凝析气体积系数理论方程新形式推导及应用

康志勇; 张兴文; 黄祥光; 回岩; 李龙

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.013

天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 9: 1403 - 1409

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.013

天然气开发

凝析气体积系数理论方程新形式推导及应用

康志勇 ,
张兴文 ,
黄祥光 ,
回岩 ,
李龙

展开

中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010

康志勇（1964-），男，内蒙古赤峰人，高级工程师，硕士，主要从事油气藏参数评价研究. E-mail：1377211037@qq.com.

收稿日期: 2021-01-18

修回日期: 2021-04-21

网络出版日期: 2021-09-14

收起

Derivation and application of the new theory equation of condensate gas volume coefficient

Zhiyong KANG ,
Xingwen ZHANG ,
Xiangguang HUANG ,
Yan HUI ,
Long LI

Expand

Research Institute of Exploration and Development，Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin 124010，China

Received date: 2021-01-18

Revised date: 2021-04-21

Online published: 2021-09-14

Supported by

The China National Petroleum Corporation （CNPC） Science and Technology Major Projects(2017E-16)

Fold

本文亮点

为了解决凝析气体积系数在凝析气藏评价中高压物性（PVT）取样分析成本高，借用天然气体积系数公式计算精度又明显偏低这一实际问题，以凝析气体积系数定义及气体状态方程为理论基础推导并建立了凝析气体积系数新方程，同时建立了地层凝析气摩尔组分反演公式。用新方程计算凝析气组分和凝析气体积系数的应用效果明显优于传统方法。采用生产气油比和凝析油密度可将地面天然气组分和凝析油组分还原为地层凝析气组分，且反演精度大于99%；采用新建凝析气体积系数理论方程计算凝析气体积系数不仅大幅降低凝析气PVT取样分析成本，计算精度也由72.9%提升到86.2%，满足了凝析气藏在勘探开发各阶段的评价研究需求。

本文引用格式

康志勇 , 张兴文 , 黄祥光 , 回岩 , 李龙 . 凝析气体积系数理论方程新形式推导及应用[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(9) : 1403 -1409 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.013

Highlights

In order to solve the practical problem about high pressure physical property （PVT） sampling and analysis cost of condensate gas volume coefficient in the evaluation of condensate gas reservoirs and the low accuracy of natural gas volume coefficient of condensate formula， a new equation of condensate gas volume coefficient was deduced and established based on the definition of condensate gas volume coefficient and gas state equation. At the same time， the inversion formula of molar composition of the formation condensate gas molar is established. The application effect of the new equation in calculating the condensate gas composition and volume coefficient is obviously better than that of the traditional methods. Using the production gas-oil ratio and condensate density can revert the ground natural gas component and condensate component to the formation condensate gas component， the inversion accuracy is greater than 99%. Using the new theoretical equation of condensate gas volume coefficient to calculate condensate gas volume coefficient not only greatly reduces the cost of PVT sampling analysis of condensate gas， but also improves the calculation accuracy from 72.9% to 86.2%， which meets the evaluation and research needs of condensate gas reservoir in any stage of exploration and development.

0 引言

凝析气体积系数是指地层条件下单位体积凝析气与地面条件下天然气体积的比值，凝析气体积系数是勘探开发过程中认识、评价凝析气藏的重要参数。高压物性（PVT）取样是获取凝析气压缩因子和凝析气体积系数最直接最有效的方法^［1-8］。由于凝析气PVT分析及配套的PVT取样操作要求高、取样及分析成本高^［9］，造成绝大多数评价单元缺乏凝析气PVT分析获取的凝析气体积系数数据。目前，在求取凝析气体积系数时，多忽略了凝析油的影响直接采用天然气体积系数公式计算或用地区经验公式计算^［10-12］，这些公式不仅适用范围严格受限，计算结果也存在较大误差，无法满足凝析气藏勘探开发研究和生产的需求。建立精度高、应用范围广、适应凝析气藏客观实际的凝析气体积系数评价新方法十分必要。另外，在相关文献中常常提及天然气或凝析气体积换算系数^［13-14］，主要由于天然气或凝析气体积系数是个小数，为了便于应用，技术人员常用天然气或凝析气体积系数的倒数参与相关计算，因此将天然气或凝析气体积系数的倒数称为天然气或凝析气体积换算系数。

