因此又称为近临界油藏。由于在临界点附近，等液量线相当密集，地层压力略低于泡点压力时就会有大量油挥发，收缩性很大。其典型的分离器条件位于低等液量线上。
2 油气藏流体取样及样品检查
2.3 取样方式的选择
取样方式取样及样品检查
2.3 取样方式的选择
对于一般未饱和黑油油藏、稠油油藏和挥发性油藏，如果能调整到井底压力高于预计的原始饱和压力，采取井下取样方式。对于饱和油藏，井底流动压力肯定低于饱和压力，无法直接在井下取得有代表性的样品。这时可在井下取得已脱气的样品，或者在地面分离器中取得油、气样品，按饱和压力对样品进行配制；

第4章地层流体的高压物性

Rsi Vg / Vos
Rs
Rs (
P,T
)
Vg ( P,T Vo( P,T
) )
sc sd
第一节地层油的高压物性参数
图4-1 典型地层油接触脱气溶解气油比曲线
第一节地层油的高压物性参数
地层压力高于饱和压力时的溶解气油比
均为原始溶解气油比Rsi。当地层压力降至低
于饱和压力后，随着压力降低一部分气体已从地层原油中逸出，溶解于原油中的气量减
Pb
Pi
两相体积系数单相油体积系数
(2)当地层压力降低到
地面大气压时，油中溶
解气全部脱出，Rs＝0；此时，Bg＝1，Bo＝1，故得出Bt＝1+Rsi，此时 Bt为最大值。
第一节地层油的高压物性参数
Bo Bt
Bt Bo
B ob
0.1
Pb
Pi
两相体积系数单相油体积系数
(3)由于Bo、Bg、Rs均为压力P的函数，Bt也是压力的函数， Bt-P关系
曲线如图所示。
(4)Bt-P曲线只在P＜Pb 时才存在，因为当P＞ Pb时为单相油。
第一节地层油的高压物性参数
四、地层原油的压缩系数
所谓地层原油压缩系数是指地层油体积随
压力变化的变化率。在等温条件下原油的压
缩系数定义为：
Co
1 Vf
(V f P
)T
1 Vf
V f P
1 Vf
Vb V f Pb P
1、地层原油体积系数
原油地下体积系数，简称为原油体积系数，
是一定量原油在地下的体积(即地层油体积)与其
在地面脱气后的体积之比，用Bo表示，即：
Bo
VoR P,T Vos P,T

地层原油物性分析技术

闪蒸气重质含量Kg/10 4 m 3 原始流体
重烃含量
2.7 2.4 2.1 1.8 1.5 1.2 0.9 0.6 0.3 0
980 840 700 C2 560 420 280 140 0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 压力，MPa C3 C4 C5+
8100
闪蒸气m 3 /10 4 m 3 原始流体
将处于地层条件下的单相地层原油瞬间闪蒸到大气条件，测量地层原油体积的减少和闪蒸得到的油、气量。实验目的：获取单次脱气气油比、体积系数、溶解系数、收缩率、地层原油密度及井流物组成。
地层→地面 Vf 地层压力，温度（Pf,Tf) 地面分离条件（Pa,Ta)
气油比 Vg 体积系数收缩率 Vo 溶解系数井流物
（三）油气藏流体实验二、油藏流体高压物性分析
1、恒质膨胀实验
恒质膨胀实验是在地层温度下测定恒定质量的地层原油的压力与体积的关系。实验目的：获得到地层流体的饱和压力、相对体积和压缩系数等。
气油
P1 >
气油
> P5
油 P2
>
油
P3 >
油
P4
恒质膨胀实验示意图
（三）油气藏流体实验
2、单次脱气实验
0.01
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150
组分沸点温度
K
（三）油气藏流体实验
实验周期：普通黑油 10 ～15工作日黑油易挥发油天然气凝析气凝析气20 ～25工作日
多次脱气实验单次脱气实验恒质膨胀实验粘度实验定容衰竭实验

地层油高压物性测定

油层物理实验报告实验日期成绩：班级：学号：姓名：党勇教师：同组者：地层油高压物性测定一、实验目的1.把握地层油高压物性仪的结构及工作原理；饱和压力、单次脱气的测定方式；地层油溶解气油比、体积系数、密度等参数的确信方式； 4.把握落球法测量地层油粘度的原理及方式。

