崖城13－1气田凝析水产出规律实验研究及预测方法＊

邓传忠 李跃林 王 玲 吕新东

（1．中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2．西南石油大学石油与天然气工程学院 四川成都 610500）

崖城13－1气田凝析水产出规律实验研究及预测方法＊

邓传忠1李跃林1王 玲2吕新东1

（1．中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2．西南石油大学石油与天然气工程学院 四川成都 610500）

崖城13－1气田为典型的高温高压凝析气藏，开发过程中未见水气井水气比持续上升，但产生原因不明。选取该气田2口典型井A4、A8井样品，通过室内实验模拟研究了地层压力和CO2含量对凝析气中水汽含量的影响，结果表明：当地层压力从38 MPa降至3 MPa时，A4井地层流体中水气比由0．16 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，其中低压阶段（地层压力从12 MPa降至3 MPa）水汽含量上升量占整个阶段的71．64%；凝析气中CO2含量从8%增加到35．39%时，初始水气比从0．24 m3／104m3增加到0．43 m3／104m3。在室内实验的基础上，建立了凝析气中水汽含量与主要影响因素的二维关系，通过Levenberg－Marquardt方法拟合得到了崖城13－1气田凝析水含量预测经验关联式，实例应用中预测结果与实际生产数据吻合程度较高。本文预测公式可用于崖城13－1气田气井凝析水产出规律预测、气井产水来源判断，以及对水侵井进行水侵动态分析等。

崖城13－1气田；高温高压气藏；凝析水；产水规律；实验模拟；地层压力；CO2含量；预测方法

崖城13－1气田位于南海西部琼东南盆地［1－5］，气藏原始地层温度176℃，地层压力38 MPa，属于典型的高温高压气藏，气藏边水能量较弱，天然气中甲烷含量占80%～85%，CO2含量偏高，占7%～14%。崖城13－1气田于1996年正式投产，2006年（主力气藏压力系数约0．5）以前气田主力气藏各井生产水气比0．3～0．4 m3／104m3，生产水 Cl－含量小于1 000 mg／L，基本为凝析水。自2006年起，位于气藏边部的A2、A3和A5井产出水中Cl－含量开始突破1 000 mg／L，生产水气比明显上升，达到约3．5 m3／104m3，分析认为这些气井已开始见水（产地层水）。同时，随着气藏压力降低，未见水气井（生产水Cl－含量一直小于500 mg／L）的生产水气比也呈现逐渐上升趋势，如 A8井从初期的0．24 m3／104m3左右已上升到 0．70 m3／104m3左右，但产生原因不明。

研究表明，气田开发过程中凝析水矿化度极低，与地层水有明显区别［6－7］；凝析气中水蒸气的存在影响地层流体相态及相态参数变化［8－14］；忽略凝析气中蒸汽水含量对气藏储量及产能评价会造成 误 差［15－23］。Rushing［24］、Zuluaga［25］、Chawla［26］等对干气的研究表明，非烃含量、温度和压力对天然气中水汽含量影响有部分是矛盾的。因此，研究崖城13－1高温高压凝析气藏的凝析水产出规律及预测方法很有必要。本文选取崖城13－1气田2口未见水井A4、A8井样品，通过室内实验模拟研究了原始温压条件下及开发过程中天然气气态水含量变化情况，通过多因素拟合得到了凝析水含量预测经验关联式，并成功应用于崖城13－1气田气井凝析水产出规律预测、气井产水来源判断及对水侵井进行水侵动态分析等。

1 凝析水产出规律室内实验

通过相态分析方法研究凝析气中水汽含量变化规律，测试高温条件下CO2－干气－水蒸汽平衡体系中气态水含量随压力和CO2含量的变化量，分析压力和CO2含量对气态水含量的影响，从而进一步分析开发过程中凝析水含量的变化规律。

室内实验利用了PVT仪、配样器、油气分离冷凝装置、卡尔库仑仪、色谱仪、高精度电子天平、手动泵、中间容器等设备，实验装置如图1所示。采用分离器取样样品配制地层流体，配制方法参照行业标准［27］。实验采用典型井A4井和A8井样品（表1），所用地层水根据原始地层水水质分析表进行配制，其总矿化度为19 027 mg／L，水型为NaHCO3型。

图1 实验装置示意图Fig．1 Schematic of experimental device

表1 原始条件下崖城13－1气田A4、A8井样品组分差异对比Table 1 Contrast of component difference of Well A4and A8of YC 13－1gas field at the initial reservoir condition