1 凝析气体积系数定义及影响因素

凝析气体积系数是指地层条件下凝析气体积与地面条件（20 ℃或293.15 K、0.101 325 MPa）下天然气体积之比^［5］：

B g i = V g f V g

（1）

式中：

B g i

为天然气或凝析气体积系数，无量纲；

V g

为地面条件下天然气体积，m³；

V g f

为地层条件下天然气或凝析气体积，m³。

地层天然气体积、地层凝析气体积可由PVT取样分析或由气体状态方程求取^［5］：

p V g f = n g f R Z T

（2）

式中：

n g f

为地层天然气摩尔数或地层凝析气摩尔数，mol；

p

为地层压力，MPa；

R

为摩尔气体常数

R = 8.314 472 432 × 10 - 6

M P a ⋅ m 3

/（mol·K）；

T

为地层温度，K；

Z

为气体偏差系数（又称气体压缩因子），无量纲。

气体在临界温度时，受到一定压力后开始变为液体，气体中一旦有液体出现，就不遵循理想气体定律，因此，气体压缩因子与天然气的临界状态有关。气体压缩因子可采用实验室测定法、Standing-Katz图版法^［15］或公式法确定。其中公式法计算精度与图版法相当，因此公式法应用更为普遍。

实际PVT分析资料证实，凝析气体积系数与气藏温度和气藏压力密切相关，与地面天然气组分及凝析油组分密不可分，且与凝析油含量呈正相关关系。凝析气体积系数还与地面天然气密度等因素密切相关，但凝析气体积系数和与之相关的诸因素之间存在怎样的函数关系，统计规律并无法给出准确答案。

针对凝析气体积系数定义中“地层凝析气体积”及相应“地面天然气体积”，只有通过PVT取样分析才能获取的实际情况，以凝析气体积系数定义及气体状态方程为理论依据^［5］，结合物质质量、密度和体积之间的关系，通过严格的数学推导，将凝析气体积系数定义中难以直接获取的“地层凝析气体积”和相应“地面天然气体积”转换为井口极易取样分析获取的生产气油比、地面天然气组分、凝析油组分、凝析油密度等参数，从而建立了凝析气体积系数新方程，并为无PVT分析资料的油气藏或区块开展凝析气资源/储量评价提供了一种合理的凝析气体积系数确定方法，同时还对凝析气摩尔数、凝析气组分反演方法、凝析油当量气体体积及凝析气密度求取方法进行探讨。

2 凝析气的量

2.1　凝析油质量

地面条件（20 ℃ 或293.15 K、0.101 325 MPa）下，1 m³天然气质量与析出凝析油质量及相应地层条件下凝析气质量之间的关系：凝析油质量等于地层凝析气质量与地面天然气质量之差，凝析油质量又等于地面凝析油体积与凝析油密度的乘积。

m c = m g f - m g = 103 V c ρ c = 103 ρ c E g o

（3）

m g = V g ρ g = 1 × ρ g

（4）

m g f = V g f ρ g f = ρ g + 103 ρ c E g o

（5）

式中：

E g o

为生产气油比，m³/m³；

m c

为地面条件下1 m³天然气对应的凝析油质量，kg；

m g

为地面条件下1 m³天然气对应的天然气质量，kg；

m g f

为地面条件下1 m³天然气对应的凝析气质量，kg；

V c

为地面条件下1 m³天然气对应的地面凝析油体积，m³；

ρ c

为地面凝析油密度，g/cm³；

ρ g

为地面天然气密度，kg/m³；

ρ g f

为地层天然气密度或凝析气密度，kg/m³。

2.2　凝析气摩尔数

凝析气摩尔数可由地面天然气组分和凝析油组分求取。当物质的量用摩尔数表示时，已与物质的状态（气态或液态）无关^［16］，因此地层凝析气摩尔数等于地面天然气摩尔数^［17］与相应地面凝析油摩尔数之和：

