鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東南區(qū)氣藏凝析油產(chǎn)出規(guī)律

官偉，劉池洋，李涵，文遠(yuǎn)超，楊青松，王濤

（1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，西安 710069；2.中國石油 長慶油田分公司a.第一采氣廠；b.勘探開發(fā)研究院，西安 710018）

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部（圖1），其東南區(qū)二疊系自下而上可分為下二疊統(tǒng)太原組和山西組、中二疊統(tǒng)石盒子組和上二疊統(tǒng)石千峰組，主要含氣層段石盒子組盒8段及山西組山1段，為致密砂巖氣藏，天然氣來源于煤系烴源巖，含有一定量的重?zé)N[1-6]。蘇里格氣田東南區(qū)氣藏天然氣年產(chǎn)能為30×108m3，凝析油年產(chǎn)能為1.6×104t，盡管凝析油產(chǎn)量在蘇里格氣田所占比重較少，但是隨著天然氣產(chǎn)量持續(xù)增長，提高凝析油產(chǎn)量可以提升油氣田開發(fā)效益。

凝析油用途廣泛，可直接做燃料，也是重要的化工原料，憑借對海內(nèi)外特殊油氣田大規(guī)模的商業(yè)開發(fā)及技術(shù)積累，中國有望在全球凝析油開發(fā)利用方面成為領(lǐng)跑者[7]。目前回收凝析油主要集中在天然氣處理流程中，在井筒至天然氣處理廠環(huán)節(jié)，關(guān)于凝析油產(chǎn)出規(guī)律的研究比較薄弱。提高天然氣生產(chǎn)上游凝析油回收率，可以改善外輸天然氣品質(zhì)，減少輸送過程中液態(tài)烴凝結(jié)，防止形成氣液兩相流動而阻塞管道。此外，凝析油還可疏通輸油管道，減少凝析油揮發(fā)，對于環(huán)境保護(hù)也有一定意義[8-10]。

蘇里格氣田東南區(qū)氣藏流體在儲集層中始終為單相，進(jìn)入井筒至分離器后才變成兩相，符合濕氣氣藏的特征。濕氣氣藏衰竭式開采時，流體在儲集層中不發(fā)生凝析，始終為氣態(tài)，凝析油含量一般低于50 g/m3[11-13]。因此，研究區(qū)氣藏開發(fā)過程中，不存在地層中凝析油形成導(dǎo)致的近井地帶儲集層液鎖損害[14-18]。但是進(jìn)入井筒及地面管線后，由于溫度和壓力降低，重?zé)N會出現(xiàn)相態(tài)變化，析出凝析油。濕氣和凝析氣藏開發(fā)中，凝析油的產(chǎn)出除了受成藏特征控制外，輸送時天然氣從井筒至地面管線和分離器過程中，溫度、壓力、采氣速度、生產(chǎn)壓差、氣井?dāng)y液能力等因素均會影響凝析油產(chǎn)出[19-20]。研究區(qū)氣藏在開發(fā)過程中，凝析油產(chǎn)量波動大，影響生產(chǎn)規(guī)劃。因此，需要綜合分析影響天然氣成藏過程及分布的地質(zhì)因素，以及開發(fā)過程中的溫度、壓力及產(chǎn)氣量變化等生產(chǎn)因素，提出合理的凝析油產(chǎn)量指標(biāo)計算方法，保證研究區(qū)氣藏開發(fā)過程中凝析油的穩(wěn)產(chǎn)。

1 地質(zhì)條件

蘇里格氣田東南區(qū)氣藏天然氣來源于石炭—二疊系煤系烴源巖，其凝析油地球化學(xué)特征與煤層地球化學(xué)特征一致，是煤在高成熟階段的產(chǎn)物[1]。研究區(qū)天然氣為近源短距離運移成藏，其組分中重?zé)N含量受煤層厚度及演化程度控制。鄂爾多斯盆地南部烴源巖演化程度高，重?zé)N含量低；北部和西緣烴源巖演化程度中等，重?zé)N含量較高[2]。局部天然氣組分變化主要受層析作用影響，在運移過程中，大分子的烴類運移距離較短。因此，距烴源巖較近、運移距離較短的氣藏重?zé)N含量較高。研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，烴源巖演化程度中等，重?zé)N含量整體較高。研究區(qū)東部烴源巖厚度大，生烴強度較大，天然氣自東向西短距離運移后成藏（圖2）[3，21-23]，C5+重?zé)N含量由東向西降低。因此，井筒內(nèi)井流物C5+重?zé)N含量與油氣比具有較好的相關(guān)性，二者在平面分布具有較好的一致性，C5+重?zé)N含量分布可反映不同區(qū)域凝析油產(chǎn)出能力。研究區(qū)東部天然氣重?zé)N含量較高，是凝析油產(chǎn)出能力較好的地區(qū)，應(yīng)作為凝析油的主力產(chǎn)區(qū)。

