蘇里格氣田集氣站凝析油產量影響因素分析

袁嘉賡，白 莉，曹 敏，王少華，桂 巖，王 倩

（中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

天然氣凝析油是一種低密度的液態碳氫混合物，管輸天然氣凝析油原本存在于天然氣氣相中，當天然氣的溫度、壓力變化時，溫度低于一定壓力下的烴露點后，天然氣中較重的烴類就會析出形成液相，也就是凝析油。在氣田生產過程中，凝析油通過降溫降壓達到凝析條件后，常溫沉降分離而獲得的。由于凝析油的析出條件受多種因素影響，不同條件下凝析油產量波動很大，會造成預測值與實際生產值產生較大誤差，甚至流失部分凝析油造成直接經濟損失，影響全年凝析油任務的完成。因此本文結合歷年生產情況，分析各種因素對凝析油產量的影響，合理指導下達油氣比參數，預測凝析油產量。

1 凝析油成因及形成機理

1.1 鄂爾多斯盆地凝析油成因類型

近年來，國內外許多含油氣盆地中的天然氣藏均伴生一定含量的凝析油。根據我國石油天然氣行業氣藏分類標準（SY/T6168-2009），產出氣相中凝析油含量大于50 g/m3的氣藏為凝析氣藏，按照凝析油含量的多少可進一步分為特高含油、高含油、中含油、低含油以及微含油凝析氣藏（見表1）。

鄂爾多斯盆地古生界凝析油主要分布于盆地西緣橫山堡地區、東部榆林、綏德地區及伊盟隆起帶，在盆地內部及蘇里格地區也有發現。蘇里格氣田屬于微含凝析油氣藏，凝析油含量約為10 g/m3。

鄂爾多斯盆地古生界凝析油具有低密度、低凝固點、低初餾點的特征，外觀一般呈黃色、棕色，密度分布在0.72 g/cm3～0.79 g/cm3，凝固點為-15 ℃～-50 ℃，飽和烴相對含量分布在77 %～85 %，非烴、瀝青質含量小于0.1 %[1]。我國凝析油的母質類型可分為海相腐泥型、煤系地層腐殖質型以及陸相混合型[2]。鄂爾多斯盆地古生界凝析油C7輕烴表現為相對較低的二甲基環戊烷、正庚烷和相對較高的甲基環己烷特征（見圖1），一般認為甲基環己烷主要來源于高等植物中的木質素、纖維素和糖類。主峰碳分布于nC10左右，Pr/Ph均大于2.0，Pr/nC17值主要分布于0.3～0.5，Ph/nC18值主要分布于0.1～0.2，δ13C值的分布特征與煤熱模擬裂解油δ13C值的分布特征相近，均顯示煤系成因的特征，不同類型源巖飽和烴Pr/Ph值的差異表明了鄂爾多斯盆地古生界凝析油來源于上古生界煤（見圖2）。因此鄂爾多斯盆地古生界凝析油由古生界腐殖質母質生成，是煤在高成熟階段的產物。

圖1 鄂爾多斯古生界凝析油與中生界原油C7輕烴組成對比

圖2 鄂爾多斯盆地古生界凝析油δ13C值與Pr/Ph值特征

1.2 蘇里格氣田凝析油組分

通過對蘇里格氣田集氣站以及單井的18個凝析油樣品的組分分析可知，凝析油組分以C6以上重碳鏈烴為主，其中C7～C10的中鏈烴含量較多，碳數大于15的長鏈烴含量較少（見表2）。不同區塊天然氣的組分含量存在差異（見表3），天然氣中存在的重組分是凝析油產生的主要原因，并受溫度、壓力的影響[3]，通過對比發現各自營區塊C6以上重碳鏈烴比重與油氣比呈現良好的正相關性。桃T區塊C6以上重碳鏈烴比例較低（見圖3），是導致桃T區塊油氣比低的主要原因。

