蘇里格氣田集氣站凝析油產(chǎn)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(nèi)蒙古烏審旗 017300）

天然氣凝析油是一種低密度的液態(tài)碳?xì)浠旌衔铮茌斕烊粴饽鲇驮敬嬖谟谔烊粴鈿庀嘀?，?dāng)天然氣的溫度、壓力變化時(shí)，溫度低于一定壓力下的烴露點(diǎn)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(chǎn)過程中，凝析油通過降溫降壓達(dá)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(chǎn)量波動很大，會造成預(yù)測值與實(shí)際生產(chǎn)值產(chǎn)生較大誤差，甚至流失部分凝析油造成直接經(jīng)濟(jì)損失，影響全年凝析油任務(wù)的完成。因此本文結(jié)合歷年生產(chǎn)情況，分析各種因素對凝析油產(chǎn)量的影響，合理指導(dǎo)下達(dá)油氣比參數(shù)，預(yù)測凝析油產(chǎn)量。

1 凝析油成因及形成機(jī)理

1.1 鄂爾多斯盆地凝析油成因類型

近年來，國內(nèi)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(jù)我國石油天然氣行業(yè)氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)（SY/T6168-2009），產(chǎn)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(jìn)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(qū)、東部榆林、綏德地區(qū)及伊盟隆起帶，在盆地內(nèi)部及蘇里格地區(qū)也有發(fā)現(xiàn)。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(diǎn)、低初餾點(diǎn)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(diǎn)為-15 ℃～-50 ℃，飽和烴相對含量分布在77 %～85 %，非烴、瀝青質(zhì)含量小于0.1 %[1]。我國凝析油的母質(zhì)類型可分為海相腐泥型、煤系地層腐殖質(zhì)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(xiàn)為相對較低的二甲基環(huán)戊烷、正庚烷和相對較高的甲基環(huán)己烷特征（見圖1），一般認(rèn)為甲基環(huán)己烷主要來源于高等植物中的木質(zhì)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(zhì)母質(zhì)生成，是煤在高成熟階段的產(chǎn)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(gè)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(shù)大于15的長鏈烴含量較少（見表2）。不同區(qū)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(chǎn)生的主要原因，并受溫度、壓力的影響[3]，通過對比發(fā)現(xiàn)各自營區(qū)塊C6以上重碳鏈烴比重與油氣比呈現(xiàn)良好的正相關(guān)性。桃T區(qū)塊C6以上重碳鏈烴比例較低（見圖3），是導(dǎo)致桃T區(qū)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(zhì)組分全分析結(jié)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(tài)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(dāng)達(dá)到臨界凝析條件時(shí)，天然氣中的重質(zhì)組分會發(fā)生相態(tài)變化（氣態(tài)變?yōu)橐簯B(tài)），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(jīng)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(jīng)過脫烴脫水裝置丙烷制冷、低溫分離技術(shù)處理后得到凝析油。

由于凝析油的析出受溫度、天然氣產(chǎn)量、工藝、化學(xué)等多種因素的影響，當(dāng)各因素發(fā)生變化時(shí)，凝析油的產(chǎn)量也會受到影響，在指導(dǎo)凝析油產(chǎn)量預(yù)測時(shí)存在一定的干擾，造成凝析油預(yù)測產(chǎn)量與實(shí)際生產(chǎn)量存在一定的誤差，因此分析不同因素對凝析油產(chǎn)量的影響，有助于今后合理指導(dǎo)預(yù)測凝析油產(chǎn)量。

2 凝析油產(chǎn)量影響因素分析

2.1 溫度影響因素

根據(jù)多組分烴類P-T相圖（見圖4）可知，當(dāng)氣體溫度、壓力低于臨界凝析溫度、臨界凝析壓力時(shí)，會出現(xiàn)液體凝析現(xiàn)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(jìn)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(nèi)，平均32 ℃。氣井臨界凝析壓力主要在6.46 MPa～11.51 MPa范圍內(nèi)，平均9.45 MPa。

根據(jù)集氣站凝析油的實(shí)際生產(chǎn)情況，統(tǒng)計(jì)對比2015-2018年油氣比（見圖6），可看出集氣站凝析油產(chǎn)量受季節(jié)（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(qū)塊建產(chǎn)規(guī)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(chǎn)生這一現(xiàn)象的原因是冬季環(huán)境溫度、地溫低，集氣站溫降大，更容易達(dá)到凝析條件，所以凝析油產(chǎn)量相對較高。而夏季環(huán)境溫度高，凝析條件不佳，造成凝析油產(chǎn)量相對較低。