2 凝析油產(chǎn)出的影響因素

凝析油生成過程中，地層流體相態(tài)與壓力、溫度及其組分變化有關(guān)。在天然氣生產(chǎn)過程中，當(dāng)溫度和壓力下降到臨界凝析點以下，會產(chǎn)生凝析油。因此，在理論上，凝析油可在儲集層到井底、井口以及地面分離器的整個過程中形成。蘇里格氣田東南區(qū)氣藏屬于濕氣氣藏，J54-27 井為其代表井之一，天然氣臨界凝析溫度為20～40 ℃，臨界凝析壓力為8.2～13.2 MPa（圖3），而研究區(qū)產(chǎn)層溫度一般在100～110 ℃，遠(yuǎn)高于臨界凝析溫度。因此，在儲集層中以及井筒中—下部，流體為氣相，不存在液態(tài)的凝析油，凝析油主要在井筒中—上部、地面管線及分離器中生成。從井筒、井口和集氣站的天然氣全組分分析結(jié)果來看，井筒至井口C5+下降比例最大，是開發(fā)過程中凝析油產(chǎn)出的主要部位（表1）。此外，研究區(qū)生產(chǎn)油氣比與井筒至集氣站C5+下降比例相關(guān)性較好，高壓物性油氣比與生產(chǎn)油氣比下降比例較低，均說明氣井有足夠的攜液能力，可將井筒內(nèi)產(chǎn)生的凝析油帶出。其次，在井口至集氣站地面管線部分C5+下降也占一定的比例，說明地面管線有部分凝析油生成。因此，對在開發(fā)過程中凝析油的產(chǎn)出分析，需從井筒和地面管線兩方面入手。

表1 蘇里格氣田東南區(qū)開發(fā)過程天然氣C5+質(zhì)量分?jǐn)?shù)及油氣比變化Table 1.C5+mass fraction and oil-to-gas ratio in the development process in the southeastern Sulige gas field

2.1 環(huán)境溫度的影響

井口至分離器可以認(rèn)為是“等壓降溫”過程，地面管線中壓力變化較小，環(huán)境溫度降低是凝析油產(chǎn)生的主要因素。當(dāng)平均溫度低于研究區(qū)濕氣臨界凝析溫度20 ℃時，凝析油產(chǎn)量開始上升。油氣比隨著季節(jié)溫度的變化具有一定的規(guī)律性（圖4），4月至9月平均溫度25 ℃，平均油氣比為0.04；10 月至次年3 月平均溫度-18 ℃，平均油氣比為0.06，季節(jié)性溫度變化影響凝析油產(chǎn)量。

2.2 產(chǎn)氣量的影響

在研究區(qū)，產(chǎn)氣量對凝析油的生產(chǎn)有一定影響[19]。以SD40 站為例，2019—2020 年產(chǎn)氣量與油氣比的變化可以分為3個階段（圖5）。第一階段（1月至11 月）投產(chǎn)井?dāng)?shù)較少，生產(chǎn)平穩(wěn)，油氣比偶有小幅下降，可能為季節(jié)性溫度變化所致；第二階段（12 月至次年5 月），投產(chǎn)井?dāng)?shù)增加，產(chǎn)氣量上升，凝析油產(chǎn)量隨之上升，油氣比達(dá)到峰值；第三階段（次年5 月至年底），隨著投產(chǎn)井?dāng)?shù)持續(xù)增加，產(chǎn)氣量持續(xù)上升，油氣比反而開始下降。依據(jù)各階段產(chǎn)氣量變化可以看出，產(chǎn)氣量對凝析油產(chǎn)出具有明顯的控制作用。

從產(chǎn)油量與產(chǎn)氣量關(guān)系來看，SD40 站月度產(chǎn)氣量與產(chǎn)油量表現(xiàn)為較好的相關(guān)性和分段性（圖6），在開井?dāng)?shù)較少時，月度產(chǎn)氣量較低，維持在500×104m3左右，管線攜液能力較弱，因此，部分凝析油在管線中未被帶出，生產(chǎn)中定期清管存在大量凝析油，也可證明管線中積液明顯。隨著投產(chǎn)井?dāng)?shù)增加，月度產(chǎn)氣量上升至1 200×104m3左右，產(chǎn)油量隨之快速上升，且相關(guān)性很好，反映出在這個階段內(nèi)凝析油產(chǎn)出量較大，同時能夠被帶出管線，是凝析油生產(chǎn)的最佳窗口。隨著開井?dāng)?shù)進(jìn)一步增加，月度產(chǎn)氣量達(dá)到1 800×104m3，產(chǎn)油量增長逐漸減緩，且相關(guān)性減弱，是由于管線內(nèi)天然氣流速加快、穩(wěn)定平衡分離時間降低所致。

