鄧傳忠 李躍林 王 玲 呂新東

（1．中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2．西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院 四川成都 610500）

崖城13－1氣田凝析水產(chǎn)出規(guī)律實驗研究及預(yù)測方法＊

鄧傳忠1李躍林1王 玲2呂新東1

（1．中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2．西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院 四川成都 610500）

崖城13－1氣田為典型的高溫高壓凝析氣藏，開發(fā)過程中未見水氣井水氣比持續(xù)上升，但產(chǎn)生原因不明。選取該氣田2口典型井A4、A8井樣品，通過室內(nèi)實驗?zāi)M研究了地層壓力和CO2含量對凝析氣中水汽含量的影響，結(jié)果表明：當?shù)貙訅毫?8 MPa降至3 MPa時，A4井地層流體中水氣比由0．16 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，其中低壓階段（地層壓力從12 MPa降至3 MPa）水汽含量上升量占整個階段的71．64%；凝析氣中CO2含量從8%增加到35．39%時，初始水氣比從0．24 m3／104m3增加到0．43 m3／104m3。在室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上，建立了凝析氣中水汽含量與主要影響因素的二維關(guān)系，通過Levenberg－Marquardt方法擬合得到了崖城13－1氣田凝析水含量預(yù)測經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式，實例應(yīng)用中預(yù)測結(jié)果與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合程度較高。本文預(yù)測公式可用于崖城13－1氣田氣井凝析水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測、氣井產(chǎn)水來源判斷，以及對水侵井進行水侵動態(tài)分析等。

崖城13－1氣田；高溫高壓氣藏；凝析水；產(chǎn)水規(guī)律；實驗?zāi)M；地層壓力；CO2含量；預(yù)測方法

崖城13－1氣田位于南海西部瓊東南盆地［1－5］，氣藏原始地層溫度176℃，地層壓力38 MPa，屬于典型的高溫高壓氣藏，氣藏邊水能量較弱，天然氣中甲烷含量占80%～85%，CO2含量偏高，占7%～14%。崖城13－1氣田于1996年正式投產(chǎn)，2006年（主力氣藏壓力系數(shù)約0．5）以前氣田主力氣藏各井生產(chǎn)水氣比0．3～0．4 m3／104m3，生產(chǎn)水 Cl－含量小于1 000 mg／L，基本為凝析水。自2006年起，位于氣藏邊部的A2、A3和A5井產(chǎn)出水中Cl－含量開始突破1 000 mg／L，生產(chǎn)水氣比明顯上升，達到約3．5 m3／104m3，分析認為這些氣井已開始見水（產(chǎn)地層水）。同時，隨著氣藏壓力降低，未見水氣井（生產(chǎn)水Cl－含量一直小于500 mg／L）的生產(chǎn)水氣比也呈現(xiàn)逐漸上升趨勢，如 A8井從初期的0．24 m3／104m3左右已上升到 0．70 m3／104m3左右，但產(chǎn)生原因不明。

研究表明，氣田開發(fā)過程中凝析水礦化度極低，與地層水有明顯區(qū)別［6－7］；凝析氣中水蒸氣的存在影響地層流體相態(tài)及相態(tài)參數(shù)變化［8－14］；忽略凝析氣中蒸汽水含量對氣藏儲量及產(chǎn)能評價會造成 誤 差［15－23］。Rushing［24］、Zuluaga［25］、Chawla［26］等對干氣的研究表明，非烴含量、溫度和壓力對天然氣中水汽含量影響有部分是矛盾的。因此，研究崖城13－1高溫高壓凝析氣藏的凝析水產(chǎn)出規(guī)律及預(yù)測方法很有必要。本文選取崖城13－1氣田2口未見水井A4、A8井樣品，通過室內(nèi)實驗?zāi)M研究了原始溫壓條件下及開發(fā)過程中天然氣氣態(tài)水含量變化情況，通過多因素擬合得到了凝析水含量預(yù)測經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式，并成功應(yīng)用于崖城13－1氣田氣井凝析水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測、氣井產(chǎn)水來源判斷及對水侵井進行水侵動態(tài)分析等。

1 凝析水產(chǎn)出規(guī)律室內(nèi)實驗

通過相態(tài)分析方法研究凝析氣中水汽含量變化規(guī)律，測試高溫條件下CO2－干氣－水蒸汽平衡體系中氣態(tài)水含量隨壓力和CO2含量的變化量，分析壓力和CO2含量對氣態(tài)水含量的影響，從而進一步分析開發(fā)過程中凝析水含量的變化規(guī)律。