圖5 氣井臨界凝析溫度壓力關(guān)系圖

圖6 日均產(chǎn)油量、平均溫度對比曲線圖

2.2 產(chǎn)量影響因素

隨著天然氣供給需求不斷增大，近年產(chǎn)量任務(wù)的不斷上升，凝析油產(chǎn)量也不斷增加。統(tǒng)計(jì)各區(qū)塊歷年產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量，認(rèn)為產(chǎn)液量、產(chǎn)油量與產(chǎn)氣量均呈正相關(guān)性。其中2018年實(shí)際生產(chǎn)天然氣量顯著提升，凝析油產(chǎn)量也隨之增大。2018年區(qū)塊累計(jì)生產(chǎn)天然氣較歷年平均值提高13.2 %，累計(jì)拉運(yùn)凝析油較歷年平均產(chǎn)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(jì)量影響因素 通過對比罐車?yán)\(yùn)時(shí)采出水罐的排水量、計(jì)算數(shù)據(jù)與過磅數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)排水量存在較大誤差。結(jié)合集氣站采出水罐乳化物數(shù)量情況，以及液位計(jì)廠家現(xiàn)場檢查數(shù)據(jù)的情況，經(jīng)分析產(chǎn)生誤差的原因?yàn)橐何挥?jì)水浮子較輕（水浮子實(shí)際密度0.91 g/mL，實(shí)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(jìn)入了油中，導(dǎo)致油水液位計(jì)量不準(zhǔn)確，油計(jì)量少、水計(jì)量多。

通過給水浮子增加配重，現(xiàn)場取水樣進(jìn)行摸索試驗(yàn)，以水浮子剛漂浮上來時(shí)對應(yīng)的配重為最合適的配重，有效地糾正了油水液位計(jì)計(jì)量不準(zhǔn)確的情況，排水計(jì)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(dāng)天然氣產(chǎn)量增加時(shí)，凝析油產(chǎn)量不會持續(xù)增加，集氣站超負(fù)荷運(yùn)行，可能會造成進(jìn)站壓力憋高，最終關(guān)井，影響產(chǎn)氣量、產(chǎn)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(xué)影響因素

隨著泡沫排水采氣措施的大規(guī)模應(yīng)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(xiàn)象嚴(yán)重。自營區(qū)塊部分集氣站（例如蘇X-1H站和蘇E-2站）內(nèi)乳化物產(chǎn)量明顯增多，且泡排加注量越大，乳化物產(chǎn)量越高。乳化液會對凝析油的分離造成影響，降低凝析油產(chǎn)量。

對乳狀采出液進(jìn)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(jī)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(jī)物是現(xiàn)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(nèi)，嚴(yán)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(jì)致排水計(jì)量不準(zhǔn)確等問題，嚴(yán)重影響了烴類污油的正常交接，對凝析油產(chǎn)量任務(wù)的完成也造成一定的影響。

圖7 乳化液的破乳試驗(yàn)效果

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

2.5 生產(chǎn)影響因素

新井投產(chǎn)動火連頭，集氣站停產(chǎn)檢修，壓縮機(jī)啟停倒外輸，干管清管作業(yè)以及夏季高產(chǎn)井關(guān)井輪休、冬季低產(chǎn)低效井、高產(chǎn)液井關(guān)井等情況下，均會造成凝析油產(chǎn)量下降。

對比蘇里格中區(qū)歷年冬季正常生產(chǎn)時(shí)期及夏季停產(chǎn)檢修期的日均產(chǎn)氣量及日均產(chǎn)油量可以看出，冬季高峰供氣時(shí)期日均產(chǎn)氣量、日均產(chǎn)油量高，而夏季停產(chǎn)檢修期，由于關(guān)井影響產(chǎn)氣量，區(qū)塊日產(chǎn)氣量較低，對應(yīng)的產(chǎn)油量也降低（見圖11、圖12）。

2.6 地層壓力及氣井?dāng)y液能力

圖8 1號埋地罐內(nèi)乳化液的破乳試驗(yàn)效果

圖9 2號埋地罐內(nèi)乳化液的破乳試驗(yàn)效果

圖10 蘇X-2集氣站乳化物的拉運(yùn)情況統(tǒng)計(jì)圖

圖11 蘇X區(qū)塊正常生產(chǎn)期、檢修期日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)圖