n g f = n c + n g

（6）

n c = 103 m c M c = 106 ρ c E g o M c

（7）

n g = 103 m g M g = 103 ρ g M g

（8）

式中：

M c

为凝析油摩尔质量，g/mol；

M g

为天然气摩尔质量，g/mol；

n c

为凝析油摩尔数，mol；

n g

为地面天然气摩尔数，mol。

2.3　凝析气密度

根据气体状态方程和物质质量、密度、体积之间的关系，以及气体摩尔数和液体摩尔数计算方法，由式（2）—式（8）联立得地层凝析气密度计算方程：

ρ g f = p R Z T × 10 - 3 E g o ρ g + ρ c E g o ρ g / M g + 103 ρ c / M c

（9）

其中，地面天然气密度可根据地面天然气组分分析值求取：

ρ g = m g V g = 10 - 3 M g V 20 = 10 - 3 ∑ i = 1 N x g i M i V 20

（10）

V 20 = T 20 V s c T s c

（11）

式中：

M i

为第i种天然气或凝析气组分摩尔质量，g/mol；

N

为天然气或凝析气组分种类；

T 20

为地面温度

T 20 = 293.15 K

；

T s c

为地面标准状态温度

T s c = 273.15 K

；

V 20

为1 mol气体在地面条件下的体积，

V 20 =

2.405 514 526 × 10 - 2

m³/mol；

V s c

为1 mol天然气在标准状态（0 ℃或273.15 K、0.101 325 MPa）下的体积

V s c

=2.241 399 6

× 10 - 2

m³/mol；

x g i

为第i种天然气组分摩尔分数，f。

3 凝析气偏差系数计算方法

凝析气偏差系数又称凝析气压缩因子是指相同质量的气体，在相同温度和相同压力条件下，实际凝析气体积与理想气体体积的比值^［5］。气体压缩因子反映了实际气体与理想气体压缩性的差异。凝析气藏气体压缩因子有别于非凝析气藏，凝析气压缩因子需要考虑凝析油的影响。凝析油含量越高，对凝析气压缩因子影响越大。因此，计算凝析气拟临界温度和拟临界压力时，要把凝析油组分和地面天然气组分还原为地层凝析气组分^［18］。

地层凝析气组分可通过高压物性分析获取^［19］，亦可采用地面天然气组分分析的第i种天然气组分摩尔分数

x g i

和地面凝析油组分分析的第i种凝析油组分摩尔分数

x c i

计算地层凝析气组分摩尔分数：

x i = E g o M c ρ g x g i + M g ρ c x c i E g o M c ρ g + M g ρ c

（12）

式中：

x i

为第i种凝析气组分摩尔分数，f；

x c i

为第i种凝析油组分摩尔分数，f。

再采用凝析气组分摩尔分数计算凝析气拟临界温度和拟临界压力及拟对比温度和拟对比压力：

T p c = ∑ i = 1 N x i T c i

（13）

p p c = ∑ i = 1 N x i p c i

（14）

T p r = T T p c

（15）

p p r = p p p c

（16）

式中：

p c i

为第i种烃类组分临界压力，MPa；

p p c

为天然气或凝析气拟临界压力，MPa；

p p r

为天然气或凝析气拟对比压力，无量纲；

T c i

为第i种烃类组分临界温度，K；

T p c

为天然气或凝析气拟临界温度，K；

T p r

为天然气或凝析气拟对比温度，无量纲。

然后，用DAK公式计算天然气或凝析气压缩因子。1975年，DRANCHUK等^［20］提出气体压缩因子公式（简称DAK公式），在系列气体压缩因子计算公式中，DAK公式计算精度较高^［21-22］，同时在计算拟临界温度和拟临界压力时还需做酸性气体影响校正^［23］。