二、实验原理1.地层油的体积随压力的降低而增加。

在泡点压力前后，体积-压力曲线的斜率不同，拐点处对应的应力即为泡点压力。

2.使PVT 筒内的压力维持在原始压力，维持压力不变，将PVT 筒内必然量的地层油放入分离瓶中，记录放油的地下体积。

从量气瓶中测量分出气体体积，测量分离瓶中脱气油的体积，即可计算地层油的溶解气油比、体积系数等数据。

3.在层流条件下，钢球在滑腻盛液标准管中自由下落，液体的粘度计算公式如下： 12()k t μρρ=-其中 μ―原油动力粘度，m Pa ﹒s ； t ―钢球下落时刻，s ；1ρ、2ρ―别离为钢球和原油的密度，g / cm 3；k ―粘度计常数，与标准管的倾角、钢球的尺寸及密度有关。

三、实验流程高压物性实验流程图四、实验步骤(1)粗测泡点压力。

从地层压力起退泵降压（以恒定的速度退泵），并注意观看压力表指针转变，当压力表指针降低速度减慢或不下降乃至上升时，停止退泵。

压力表指针稳固后的压力数值即为粗测饱和压力值。

(2)细测泡点压力A.升压至地层压力，让析出的气体完全溶解到油中。

从地层压力开始降压，每降低必然压力（如）记录压力稳固后的体积（注意升压、降压进程中应不断搅拌PVT筒）；B.当压力降至泡点压力以下时，每降低必然体积（如3ml），记录稳固以后的压力(泡点压力前后至少安排四个测点)。

C.最后一点测完后，升压到地层压力，进行搅拌，使分出的气体从头溶解到原油中，为原油脱气做好预备。

加压至地层压力，搅拌原油样品使温度、压力均衡，记录泵的读数。

B.预备干燥干净已称重的分离瓶3-5个，检查量气瓶密封情形，并充满饱和盐水。

地层原油组成差异对高压物性参数的影响

地层原油组成差异对高压物性参数的影响李爱芬;王守龙;吕姣;江凯亮;李旭光【摘要】地层油高压物性参数主要受温度、压力等因素的影响,而地层油自身的组成也对其有着重要影响.对S48井、G942井和F154井的地层油进行了一系列的高压物性实验研究.结果表明:相同气油比,原油含蜡量越高,地层油泡点压力越高,体积系数越大;当压力高于泡点压力时,原油含蜡量越低,溶解气量越多,地层油体积系数和密度受压力的影响越显著;含蜡量越高,体积系数和密度受压力的影响越小.含蜡量高的地层油溶解天然气后的降黏效果明显好于含蜡量低的地层油.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)003【总页数】4页(P299-302)【关键词】油气组成;含蜡量;泡点压力;体积系数;黏度;高压物性【作者】李爱芬;王守龙;吕姣;江凯亮;李旭光【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE124.1地层原油高压物性（PVT）参数是评价油藏、制定油藏开发方案、选择油井工作制度和进行储量计算、油藏工程计算不可或缺的参数［1］，国内外许多学者对此已有大量研究。

文献［2-4］研究了不同影响因素下体积系数、热膨胀系数及压缩系数的变化规律，并提出了相应的经验公式。

文献［5-7］研究了不同种类注入气对原油膨胀系数和泡点压力等的影响，认为注气量越大，则膨胀系数越大，且饱和压力及混相压力越高，但注入气中中间组分含量偏高会使得饱和压力降低。

文献［8］发现氮气对改善原油流动性及增加地层能量有明显效果。

本文着重探讨地层油组成差异对地层油高压物性的影响，旨在揭示内在因素对高压物性参数的影响。

从塔河油田（S48井）和纯梁油田（G942井和F154井）选取了3种油气样，参考GB/T 1884—1992《密度测试标准》［9］和SY/T 0520—2008《黏度测试标准》［10］测试了地层温度和大气压力下脱气原油的密度和黏度（表1）。

