颜 雪，孙 雷，周剑锋，陈丽群，刘念秋

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油塔里木油田公司天然气事业部，新疆 库尔勒 841000；3.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000）

地层条件下天然气的偏差因子与气藏储量的计算以及生产动态的分析有着密切的联系。一般情况下，油藏动态分析是通过查阅Standing-Katz[1]图版或者油藏数模软件中的一些经验关系式[2-5]计算得到。但在超高压超高温条件下，尤其当压力超过90 MPa，温度超过100℃时，这些方法就会出现较大的误差。所以寻找一种适用于超高温超高压条件下，计算天然气偏差因子的新方法是很有必要的。

1 两种常见的经验公式

通过调研大量的国内外文献发现，在计算偏差因子的各种经验公式中，DAK模型和DPR模型是计算超高压气藏天然气偏差因子效果相对较好的模型，以下是其模型的简介。

1.1 DPR（Dranchuk-Purvis-Robinsion）模型[4]

式中ρr可用牛顿迭代法从下式求得。

1.2 DAK（Dranchuk-Abu-Kassem）模型[5]

但ρr应采用牛顿迭代法从下式求出：

其中，DAK模型和DPR模型中的系数值见表1。

2 新模型的提出

国外有学者提出了一种可以用于计算高温高压气藏天然气偏差因子的新模型，其运用matlab软件回归超过300组数据点，这些数据点是来源于该作者查阅大量文献中的实验数据点拟合得到的[4-7]。其认为该模型可以用来计算较大压力范围内的偏差因子，而计算误差都控制在3%左右。模型使用的压力区间为3.447～137.9 MPa，温度区间为293.15～477.59 K。在此拟定模型为W-Z模型[8]：

式中：a=0.702e-2.5Tpr

拟对比压力和拟对比温度定义为：