表2 蘇里格氣田凝析油組分分析表

表3 蘇里格氣田氣質組分全分析結果

圖3 蘇里格氣田C6以上重碳比例

1.3 凝析油的形成過程

凝析油是天然氣中凝析出來的液體組分，在地下高溫高壓條件下以氣相形態存在，天然氣從地層向井底、井口、集氣站及天然氣處理廠的采集輸送過程中，溫度和壓力不斷降低，當達到臨界凝析條件時，天然氣中的重質組分會發生相態變化（氣態變為液態），從而形成凝析油。

蘇里格氣田主要有兩級凝析過程，一級凝析由井口到集氣站，經臥式（三相）分離器排液、污水罐沉降分離得到凝析油。二級凝析由集氣站到天然氣處理廠，經過脫烴脫水裝置丙烷制冷、低溫分離技術處理后得到凝析油。

由于凝析油的析出受溫度、天然氣產量、工藝、化學等多種因素的影響，當各因素發生變化時，凝析油的產量也會受到影響，在指導凝析油產量預測時存在一定的干擾，造成凝析油預測產量與實際生產量存在一定的誤差，因此分析不同因素對凝析油產量的影響，有助于今后合理指導預測凝析油產量。

2 凝析油產量影響因素分析

2.1 溫度影響因素

根據多組分烴類P-T相圖（見圖4）可知，當氣體溫度、壓力低于臨界凝析溫度、臨界凝析壓力時，會出現液體凝析現象，且溫度越低，越利于凝析油的析出。

圖4 多組分烴類P-T相圖

通過對46口氣井進行高壓物性分析（見圖5），氣井臨界凝析溫度主要在20 ℃～40 ℃范圍內，平均32 ℃。氣井臨界凝析壓力主要在6.46 MPa～11.51 MPa范圍內，平均9.45 MPa。

根據集氣站凝析油的實際生產情況，統計對比2015-2018年油氣比（見圖6），可看出集氣站凝析油產量受季節（溫度）變化的影響，冬季工況下的油氣比明顯高于夏季工況下的油氣比，并且隨著區塊建產規模的逐年增大及管理水平的不斷提高，歷年油氣比也呈逐年增大趨勢。產生這一現象的原因是冬季環境溫度、地溫低，集氣站溫降大，更容易達到凝析條件，所以凝析油產量相對較高。而夏季環境溫度高，凝析條件不佳，造成凝析油產量相對較低。

圖5 氣井臨界凝析溫度壓力關系圖

圖6 日均產油量、平均溫度對比曲線圖

2.2 產量影響因素

隨著天然氣供給需求不斷增大，近年產量任務的不斷上升，凝析油產量也不斷增加。統計各區塊歷年產氣量和產油量，認為產液量、產油量與產氣量均呈正相關性。其中2018年實際生產天然氣量顯著提升，凝析油產量也隨之增大。2018年區塊累計生產天然氣較歷年平均值提高13.2 %，累計拉運凝析油較歷年平均產油量增加30.9 %，平均油氣比0.051 6 t/104m3，均高于前三年的平均油氣比。

2.3 工藝影響因素

2.3.1 計量影響因素 通過對比罐車拉運時采出水罐的排水量、計算數據與過磅數據，發現排水量存在較大誤差。結合集氣站采出水罐乳化物數量情況，以及液位計廠家現場檢查數據的情況，經分析產生誤差的原因為液位計水浮子較輕（水浮子實際密度0.91 g/mL，實際測量水的密度為1.003 g/mL，油的密度為0.76 g/mL），較多地進入了油中，導致油水液位計量不準確，油計量少、水計量多。