1．1 地层压力的影响

依据行业标准［27］与原油水含量测定方法即卡尔－费休库仑滴定法［28］进行实验过程设计，采用地层水与凝析气充分接触的方式模拟地层条件下凝析气与地层中原生水接触的过程，利用卡尔－费休库仑仪进行含水率的测定，具体步骤如下：

1）复配凝析气样品，向配制好的凝析气样品中加入一定量地层水，在原始地层温度、压力下搅拌后放置；

2）待气－水充分平衡后，在测试压力下恒压进泵排出少量的气体，使气体通过液氮槽冷凝分离后用气量计收集并计量气体，使用高精度天平称重计量凝析液；

3）使用卡尔费休库仑仪测量凝析油中水含量，取气样进行色谱分析；

4）逐级退泵降低压力，待气水充分平衡后，重复以上测试步骤。

对两井样品进行了一系列压力点下水汽含量测试，在低压阶段进行了加密测试，结果见图2。从图2可以看出，当地层压力从38 MPa降至3 MPa时，A4井地层流体中水气比由0．16 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，说明随着压力降低，地层水在高温作用下蒸发变成气态水，地层流体中水汽含量增加；在低压阶段（地层压力从12 MPa降至3 MPa），凝析气中水汽含量增加迅速，由于气态水的作用，A4井生产水气比由0．41 m3／104m3增加到1．07 m3／104m3，占整个阶段总上升量的71．64%。对比 A4和A8井，两者生产水气比变化规律一致（图2），相同条件下A4井水汽含量低于A8井。对比两井样品组分（表1），A4井CO2含量略高于A8井，而A8井重烃含量高于A4井，说明重烃含量越高，水汽含量越高。

图2 崖城13－1气田A4井和A8井不同压力下凝析气中水汽含量Fig．2 Condensate water－gas ratio of Well A4and A8of YC 13－1gas field under different reservoir pressure

为了研究经分离器气水的分离情况，对A8井样品进行了原始地层温度（176℃）及分离器温度（90℃）下不同压力时含水变化规律实验，结果见图3。从图3可以看出，在分离器条件下地层流体中仍含有部分水汽，说明流体经过分离器时水蒸气并没有完全凝析出来，仍有一部分水汽随流体进入下级分离装置。

崖城13－1气田生产测试数据显示，2006年之后未见水井及见水井产水均增加，分析认为主要因为气田地层压力降低，处于高温低压状态，导致地层水连续蒸发，溶入地层流体中随开发采出地面，使单井产水量增加。

图3 崖城13－1气田A8井地层温度（176℃）和分离器温度（90℃）下凝析气中水汽含量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 凝析气中CO2含量的影响

在气田开发过程中，随着压力降低，在高压条件下溶解于地层水中的CO2析出，导致地层流体中CO2含量增加（图4）。考虑到崖城13－1气田不同区块CO2含量差异较大，为了研究CO2对水蒸汽的增溶作用，共进行了4组不同CO2含量样品的水汽含量测试。

图4 崖城13－1气田A2井天然气中CO2含量变化情况Fig．4 CO2content in natural gas of Well A2of YC 13－1gas field

实验采用A8井样品，采用向原始样品中加入CO2的方式配制不同CO2含量的含水天然气，在地层条件下对样品进行闪蒸测试。

图5为A8井不同CO2浓度下凝析气中水汽含量测试结果，可以看出，CO2含量从8%增加到35．39%，初 始 水 气 比 从 0．24 m3／104m3增 加 到0．43 m3／104m3；在相 同 温 度 压 力 条 件下，随 着 井流物中CO2含量增加，水汽含量也相应增加。分析认为，在崖城13－1气田实际生产过程中，随着开发进行，CO2含量增加，导致天然气中水汽含量增大，使气田产水量增加。

图5 崖城13－1气田A8井不同CO2含量凝析气中水汽含量Fig．5 Condensate water－gas ratio of Welll A8of YC 13－1 gas field under different CO2content

2 凝析水含量预测关联式的建立

气田生产过程中地层温度变化不大，因此拟建立原始地层温度条件下的水汽含量经验关联式。在调研和室内实验的基础上，选择压力、重烃及CO2摩尔含量为主要因素进行拟合，建立了天然气水含量与影响因素的二维关系，如表2所示。

基于凝析气中水汽含量与主要影响因素的二维关系数据表，利用通用优化计算平台1stOpt，采用Levenberg－Marquardt通用全局优化法进行了非线性拟合，拟合中软件首先自动调整拟合形式，然后根据其主要物理意义对多个表达式进行优选，最终得到凝析水含量预测经验关联式（见式（1））。该式符合物理意义，即随着压力降低、重烃含量增加、CO2含量增加，凝析气中气态水含量增加。

