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1、天然气偏差系数的概念，确定与计算方法。
答：偏差系数：反映实际气体状态偏离理想气体状态的程度。
在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。
体积系数：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比。
Bg=V/Vsc（倒数为膨胀系数用Eg表示）。
压缩系数：等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。
天然气偏差系数的确定方法可分为三大类：实验室直接测定法、图版法和计算法。
实验室直接测定法由于周期长成本高，不可能随时随地经常做；图版法比较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；而计算法适于编程计算，所以也得到了广泛的应用。
计算方法：H-Y法、D-A-K法、D-P-R法和Sutton方法2、根据基本原理划分气藏动态储量计算方法的类型，并阐述其适用性与局限性。
物质平衡法：适应性—适用于封闭的未饱和油藏、高渗透小油藏和驱动性好的裂缝性油藏，对于低渗透的饱和油藏效果较差。
局限性—在气藏物质平衡中假定是处于平衡的，但是由于地层非均质性和各井处于气藏构造部位的差异，使得各井压力测试值有一定差异，选择合适的井底压力有难度；未考虑水中溶解气的影响。
弹性二相法：适应性—适用于拟稳定状态。
局限性—对仪表精度要求高；要有观察井进行观察测压；储量测试前要全气藏关井，否则会造成大的误差。
不稳定晚期法：适应性—适用于有界封闭气藏：圆形地层，平面径向流动；生产流动达到不稳定晚期。
局限性—当生产时间不长nt/Re2于Pc2相比甚小，在这段测试时间内，P(上面带杠)近似认为是常数，且P是拟稳定状态刚出现时的压力值。
压力恢复法：适应性—需要气井关井前有较长的稳定生产时间。
局限性—是一种较为近似的计算方法。
试井就是对油井、气井或水井进行测试。
测试内容包括产量、压力、温度和取样等。
试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、水井、气井生产动态的测试来研究油气水层和测试井的各种物理参数、生产能力以及油气水层之间的连通关系的方法。
第二章 气藏基础数据计算及处理方法气藏中存在的主要流体是天然气和水。
对储层中流体物性的评价是气藏工程研究的首要环节。
由于储层流体物性参数是气藏工程的重要参数，因此在可能的情况下，应当在实验室中进行测定。
然而在实际气田开发和生产中不易获得更多的实测值（特别对新开发的气藏）,因而采用以最少的、容易收集的参数来准确地估算储层流体的物性参数显得十分必要。
依据储层流体物性参数是压力、温度、天然气相对密度以及有关气体摩尔组分或地层水矿化度的相关函数，我们在对比分析研究的基础上，从国内外的许多相关经验公式中，筛选出了一套最佳的经验公式，用来计算储层流体的高压物性参数。
储气层岩石的物性参数件(φ,K ，C p ，Pc …）在气藏开发方案的制定和气藏动态分析中也是十分重要的参数。
将实测岩心数据正确处理并校正到储层条件下，或在缺乏实测数据情况下，有效地估算这些参数值，对储量计算和气藏评价是必不可少的。
储集层的热力学条件分析，有利于气藏开发模式的优选；气藏的储量大小是气田开发及地面建设规模的重要依据。
本章着重介绍气藏流体物性参数的计算方法、岩石物性参数的处理技巧、储层热力学条件分析以及气藏储量计算方法等。
第一节 气藏气体高压物性参数计算方法地层天然气主要是指干气气藏气体、凝析气（湿气）藏气体、和煤层气气体，其主要物性参数主要包括天然气的偏差因子、压缩系数、体积系数和粘度。
这些参数的计算方法较多，从众多的计算方法中，选筛出部分实用而计算精度高的方法作为本节介绍的内容。
一、天然气的偏差因子Z由物理学给出的理想气体状态方程式为：nRT pV = （2-1）式中：p ——气体压力，Mpa ；V ——气体的体积，m 3 ；n ——气体的摩尔量，Kmol ； R ——气体常数，)(3K Kmol m MPa ⋅⋅；T ——气体温度，K 。
对于真实气体，现已有数百种状态方程可以用来描述其P －V －T 关系。
在工程上采用最为广泛的状态方程是压缩状态方程，其表达方式为：pV ＝nZRT （2-2）式中：Z ——气体的偏差因子（也称为压缩因子，偏差系数）。
