鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区气藏凝析油产出规律

官伟，刘池洋，李涵，文远超，杨青松，王涛

（1.西北大学 地质学系，西安 710069；2.中国石油 长庆油田分公司a.第一采气厂；b.勘探开发研究院，西安 710018）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部（图1），其东南区二叠系自下而上可分为下二叠统太原组和山西组、中二叠统石盒子组和上二叠统石千峰组，主要含气层段石盒子组盒8段及山西组山1段，为致密砂岩气藏，天然气来源于煤系烃源岩，含有一定量的重烃[1-6]。苏里格气田东南区气藏天然气年产能为30×108m3，凝析油年产能为1.6×104t，尽管凝析油产量在苏里格气田所占比重较少，但是随着天然气产量持续增长，提高凝析油产量可以提升油气田开发效益。

凝析油用途广泛，可直接做燃料，也是重要的化工原料，凭借对海内外特殊油气田大规模的商业开发及技术积累，中国有望在全球凝析油开发利用方面成为领跑者[7]。目前回收凝析油主要集中在天然气处理流程中，在井筒至天然气处理厂环节，关于凝析油产出规律的研究比较薄弱。提高天然气生产上游凝析油回收率，可以改善外输天然气品质，减少输送过程中液态烃凝结，防止形成气液两相流动而阻塞管道。此外，凝析油还可疏通输油管道，减少凝析油挥发，对于环境保护也有一定意义[8-10]。

苏里格气田东南区气藏流体在储集层中始终为单相，进入井筒至分离器后才变成两相，符合湿气气藏的特征。湿气气藏衰竭式开采时，流体在储集层中不发生凝析，始终为气态，凝析油含量一般低于50 g/m3[11-13]。因此，研究区气藏开发过程中，不存在地层中凝析油形成导致的近井地带储集层液锁损害[14-18]。但是进入井筒及地面管线后，由于温度和压力降低，重烃会出现相态变化，析出凝析油。湿气和凝析气藏开发中，凝析油的产出除了受成藏特征控制外，输送时天然气从井筒至地面管线和分离器过程中，温度、压力、采气速度、生产压差、气井携液能力等因素均会影响凝析油产出[19-20]。研究区气藏在开发过程中，凝析油产量波动大，影响生产规划。因此，需要综合分析影响天然气成藏过程及分布的地质因素，以及开发过程中的温度、压力及产气量变化等生产因素，提出合理的凝析油产量指标计算方法，保证研究区气藏开发过程中凝析油的稳产。

1 地质条件

苏里格气田东南区气藏天然气来源于石炭—二叠系煤系烃源岩，其凝析油地球化学特征与煤层地球化学特征一致，是煤在高成熟阶段的产物[1]。研究区天然气为近源短距离运移成藏，其组分中重烃含量受煤层厚度及演化程度控制。鄂尔多斯盆地南部烃源岩演化程度高，重烃含量低；北部和西缘烃源岩演化程度中等，重烃含量较高[2]。局部天然气组分变化主要受层析作用影响，在运移过程中，大分子的烃类运移距离较短。因此，距烃源岩较近、运移距离较短的气藏重烃含量较高。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，烃源岩演化程度中等，重烃含量整体较高。研究区东部烃源岩厚度大，生烃强度较大，天然气自东向西短距离运移后成藏（图2）[3，21-23]，C5+重烃含量由东向西降低。因此，井筒内井流物C5+重烃含量与油气比具有较好的相关性，二者在平面分布具有较好的一致性，C5+重烃含量分布可反映不同区域凝析油产出能力。研究区东部天然气重烃含量较高，是凝析油产出能力较好的地区，应作为凝析油的主力产区。

2 凝析油产出的影响因素

凝析油生成过程中，地层流体相态与压力、温度及其组分变化有关。在天然气生产过程中，当温度和压力下降到临界凝析点以下，会产生凝析油。因此，在理论上，凝析油可在储集层到井底、井口以及地面分离器的整个过程中形成。苏里格气田东南区气藏属于湿气气藏，J54-27 井为其代表井之一，天然气临界凝析温度为20～40 ℃，临界凝析压力为8.2～13.2 MPa（图3），而研究区产层温度一般在100～110 ℃，远高于临界凝析温度。因此，在储集层中以及井筒中—下部，流体为气相，不存在液态的凝析油，凝析油主要在井筒中—上部、地面管线及分离器中生成。从井筒、井口和集气站的天然气全组分分析结果来看，井筒至井口C5+下降比例最大，是开发过程中凝析油产出的主要部位（表1）。此外，研究区生产油气比与井筒至集气站C5+下降比例相关性较好，高压物性油气比与生产油气比下降比例较低，均说明气井有足够的携液能力，可将井筒内产生的凝析油带出。其次，在井口至集气站地面管线部分C5+下降也占一定的比例，说明地面管线有部分凝析油生成。因此，对在开发过程中凝析油的产出分析，需从井筒和地面管线两方面入手。