總之，對于地面管線中凝析油的析出，SD40 站最佳月度產(chǎn)氣量為800×104～1 200×104m3，合適的產(chǎn)氣量可以提高管線攜液能力，也有足夠的穩(wěn)定平衡分離時間使凝析油析出。

2.3 壓力的影響

壓力變化影響凝析分離程度和管線攜液能力，從而影響凝析油的產(chǎn)出。當(dāng)?shù)貙訅毫抵僚R界凝析壓力，凝析油開始形成，隨著壓力進(jìn)一步降低，凝析油會蒸發(fā)，所以壓力在低于臨界凝析壓力一定范圍時，井筒內(nèi)凝析分離效果較好，同時還可保證氣體流速和攜液能力最佳。高壓物性分析結(jié)果表明，隨生產(chǎn)時間延長，套壓逐漸降低，井流物重?zé)N相對含量先降后增（圖7），說明凝析油產(chǎn)量先上升后下降。分析認(rèn)為，投產(chǎn)半年內(nèi)氣井套壓降低較慢，井筒內(nèi)天然氣流速快，穩(wěn)定平衡分離時間不足，油氣分離程度低，井流物重?zé)N相對含量較高。投產(chǎn)半年至一年左右，套壓逐漸降低至8～10 MPa，單井日產(chǎn)氣量平均1.8×104m3，井筒攜液能力較好，穩(wěn)定平衡分離時間充足，凝析分離程度較高，井流物重?zé)N相對含量較低。投產(chǎn)一年以后，套壓持續(xù)遞減，凝析油開始一定程度的蒸發(fā)，同時產(chǎn)氣量降低，井筒內(nèi)流速變慢，攜液能力不足，井流物重?zé)N相對含量上升。

地面管線壓力對凝析油產(chǎn)量也有一定影響，與井筒內(nèi)套壓影響不同的是，在地面增壓生產(chǎn)時，主要通過降低地面管線下游壓力，提高管線攜液能力。蘇里格氣田東南區(qū)地面管線以增壓模式生產(chǎn)時，下游壓力一般在1.0～1.2 MPa，以非增壓模式生產(chǎn)時，下游壓力一般在2.5～2.8 MPa，增壓模式凝析油日產(chǎn)量比非增壓模式高出10%～15%。

3 凝析油產(chǎn)量預(yù)測

關(guān)于凝析油產(chǎn)量計算方法主要有2 種，一種是利用生產(chǎn)油氣比結(jié)合實際產(chǎn)氣量計算，另一種是利用全組分分析數(shù)據(jù)計算[26]。后者的計算結(jié)果包含C5+的所有組分，是實際生產(chǎn)中采氣單位和處理單位生產(chǎn)的凝析油總和。本文主要討論開發(fā)過程，即井筒至地面管線、集氣站分離器中形成的凝析油產(chǎn)出規(guī)律。在生產(chǎn)過程中，井筒內(nèi)壓力和溫度接近上露點壓力，油管內(nèi)就會存在液烴，但是氣液比大于1 780 m3/m3，可近似認(rèn)為是單相氣體流動[27-28]，研究區(qū)平均氣油比接近10 000 m3/m3，因此，在生產(chǎn)過程中，油管內(nèi)可認(rèn)為是單相氣體流動。在氣、油和水三者的產(chǎn)出關(guān)系中（圖8），產(chǎn)氣量與產(chǎn)油量相關(guān)性更好，表明井筒內(nèi)攜液能力較好，凝析油損失量較少。從井筒至集氣站過程中，天然氣生產(chǎn)油氣比與C5+下降量也有較好的相關(guān)性（圖9），證明在此過程中形成的凝析油回收率較高，在井筒中損失較少。因此，在開發(fā)過程中，凝析油產(chǎn)量預(yù)測主要考慮實際生產(chǎn)油氣比，以此為依據(jù)制定出的產(chǎn)量計劃，可以更好地指導(dǎo)生產(chǎn)。

