SY/T 6101-2012 凝析气藏相态特征确定技术要求

ICS75.020
E12 SY
备案号：37534一2012
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T6101-2012代替SY/T6101一1994
凝析气藏相态特征确定技术要求
Technical requirements for determining phase behaviors of gas condensate reservoirs
2012一08一23发布 2012一12-01实施
国家能源局发布

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phase behavior and phase change
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gas component,liquid hydrocarbon component 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~C1)、氮(N2)、二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)、氮(He)等；液态烃组分为标准条件下呈液态的戊烷~十六烷(C~C)经，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《C7+)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(C,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，干气不含戊烧以上液态烃组分《。),而湿气含徽量。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。

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()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，并转人正常蒸发过程，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near critical gas-condensate reservoir
储层混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(C+)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，在等容袁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(,)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near critical high volatile oil reservoir
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，泡点压力下微小压降即引起非常剧烈的液相高速汽化的脱气相态变化，很短期间液体体积收缩率占全程收缩率一半以上，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(Cs)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(C+)质量称为稳定凝析油含量，按公式(2)计算。

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。
4.1,1根据流体相态确定油、气藏类型。凡在新构造或新产层的探井测试获工业油气流后，根据储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，凡探井测试获工业油气流，一般气油比在500m3/m3~2000m3/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10000m3/m3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研究采气系统中气体水合物形成条件和防止其形成的方法。

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