苏里格气田集气站凝析油产量影响因素分析

2020-01-09袁嘉赓王少华

石油化工应用 2019年12期

袁嘉赓，白莉，曹敏，王少华，桂岩，王倩

（中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

天然气凝析油是一种低密度的液态碳氢混合物，管输天然气凝析油原本存在于天然气气相中，当天然气的温度、压力变化时，温度低于一定压力下的烃露点后，天然气中较重的烃类就会析出形成液相，也就是凝析油。在气田生产过程中，凝析油通过降温降压达到凝析条件后，常温沉降分离而获得的。由于凝析油的析出条件受多种因素影响，不同条件下凝析油产量波动很大，会造成预测值与实际生产值产生较大误差，甚至流失部分凝析油造成直接经济损失，影响全年凝析油任务的完成。因此本文结合历年生产情况，分析各种因素对凝析油产量的影响，合理指导下达油气比参数，预测凝析油产量。

1 凝析油成因及形成机理

1.1 鄂尔多斯盆地凝析油成因类型

近年来，国内外许多含油气盆地中的天然气藏均伴生一定含量的凝析油。根据我国石油天然气行业气藏分类标准（SY/T6168-2009），产出气相中凝析油含量大于50 g/m3的气藏为凝析气藏，按照凝析油含量的多少可进一步分为特高含油、高含油、中含油、低含油以及微含油凝析气藏（见表1）。

鄂尔多斯盆地古生界凝析油主要分布于盆地西缘横山堡地区、东部榆林、绥德地区及伊盟隆起带，在盆地内部及苏里格地区也有发现。苏里格气田属于微含凝析油气藏，凝析油含量约为10 g/m3。

鄂尔多斯盆地古生界凝析油具有低密度、低凝固点、低初馏点的特征，外观一般呈黄色、棕色，密度分布在0.72 g/cm3～0.79 g/cm3，凝固点为-15 ℃～-50 ℃，饱和烃相对含量分布在77 %～85 %，非烃、沥青质含量小于0.1 %[1]。我国凝析油的母质类型可分为海相腐泥型、煤系地层腐殖质型以及陆相混合型[2]。鄂尔多斯盆地古生界凝析油C7轻烃表现为相对较低的二甲基环戊烷、正庚烷和相对较高的甲基环己烷特征（见图1），一般认为甲基环己烷主要来源于高等植物中的木质素、纤维素和糖类。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值的分布特征与煤热模拟裂解油δ13C值的分布特征相近，均显示煤系成因的特征，不同类型源岩饱和烃Pr/Ph值的差异表明了鄂尔多斯盆地古生界凝析油来源于上古生界煤（见图2）。因此鄂尔多斯盆地古生界凝析油由古生界腐殖质母质生成，是煤在高成熟阶段的产物。

图1 鄂尔多斯古生界凝析油与中生界原油C7轻烃组成对比

图2 鄂尔多斯盆地古生界凝析油δ13C值与Pr/Ph值特征

1.2 苏里格气田凝析油组分

通过对苏里格气田集气站以及单井的18个凝析油样品的组分分析可知，凝析油组分以C6以上重碳链烃为主，其中C7～C10的中链烃含量较多，碳数大于15的长链烃含量较少（见表2）。不同区块天然气的组分含量存在差异（见表3），天然气中存在的重组分是凝析油产生的主要原因，并受温度、压力的影响[3]，通过对比发现各自营区块C6以上重碳链烃比重与油气比呈现良好的正相关性。桃T区块C6以上重碳链烃比例较低（见图3），是导致桃T区块油气比低的主要原因。

表2 苏里格气田凝析油组分分析表

表3 苏里格气田气质组分全分析结果

图3 苏里格气田C6以上重碳比例

1.3 凝析油的形成过程

凝析油是天然气中凝析出来的液体组分，在地下高温高压条件下以气相形态存在，天然气从地层向井底、井口、集气站及天然气处理厂的采集输送过程中，温度和压力不断降低，当达到临界凝析条件时，天然气中的重质组分会发生相态变化（气态变为液态），从而形成凝析油。

苏里格气田主要有两级凝析过程，一级凝析由井口到集气站，经卧式（三相）分离器排液、污水罐沉降分离得到凝析油。二级凝析由集气站到天然气处理厂，经过脱烃脱水装置丙烷制冷、低温分离技术处理后得到凝析油。

