ICS 75.020 E12 备案号：37534-2012
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6101--2012 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
2012一12一01实施
国家能源局 发布 SY/T 6101-2012
目 次
前言
一
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义
1
相态特征确定内容 5 早期储层流体取样要求
4
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附录C（资料性附录） 深层近临界态流体取样方法示例参考文献
6
21
23
24 SY/T 6101-2012
前言
本标准按照GB/T1.12009《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/T6101-1994《凝析气藏相态特征确定技术要求》，与SY/T6101-1994相比除编辑性修改外，主要技术变化如下：
—-增加了SY/T6101—1994中缺少的临界态--近临界态凝析气—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；一针对高压、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
一
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/T6101-1994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/T6101-1994中附录BC.重馏分的特征化处理； -SY/T6101-1994中附录C改为本标准的附录B“确定携带井内凝析液极限流量估算方法”；
增加了附录C“深层近临界态流体取样方法示例”；删除了SY/T6101-1994中附录D“PVT报告实验数据表格式”； -删除了SY/T6101-1994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phase behaviorandphase 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（C,～C4）、氮（Nz）、二氧化碳（CO2）、硫化氢（HzS）（He）等；液态烃组分为标准条件下呈液态的戊烷一十六烷（Cs～C）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（C，以上）的烃。
3.4
干气藏和湿气藏drygas reservoirand 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。
1 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（C5）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criticalgas-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。
C541.571 yi·M
(1)
C=41.571≥y:M
·(2)
mn
式中： ns，n7，n。凝析气组成中Cs，C,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）；
:——i烃的摩尔分数（小数》；
2 SY/T 6101--2012
度进行流体取样。对带油环的凝析气藏或凝析气项油藏要分别取得储层凝析气和原油代表性样品。对有边水或底水的凝析气藏，应在靠近气水界面含水部位进行井下取样，取得地层条件下代表性水样。 5.7针对不同类型油气藏，分为地面取样和井下取样两种方式。 5.7.1地面取样：对于常规低饱和类型的凝析气藏、湿气藏，在保证测试井能达到气液稳定渗流（即从储层流人井筒和从井筒流人分离器的流体与储层温度、压力下的储层凝析气组成相同）条件下，可采取地面取样。有两种情况：一是在井底流压高于储层流体饱和压力情况下，只在井筒内有凝析液析出。并要全部带出地面进入分离器；二是在井底流压低于储层流体饱和压力情况下，井底附近储层中有凝析液析出，要求井底产层附近凝析液饱和度大于凝析液流动临界饱和度，即析出的凝析液能流人井内，并使气液流达到稳定程度（分离器压力、温度保持稳定和气液比波动在12h内小于2%），即由储层流人井筒的气液混合物组成与从并筒流人分离器的气液混合物组成相同条件下，在地面分离器取气、液（包括凝析油和凝析水）样，实验室用精确的分离器气油比及在储层温度、压力下配制含饱和蒸汽水的储层流体样。
要求井内凝析液全部带出地面：井筒内最低流速要高于气流携液临界速度。计算方法参见附录B。 5.7.2井下取样：对于某些凝析气藏，如高含凝析油的饱和凝析气藏、临界近临界态油气藏，井底附近和井筒内经常有液相和固态物质析出沉积井内；又如特低渗透性凝析气藏，生产压差大，测点难以达到稳定和凝析气反凝析作用影响大。这类凝析气藏的气井测试时，地面分离器流体与储层流体组成不可能一致，无法取得可靠的储层流体代表性样品。应采取井下取样器取样方法，必要时进行两次以上取样，多个样品对比，样品组成基本一致时，代表性可靠。
井下取样方法是在储层原始压力条件下，以微小压差开井和较短时间内，使产层流体替换井内流体的高度在取样器以上，保证井底取样段流体与储层流体的组成一致条件下，用高压高温井下取样器直接取得储层流体样。取样方法和技术设备的示例，参见附录C。 5.8取样要尽可能选择高渗透井层，以减小生产压差，避免或减少井底附近储层中发生严重反凝析作用的影响。 5.9在凝析气藏原始状态遭破坏而无法取得储层原始流体样品时，应取得当前储层条件下的流体样品。 5.10在凝析气藏试采过程中，精确录取动态资料和分时段取样。研究油气生产动态规律，指导随后油气合理开发。 5.11气、油样在运往实验室过程中要采取严格的密闭、防振、防泄漏措施，确保油、气样的初始组成不变。 5.12编写现场取样报告，内容包括：
a）井况； b）仪表设备； c） 流程； d) 测试和取样记录； e） 取样方式、样品种类和数量： f） 现场取样质量分析和合格性说明。
6流体样室内实验要求
6.1凝析气藏流体PVT实验要采用储层流体代表性样品。高压物性实验室要根据现场取样报告。 严格检查油、气、水样的合格性和符合储层流体的代表性。若实验人员发现流体样品有问题。应尽快与现场取样单位和有关技术人员协商解决。样品无代表性不能做实验，应安排重新取样。 4 SY/T6101-2012
6.2实验室应加人分离器凝析水配制储层流体样。由于储层凝析气中含水处于饱和状态，配样时需加入足够水量，保证配置的储层流体样品中含有储层温度、压力条件下的饱和蒸气水含量及流体组成中有水组分的摩尔含量，以达到配置的实验流体与储层流体的一致性。 6.3凝析气藏流体常规实验内容，参见SY/T5542的规定。 6.4在实际需要的情况下安排专项实验：
a）利用气藏岩心，进行孔隙介质中PVT实验、长岩心驱替实验； b） 测定地面油气分离最佳条件； c） 测定混合物临界点； d)i 进行凝析气藏循环注气或注氮气提高凝析油、干气及其他产品的采收率实验： e） 对高含H2S，CO2，Nz等非烃气体的气藏，测定储层流体Z因子曲线； f）> 对高含固相组分或高含H2S气体的凝析气，测定固态组分或硫元素析出条件的实验等。
7相态数值模拟研究的技术要求
7.1对储层流体取样和实验结果进行评价。检查分析流体样品的代表性和PVT实验分析数据的可靠性。 7.2利用组分模型PVT软件包进行相态拟合计算。确保凝析气藏开发方案及工程设计的模拟计算结果可靠。切合实际。 7.3对深层各类高温高压凝析气藏，初始凝析气中蒸汽水含量较高，并在降压开发过程中还会逐渐增高，多组分数值模拟计算应考虑凝析气组成中包含水组分、开发过程中蒸汽水含量变化及其对相态和储量评价的影响。 7.4在应用多组分模型对凝析气或高挥发性油藏进行模拟计算时，应进行PVT实验数据和生产动态资料拟合。在此基础上进行气藏开发方案和工程设计、循环注气提高凝析油和干气及其他产品采收率、气液固相态变化等动态模拟计算。 7.5对数值模拟研究成果进行符合实际性和技术经济指标合理性总体评价。