通過給水浮子增加配重，現場取水樣進行摸索試驗，以水浮子剛漂浮上來時對應的配重為最合適的配重，有效地糾正了油水液位計計量不準確的情況，排水計量誤差顯著減小。

2.3.2 集氣站處理能力影響因素 若集氣站處理能力不足，當天然氣產量增加時，凝析油產量不會持續增加，集氣站超負荷運行，可能會造成進站壓力憋高，最終關井，影響產氣量、產油量。通過串接干管分配氣量至其他集氣站、越站外輸至天然氣處理廠，也會流失部分凝析油。

2.4 化學影響因素

隨著泡沫排水采氣措施的大規模應用，井口加注的泡排劑與采出液中的懸浮固體顆粒、油和水混合，造成了采出液乳化現象嚴重。自營區塊部分集氣站（例如蘇X-1H站和蘇E-2站）內乳化物產量明顯增多，且泡排加注量越大，乳化物產量越高。乳化液會對凝析油的分離造成影響，降低凝析油產量。

對乳狀采出液進行取樣分析，其成分以凝析油為主（凝析油含量大于75 %），屬于典型的油包水型乳化液，懸浮液固體主要為有機物（35%）和黏土（65%）。通過紅外光譜分析，證明造成集氣站采出液乳化的有機物是現場使用的泡排劑（UT-11C）。由于蘇里格氣田集氣工藝未考慮消泡及破乳工藝，大量的乳化液聚集在污水罐內，嚴重影響采出液的油水分離效果，乳化液中的懸浮固體可能會卡堵液位計致排水計量不準確等問題，嚴重影響了烴類污油的正常交接，對凝析油產量任務的完成也造成一定的影響。

圖7 乳化液的破乳試驗效果

為了減輕乳化液對凝析油產量造成的影響，通過破乳試驗確定了最適宜的破乳劑，制定合理的加注方案，試驗期間油層厚度（油高）與埋地罐內油層的計量液位（油位）基本接近，乳化現象得到明顯改善，油水分離效果良好（見圖7～圖9）。根據乳化物的拉運記錄，破乳試驗前蘇X-2站乳化物拉運頻次為4次/月，而破乳劑試驗期間，無乳化物拉運記錄，而拉運凝析油約50 t，即破乳試驗效果明顯，成效顯著（見圖10）。

2.5 生產影響因素

新井投產動火連頭，集氣站停產檢修，壓縮機啟停倒外輸，干管清管作業以及夏季高產井關井輪休、冬季低產低效井、高產液井關井等情況下，均會造成凝析油產量下降。

對比蘇里格中區歷年冬季正常生產時期及夏季停產檢修期的日均產氣量及日均產油量可以看出，冬季高峰供氣時期日均產氣量、日均產油量高，而夏季停產檢修期，由于關井影響產氣量，區塊日產氣量較低，對應的產油量也降低（見圖11、圖12）。

2.6 地層壓力及氣井攜液能力

圖8 1號埋地罐內乳化液的破乳試驗效果

圖9 2號埋地罐內乳化液的破乳試驗效果

圖10 蘇X-2集氣站乳化物的拉運情況統計圖

圖11 蘇X區塊正常生產期、檢修期日產氣量、日產油量統計圖

圖12 桃T區塊正常生產期、檢修期產氣量、產油量統計圖

圖13 蘇X井地層流體相圖

圖14 蘇Y井地層流體相圖

隨著開發不斷深入，投產時間逐漸增長，蘇里格地區的老井、低產低效井數量持續上升，隨著氣井周圍儲層壓力降低，當壓力降低至露點線以下，由于反凝析作用，凝析油開始析出。隨著壓力不斷降低，析出的凝析油量不斷增加，當壓力降至某點后，凝析油又開始蒸發，含量又逐漸降低，直至再次與露點線相交，完全變為氣相[4]。但通過分析蘇里格氣田單井相態圖（見圖13、圖14）可看出，即使地層壓力接近零，仍未能與露點線相交，也就是說已析出的凝析油不可能完全汽化，仍存在一部分液態烴[4，5]。析出的凝析油附著在孔隙壁或喉道壁上[6]，甚至會堵塞孔隙喉道，降低滲透率，同時降低天然氣和凝析油的采收率。