由于凝析油的析出受温度、天然气产量、工艺、化学等多种因素的影响，当各因素发生变化时，凝析油的产量也会受到影响，在指导凝析油产量预测时存在一定的干扰，造成凝析油预测产量与实际生产量存在一定的误差，因此分析不同因素对凝析油产量的影响，有助于今后合理指导预测凝析油产量。

2 凝析油产量影响因素分析

2.1 温度影响因素

根据多组分烃类P-T相图（见图4）可知，当气体温度、压力低于临界凝析温度、临界凝析压力时，会出现液体凝析现象，且温度越低，越利于凝析油的析出。

图4 多组分烃类P-T相图

通过对46口气井进行高压物性分析（见图5），气井临界凝析温度主要在20 ℃～40 ℃范围内，平均32 ℃。气井临界凝析压力主要在6.46 MPa～11.51 MPa范围内，平均9.45 MPa。

根据集气站凝析油的实际生产情况，统计对比2015-2018年油气比（见图6），可看出集气站凝析油产量受季节（温度）变化的影响，冬季工况下的油气比明显高于夏季工况下的油气比，并且随着区块建产规模的逐年增大及管理水平的不断提高，历年油气比也呈逐年增大趋势。产生这一现象的原因是冬季环境温度、地温低，集气站温降大，更容易达到凝析条件，所以凝析油产量相对较高。而夏季环境温度高，凝析条件不佳，造成凝析油产量相对较低。

图5 气井临界凝析温度压力关系图

图6 日均产油量、平均温度对比曲线图

2.2 产量影响因素

随着天然气供给需求不断增大，近年产量任务的不断上升，凝析油产量也不断增加。统计各区块历年产气量和产油量，认为产液量、产油量与产气量均呈正相关性。其中2018年实际生产天然气量显著提升，凝析油产量也随之增大。2018年区块累计生产天然气较历年平均值提高13.2 %，累计拉运凝析油较历年平均产油量增加30.9 %，平均油气比0.051 6 t/104m3，均高于前三年的平均油气比。

2.3 工艺影响因素

2.3.1 计量影响因素通过对比罐车拉运时采出水罐的排水量、计算数据与过磅数据，发现排水量存在较大误差。结合集气站采出水罐乳化物数量情况，以及液位计厂家现场检查数据的情况，经分析产生误差的原因为液位计水浮子较轻（水浮子实际密度0.91 g/mL，实际测量水的密度为1.003 g/mL，油的密度为0.76 g/mL），较多地进入了油中，导致油水液位计量不准确，油计量少、水计量多。

通过给水浮子增加配重，现场取水样进行摸索试验，以水浮子刚漂浮上来时对应的配重为最合适的配重，有效地纠正了油水液位计计量不准确的情况，排水计量误差显著减小。

2.3.2 集气站处理能力影响因素若集气站处理能力不足，当天然气产量增加时，凝析油产量不会持续增加，集气站超负荷运行，可能会造成进站压力憋高，最终关井，影响产气量、产油量。通过串接干管分配气量至其他集气站、越站外输至天然气处理厂，也会流失部分凝析油。

2.4 化学影响因素

随着泡沫排水采气措施的大规模应用，井口加注的泡排剂与采出液中的悬浮固体颗粒、油和水混合，造成了采出液乳化现象严重。自营区块部分集气站（例如苏X-1H站和苏E-2站）内乳化物产量明显增多，且泡排加注量越大，乳化物产量越高。乳化液会对凝析油的分离造成影响，降低凝析油产量。

对乳状采出液进行取样分析，其成分以凝析油为主（凝析油含量大于75 %），属于典型的油包水型乳化液，悬浮液固体主要为有机物（35%）和黏土（65%）。通过红外光谱分析，证明造成集气站采出液乳化的有机物是现场使用的泡排剂（UT-11C）。由于苏里格气田集气工艺未考虑消泡及破乳工艺，大量的乳化液聚集在污水罐内，严重影响采出液的油水分离效果，乳化液中的悬浮固体可能会卡堵液位计致排水计量不准确等问题，严重影响了烃类污油的正常交接，对凝析油产量任务的完成也造成一定的影响。