圖12 桃T區(qū)塊正常生產(chǎn)期、檢修期產(chǎn)氣量、產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)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(fā)不斷深入，投產(chǎn)時(shí)間逐漸增長，蘇里格地區(qū)的老井、低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)量持續(xù)上升，隨著氣井周圍儲層壓力降低，當(dāng)壓力降低至露點(diǎn)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(dāng)壓力降至某點(diǎn)后，凝析油又開始蒸發(fā)，含量又逐漸降低，直至再次與露點(diǎn)線相交，完全變?yōu)闅庀郲4]。但通過分析蘇里格氣田單井相態(tài)圖（見圖13、圖14）可看出，即使地層壓力接近零，仍未能與露點(diǎn)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(tài)烴[4，5]。析出的凝析油附著在孔隙壁或喉道壁上[6]，甚至?xí)氯紫逗淼溃档蜐B透率，同時(shí)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(chǎn)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(chǎn)管柱內(nèi)徑62 mm，日常生產(chǎn)井口壓力為1.0 MPa～2.5 MPa，通過計(jì)算，氣井內(nèi)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(dāng)氣井產(chǎn)能大于臨界攜液流量時(shí)，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(zhuǎn)變成油主要發(fā)生天然氣從地層向井底運(yùn)移過程中，這部分油大部分滯留在地層和井底，同時(shí)老井產(chǎn)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(yīng)用下，氣井?dāng)y液能力有所提高，但老井對凝析油產(chǎn)量的貢獻(xiàn)仍相對較低。而新井地層壓力高，凝析氣轉(zhuǎn)變?yōu)槟鲇椭饕l(fā)生在天然氣從井底向井口運(yùn)移過程中，氣井日產(chǎn)氣量越高，攜液能力越強(qiáng)，被攜至地面的液就較多，因此新井對凝析油產(chǎn)量的貢獻(xiàn)相對較大（見圖15）。

圖15 產(chǎn)氣量與產(chǎn)油量關(guān)系圖

通過分析各種因素對凝析油產(chǎn)量的影響，可以看出部分影響因素對凝析油產(chǎn)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(yù)測凝析油產(chǎn)量、油氣比時(shí)存在一定的困難，需要結(jié)合各因素及其所占比重，進(jìn)行綜合調(diào)整和預(yù)測。

3 凝析油產(chǎn)量預(yù)測方法

通常凝析油產(chǎn)量是根據(jù)近年平均油氣比，結(jié)合當(dāng)年天然氣產(chǎn)量計(jì)劃，綜合考慮各影響因素進(jìn)行預(yù)測的。

3.1 常規(guī)類比法

常規(guī)類比法是以近年平均油氣比作為下一年平均油氣比，根據(jù)下一年天然氣產(chǎn)量任務(wù)，來預(yù)測凝析油產(chǎn)量。

3.1.1 近三年平均油氣比計(jì)算法 根據(jù)前期分析計(jì)算各區(qū)塊近三年的油氣比，以三年平均油氣比為基準(zhǔn)，進(jìn)行反算，對比近三年平均油氣比與當(dāng)年實(shí)際油氣比的誤差，年產(chǎn)油量預(yù)測值與實(shí)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(qū)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(chǎn)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(yù)測過程中，未考慮到區(qū)塊差異對油氣比和凝析油產(chǎn)量的影響，造成產(chǎn)液量大的蘇里格西區(qū)油氣比被拉低，產(chǎn)液量小的蘇里格中區(qū)油氣比被拉高，進(jìn)而造成凝析油產(chǎn)量誤差增大。因此在近年平均油氣比預(yù)測的基礎(chǔ)上，要考慮到區(qū)塊因素的影響，分區(qū)塊對油氣比進(jìn)行預(yù)測。

表4 近三年平均油氣比法產(chǎn)量預(yù)測與實(shí)際生產(chǎn)值對比表

3.1.2 分區(qū)塊計(jì)算法 以近三年各區(qū)塊平均油氣比數(shù)據(jù)作為2017年各區(qū)塊平均油氣比的預(yù)測值，分別對比各區(qū)塊預(yù)測油氣比與實(shí)際油氣比間的誤差以及實(shí)際年產(chǎn)油量與預(yù)測產(chǎn)油量間的誤差。

利用分區(qū)塊計(jì)算法，各區(qū)塊油氣比預(yù)測值與實(shí)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(chǎn)油量誤差為58.40 t～591.26 t，相對還是偏大。由于溫度（季節(jié)）是影響凝析油產(chǎn)量和油氣比的最重要的因素，所以為了進(jìn)一步縮小誤差，需要考慮溫度因素對各區(qū)塊平均油氣比和凝析油產(chǎn)量的影響，引入分月度計(jì)算法。

3.1.3 分月度計(jì)算法 根據(jù)近三年各月平均油氣比來預(yù)測2017年各月的平均油氣比，對比實(shí)際油氣比、產(chǎn)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(xiàng)誤差在合理的范圍之內(nèi)（見表6）。

通過以上三種預(yù)測方法，可以看出考慮區(qū)塊差異、季節(jié)差異后進(jìn)行反算，預(yù)測油氣比與實(shí)際油氣比間的誤差、預(yù)測產(chǎn)油量及實(shí)際產(chǎn)油量間的誤差逐漸縮小，最終控制在合理的誤差范圍內(nèi)。