綜上所述，在實際開發(fā)過程中制定凝析油生產(chǎn)計劃主要應(yīng)考慮3點。

（1）分區(qū)塊 氣藏與烴源巖距離決定各區(qū)塊凝析油生產(chǎn)能力，前已論及，蘇里格氣田東南區(qū)源藏距離近的區(qū)域油氣比偏高，凝析油產(chǎn)量高。若全區(qū)統(tǒng)一用固定的油氣比制定生產(chǎn)計劃，實際生產(chǎn)量與預(yù)測量的誤差在20%以上。若按成藏單元分區(qū)塊制定計劃，凝析油實際產(chǎn)量與預(yù)測產(chǎn)量誤差可降低至11%左右（表2）。

表2 研究區(qū)凝析油生產(chǎn)最佳窗口及優(yōu)化前后產(chǎn)油量誤差Table 2.Optimal window for producing condensate oil and oil production error before and after optimization in the study area

（2）分時段 由于凝析油的產(chǎn)出受溫度影響明顯，所以需考慮隨季節(jié)變化帶來的氣溫影響。同時，生產(chǎn)中清管、檢修等作業(yè)對按月度計算產(chǎn)量影響明顯，對按季節(jié)計算產(chǎn)量影響較小，既可降低溫度變化帶來的影響，也能提高凝析油產(chǎn)量預(yù)測的精度。

（3）考慮產(chǎn)氣量的變化 受管線長度和管徑等影響，各區(qū)塊凝析油產(chǎn)量存在最佳生產(chǎn)窗口。在這個最佳產(chǎn)氣量窗口內(nèi)凝析分離時間充足，管線攜液能力較強。若產(chǎn)氣量高于或低于這個范圍，則不利于凝析油最佳產(chǎn)出。

綜上所述，各區(qū)塊均有一個較佳的產(chǎn)氣量窗口，當(dāng)產(chǎn)氣量變化較大時，凝析油產(chǎn)量計劃要適當(dāng)調(diào)整，才能有效指導(dǎo)實際生產(chǎn)。通過對研究區(qū)近三年油氣產(chǎn)量初步分析，明確各集氣站最佳的產(chǎn)量范圍（表2），如果計劃產(chǎn)氣量超出最佳生產(chǎn)窗口，則需要調(diào)整計算采用的油氣比。對實際生產(chǎn)動態(tài)的統(tǒng)計對比揭示，當(dāng)產(chǎn)氣量超出最佳產(chǎn)氣窗口小于10%、10%～20%、大于20%時，油氣比的調(diào)整需分別小于15%、15%～25%、25%～30%。對油氣比進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化后，產(chǎn)油量平均誤差可降至5%左右。

通過對各區(qū)塊凝析油產(chǎn)量與管線壓力、產(chǎn)氣量、溫度關(guān)系的初步研究，在合理的產(chǎn)氣量范圍生產(chǎn)，即可保證管線攜液能力，并有足夠的凝析穩(wěn)定平衡分離時間，使凝析油和天然氣產(chǎn)量效益最大化。同時，合理的產(chǎn)氣量在提高管線攜液能力后，可以降低清管頻次，利于提高生產(chǎn)成效。

4 結(jié)論

（1）烴源巖演化程度、生烴強度及天然氣運移過程導(dǎo)致的重?zé)N分布控制凝析油高產(chǎn)區(qū)。研究區(qū)東部煤層厚度及生烴強度較大，天然氣重?zé)N含量較高，為凝析油上產(chǎn)的重要區(qū)域。

（2）開發(fā)過程中凝析油產(chǎn)出主要集中在井筒中—上部以及地面管線內(nèi)，凝析油產(chǎn)量受溫度、產(chǎn)氣量、井筒壓力和地面管線壓力影響。隨溫度季節(jié)性變化，油氣比具有明顯的規(guī)律性，冬季溫度較低時凝析油產(chǎn)出量較高。適中的產(chǎn)氣量范圍可保證生產(chǎn)時凝析穩(wěn)定平衡分離時間充足且攜液效果好，會形成較好的凝析油生產(chǎn)窗口。套壓降至合適范圍時井筒內(nèi)凝析分離程度較高、攜液能力較好，凝析油產(chǎn)量高。地面管線在增壓生產(chǎn)時攜液能力較好，從而提高凝析油產(chǎn)量。

（3）制定凝析油生產(chǎn)計劃主要考慮開發(fā)過程中實際生產(chǎn)油氣比，研究表明，分區(qū)塊、分季節(jié)、考慮產(chǎn)氣量范圍制定凝析油產(chǎn)量計劃更符合實際生產(chǎn)規(guī)律，預(yù)測產(chǎn)量與實際產(chǎn)量誤差較小，可有效指導(dǎo)生產(chǎn)。