表2 崖城13－1气田A4井和A8井凝析气中水汽含量与主要影响因素的二维关系Table 2 Two dimensional relationship between condensate water－gas ratio and main factors of YC 13－1gas field

式（1）中：x1为C11＋组分摩尔含量，%；x2为地层压力，MPa；x3为CO2摩尔含量，%；y为凝析水摩尔含量，%；P1～P7为待定系数值，取值见表3。为使量纲平衡，P4单位为 MPa－2。

采用式（1）分别对A8、A4井的凝析水产量进行计算，结果见图6。可以看出，预测的凝析水含量与实验数据相差不大，平均误差为7．3%，方差为0．71，标准差为0．84，符合精度要求，可以用于凝析水含量预测。

表3 崖城13－1气田凝析水含量预测经验关联式待定系数值Table 3 Value of undetermined coefficients of predictive empirical correlation of condensate water content of YC 13－1gas field

图6 崖城13－1气田A4、A8井凝析水产量实测值与预测含量对比Fig．6 Contrast of measured and predicted value of condensate water content of Well A4and A8of YC 13－1gas field

3 实例应用

应用本文建立的凝析水含量预测公式，分别对崖城13－1气田不同见水程度生产井进行了凝析水产量预测，并判断了各井产水情况。

A8井凝析水量预测结果如图7所示，可以看出该井凝析水量与实际产水量吻合程度较高，说明产出水中基本为凝析水。通过对A8井地质资料水体，且A8井产出水Cl－含量低于100 mg／L（图8），因此A8井产水来源为凝析水。

图7 崖城13－1气田A8井凝析水预测结果Fig．7 Predicted value of condensate water content of Well A8of YC 13－1gas field

图8 崖城13－1气田A2、A8井生产过程产出水Cl－含量Fig．8 Chlorine data in production water of Well A2 and A8of YC 13－1gas field

2006年以后，A2井生产水Cl－含量快速上升，已达到约7 000 mg／L（图8），表明产出水中已包含大量地层水，推测为边水侵入导致矿化度变化。A2井凝析水量预测结果与实际产水量对比如图9所示，可以看出A2井目前产出水中主要为地层水。

图9 崖城13－1气田A2井凝析水预测结果Fig．9 Predicted value of condensate water content of Well A2of YC 13－1gas field

采用式（1）计算的凝析水量对A2井产出水量进行劈分，结果见表4，可以看出，该井累积产水量接近38．312×104m3，劈分后凝析水累产量25．282×104m3，地层水累产量13．03×104m3。采用非线性物质平衡法对A2井进行水侵动态分析，拟合储量为50×108m3，视相对压力拟合曲线如图10所示，水侵动态曲线如图11所示。经计算，A2井累计水侵量为761．86×104m3，水侵体积系数为0．675，表明该井水侵强度相对较强。

表4 崖城13－1气田A2井产出水劈分结果Table 4 Result of deduplication of production water of Well A2of YC 13－1gas field

图10 崖城13－1气田A2井非线性物质平衡法压力拟合曲线Fig．10 Pressure fitting curve of Well A2of YC 13－1gas field by using nonlinear mass balance method

图11 崖城13－1气田A2井非线性物质平衡法水侵量变化曲线Fig．11 Water influx variation curve of Well A2of YC 13－1 gas field by using nonlinear mass balance method

4 结论

1）对于崖城13－1高温高压气田，除水侵导致产水增加外，天然气中水汽含量增加也是导致气井生产后期产水增加的原因之一。实验表明，在低压阶段（地层压力低于12 MPa后），凝析气中水汽含量随压力下降大幅上升，水汽含量上升量占整个阶段总上升量的71．64%。

2）凝析气中极性组分的增加是除温度外导致崖城13－1气田水汽含量增加的另一个主要原因。实验表明，在相同温度压力条件下，凝析气中CO2含量从8%增加到35．39%，初始水气比从0．24 m3／104m3增加到0．43 m3／104m3。

3）在室内实验的基础上，建立了适用于崖城13－1气田的气井凝析水含量预测经验关联式，实例应用中预测结果与实际生产数据吻合程度较高。本文预测公式可用于崖城13－1气田气井凝析水产出规律预测、气井产水来源判断及对水侵井进行水侵动态分析等。

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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

邓传忠，李跃林，王玲，等．崖城13－1气田凝析水产出规律实验研究及预测方法［J］．中国海上油气，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”国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术（编号：2011ZX05024－002－005）”部分研究成果。

邓传忠，男，高级工程师，主要从事天然气生产动态管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱生产部（邮编：524057）。E－mail：dengchzh＠cnooc．com．cn。

2017－02－27 改回日期：2017－04－14

（编辑：杨 滨）