因此，為了盡可能地縮小預(yù)測值與實(shí)際生產(chǎn)值之間的誤差，在常規(guī)類比法的基礎(chǔ)上，綜合區(qū)塊、季節(jié)、天然氣產(chǎn)量任務(wù)等因素引入優(yōu)化油氣比法。

3.2 優(yōu)化油氣比法

優(yōu)化油氣比法主要是以近三個(gè)月平均油氣比為依據(jù)，參考近年各區(qū)塊各月度油氣比，按照下一年天然氣產(chǎn)量任務(wù)節(jié)點(diǎn)安排，綜合區(qū)塊差異、季節(jié)、工藝等影響因素，分區(qū)塊分月度來預(yù)測集氣站凝析油產(chǎn)量。

根據(jù)各區(qū)塊2018年1～7月的實(shí)際生產(chǎn)情況，通過對油氣比影響因素分析，科學(xué)合理預(yù)測2018年下半年各區(qū)塊油氣比，同時(shí)加強(qiáng)凝析油產(chǎn)量動態(tài)跟蹤分析，根據(jù)每月的凝析油實(shí)際生產(chǎn)情況，分析造成誤差的原因，及時(shí)修正油氣比參數(shù)，可將實(shí)際產(chǎn)量與預(yù)測產(chǎn)量的誤差控制在合理范圍內(nèi)。通過統(tǒng)計(jì)，2018年夏季油氣比變化浮動較小，實(shí)際誤差可以控制在3 %以內(nèi)，冬季油氣比浮動較大，預(yù)測值明顯偏低，實(shí)際誤差可以控制在10 %以內(nèi)。

表5 分區(qū)塊計(jì)算法產(chǎn)量預(yù)測與實(shí)際生產(chǎn)值對比表

表6 分月度計(jì)算法產(chǎn)量預(yù)測與實(shí)際生產(chǎn)值對比表

表6 分月度計(jì)算法產(chǎn)量預(yù)測與實(shí)際生產(chǎn)值對比表（續(xù)表）

8月首次依據(jù)優(yōu)化油氣比法預(yù)測各區(qū)塊凝析油指標(biāo)，油氣比誤差在3 %左右，因此參考近3個(gè)月的平均油氣比下達(dá)次月油氣比的預(yù)測方法較為合理。

通過統(tǒng)計(jì)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，9～12月各月的預(yù)測油氣比和實(shí)際油氣比誤差在合理的范圍內(nèi)。9月的預(yù)測油氣比與實(shí)際油氣比基本吻合，誤差僅為-0.02 %。10月的預(yù)測油氣比和實(shí)際油氣比的誤差在合理誤差范圍內(nèi)，但相對偏大，為10.47 %。造成這一誤差的原因是油氣比預(yù)測的較保守，由于溫度和天然氣產(chǎn)量同為影響凝析油產(chǎn)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(shí)際產(chǎn)氣量較9月增加167.06×104m3（產(chǎn)液量增加1 205.1 t），二者均有利于凝析油產(chǎn)量的提高，所以10月凝析油產(chǎn)量較9月增加較多（100.48 t）。對比8、9、10月的生產(chǎn)情況，明顯溫度影響因素所占比重大于天然氣產(chǎn)量對凝析油產(chǎn)量的影響，所以在預(yù)測時(shí)將季節(jié)溫度的影響比重考慮不夠，會導(dǎo)致下達(dá)的油氣比參數(shù)偏低。

結(jié)合10月的實(shí)際情況，11、12月進(jìn)入冬季，氣溫降幅較大，且迎來冬季高峰供氣期，日產(chǎn)氣量增加，適當(dāng)調(diào)整11、12月的預(yù)測油氣比后，誤差逐月遞減。優(yōu)化油氣比法的應(yīng)用取得了較好的效果。

4 結(jié)論及認(rèn)識

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

（2）通過對各區(qū)塊集氣站歷年生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析對比，認(rèn)為凝析油產(chǎn)量受溫度、天然氣產(chǎn)氣量、工藝、化學(xué)及地層壓力、氣井?dāng)y液能力等因素影響。其中受溫度、當(dāng)月天然氣產(chǎn)量因素影響最大，與凝析油產(chǎn)量呈正相關(guān)。

（3）在常規(guī)類比法的基礎(chǔ)上，為了進(jìn)一步縮小誤差，引入優(yōu)化油氣比法，考慮區(qū)塊、季節(jié)等影響因素，依據(jù)近三個(gè)月平均油氣比下達(dá)預(yù)測油氣比。該法在2018年下半年凝析油產(chǎn)量預(yù)測中取得較好效果，各月油氣比誤差控制在15 %以內(nèi)，屬合理范圍。