Z = 1 + A 1 ρ p r + A 2 ρ p r 2 - A 3 ρ p r 5 + A 4 ρ p r 2 (1 + A 5 ρ p r 2) e x p (- A 5 ρ p r 2)

（17）

A 1 = a 1 + a 2 T p r + a 3 T p r 3 + a 4 T p r 4 + a 5 T p r 5

（18）

A 2 = a 6 + a 7 T p r + a 8 T p r 2

（19）

A 3 = a 7 a 9 T p r + a 8 a 9 T p r 2

（20）

A 4 = a 10 T p r 3

（21）

ρ p r = 0.27 p p r Z T p r

（22）

ρ p r i + 1 ̲ = ρ p r i - f (ρ p r i) f' (ρ p r i)

（23）

f (ρ p r) = ρ p r + A 1 ρ p r 2 + A 2 ρ p r 3 - A 3 ρ p r 6 + A 4 ρ p r 3 (1 + A 5 ρ p r 2) e x p (- A 5 ρ p r 2) - 0.27 p p r T p r = 0

（24）

f' (ρ p r) = 1 + 2 A 1 ρ p r + 3 A 2 ρ p r 2 - 6 A 3 ρ p r 5 + A 4 ρ p r 2 (3 + 3 A 5 ρ p r 2 - 2 A 5 2 ρ p r 4) e x p (- A 5 ρ p r 2)

（25）

式中：

A 1

、

A 2

、

A 3

、

A 4

、

A 5

为换算系数；

f (ρ p r)

为天然气或凝析气拟对比密度

ρ p r

的函数；

f' (ρ p r)

为函数

f (ρ p r)

的一阶导数；

p p r

为天然气或凝析气拟对比压力，无量纲；

T p r

为天然气或凝析气拟对比温度，无量纲；

ρ p r

为天然气或凝析气拟对比密度（pseudo-reduced density），无量纲。

其中：a ₁=0.326 5，a ₂=-1.070 0，a ₃=-0.533 9，a ₄=0.015 69，a ₅=-0.051 65，a ₆=0.547 5，a ₇=-0.736 1，a ₈=0.184 4，a ₉=0.105 6，a ₁₀=0.613 4，A ₅=a ₁₁=0.721 0；DAK公式适用范围为1.0≤T _pr≤3.0，0.2≤ρ _pr≤30。

应用Newton-Raphson迭代法，通过式（23）对拟对比密度函数f（ρ _pr）不断修正，直至达到要求精度后，再代入式（17）求解天然气或凝析气压缩因子。

4 凝析气体积系数理论方程推导

4.1　体积系数定义推导法

在天然气或凝析气体积系数定义中，地层天然气体积或凝析气体积和地面条件天然气体积可根据物质质量、密度和体积之间的函数关系式（4）和式（5）求取。将式（4）和式（5）代入式（1），则天然气或凝析气体积换算系数方程可变形为：

1 B g i = ρ g f ρ g × m g m g f

（26）

将式（5）、式（6）、式（10）代入式（26），整理后得凝析气体积换算系数理论方程：

1 B g i = p R Z T [103 ρ g / M g + 106 ρ c / (E g o M c)]

（27）

当评价单元没有实际PVT分析样品时，可通过生产井容易获取的凝析油和天然气样品及生产气油比，分析得到天然气组分、凝析油组分、凝析油密度，再结合评价单元地层温度和地层压力，采用公式法求取凝析气压缩因子，最后采用新建方程式（27）求取凝析气体积换算系数。