井筒中的液混合著凝析油，需要由天然氣攜升至地面，因此氣井的產能決定著是否能夠收集到凝析油。目前蘇里格氣田常用生產管柱內徑62 mm，日常生產井口壓力為1.0 MPa～2.5 MPa，通過計算，氣井內油管的臨界攜液流量為0.521 8×104m3/d～0.812 0×104m3/d。因此，只有當氣井產能大于臨界攜液流量時，才能將井筒中的液攜至地面，收集到凝析油。

蘇里格氣田大部分老井地層壓力低，氣轉變成油主要發生天然氣從地層向井底運移過程中，這部分油大部分滯留在地層和井底，同時老井產量低，攜液能力差，在泡排、速度管柱、柱塞氣舉等一系列排水采氣措施的應用下，氣井攜液能力有所提高，但老井對凝析油產量的貢獻仍相對較低。而新井地層壓力高，凝析氣轉變為凝析油主要發生在天然氣從井底向井口運移過程中，氣井日產氣量越高，攜液能力越強，被攜至地面的液就較多，因此新井對凝析油產量的貢獻相對較大（見圖15）。

圖15 產氣量與產油量關系圖

通過分析各種因素對凝析油產量的影響，可以看出部分影響因素對凝析油產量起積極作用，部分因素對凝析油的析出存在制約因素，因此在預測凝析油產量、油氣比時存在一定的困難，需要結合各因素及其所占比重，進行綜合調整和預測。

3 凝析油產量預測方法

通常凝析油產量是根據近年平均油氣比，結合當年天然氣產量計劃，綜合考慮各影響因素進行預測的。

3.1 常規類比法

常規類比法是以近年平均油氣比作為下一年平均油氣比，根據下一年天然氣產量任務，來預測凝析油產量。

3.1.1 近三年平均油氣比計算法 根據前期分析計算各區塊近三年的油氣比，以三年平均油氣比為基準，進行反算，對比近三年平均油氣比與當年實際油氣比的誤差，年產油量預測值與實際值間的誤差（見表4）。

利用近三年平均油氣比作為2017年平均油氣比，各區塊年平均油氣比誤差范圍為0.004 2 t/104m3～0.013 9 t/104m3，油氣比誤差百分比為8.74 %～29.02 %，產油量誤差范圍為639.72 t～1306.72 t，誤差較大。而造成較大誤差的原因是在預測過程中，未考慮到區塊差異對油氣比和凝析油產量的影響，造成產液量大的蘇里格西區油氣比被拉低，產液量小的蘇里格中區油氣比被拉高，進而造成凝析油產量誤差增大。因此在近年平均油氣比預測的基礎上，要考慮到區塊因素的影響，分區塊對油氣比進行預測。

表4 近三年平均油氣比法產量預測與實際生產值對比表

3.1.2 分區塊計算法 以近三年各區塊平均油氣比數據作為2017年各區塊平均油氣比的預測值，分別對比各區塊預測油氣比與實際油氣比間的誤差以及實際年產油量與預測產油量間的誤差。

利用分區塊計算法，各區塊油氣比預測值與實際值誤差范圍為0.000 4 t/104m3～0.006 3 t/104m3，油氣比誤差百分比為0.74 %～15.61 %，均小于20 %，誤差較近三年平均油氣比法均有所降低（見表5）。但是產油量誤差為58.40 t～591.26 t，相對還是偏大。由于溫度（季節）是影響凝析油產量和油氣比的最重要的因素，所以為了進一步縮小誤差，需要考慮溫度因素對各區塊平均油氣比和凝析油產量的影響，引入分月度計算法。

3.1.3 分月度計算法 根據近三年各月平均油氣比來預測2017年各月的平均油氣比，對比實際油氣比、產油量，油氣比誤差范圍為0.000 3 t/104m3～0.004 1 t/104m3，誤差百分比為0.59 %～9.18 %，小于10 %，油量誤差為7.81 t～125.85 t。各項誤差在合理的范圍之內（見表6）。