第一章气藏基础参数计算气藏包括岩石和其中的流体，储层岩石的物性参数(φ、K、C P、P C……)及敏感性评价在气藏开发方案的制定和气藏动态分析中是十分重要的参数与依据。
流体在各种压力和温度下的物性参数(例如密度、压缩系数、粘度等)以及渗流特性，是气藏工程和采气工艺所必需的基础数据。
同时，气藏的地质特征以及废弃压力的分析，对于气藏的开发也是十分重要的步骤。
在可能的情况下，气藏基础参数应当直接取气样与岩样通过常规实验方法或高压物性实验方法进行测定。
然而在实际气田开发和生产中不易获得更多的实测值(特别是对新开发的气藏)，因而采用以最少的、容易收集的数据来准确地估算气藏基础参数显得十分必要。
这一章主要包括以下几方面的内容：流体物性参数计算、岩石物性参数计算、流体渗流特性分析、敏感性实验评价、气藏地质特征、废弃压力计算、凝析气实验数据分析等七方面的内容。
第一节流体物性参数计算依据储层流体物性参数是压力、温度、天然气相对密度以及有关气体摩尔组分和地层水矿化度的相关函数，在对比分析研究的基础上，从国内外的许多相关经验公式中，筛选出了一套最佳的经验公式，用来计算储层流体的高压物性参数。
一、天然气物性参数计算1.天然气的组成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气。
对于一个气田来说，其所产的天然气含有哪些组分，每一组分又各占多少，这些对天然气的物性和品质影响很大。
在组成天然气的组分中，甲烷(CH4)占绝大部分，乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)和戊烷(C5H12)含量不多。
天然气中还含有少量的非烃类气体，如硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、一氧化碳(CO)、氮(N2)、氧(O2)、氢(H2)和水汽(H2O)等。
天然气中有时也含有微量的稀有气体，如氦(He)和氩(Ar)等。
在标准状态下，甲烷和乙烷是气体。
丙烷、正丁烷(n-C4H10)和异丁烷(i-C4H10)也是气体，但经压缩冷凝后极易液化，家用液化气(LPG)就是这类组分。
第一章气藏基础参数计算气藏包括岩石和其中的流体，储层岩石的物性参数(φ、K、C P、P C……)及敏感性评价在气藏开发方案的制定和气藏动态分析中是十分重要的参数与依据。
流体在各种压力和温度下的物性参数(例如密度、压缩系数、粘度等)以及渗流特性，是气藏工程和采气工艺所必需的基础数据。
同时，气藏的地质特征以及废弃压力的分析，对于气藏的开发也是十分重要的步骤。
在可能的情况下，气藏基础参数应当直接取气样与岩样通过常规实验方法或高压物性实验方法进行测定。
然而在实际气田开发和生产中不易获得更多的实测值(特别是对新开发的气藏)，因而采用以最少的、容易收集的数据来准确地估算气藏基础参数显得十分必要。
这一章主要包括以下几方面的内容：流体物性参数计算、岩石物性参数计算、流体渗流特性分析、敏感性实验评价、气藏地质特征、废弃压力计算、凝析气实验数据分析等七方面的内容。
第一节流体物性参数计算依据储层流体物性参数是压力、温度、天然气相对密度以及有关气体摩尔组分和地层水矿化度的相关函数，在对比分析研究的基础上，从国内外的许多相关经验公式中，筛选出了一套最佳的经验公式，用来计算储层流体的高压物性参数。
一、天然气物性参数计算1.天然气的组成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气。
对于一个气田来说，其所产的天然气含有哪些组分，每一组分又各占多少，这些对天然气的物性和品质影响很大。
在组成天然气的组分中，甲烷(CH4)占绝大部分，乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)和戊烷(C5H12)含量不多。
天然气中还含有少量的非烃类气体，如硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、一氧化碳(CO)、氮(N2)、氧(O2)、氢(H2)和水汽(H2O)等。
天然气中有时也含有微量的稀有气体，如氦(He)和氩(Ar)等。
在标准状态下，甲烷和乙烷是气体。
丙烷、正丁烷(n-C4H10)和异丁烷(i-C4H10)也是气体，但经压缩冷凝后极易液化，家用液化气(LPG)就是这类组分。
戊烷和戊烷以上(常用符号C5+表示)的轻质油称为天然汽油(NG)。
在天然气的烃类气体中，除甲烷外，通称天然气液烃(NGL)，因为通过一定的液化装置(露点装置或深冷装置)都能使它们液化。
