崖城13－1氣田凝析水產(chǎn)出規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究及預(yù)測(cè)方法＊

鄧傳忠 李躍林 王 玲 呂新東

（1．中海石油（中國(guó)）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(shí)驗(yàn)研究及預(yù)測(cè)方法＊

鄧傳忠1李躍林1王 玲2呂新東1

（1．中海石油（中國(guó)）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(kāi)發(fā)過(guò)程中未見(jiàn)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(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)?zāi)M研究了地層壓力和CO2含量對(duì)凝析氣中水汽含量的影響，結(jié)果表明：當(dāng)?shù)貙訅毫?8 MPa降至3 MPa時(shí)，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(gè)階段的71．64%；凝析氣中CO2含量從8%增加到35．39%時(shí)，初始水氣比從0．24 m3／104m3增加到0．43 m3／104m3。在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)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(guò)Levenberg－Marquardt方法擬合得到了崖城13－1氣田凝析水含量預(yù)測(cè)經(jīng)驗(yàn)關(guān)聯(lián)式，實(shí)例應(yīng)用中預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合程度較高。本文預(yù)測(cè)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(cè)、氣井產(chǎn)水來(lái)源判斷，以及對(duì)水侵井進(jìn)行水侵動(dòng)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(shí)驗(yàn)?zāi)M；地層壓力；CO2含量；預(yù)測(cè)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(kāi)始突破1 000 mg／L，生產(chǎn)水氣比明顯上升，達(dá)到約3．5 m3／104m3，分析認(rèn)為這些氣井已開(kāi)始見(jiàn)水（產(chǎn)地層水）。同時(shí)，隨著氣藏壓力降低，未見(jiàn)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(shì)，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(kāi)發(fā)過(guò)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(duì)氣藏儲(chǔ)量及產(chǎn)能評(píng)價(jià)會(huì)造成 誤 差［15－23］。Rushing［24］、Zuluaga［25］、Chawla［26］等對(duì)干氣的研究表明，非烴含量、溫度和壓力對(duì)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(cè)方法很有必要。本文選取崖城13－1氣田2口未見(jiàn)水井A4、A8井樣品，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)?zāi)M研究了原始溫壓條件下及開(kāi)發(fā)過(guò)程中天然氣氣態(tài)水含量變化情況，通過(guò)多因素?cái)M合得到了凝析水含量預(yù)測(cè)經(jīng)驗(yàn)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(cè)、氣井產(chǎn)水來(lái)源判斷及對(duì)水侵井進(jìn)行水侵動(dòng)態(tài)分析等。

1 凝析水產(chǎn)出規(guī)律室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

通過(guò)相態(tài)分析方法研究凝析氣中水汽含量變化規(guī)律，測(cè)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(duì)氣態(tài)水含量的影響，從而進(jìn)一步分析開(kāi)發(fā)過(guò)程中凝析水含量的變化規(guī)律。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)利用了PVT儀、配樣器、油氣分離冷凝裝置、卡爾庫(kù)侖儀、色譜儀、高精度電子天平、手動(dòng)泵、中間容器等設(shè)備，實(shí)驗(yàn)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(biāo)準(zhǔn)［27］。實(shí)驗(yàn)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(jìn)行配制，其總礦化度為19 027 mg／L，水型為NaHCO3型。

圖1 實(shí)驗(yàn)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(duì)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(biāo)準(zhǔn)［27］與原油水含量測(cè)定方法即卡爾－費(fèi)休庫(kù)侖滴定法［28］進(jìn)行實(shí)驗(yàn)過(guò)程設(shè)計(jì)，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(guò)程，利用卡爾－費(fèi)休庫(kù)侖儀進(jìn)行含水率的測(cè)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(cè)試壓力下恒壓進(jìn)泵排出少量的氣體，使氣體通過(guò)液氮槽冷凝分離后用氣量計(jì)收集并計(jì)量氣體，使用高精度天平稱重計(jì)量凝析液；

3）使用卡爾費(fèi)休庫(kù)侖儀測(cè)量凝析油中水含量，取氣樣進(jìn)行色譜分析；

4）逐級(jí)退泵降低壓力，待氣水充分平衡后，重復(fù)以上測(cè)試步驟。

對(duì)兩井樣品進(jìn)行了一系列壓力點(diǎn)下水汽含量測(cè)試，在低壓階段進(jìn)行了加密測(cè)試，結(jié)果見(jiàn)圖2。從圖2可以看出，當(dāng)?shù)貙訅毫?8 MPa降至3 MPa時(shí)，A4井地層流體中水氣比由0．16 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，說(shuō)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(gè)階段總上升量的71．64%。對(duì)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(duì)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(shuō)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(duì)A8井樣品進(jìn)行了原始地層溫度（176℃）及分離器溫度（90℃）下不同壓力時(shí)含水變化規(guī)律實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)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(shuō)明流體經(jīng)過(guò)分離器時(shí)水蒸氣并沒(méi)有完全凝析出來(lái)，仍有一部分水汽隨流體進(jìn)入下級(jí)分離裝置。