图7 乳化液的破乳试验效果

为了减轻乳化液对凝析油产量造成的影响，通过破乳试验确定了最适宜的破乳剂，制定合理的加注方案，试验期间油层厚度（油高）与埋地罐内油层的计量液位（油位）基本接近，乳化现象得到明显改善，油水分离效果良好（见图7～图9）。根据乳化物的拉运记录，破乳试验前苏X-2站乳化物拉运频次为4次/月，而破乳剂试验期间，无乳化物拉运记录，而拉运凝析油约50 t，即破乳试验效果明显，成效显著（见图10）。

2.5 生产影响因素

新井投产动火连头，集气站停产检修，压缩机启停倒外输，干管清管作业以及夏季高产井关井轮休、冬季低产低效井、高产液井关井等情况下，均会造成凝析油产量下降。

对比苏里格中区历年冬季正常生产时期及夏季停产检修期的日均产气量及日均产油量可以看出，冬季高峰供气时期日均产气量、日均产油量高，而夏季停产检修期，由于关井影响产气量，区块日产气量较低，对应的产油量也降低（见图11、图12）。

2.6 地层压力及气井携液能力

图8 1号埋地罐内乳化液的破乳试验效果

图9 2号埋地罐内乳化液的破乳试验效果

图10 苏X-2集气站乳化物的拉运情况统计图

图11 苏X区块正常生产期、检修期日产气量、日产油量统计图

图12 桃T区块正常生产期、检修期产气量、产油量统计图

图13 苏X井地层流体相图

图14 苏Y井地层流体相图

随着开发不断深入，投产时间逐渐增长，苏里格地区的老井、低产低效井数量持续上升，随着气井周围储层压力降低，当压力降低至露点线以下，由于反凝析作用，凝析油开始析出。随着压力不断降低，析出的凝析油量不断增加，当压力降至某点后，凝析油又开始蒸发，含量又逐渐降低，直至再次与露点线相交，完全变为气相[4]。但通过分析苏里格气田单井相态图（见图13、图14）可看出，即使地层压力接近零，仍未能与露点线相交，也就是说已析出的凝析油不可能完全汽化，仍存在一部分液态烃[4，5]。析出的凝析油附着在孔隙壁或喉道壁上[6]，甚至会堵塞孔隙喉道，降低渗透率，同时降低天然气和凝析油的采收率。

井筒中的液混合着凝析油，需要由天然气携升至地面，因此气井的产能决定着是否能够收集到凝析油。目前苏里格气田常用生产管柱内径62 mm，日常生产井口压力为1.0 MPa～2.5 MPa，通过计算，气井内油管的临界携液流量为0.521 8×104m3/d～0.812 0×104m3/d。因此，只有当气井产能大于临界携液流量时，才能将井筒中的液携至地面，收集到凝析油。

苏里格气田大部分老井地层压力低，气转变成油主要发生天然气从地层向井底运移过程中，这部分油大部分滞留在地层和井底，同时老井产量低，携液能力差，在泡排、速度管柱、柱塞气举等一系列排水采气措施的应用下，气井携液能力有所提高，但老井对凝析油产量的贡献仍相对较低。而新井地层压力高，凝析气转变为凝析油主要发生在天然气从井底向井口运移过程中，气井日产气量越高，携液能力越强，被携至地面的液就较多，因此新井对凝析油产量的贡献相对较大（见图15）。

图15 产气量与产油量关系图

通过分析各种因素对凝析油产量的影响，可以看出部分影响因素对凝析油产量起积极作用，部分因素对凝析油的析出存在制约因素，因此在预测凝析油产量、油气比时存在一定的困难，需要结合各因素及其所占比重，进行综合调整和预测。

3 凝析油产量预测方法

通常凝析油产量是根据近年平均油气比，结合当年天然气产量计划，综合考虑各影响因素进行预测的。

3.1 常规类比法

常规类比法是以近年平均油气比作为下一年平均油气比，根据下一年天然气产量任务，来预测凝析油产量。

3.1.1 近三年平均油气比计算法根据前期分析计算各区块近三年的油气比，以三年平均油气比为基准，进行反算，对比近三年平均油气比与当年实际油气比的误差，年产油量预测值与实际值间的误差（见表4）。