4.2　气体状态方程推导法

地层凝析气摩尔数可由式（3）—式（8）联立导出：

n g f = 103 V g ρ g 1 M g - 1 M c + 103 V g f ρ g f M c

（28）

首先，将等式（28）两边同时除以地层凝析气体积（

V g f

）得：

n g f V g f = 103 V g ρ g V g f 1 M g - 1 M c + 103 ρ g f M c

（29）

然后，再将式（2）与式（29）联立得：

p R Z T = 103 V g ρ g V g f 1 M g - 1 M c + 103 ρ g f M c

（30）

最后，将式（10）代入式（30），整理得凝析气体积换算系数理论方程：

V g V g f = p R Z T [103 ρ g / M g + 106 ρ c / (E g o M c)]

（31）

采用气体状态方程法或体积系数定义法导出的凝析气体积换算系数理论方程完全相同，说明新建凝析气体积换算系数方程的理论基础扎实、可信。

5 应用实例分析

在塔里木盆地柯克亚凝析气田1^#井、2^#井、3^#井^［24］及辽河油田兴隆台潜山油藏MG1井的凝析气层中均成功进行高压物性（PVT）取样分析，4口井天然气组分分析数据见表1，凝析油和凝析气组分分析见表2，凝析气高压物性分析数据见表3。利用系列新方程和天然气组分、凝析油组分、凝析油密度、生产气油比等参数计算地层凝析气组分、凝析气压缩因子和凝析气体积换算系数，并分析计算参数的误差情况。

表1 天然气组分分析数据

Table 1 Natural gas component analysis data

井号	C₁/%	C₂/%	C₃/%	iC₄/%	nC₄/%	iC₅/%	nC₅/%	C₆/%	C₇/%	C₈/%	C₉/%	CO₂/%	N₂/%
1^#	81.57	11.74	3.40	0.49	0.56	0.15	0.10	0.08	0.06	0.02	/	0.71	1.12
2^#	88.56	7.38	1.62	0.30	0.30	0.12	0.08	0.10	0.20	0.07	0.01	0.34	0.92
3^#	88.53	7.52	1.44	0.30	0.31	0.13	0.09	0.11	0.24	0.06	/	0.34	0.93
MG1	89.08	4.84	2.22	0.70	0.81	0.29	0.25	0.21	0.08	/	/	0.16	1.36

表2 凝析油及凝析气组分分析数据

Table 2 Analysis data of condensate oil component and condensate gas component

项目	井号	C₁/%	C₂/%	C₃/%	iC₄/%	nC₄/%	iC₅/%	nC₅/%	C₆/%	C₇/%	C₈/%	C₉/%	C₁₀/%	$C 11 +$ /%	CO₂/%	N₂/%
凝析油	1^#	13.37	9.47	7.94	2.64	4.72	2.96	2.77	5.05	7.58	9.31	6.07	4.11	23.89	0.07	0.06
	2^#	14.85	6.27	4.01	1.50	2.08	1.68	1.49	4.05	15.64	15.82	7.66	4.71	20.11	0.11	0.02
	3^#	10.84	4.64	2.69	1.27	1.91	1.78	1.47	4.57	15.83	18.76	10.47	6.42	19.25	0.09	0.01
	MG1	/	/	0.18	0.20	0.42	0.60	0.83	2.77	6.27	11.13	11.79	11.50	54.31	/	/
凝析气	1^#	71.59	11.73	4.16	0.88	1.32	0.64	0.56	0.84	1.11	1.24	0.78	0.53	3.07	0.59	0.95
	2^#	86.63	7.35	1.68	0.33	0.34	0.16	0.12	0.21	0.60	0.48	0.21	0.12	0.53	0.34	0.90
	3^#	87.17	7.47	1.46	0.32	0.34	0.16	0.11	0.19	0.51	0.39	0.18	0.11	0.34	0.34	0.91
	MG1	85.35	4.64	2.13	0.68	0.79	0.30	0.28	0.32	0.34	0.47	0.49	0.48	2.28	0.15	1.30