通過以上三種預測方法，可以看出考慮區塊差異、季節差異后進行反算，預測油氣比與實際油氣比間的誤差、預測產油量及實際產油量間的誤差逐漸縮小，最終控制在合理的誤差范圍內。

因此，為了盡可能地縮小預測值與實際生產值之間的誤差，在常規類比法的基礎上，綜合區塊、季節、天然氣產量任務等因素引入優化油氣比法。

3.2 優化油氣比法

優化油氣比法主要是以近三個月平均油氣比為依據，參考近年各區塊各月度油氣比，按照下一年天然氣產量任務節點安排，綜合區塊差異、季節、工藝等影響因素，分區塊分月度來預測集氣站凝析油產量。

根據各區塊2018年1～7月的實際生產情況，通過對油氣比影響因素分析，科學合理預測2018年下半年各區塊油氣比，同時加強凝析油產量動態跟蹤分析，根據每月的凝析油實際生產情況，分析造成誤差的原因，及時修正油氣比參數，可將實際產量與預測產量的誤差控制在合理范圍內。通過統計，2018年夏季油氣比變化浮動較小，實際誤差可以控制在3 %以內，冬季油氣比浮動較大，預測值明顯偏低，實際誤差可以控制在10 %以內。

表5 分區塊計算法產量預測與實際生產值對比表

表6 分月度計算法產量預測與實際生產值對比表

表6 分月度計算法產量預測與實際生產值對比表（續表）

8月首次依據優化油氣比法預測各區塊凝析油指標，油氣比誤差在3 %左右，因此參考近3個月的平均油氣比下達次月油氣比的預測方法較為合理。

通過統計結果發現，9～12月各月的預測油氣比和實際油氣比誤差在合理的范圍內。9月的預測油氣比與實際油氣比基本吻合，誤差僅為-0.02 %。10月的預測油氣比和實際油氣比的誤差在合理誤差范圍內，但相對偏大，為10.47 %。造成這一誤差的原因是油氣比預測的較保守，由于溫度和天然氣產量同為影響凝析油產量的主要因素，10月的平均溫度（8 ℃）較9月的平均氣溫（14 ℃）下降6 ℃，10月的實際產氣量較9月增加167.06×104m3（產液量增加1 205.1 t），二者均有利于凝析油產量的提高，所以10月凝析油產量較9月增加較多（100.48 t）。對比8、9、10月的生產情況，明顯溫度影響因素所占比重大于天然氣產量對凝析油產量的影響，所以在預測時將季節溫度的影響比重考慮不夠，會導致下達的油氣比參數偏低。

結合10月的實際情況，11、12月進入冬季，氣溫降幅較大，且迎來冬季高峰供氣期，日產氣量增加，適當調整11、12月的預測油氣比后，誤差逐月遞減。優化油氣比法的應用取得了較好的效果。

4 結論及認識

（1）氣井臨界凝析溫度主要在20 ℃～40 ℃范圍內。氣井臨界凝析壓力主要在6.46 MPa～11.51 MPa范圍內。因此，冬季氣溫、地溫低，更容易達到凝析條件，油氣比明顯高于夏季。

（2）通過對各區塊集氣站歷年生產數據進行分析對比，認為凝析油產量受溫度、天然氣產氣量、工藝、化學及地層壓力、氣井攜液能力等因素影響。其中受溫度、當月天然氣產量因素影響最大，與凝析油產量呈正相關。

（3）在常規類比法的基礎上，為了進一步縮小誤差，引入優化油氣比法，考慮區塊、季節等影響因素，依據近三個月平均油氣比下達預測油氣比。該法在2018年下半年凝析油產量預測中取得較好效果，各月油氣比誤差控制在15 %以內，屬合理范圍。