崖城13－1氣田生產(chǎn)測(cè)試數(shù)據(jù)顯示，2006年之后未見(jiàn)水井及見(jiàn)水井產(chǎn)水均增加，分析認(rèn)為主要因?yàn)闅馓锏貙訅毫档?，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(kāi)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(kāi)發(fā)過(guò)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）?？紤]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(duì)水蒸汽的增溶作用，共進(jìn)行了4組不同CO2含量樣品的水汽含量測(cè)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(shí)驗(yàn)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(duì)樣品進(jìn)行閃蒸測(cè)試。

圖5為A8井不同CO2濃度下凝析氣中水汽含量測(cè)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(rèn)為，在崖城13－1氣田實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，隨著開(kāi)發(fā)進(jìn)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(cè)關(guān)聯(lián)式的建立

氣田生產(chǎn)過(guò)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(yàn)關(guān)聯(lián)式。在調(diào)研和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，選擇壓力、重?zé)N及CO2摩爾含量為主要因素進(jìn)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(jì)算平臺(tái)1stOpt，采用Levenberg－Marquardt通用全局優(yōu)化法進(jìn)行了非線性擬合，擬合中軟件首先自動(dòng)調(diào)整擬合形式，然后根據(jù)其主要物理意義對(duì)多個(gè)表達(dá)式進(jìn)行優(yōu)選，最終得到凝析水含量預(yù)測(cè)經(jīng)驗(yàn)關(guān)聯(lián)式（見(jiàn)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(jiàn)表3。為使量綱平衡，P4單位為 MPa－2。

采用式（1）分別對(duì)A8、A4井的凝析水產(chǎn)量進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)圖6?？梢钥闯觯A(yù)測(cè)的凝析水含量與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)相差不大，平均誤差為7．3%，方差為0．71，標(biāo)準(zhǔn)差為0．84，符合精度要求，可以用于凝析水含量預(yù)測(cè)。

表3 崖城13－1氣田凝析水含量預(yù)測(cè)經(jīng)驗(yàn)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(shí)測(cè)值與預(yù)測(cè)含量對(duì)比Fig．6 Contrast of measured and predicted value of condensate water content of Well A4and A8of YC 13－1gas field

3 實(shí)例應(yīng)用

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

A8井凝析水量預(yù)測(cè)結(jié)果如圖7所示，可以看出該井凝析水量與實(shí)際產(chǎn)水量吻合程度較高，說(shuō)明產(chǎn)出水中基本為凝析水。通過(guò)對(duì)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(lái)源為凝析水。

圖7 崖城13－1氣田A8井凝析水預(yù)測(cè)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(guò)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(dá)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(cè)為邊水侵入導(dǎo)致礦化度變化。A2井凝析水量預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)際產(chǎn)水量對(duì)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(cè)結(jié)果Fig．9 Predicted value of condensate water content of Well A2of YC 13－1gas field

采用式（1）計(jì)算的凝析水量對(duì)A2井產(chǎn)出水量進(jìn)行劈分，結(jié)果見(jiàn)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(duì)A2井進(jìn)行水侵動(dòng)態(tài)分析，擬合儲(chǔ)量為50×108m3，視相對(duì)壓力擬合曲線如圖10所示，水侵動(dòng)態(tài)曲線如圖11所示。經(jīng)計(jì)算，A2井累計(jì)水侵量為761．86×104m3，水侵體積系數(shù)為0．675，表明該井水侵強(qiáng)度相對(duì)較強(qiáng)。

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(duì)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(shí)驗(yàn)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(gè)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(gè)主要原因。實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(cè)經(jīng)驗(yàn)關(guān)聯(lián)式，實(shí)例應(yīng)用中預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合程度較高。本文預(yù)測(cè)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(cè)、氣井產(chǎn)水來(lái)源判斷及對(duì)水侵井進(jìn)行水侵動(dòng)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(shí)驗(yàn)研究及預(yù)測(cè)方法［J］．中國(guó)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(guó)家科技重大專項(xiàng)“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整技術(shù)（編號(hào)：2011ZX05024－002－005）”部分研究成果。

鄧傳忠，男，高級(jí)工程師，主要從事天然氣生產(chǎn)動(dòng)態(tài)管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)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）