各种组分在天然气中所占数量比例，称为天然气的组成。
不同类型的油、气田中，天然气的组成差异很大(见表2-1)；不同的气田或裂缝系统，天然气的组成也不同(见表2-2)。
表2-1 有代表性的油、气田天然气组成注：组分中下角标1～7表示碳原子数，即甲烷、乙烷……。
表2-2 四川部分气田天然气组成天然气的组成不仅可作为气田分类的依据之一，也是选择地面天然气处理方法的重要依据。
天然气中常见组分的主要物理化学性质如表2-3所示，可供一般计算查用。
天然气分析报告中的真沸点馏分，例如庚烷以上组分(C 7+)，属不确定组分，其临界压力、临界温度、分子量和偏心因子等物性参数，不能像确定组分(表2-3中所列组分)那样可从表中查出。
表2-3 天然气中常见组分主要物理化学性质真沸点馏分的密度(或相对密度)和沸点可通过实验方法测得。
已知其相对密度和沸点，其它物性参数常用一些相关式估算，下面介绍其中的两个相关式。
Lee-Kesler 相关式()()b5b c 100069.11441.01174.04244.06.4508.189T T T ⨯-++++=γγγ (2-1)3b 1022b 72b 32c 1090099.945055.21053016.1820.1175794.41021323.012164.443639.00566.03865.3ln T T T p ⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+-⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+++⨯⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛++--=---γγγγγγ (2-2) ()()3b 12b 2b7b 2b/10335.1732284.002226.080882.01/10)466.2227465.0)(02058.077084.01(9904.537414.84.94866.12272T T T T T M ⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-+-+⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡---+-++-=γγγγγγ (2-3)当θ>0.8 时θθωKK K 01063.0408.1359.8007465.01352.0904.72-++-+-=或当θ<0.8 时()()()66c 43577.0ln 4721.136875.152518.15169347.0ln 28862.109648.692714.5866.9ln θθθθθθω+---++--=p (2-4)()γ3/1b 8.1T K =(2-5)cbT T =θ (2-6) 式中:T c ——临界温度，K ； p c ——临界压力，MPa ； T b ——沸点，K ；γ ——相对密度；M ——平均分子量；ω——偏心因子。
Winn-Sim-Daubert 提出的相关式为：()8.1/2009.4exp 04614.008615.0bc γT T = (2-7)4853.23177..2b 6c 101483.6γ-⨯=T p (2-8)9371.03776.2b 510805.5--⨯=γT M (2-9)()[]()11/7866.9log 3b c c --=T T p ω (2-10) 天然气组成有质量组成、体积组成和摩尔组成三种表示方法。
每种组成的数值可用分数或小数表示，也可用百分数表示。
1)质量组成若天然气由k 种气体组成，则总质量m 等于各组分质量m 1，m 2，…，m k 之总和，即∑==+++=k1i i k 21m m m m m Λ其中，i 组分的质量m i 与总质量m 之比值即为该组分的质量分数。
用W i 表示，即∑===k 1i ii i i m mmm W (2-11) 显然，1k1i i=∑=W。
2)体积组成如天然气由k 种气体组成，在标准状态下，气体的总体积V 等于各组分分体积V 1，V 2，…，V k 之总和，即∑==+++=k1i i k 21V V V V V Λ其中，在标准状态下，i 组分的体积V i 与总体积V 之比值即为该组分的体积分数。
用y i 表示，即∑===k 1i ii i i V VVV y (2-13) 显然，∑=1iy。