表1 苏里格气田东南区开发过程天然气C5+质量分数及油气比变化Table 1.C5+mass fraction and oil-to-gas ratio in the development process in the southeastern Sulige gas field

2.1 环境温度的影响

井口至分离器可以认为是“等压降温”过程，地面管线中压力变化较小，环境温度降低是凝析油产生的主要因素。当平均温度低于研究区湿气临界凝析温度20 ℃时，凝析油产量开始上升。油气比随着季节温度的变化具有一定的规律性（图4），4月至9月平均温度25 ℃，平均油气比为0.04；10 月至次年3 月平均温度-18 ℃，平均油气比为0.06，季节性温度变化影响凝析油产量。

2.2 产气量的影响

在研究区，产气量对凝析油的生产有一定影响[19]。以SD40 站为例，2019—2020 年产气量与油气比的变化可以分为3个阶段（图5）。第一阶段（1月至11 月）投产井数较少，生产平稳，油气比偶有小幅下降，可能为季节性温度变化所致；第二阶段（12 月至次年5 月），投产井数增加，产气量上升，凝析油产量随之上升，油气比达到峰值；第三阶段（次年5 月至年底），随着投产井数持续增加，产气量持续上升，油气比反而开始下降。依据各阶段产气量变化可以看出，产气量对凝析油产出具有明显的控制作用。

从产油量与产气量关系来看，SD40 站月度产气量与产油量表现为较好的相关性和分段性（图6），在开井数较少时，月度产气量较低，维持在500×104m3左右，管线携液能力较弱，因此，部分凝析油在管线中未被带出，生产中定期清管存在大量凝析油，也可证明管线中积液明显。随着投产井数增加，月度产气量上升至1 200×104m3左右，产油量随之快速上升，且相关性很好，反映出在这个阶段内凝析油产出量较大，同时能够被带出管线，是凝析油生产的最佳窗口。随着开井数进一步增加，月度产气量达到1 800×104m3，产油量增长逐渐减缓，且相关性减弱，是由于管线内天然气流速加快、稳定平衡分离时间降低所致。

总之，对于地面管线中凝析油的析出，SD40 站最佳月度产气量为800×104～1 200×104m3，合适的产气量可以提高管线携液能力，也有足够的稳定平衡分离时间使凝析油析出。

2.3 压力的影响

压力变化影响凝析分离程度和管线携液能力，从而影响凝析油的产出。当地层压力降至临界凝析压力，凝析油开始形成，随着压力进一步降低，凝析油会蒸发，所以压力在低于临界凝析压力一定范围时，井筒内凝析分离效果较好，同时还可保证气体流速和携液能力最佳。高压物性分析结果表明，随生产时间延长，套压逐渐降低，井流物重烃相对含量先降后增（图7），说明凝析油产量先上升后下降。分析认为，投产半年内气井套压降低较慢，井筒内天然气流速快，稳定平衡分离时间不足，油气分离程度低，井流物重烃相对含量较高。投产半年至一年左右，套压逐渐降低至8～10 MPa，单井日产气量平均1.8×104m3，井筒携液能力较好，稳定平衡分离时间充足，凝析分离程度较高，井流物重烃相对含量较低。投产一年以后，套压持续递减，凝析油开始一定程度的蒸发，同时产气量降低，井筒内流速变慢，携液能力不足，井流物重烃相对含量上升。

地面管线压力对凝析油产量也有一定影响，与井筒内套压影响不同的是，在地面增压生产时，主要通过降低地面管线下游压力，提高管线携液能力。苏里格气田东南区地面管线以增压模式生产时，下游压力一般在1.0～1.2 MPa，以非增压模式生产时，下游压力一般在2.5～2.8 MPa，增压模式凝析油日产量比非增压模式高出10%～15%。