室內(nèi)實驗利用了PVT儀、配樣器、油氣分離冷凝裝置、卡爾庫侖儀、色譜儀、高精度電子天平、手動泵、中間容器等設(shè)備，實驗裝置如圖1所示。采用分離器取樣樣品配制地層流體，配制方法參照行業(yè)標準［27］。實驗采用典型井A4井和A8井樣品（表1），所用地層水根據(jù)原始地層水水質(zhì)分析表進行配制，其總礦化度為19 027 mg／L，水型為NaHCO3型。

圖1 實驗裝置示意圖Fig．1 Schematic of experimental device

表1 原始條件下崖城13－1氣田A4、A8井樣品組分差異對比Table 1 Contrast of component difference of Well A4and A8of YC 13－1gas field at the initial reservoir condition

1．1 地層壓力的影響

依據(jù)行業(yè)標準［27］與原油水含量測定方法即卡爾－費休庫侖滴定法［28］進行實驗過程設(shè)計，采用地層水與凝析氣充分接觸的方式模擬地層條件下凝析氣與地層中原生水接觸的過程，利用卡爾－費休庫侖儀進行含水率的測定，具體步驟如下：

1）復(fù)配凝析氣樣品，向配制好的凝析氣樣品中加入一定量地層水，在原始地層溫度、壓力下攪拌后放置；

2）待氣－水充分平衡后，在測試壓力下恒壓進泵排出少量的氣體，使氣體通過液氮槽冷凝分離后用氣量計收集并計量氣體，使用高精度天平稱重計量凝析液；

3）使用卡爾費休庫侖儀測量凝析油中水含量，取氣樣進行色譜分析；

4）逐級退泵降低壓力，待氣水充分平衡后，重復(fù)以上測試步驟。

對兩井樣品進行了一系列壓力點下水汽含量測試，在低壓階段進行了加密測試，結(jié)果見圖2。從圖2可以看出，當?shù)貙訅毫?8 MPa降至3 MPa時，A4井地層流體中水氣比由0．16 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，說明隨著壓力降低，地層水在高溫作用下蒸發(fā)變成氣態(tài)水，地層流體中水汽含量增加；在低壓階段（地層壓力從12 MPa降至3 MPa），凝析氣中水汽含量增加迅速，由于氣態(tài)水的作用，A4井生產(chǎn)水氣比由0．41 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，占整個階段總上升量的71．64%。對比 A4和A8井，兩者生產(chǎn)水氣比變化規(guī)律一致（圖2），相同條件下A4井水汽含量低于A8井。對比兩井樣品組分（表1），A4井CO2含量略高于A8井，而A8井重?zé)N含量高于A4井，說明重?zé)N含量越高，水汽含量越高。

圖2 崖城13－1氣田A4井和A8井不同壓力下凝析氣中水汽含量Fig．2 Condensate water－gas ratio of Well A4and A8of YC 13－1gas field under different reservoir pressure

為了研究經(jīng)分離器氣水的分離情況，對A8井樣品進行了原始地層溫度（176℃）及分離器溫度（90℃）下不同壓力時含水變化規(guī)律實驗，結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，在分離器條件下地層流體中仍含有部分水汽，說明流體經(jīng)過分離器時水蒸氣并沒有完全凝析出來，仍有一部分水汽隨流體進入下級分離裝置。

崖城13－1氣田生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)顯示，2006年之后未見水井及見水井產(chǎn)水均增加，分析認為主要因為氣田地層壓力降低，處于高溫低壓狀態(tài)，導(dǎo)致地層水連續(xù)蒸發(fā)，溶入地層流體中隨開發(fā)采出地面，使單井產(chǎn)水量增加。

圖3 崖城13－1氣田A8井地層溫度（176℃）和分離器溫度（90℃）下凝析氣中水汽含量Fig．3 Condensate water－gas ratio of Well A8of YC 13－1 gas field at the reservoir temperature（176℃）and separator temperature（90℃）

1．2 凝析氣中CO2含量的影響

在氣田開發(fā)過程中，隨著壓力降低，在高壓條件下溶解于地層水中的CO2析出，導(dǎo)致地層流體中CO2含量增加（圖4）。考慮到崖城13－1氣田不同區(qū)塊CO2含量差異較大，為了研究CO2對水蒸汽的增溶作用，共進行了4組不同CO2含量樣品的水汽含量測試。

圖4 崖城13－1氣田A2井天然氣中CO2含量變化情況Fig．4 CO2content in natural gas of Well A2of YC 13－1gas field