利用近三年平均油气比作为2017年平均油气比，各区块年平均油气比误差范围为0.004 2 t/104m3～0.013 9 t/104m3，油气比误差百分比为8.74 %～29.02 %，产油量误差范围为639.72 t～1306.72 t，误差较大。而造成较大误差的原因是在预测过程中，未考虑到区块差异对油气比和凝析油产量的影响，造成产液量大的苏里格西区油气比被拉低，产液量小的苏里格中区油气比被拉高，进而造成凝析油产量误差增大。因此在近年平均油气比预测的基础上，要考虑到区块因素的影响，分区块对油气比进行预测。

表4 近三年平均油气比法产量预测与实际生产值对比表

3.1.2 分区块计算法以近三年各区块平均油气比数据作为2017年各区块平均油气比的预测值，分别对比各区块预测油气比与实际油气比间的误差以及实际年产油量与预测产油量间的误差。

利用分区块计算法，各区块油气比预测值与实际值误差范围为0.000 4 t/104m3～0.006 3 t/104m3，油气比误差百分比为0.74 %～15.61 %，均小于20 %，误差较近三年平均油气比法均有所降低（见表5）。但是产油量误差为58.40 t～591.26 t，相对还是偏大。由于温度（季节）是影响凝析油产量和油气比的最重要的因素，所以为了进一步缩小误差，需要考虑温度因素对各区块平均油气比和凝析油产量的影响，引入分月度计算法。

3.1.3 分月度计算法根据近三年各月平均油气比来预测2017年各月的平均油气比，对比实际油气比、产油量，油气比误差范围为0.000 3 t/104m3～0.004 1 t/104m3，误差百分比为0.59 %～9.18 %，小于10 %，油量误差为7.81 t～125.85 t。各项误差在合理的范围之内（见表6）。

通过以上三种预测方法，可以看出考虑区块差异、季节差异后进行反算，预测油气比与实际油气比间的误差、预测产油量及实际产油量间的误差逐渐缩小，最终控制在合理的误差范围内。

因此，为了尽可能地缩小预测值与实际生产值之间的误差，在常规类比法的基础上，综合区块、季节、天然气产量任务等因素引入优化油气比法。

3.2 优化油气比法

优化油气比法主要是以近三个月平均油气比为依据，参考近年各区块各月度油气比，按照下一年天然气产量任务节点安排，综合区块差异、季节、工艺等影响因素，分区块分月度来预测集气站凝析油产量。

根据各区块2018年1～7月的实际生产情况，通过对油气比影响因素分析，科学合理预测2018年下半年各区块油气比，同时加强凝析油产量动态跟踪分析，根据每月的凝析油实际生产情况，分析造成误差的原因，及时修正油气比参数，可将实际产量与预测产量的误差控制在合理范围内。通过统计，2018年夏季油气比变化浮动较小，实际误差可以控制在3 %以内，冬季油气比浮动较大，预测值明显偏低，实际误差可以控制在10 %以内。

表5 分区块计算法产量预测与实际生产值对比表

表6 分月度计算法产量预测与实际生产值对比表

表6 分月度计算法产量预测与实际生产值对比表（续表）

8月首次依据优化油气比法预测各区块凝析油指标，油气比误差在3 %左右，因此参考近3个月的平均油气比下达次月油气比的预测方法较为合理。

通过统计结果发现，9～12月各月的预测油气比和实际油气比误差在合理的范围内。9月的预测油气比与实际油气比基本吻合，误差仅为-0.02 %。10月的预测油气比和实际油气比的误差在合理误差范围内，但相对偏大，为10.47 %。造成这一误差的原因是油气比预测的较保守，由于温度和天然气产量同为影响凝析油产量的主要因素，10月的平均温度（8 ℃）较9月的平均气温（14 ℃）下降6 ℃，10月的实际产气量较9月增加167.06×104m3（产液量增加1 205.1 t），二者均有利于凝析油产量的提高，所以10月凝析油产量较9月增加较多（100.48 t）。对比8、9、10月的生产情况，明显温度影响因素所占比重大于天然气产量对凝析油产量的影响，所以在预测时将季节温度的影响比重考虑不够，会导致下达的油气比参数偏低。

结合10月的实际情况，11、12月进入冬季，气温降幅较大，且迎来冬季高峰供气期，日产气量增加，适当调整11、12月的预测油气比后，误差逐月递减。优化油气比法的应用取得了较好的效果。