注： $C 11 +$ 摩尔质量：1^#井为287.8 g/mol；2^#井为213.7 g/mol；3^#井为207.7 g/mol；MG1井为199.0 g/mol

表3 凝析气体积系数实验分析数据

Table 3 Experimental analysis data of condensate gas volume factor

井号	基础参数						PVT分析参数
井号	T/K	p/MPa	p _b/MPa	ρ _c/（g/cm³）	σ/（cm³/m³）	E _go/（m³/m³）	Z	1/B _gi
1^#	401.65	117.98	60.15	0.787 9	992.06	1 008.0	2.511 76	293.14
2^#	405.85	105.70	62.50	0.793 4	146.13	6 843.0	1.853 42	369.24
3^#	404.55	105.92	43.46	0.783 6	90.59	11 038.7	1.818 95	410.21
MG1	399.15	43.80	43.80	0.781 6	353.00	2 640.0	1.140 00	278.04

依据天然气组分（表1）及凝析油组分（表2）计算4口井凝析气组分摩尔分数（表4）及天然气摩尔质量和凝析油摩尔质量：1^#井M _g=19.684 59 g/mol、M _c=121.921 64 g/mol；2^#井M _g=18.420 99 g/mol、M _c=107.192 71 g/mol；3^#井M _g=18.426 39 g/mol、M _c=112.331 99 g/mol；MG1井M _g=18.705 25 g/mol、M _c=162.416 58 g/mol。

表4 计算凝析气组分摩尔分数

Table 4 Calculated the mole fraction of condensate gas

井号	C₁/%	C₂/%	C₃/%	iC₄/%	nC₄/%	iC₅/%	nC₅/%	C₆/%	C₇/%	C₈/%	C₉/%	C₁₀/%	$C 11 +$ /%	CO₂/%	N₂/%
1^#	72.46	11.44	4.01	0.78	1.12	0.53	0.46	0.74	1.06	1.26	0.81	0.55	3.19	0.62	0.98
2^#	86.69	7.35	1.68	0.33	0.35	0.16	0.12	0.20	0.59	0.47	0.20	0.12	0.51	0.33	0.90
3^#	87.37	7.48	1.46	0.31	0.33	0.15	0.11	0.18	0.478	0.348	0.16	0.10	0.29	0.34	0.92
MG1	85.34	4.64	2.13	0.68	0.79	0.30	0.27	0.32	0.34	0.47	0.50	0.48	2.28	0.15	1.30

根据地面取样分析获取的天然气和凝析油组分摩尔分数计算地层凝析气组分与PVT分析凝析气组分摩尔分数对比，最大相对误差小于0.868%，平均相对误差为0.004%~0.148%（表5），完全能满足凝析气藏开发方案设计、资源/储量评价等研究工作的精度要求。

表5 计算凝析气组分摩尔分数相对误差

Table 5 The relative error of calculated mole fraction of condensate gas

井号	C₁/%	C₂/%	C₃/%	iC₄/%	nC₄/%	iC₅/%	nC₅/%	C₆/%	C₇/%	C₈/%	C₉/%	C₁₀/%	$C 11 +$ /%	CO₂/%	N₂/%
1^#	0.868	0.293	0.153	0.103	0.204	0.103	0.096	0.045	0.021	0.031	0.019	0.122	0.034	0.017	0.148
2^#	0.061	0.002	0.001	0.000	0.005	0.004	0.010	0.008	0.011	0.006	0.001	0.020	0.006	0.003	0.009
3^#	0.197	0.007	0.001	0.005	0.006	0.001	0.013	0.037	0.050	0.023	0.014	0.052	0.004	0.006	0.028
MG1	0.012	0.003	0.004	0.001	0.004	0.006	0.002	0.000	0.002	0.005	0.003	0.001	0.003	0.003	0.004

采用天然气组分、凝析气组分和酸性气体校正公式计算凝析气拟对比温度和拟对比压力（表6），再用DAK公式计算凝析气偏差系数（表6）。

表6 天然气组分和凝析气组分计算气体偏差系数对比

Table 6 Natural gas and condensate gas component calculation gascous Z-factor comparison