實驗采用A8井樣品，采用向原始樣品中加入CO2的方式配制不同CO2含量的含水天然氣，在地層條件下對樣品進行閃蒸測試。

圖5為A8井不同CO2濃度下凝析氣中水汽含量測試結(jié)果，可以看出，CO2含量從8%增加到35．39%，初 始 水 氣 比 從 0．24 m3／104m3增 加 到0．43 m3／104m3；在相 同 溫 度 壓 力 條 件下，隨 著 井流物中CO2含量增加，水汽含量也相應(yīng)增加。分析認為，在崖城13－1氣田實際生產(chǎn)過程中，隨著開發(fā)進行，CO2含量增加，導(dǎo)致天然氣中水汽含量增大，使氣田產(chǎn)水量增加。

圖5 崖城13－1氣田A8井不同CO2含量凝析氣中水汽含量Fig．5 Condensate water－gas ratio of Welll A8of YC 13－1 gas field under different CO2content

2 凝析水含量預(yù)測關(guān)聯(lián)式的建立

氣田生產(chǎn)過程中地層溫度變化不大，因此擬建立原始地層溫度條件下的水汽含量經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式。在調(diào)研和室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上，選擇壓力、重?zé)N及CO2摩爾含量為主要因素進行擬合，建立了天然氣水含量與影響因素的二維關(guān)系，如表2所示。

基于凝析氣中水汽含量與主要影響因素的二維關(guān)系數(shù)據(jù)表，利用通用優(yōu)化計算平臺1stOpt，采用Levenberg－Marquardt通用全局優(yōu)化法進行了非線性擬合，擬合中軟件首先自動調(diào)整擬合形式，然后根據(jù)其主要物理意義對多個表達式進行優(yōu)選，最終得到凝析水含量預(yù)測經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式（見式（1））。該式符合物理意義，即隨著壓力降低、重?zé)N含量增加、CO2含量增加，凝析氣中氣態(tài)水含量增加。

表2 崖城13－1氣田A4井和A8井凝析氣中水汽含量與主要影響因素的二維關(guān)系Table 2 Two dimensional relationship between condensate water－gas ratio and main factors of YC 13－1gas field

式（1）中：x1為C11＋組分摩爾含量，%；x2為地層壓力，MPa；x3為CO2摩爾含量，%；y為凝析水摩爾含量，%；P1～P7為待定系數(shù)值，取值見表3。為使量綱平衡，P4單位為 MPa－2。

采用式（1）分別對A8、A4井的凝析水產(chǎn)量進行計算，結(jié)果見圖6?？梢钥闯觯A(yù)測的凝析水含量與實驗數(shù)據(jù)相差不大，平均誤差為7．3%，方差為0．71，標準差為0．84，符合精度要求，可以用于凝析水含量預(yù)測。

表3 崖城13－1氣田凝析水含量預(yù)測經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式待定系數(shù)值Table 3 Value of undetermined coefficients of predictive empirical correlation of condensate water content of YC 13－1gas field

圖6 崖城13－1氣田A4、A8井凝析水產(chǎn)量實測值與預(yù)測含量對比Fig．6 Contrast of measured and predicted value of condensate water content of Well A4and A8of YC 13－1gas field

3 實例應(yīng)用

應(yīng)用本文建立的凝析水含量預(yù)測公式，分別對崖城13－1氣田不同見水程度生產(chǎn)井進行了凝析水產(chǎn)量預(yù)測，并判斷了各井產(chǎn)水情況。

A8井凝析水量預(yù)測結(jié)果如圖7所示，可以看出該井凝析水量與實際產(chǎn)水量吻合程度較高，說明產(chǎn)出水中基本為凝析水。通過對A8井地質(zhì)資料水體，且A8井產(chǎn)出水Cl－含量低于100 mg／L（圖8），因此A8井產(chǎn)水來源為凝析水。

圖7 崖城13－1氣田A8井凝析水預(yù)測結(jié)果Fig．7 Predicted value of condensate water content of Well A8of YC 13－1gas field

圖8 崖城13－1氣田A2、A8井生產(chǎn)過程產(chǎn)出水Cl－含量Fig．8 Chlorine data in production water of Well A2 and A8of YC 13－1gas field

2006年以后，A2井生產(chǎn)水Cl－含量快速上升，已達到約7 000 mg／L（圖8），表明產(chǎn)出水中已包含大量地層水，推測為邊水侵入導(dǎo)致礦化度變化。A2井凝析水量預(yù)測結(jié)果與實際產(chǎn)水量對比如圖9所示，可以看出A2井目前產(chǎn)出水中主要為地層水。

圖9 崖城13－1氣田A2井凝析水預(yù)測結(jié)果Fig．9 Predicted value of condensate water content of Well A2of YC 13－1gas field