3 凝析油产量预测

关于凝析油产量计算方法主要有2 种，一种是利用生产油气比结合实际产气量计算，另一种是利用全组分分析数据计算[26]。后者的计算结果包含C5+的所有组分，是实际生产中采气单位和处理单位生产的凝析油总和。本文主要讨论开发过程，即井筒至地面管线、集气站分离器中形成的凝析油产出规律。在生产过程中，井筒内压力和温度接近上露点压力，油管内就会存在液烃，但是气液比大于1 780 m3/m3，可近似认为是单相气体流动[27-28]，研究区平均气油比接近10 000 m3/m3，因此，在生产过程中，油管内可认为是单相气体流动。在气、油和水三者的产出关系中（图8），产气量与产油量相关性更好，表明井筒内携液能力较好，凝析油损失量较少。从井筒至集气站过程中，天然气生产油气比与C5+下降量也有较好的相关性（图9），证明在此过程中形成的凝析油回收率较高，在井筒中损失较少。因此，在开发过程中，凝析油产量预测主要考虑实际生产油气比，以此为依据制定出的产量计划，可以更好地指导生产。

综上所述，在实际开发过程中制定凝析油生产计划主要应考虑3点。

（1）分区块 气藏与烃源岩距离决定各区块凝析油生产能力，前已论及，苏里格气田东南区源藏距离近的区域油气比偏高，凝析油产量高。若全区统一用固定的油气比制定生产计划，实际生产量与预测量的误差在20%以上。若按成藏单元分区块制定计划，凝析油实际产量与预测产量误差可降低至11%左右（表2）。

表2 研究区凝析油生产最佳窗口及优化前后产油量误差Table 2.Optimal window for producing condensate oil and oil production error before and after optimization in the study area

（2）分时段 由于凝析油的产出受温度影响明显，所以需考虑随季节变化带来的气温影响。同时，生产中清管、检修等作业对按月度计算产量影响明显，对按季节计算产量影响较小，既可降低温度变化带来的影响，也能提高凝析油产量预测的精度。

（3）考虑产气量的变化 受管线长度和管径等影响，各区块凝析油产量存在最佳生产窗口。在这个最佳产气量窗口内凝析分离时间充足，管线携液能力较强。若产气量高于或低于这个范围，则不利于凝析油最佳产出。

综上所述，各区块均有一个较佳的产气量窗口，当产气量变化较大时，凝析油产量计划要适当调整，才能有效指导实际生产。通过对研究区近三年油气产量初步分析，明确各集气站最佳的产量范围（表2），如果计划产气量超出最佳生产窗口，则需要调整计算采用的油气比。对实际生产动态的统计对比揭示，当产气量超出最佳产气窗口小于10%、10%～20%、大于20%时，油气比的调整需分别小于15%、15%～25%、25%～30%。对油气比进行调整优化后，产油量平均误差可降至5%左右。

通过对各区块凝析油产量与管线压力、产气量、温度关系的初步研究，在合理的产气量范围生产，即可保证管线携液能力，并有足够的凝析稳定平衡分离时间，使凝析油和天然气产量效益最大化。同时，合理的产气量在提高管线携液能力后，可以降低清管频次，利于提高生产成效。

4 结论

（1）烃源岩演化程度、生烃强度及天然气运移过程导致的重烃分布控制凝析油高产区。研究区东部煤层厚度及生烃强度较大，天然气重烃含量较高，为凝析油上产的重要区域。

（2）开发过程中凝析油产出主要集中在井筒中—上部以及地面管线内，凝析油产量受温度、产气量、井筒压力和地面管线压力影响。随温度季节性变化，油气比具有明显的规律性，冬季温度较低时凝析油产出量较高。适中的产气量范围可保证生产时凝析稳定平衡分离时间充足且携液效果好，会形成较好的凝析油生产窗口。套压降至合适范围时井筒内凝析分离程度较高、携液能力较好，凝析油产量高。地面管线在增压生产时携液能力较好，从而提高凝析油产量。

（3）制定凝析油生产计划主要考虑开发过程中实际生产油气比，研究表明，分区块、分季节、考虑产气量范围制定凝析油产量计划更符合实际生产规律，预测产量与实际产量误差较小，可有效指导生产。