3)摩尔组成如天然气由k 种气体组成，则总摩尔数n 等于各组分摩尔数n 1，n 2，…，n k 之总和，即∑==+++=k1i i k 21n n n n n Λ其中，i 组分的摩尔数n i 与总摩尔数n 之比值，即为该组分的摩尔分数。
用y i 表示，即∑===k 1i ii i i n nnn y (2-15) 显然，1k1i i=∑=y。
对于理想气体，体积分数等于摩尔分数，所以(2-13)和(2-15)式都用同一符号y i 表示。
但在高压下，体积分数与摩尔分数就不是同一数值。
质量组成与体积组成(或摩尔组成)之间可以互相换算，换算时所用的基本公式是：iii i i i M m n M n m ==或 (2-17)式中M i ——i 组分的分子量，其值可查表2-3。
2.天然气的视分子量和相对密度 1)天然气的分子量天然气是多种气体组成的混合气，其组分和组成无定值。
天然气也没有一个唯一公认的分子式，不能像有分子式的纯气体可以从分子式计算出一个恒定的分子量。
但是，工程上为了计算上的需要，人为地将标准状态下1摩尔体积天然气的质量，定义为天然气的“视分子量”或“平均分子量”。
根据Key 混合规则，用公式表示为：∑=iig My M (2-18)式中M g ——天然气的视分子量，g/gmol 或kg/kmol ； y i ——组分i 的摩尔组成，f ；M i ——组分i 的分子量，g/gmol 或kg/kmol 。
显然，天然气的视分子量取决于天然气的组成。
各气田的天然气组成不同，视分子量也就不同。
一般干气田的天然气视分子量约为16.82～17.98。
众所周知，干燥空气也是由氧、氮等气体组成的混合气，其通用的视分子量也是由 (2-18) 式确定的。
公认值为28.97，工程上常取29。
在后面提到的天然气和空气的视分子量不再冠以“视”字，简称为分子量。
但是应清楚理解天然气和空气的分子量毕竟是人们设想的概念。
2)天然气的相对密度在标准状态下，天然气密度与干燥空气密度的比值称为相对密度。
定义为airgg ρργ=(2-19) 式中γg ——天然气的相对密度； ρg ——天然气的密度，kg/m 3；ρair ——干燥空气的密度，kg/m 3。
如将天然气和干燥空气视为理想气体，天然气的相对密度还可表示为2997.28g g airg g M M M M ≈==γ (2-20)式中M air ——干燥空气的分子量。
显然，天然气的分子量与相对密度成正比。
天然气的相对密度变化较大，对于一般干气，其相对密度约为0.58～0.62。
也有相对密度大于1的天然气。
在气田实际工作中，测量气体的相对密度比作气样全分析省时、省钱。
因此，欲求天然气的分子量，常常先测量出气样的相对密度，再用(2-20)式计算出天然气的分子量。
即g g g air g 2997.28γγγ≈==M M (2-21)3.天然气的偏差因子在一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下作为理想气体应该占有的体积之比，称为气体的偏差因子或Z 因子。
对于天然气的偏差因子同样沿用此定义，写为dealactuali V V Z =(2-22) 对于理想气体，Z=1。
对于实际气体，Z<1或Z>1。
天然气的偏差因子随气体组成、温度和压力而变化。
工程上运用对比状态原理证实在相同的对比状态下，任何天然气的偏差因子极为近似(几乎相等)，从而提出两参数图或表即Z =f (p pr ，T pr )图或表来解决确定Z 因子的问题，这在以后再作详细介绍。
为建立偏差因子状态方程，讨论1kmol 实际气体，并将(2-22)式写成ZV V actualideal =代入质量为1kmol 的理想气体状态方程。
删去注脚，即得质量为1kmol 的实际气体状态方程：ZRT pV =m (2-23)式中：p ——气体的绝对压力，MPa ； T ——气体的绝对温度，K ； V m ——1kmol 气体的体积，m 3/kmol ； Z ——气体偏差因子；R ——通用气体常数。
这里值得注意的是通用气体常数R 的单位和数值，如表2-4所示。
表2-4 通用气体常数R 的单位和数值讨论1kg 质量的气体。
如用气体的分子量M 除(2-23)式的两端，得T M R Z MV p ⎪⎭⎫⎝⎛=⎪⎭⎫ ⎝⎛m 则 ZbT pv = (2-24)式中:v ——气体比容，m 3/kg ；M V v m=b ——气体常数，MPa ·m 3/(kg ·K)；MR b =对于空气，()K kg /m MPa 000287.097.28008314.03air ⋅⋅===M R b ； 对于天然气，gM Rb =。