采用式（1）計算的凝析水量對A2井產(chǎn)出水量進行劈分，結(jié)果見表4，可以看出，該井累積產(chǎn)水量接近38．312×104m3，劈分后凝析水累產(chǎn)量25．282×104m3，地層水累產(chǎn)量13．03×104m3。采用非線性物質(zhì)平衡法對A2井進行水侵動態(tài)分析，擬合儲量為50×108m3，視相對壓力擬合曲線如圖10所示，水侵動態(tài)曲線如圖11所示。經(jīng)計算，A2井累計水侵量為761．86×104m3，水侵體積系數(shù)為0．675，表明該井水侵強度相對較強。

表4 崖城13－1氣田A2井產(chǎn)出水劈分結(jié)果Table 4 Result of deduplication of production water of Well A2of YC 13－1gas field

圖10 崖城13－1氣田A2井非線性物質(zhì)平衡法壓力擬合曲線Fig．10 Pressure fitting curve of Well A2of YC 13－1gas field by using nonlinear mass balance method

圖11 崖城13－1氣田A2井非線性物質(zhì)平衡法水侵量變化曲線Fig．11 Water influx variation curve of Well A2of YC 13－1 gas field by using nonlinear mass balance method

4 結(jié)論

1）對于崖城13－1高溫高壓氣田，除水侵導(dǎo)致產(chǎn)水增加外，天然氣中水汽含量增加也是導(dǎo)致氣井生產(chǎn)后期產(chǎn)水增加的原因之一。實驗表明，在低壓階段（地層壓力低于12 MPa后），凝析氣中水汽含量隨壓力下降大幅上升，水汽含量上升量占整個階段總上升量的71．64%。

2）凝析氣中極性組分的增加是除溫度外導(dǎo)致崖城13－1氣田水汽含量增加的另一個主要原因。實驗表明，在相同溫度壓力條件下，凝析氣中CO2含量從8%增加到35．39%，初始水氣比從0．24 m3／104m3增加到0．43 m3／104m3。

3）在室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上，建立了適用于崖城13－1氣田的氣井凝析水含量預(yù)測經(jīng)驗關(guān)聯(lián)式，實例應(yīng)用中預(yù)測結(jié)果與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合程度較高。本文預(yù)測公式可用于崖城13－1氣田氣井凝析水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測、氣井產(chǎn)水來源判斷及對水侵井進行水侵動態(tài)分析等。

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Experimental study and prediction method of condensate water production regularity in YC13－1gas field

DENG Chuanzhong1LI Yuelin1WANG Ling2LYU Xindong1
（1．Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd．，Zhanjiang，Guangdong524057，China；2．The State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Exploitation Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China）

YC13－1 gas field is a typical high temperature and high pressure condensate gas reservoir．The water／gas ratio of gas well continuously increases without water influx during the development，but the reasons are unknown．Taking samples of two typical wells（A4，A8），the effects of reservoir pressure and CO2content on water vapor content in condensate gas are studied with experiments．The results show that the producing water／gas ratio of A4 well increases from0．16 to 1．07 m3／104m3with reservoir pressure declining from38 to 3 MPa，and water vapor content accounts for 71．64%of the entire stages within low pressure stage（reservoir pressure from12 to 3 MPa）．The initial producing water／gas ratio will increase from0．24 to 0．43 m3／104m3with CO2content from8%to 35．39%in condensate gas．A two－dimensional relationship between water vapor content and main effect factors of condensate gas is built，and the empirical correlation prediction of YC13－1 condensate water content with Levenberg－Marquardt method is proposed．Application shows the predicted results with the empirical correlation agree with the production data，which indicates that the correlation can be used to predict the condensate water production regularity and its origin and water invasion analysis of YC13－1 gas field．

YC13－1 gas field；high temperature and high pressure gas reservoir；condensate water；water production regularity；experimental simulation；reservoir pressure；CO2content；prediction method

TE323

A

鄧傳忠，李躍林，王玲，等．崖城13－1氣田凝析水產(chǎn)出規(guī)律實驗研究及預(yù)測方法［J］．中國海上油氣，2017，29（5）：75－81．

DENG Chuanzhong，LI Yuelin，WANG Ling，et al．Experimental study and prediction method of condensate water production regularity in YC13－1 gas field［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：75－81．

1673－1506（2017）05－0075－07

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．010

＊“十二五”國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整技術(shù)（編號：2011ZX05024－002－005）”部分研究成果。

鄧傳忠，男，高級工程師，主要從事天然氣生產(chǎn)動態(tài)管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱生產(chǎn)部（郵編：524057）。E－mail：dengchzh＠cnooc．com．cn。

2017－02－27 改回日期：2017－04－14

（編輯：楊 濱）