高压物性取样和分析方法介绍

1 油气藏流体的类型
在地层及地面条件下，油气藏流体的性质决定于其组成和体系的温度、压力。其中，油气藏流体的组成是决定其性质的内在的、根本性的原因，体系的温度和压力是决定其性质的外部原因。
1 油气藏流体的类型
根据地层温度在油气藏流体相图中的位置，可以把油气藏流体分为干气、湿气、凝析气、挥发油和黑油。
2 油气藏流体取样及样品检查
2.3 取样方式的选择－井下取样
具有正常井下测压的井口装置就可以进行井下取样。一般井下取样时的井口装置见图2。实验室采用的井下取样器是挂壁式取样器。下取样器到取样部位，停留冲洗 10min后上提。
样品送到实验室后，测定各支样品的开阀压力和饱和压力。有两支以上饱和压力相差不超过2%时，就可以判断取得的样品合格。
2 油气藏流体取样及样品检查
2.2 取样井调整的目的
对预计的油气藏流体原始饱和压力低于地层压力而高于正常生产时的井底压力的油气藏，当井底流动压力降到饱和压力以下时，流体将在井筒周围脱气(凝析)，形成以井筒为中心的脱气(凝析)区。
通过改变油（气）井的工作制度（油嘴），使油（气）井的产量逐步降低到井底流动压力高于地层流体原始饱和（泡点、露点）压力，从而使油（气）藏地层远处的有代表性的原始油（气）藏单相流体能取代井筒周围地层没有代表性的两相油（气）藏流体。
3 油气藏流体高压物性分析
3.2 地层原油高压物性分析－恒质膨胀实验和热膨胀实验
➢ 定义恒质膨胀实验又称为P-V关系测试，是指在地层温度
下测定恒定质量的地层原油的体积与压力的关系。热膨胀实验是测定恒定质量的地层原油单位温度变化下的体积变化率。 ➢ 实验目的
获得到地层流体的饱和压力、相对体积和Y函数、压缩系数和热膨胀系数。

CMG软件-组分模型高压物性实验方法

CMG软件-组分模型⾼压物性实验⽅法1地层岩⽯与流体（包括注⼊流体）之间的相互作⽤，以及流体与流体间的相互作⽤是油藏数值模拟研究的重要内容之⼀。

⽽相态模拟是研究流体（包括地层流体和注⼊流体）间相互作⽤的必要⼿段，也是油藏数值模拟能否正是准确地表征油藏流体流动的前提。

为了研究油藏流体在注⼊⽓前后的物理化学性质变化，⾸先要对所确定的油⽓井进⾏取样和配样，然后模拟计算饱和压⼒、恒组成膨胀（CCE ）、定容衰竭（CVD ）、多级脱⽓（DLT ）分离等实验。

将此配样作为基础，注⼊⼀定⽐例的⽓体，研究在不同温度和压⼒下流体混合物相态的变化。

1、原油组分的劈分与合并表2－1为肇44－26井油藏区块原始地层流体组成（数据来⾃西南⽯油学院《N 2、空⽓-地层原油体系相态特征综合研究》），由表可以看出，该流体中C 1含量为12.17%，C 2～C 6中间烃含量为25.69%，C 7+重质组分含量较⾼，摩尔含量为61.46%；C 7+的密度为0.88 g/m 3，分⼦量为190.69g/mol ，属于普通⿊油。

表2-1 原始地层流体组成表2-2 原始地层流体拟组分划分为了便于数值模拟计算，按组分性质相近的原则，使⽤CMG-WINPROP 软件对本次研究油藏区块原始地层流体组分劈分并归并为如下7个拟组分，即：N 2、CO 2、C 1、C 2～C 4、IC 5～C 6、C 7～C 10、C 11～C 24，如表2－2所⽰。

在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较⼤的饱和压⼒、⽓油⽐、密度、等组成膨胀性质等拟合效果。

2、原油PVT相态拟合利⽤CMG-WinProp软件对本次研究的原始地层流体⾼压物性PVT实验数据进⾏拟合计算，得到能反应地层流体实际的性质变化和流体PVT参数特征的流体模型。

需要调整的参数，见图2-1：图2-1 原油PVT相态拟合需要调整的参数将饱和压⼒和密度的权重设为5，油⽓⽐和体积系数的权重分别为3和2。

地层测试讲义(第四章)