井号	天然气组分计算凝析气偏差系数（酸性气体校正后）					凝析气组分计算凝析气偏差系数（酸性气体校正后）
井号	T/K	T _pr	p _pc/MPa	p _pr	Z _计算	T _pc /K	T _pr	p _pc/MPa	p _pr	Z _计算
1^#	213.182 94	1.884 06	4.629 68	25.483 42	1.977 62	250.032 25	1.606 39	4.444 01	26.548 09	2.207 77
2^#	204.675 13	1.982 90	4.626 18	22.848 20	1.797 63	212.189 32	1.912 68	4.586 21	23.047 34	1.834 04
3^#	204.678 21	1.976 52	4.626 27	22.895 33	1.802 30	210.124 13	1.925 29	4.596 85	23.041 88	1.828 86
MG1	205.163 02	1.945 53	4.601 27	9.519 12	1.118 62	222.340 64	1.795 22	4.506 94	9.718 35	1.118 19

采用DAK公式，考虑酸性气体影响计算凝析气压缩因子优于忽略酸性气体影响的计算结果。忽略凝析油影响确定的凝析气压缩因子平均相对误差为6.77%，考虑凝析油影响确定凝析气压缩因子的平均相对误差为3.90%。

对凝析气藏而言，用传统天然气体积换算系数方程计算凝析气体积换算系数的误差随着凝析油含量的增加而增大，相对误差分布在0.92%~27.01%之间；采用新建理论方程计算凝析气体积换算系数，相对误差分布在0.54% ~ 13.77%之间，表明新建凝析气体积换算系数方程具有较高的计算精度（表7）。同时由于地面条件天然气和凝析油等易取样品的分析成本远低于PVT取样分析成本，因此，采用新方程计算凝析气体积换算系数成本低、实用性强，具有更高的推广应用价值。

表7 凝析气体积系数计算值及误差

Table 7 Calculation value and the error of condensate gas volume coefficient

井号	实际分析值	凝析气体积系数新方程计算（忽略凝析油影响）			凝析气体积系数新方程计算（考虑凝析油影响）
井号	1/B _gi	1/B _gi1	绝对误差	相对误差/%	1/B _gi1	绝对误差	相对误差/%
1^#	293.14	372.31	79.17	27.01	333.50	40.36	13.77
2^#	369.24	408.53	12.30	3.10	400.42	4.19	1.06
3^#	410.21	414.00	3.79	0.92	407.99	2.22	0.54
MG1	278.04	271.89	6.15	2.21	271.99	6.05	2.17
平均	337.66	366.68	25.35	8.31	353.48	16.21	4.39

6 结论

（1）在没有PVT取样分析的评价单元，可对生产井地面天然气和凝析油进行取样分析，依据较易分析获取的地面天然气组分、凝析油组分、凝析油密度和生产气油比等参数能快速准确地求取地面天然气密度、地层凝析气密度和凝析气体积换算系数，与凝析气PVT分析值对比，可大幅降低评价单元的取样分析成本。

（2）依据生产气油比、凝析油密度可将地面天然气组分和凝析油组分相对客观地还原为地层条件下凝析气组分，且计算精度大于99.1%，完全满足凝析气藏开发方案设计及资源/储量评价等勘探开发研究的精度要求。

（3）依据凝析气组分，同时考虑酸性气体的影响，用DAK公式法确定凝析气压缩因子与忽略凝析油含量的传统方法确定值比较，计算精度由78.7%提升到87.9%；根据凝析气体积系数定义及气体状态方程导出的凝析气体积换算系数新方程，经实际凝析气PVT分析数据验证，计算精度由72.9%提高到86.2%，完全满足三级储量评价的精度要求，可在凝析气藏勘探开发任何阶段广泛应用。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序

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