第四章测试卡片的解释第一节储层流体的物性油气藏是由油气储层、隔层、夹层及盖层等以特定层序组合构成的。

油气储层简称储层。

储层包括储集油气的岩石以及其中的流体。

储层流体是指储存于岩石孔隙中的石油、天然气和水。

石油和天然气是多组分烃类物质的混合物。

储层深埋于地下，储层流体处于高温、高压状态，特别是原油中含有大量的天然气。

因此，地下储层流体的物理性质与其在地面时相比有极大的差异。

油、气组成是影响其高压物性特征的内因；温度、压力是外因。

一、天然气的高压物性天然气是从地下采出的可燃气体。

天然气的高压物性参数，如组成、相对密度、压缩因子、粘度等，是石油工程的基础数据。

天然气是以石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的混合物。

天然气的组成是影响天然气物理性质和品质的主要因素。

(一) 天然气的相对密度天然气的相对密度定义为：在标准状态(20℃，0.101MPa) 下，天然气密度与干燥空气密度的比值，即： Υg ＝a g ρρ式中： Υg ——天然气的相对密度； g ρ——天然气的密度，kg ／m 3；a ρ——干燥空气的密度，kg ／m 3。

天然气的相对密度与其相对分子质量成正比。

不同类型的天然气，其相对分子质量和相对密度差别较大。

天然气的相对密度一般在0.5—0.8之间。

个别含重烃或其他组分多者，相对密度可能大于1。

(二) 压缩因子目前在石油工程中广泛应用的是压缩因子状态方程。

压缩因子状态方程的实质是引入压缩因子用于修正理想气体状态方程，即：PV ＝nZRT式中 Z ——压缩因子(compressibility factor) 。

压缩因子的物理意义为：在给定温度和压力条件下，实际气体所占的体积与理想气体所占有的体积之比，即：Z ＝实际V / V 理论压缩因子反映了相对于理想气体，实际气体压缩的难易程度。

当Z ＝1时，实际气体相当于理想气体；当Z ＜l 时，实际气体比理想气体易于压缩；当Z ＞1时，实际气体比理想气体难于压缩。

大庆油田原油物性参数测定

大庆油田原油物性参数测定一、前言原油作为一种重要的能源资源，其物性参数的测定对于油田勘探与开发具有非常重要的意义。

其中，大庆油田作为我国石油工业的重要组成部分，对其原油物性参数的测定更是至关重要。

二、物性参数的意义物性参数是指原油在不同温度、压力和化学成分条件下表现出来的特性参数，包括密度、粘度、黏度、界面张力、相对介电常数、折射率、散射指数等。

这些物性参数对于原油的生产、储存、运输、加工和利用均具有不同程度的影响。

首先，密度是衡量原油相对固体的重量的物理量，对于油藏的油气勘探、勘探风险评估及油田开发具有重要意义。

其次，粘度是指油类润滑油、润滑油、机油等物质在运动时的摩擦阻力，对于原油输送、加工和使用等方面均有重要影响。

此外，黏度是指原油在不同温度下的黏性特征，也是评估原油的使用性能和口感的重要物性参数。

三、原油物性参数测定方法原油物性参数的测定方法主要包括：密度测量、粘度测量、黏度测量、表面张力测量、相对介电常数测量、折射率测量、散射指数测量等。

其中，密度测量方法既有实验室测量法，也有现场测量法。

实验室测量法主要包括弹性浮子式密度计、买买提密度计、定容饱和汽密度计等；现场测量法主要采用浮球式密度计、高度仪、振动管密度计等。

粘度测量方法也有多种，主要包括旋转式粘度计、齿轮泵粘度计、激光粘度计、毛细管粘度计等。

黏度测量方法包括经典黏度法、旋转式黏度计法、纳米管黏度测量法、电化学黏度测量法等。

表面张力测量方法包括Wilhelmy板法、浮力法、旋转圆环法等。

相对介电常数测量方法主要包括容器内置电极式直接测量法、高频电桥测量法、微波谐振型测量法等。

四、大庆油田原油物性参数测定大庆油田作为我国重要的石油勘探与开发基地，其原油物性参数的测定十分重要。

作为一个大型油田，大庆油田的原油种类繁多，才有各种不同油品的物性参数也有所不同。

为了保证大庆油田的原油物性参数能够得到准确测定，同时为油田的开发提供可靠的数据支持，大庆油田所属公司设立了一系列专业的原油物性参数实验室。