西湖凹陷气田凝析水含量实验研究及影响因素分析

徐 波 胡碧瑶 王 宁

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心(上海)， 上海 200941；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心(深圳)， 广东 惠州 516000)

东海盆地西湖凹陷气藏基本上属于典型的中、低孔渗边底水气藏，也有部分新出现的含水低渗气藏。不同构造带的气藏地质特征存在差异，尤其是地层的温度、压力、流体性质等参数差异较大。目前，西湖凹陷已开发的低渗气藏具有以下典型特征：(1) 以水驱气藏为主[1-2]；(2) 气藏无水期短，大部分气井在投产过后的两三年内开始出水，且产水量长时间内保持稳定；(3) 产出水来源广，出水规律复杂。其中，产出水有多种存在状态，如凝析水、可动水、不可动水、边底水及其他水源[3-5]。当油气田产水量过大时，不仅影响产能，而且会对气田后期的开发产生不利影响。天然气与水长期接触，也会对气藏相态造成影响。同时，随着天然气进入生产流程，气体中的水会腐蚀生产设备，影响其正常生产。此外，随着温度、压力的变化，气体中的水会形成天然气水合物堵塞生产通道[6-11]，从而影响气井的正常生产。

目前，关于西湖凹陷天然气中凝析水含量测定的研究仍未见报道。《天然气中水含量的测定》(SY/T 7507 — 2016)是现行的天然气中水含量测试标准，其中只给出了管线中天然气水含量的分析方法，但其分析结果无法还原和代表地层条件下的天然气中凝析水含量的特征。本次研究将参考高温高压含水凝析气相态研究方法[12-18]，首次利用高温高压流体相态技术和低温冷凝分离装置对西湖凹陷天然气中凝析水含量进行测定，获取西湖凹陷不同构造带三口井天然气中的凝析水含量，探讨温度、压力、矿化度及流体组成对凝析水含量测定结果的影响。本次研究针对东海西湖凹陷富含凝析水气藏探索性地开展凝析水含量的测定，可为后续判断气井产水来源提供数据支持。

1 凝析水含量测定实验

1.1 实验目的

在相关研究的基础上[12-18]，利用不同流体组成的沸点差异，采用冷凝分离器和高温高压配样器精确测定样品中的凝析水含量，研究凝析水含量的变化规律。同时，针对温度、压力、矿化度及流体组成等因素开展比对研究，探讨不同因素对凝析水含量测定结果的影响。

1.2 样品选取

为了明确测定西湖凹陷气田凝析水含量，在西湖斜坡带、中央背斜带中北部、中央背斜带中南部共3个构造带上选取代表样品。选取了其中的TJT-A3井、HY2-2-A1井、TWT-C2井，进行凝析水含量测定实验。

1.3 实验设备

测定系统的实验设备主要由高压自动泵、配样器、油气分离冷凝装置、气量计、气相色谱仪、离子色谱仪、电子天平、中间容器和气体增压泵等部分组成。图1所示为凝析水测定实验流程图。

1、2 — 自动泵；3 — 凝析油容器；4 — 地层水容器；5 — 天然气容器；6 — 配样器；7 — 空气压缩机；8 — 冷凝管；9 — 干冰冷凝油气分离箱；10 — 烧杯；11 — 电子天平；12 — 气体流量计；13 — 气相色谱仪；14至22 — 阀门

1.4 实验流程

(1) 向高温高压配样器中注入待测气样，若为凝析气，则基于气油比进行配制。

(2) 待温度、压力稳定之后，在恒压条件下注入地层水，搅拌配样器3 h使气、水充分互溶；然后，静置3 h使气、水分层，将配样器倒转，缓慢打开阀门，观察是否有地层水流出。若有液体，则证明地层水充分饱和于气中；若无液体，则证明未完全饱和，需继续注入地层水直至完全饱和。

(3) 待气、水的平衡状态稳定之后，再从配样器顶部接出管线将其与低温分离玻璃管(其冷凝温度为-58 ℃)连接起来，打开配样器阀门，使气体以100 mL/min的流速通过冷凝管。

(4) 待放出一定气量后，关闭配样器出口阀门，取出冷凝管；然后，将冷凝管浸泡于90 ℃热水中保持30 min，使冷凝的轻烃全部挥发；最后，擦干净冷凝管外部，称量冷凝管质量，减去干燥的冷凝管质量即可计算出冷凝管中析出地层水的质量，结合放出气量计算对应温度、压力条件下气样中的凝析水含量。

2 凝析水含量测定及影响因素分析

2.1 凝析水含量的测定

存在于天然气中的地层水，在地层条件下呈气相。随着天然气的采出，温度、压力逐渐下降，溶解的地层水就会由气相逐渐变成液态，被称为凝析水。在测定凝析水含量前，首先应明确天然气的气体组成和地层水的矿化度等基本参数。TWT-C2井、HY2-2-A1井、TJT-A3井的气油体积比分别为8 500、2 000、5 000，其地层水矿化度等参数和摩尔组成如表1、表2、表3所示。

表1 西湖凹陷样品地层水组成参数

表2 西湖凹陷样品摩尔组成(一)

表3 西湖凹陷样品摩尔组成(二)

实验中采用干冰制冷，冷却温度约为-58 ℃，压力为0.1 MPa。基于Mcketta-Wehe图版，计算出实验过程中冷凝管外排气所含凝析水的体积分数，结果仅约0.000 2×10-4。此数值远低于天然气样品中的凝析水含量，因此可以对外排气中残余的水蒸气忽略不计。

2.2 凝析水含量的影响因素分析

2.2.1 矿化度和压力的影响

取TWT-C2井天然气样品，在地层温度恒定的条件下，分别测定矿化度为7 000、15 000 mg/L，地层压力从40 MPa逐渐下降到5 MPa时的凝析水含量(见图2)。可以看出：

(1) 在压力和温度恒定的条件下，低矿化度(7 000 mg/L)样品的凝析水体积分数普遍高于高矿化度(15 000 mg/L)样品，这是由于天然气溶解作用所致[19-21]。一般而言，随着矿化度的增大，气体的溶解度降低，溶解地层水的含量也随之下降。

(2) 在矿化度和温度恒定的条件下，压力降低，凝析水的体积分数随之增大。这是因为，随着压力降低，地层水在地层高温的作用下由液体状态蒸发形成气体状态，从而导致凝析水含量升高[19-21]。在矿化度为7 000 mg/L时，压力从40 MPa下降到20 MPa，则凝析水的体积分数从0.349×10-4增至0.440×10-4，仅增大了0.091×10-4；而当压力从20 MPa下降到5 MPa时，凝析水的体积分数则从0.440×10-4增至0.831×10-4，增大了0.391×10-4。对比发现，低压区间凝析水的增量是高压区间的4.3倍，占整个阶段凝析水总上升量的81.1%。

研究结果表明，在低压条件下凝析水含量的升高速度明显比在高压条件下更快，这与现有研究结果一致[19-23]。压力的变化直接影响生产井的生产状况，因此，针对西湖凹陷各油气田各在生产气井，需要实时监测其压力变化趋势。

2.2.2 温度、压力的影响

取HY2-2-A1井天然气样品，在矿化度恒定(7 466.1 mg/L)的条件下，测定不同温度(130、150、170 ℃)下地层压力从60 MPa逐渐下降到5 MPa时的凝析水含量(见图3)。可以看出：

图2 TWT-C2井不同压力、矿化度条件下的凝析水含量

图3 HY2-2-A1井不同温度、压力条件下的凝析水含量

(1) 在矿化度和温度恒定的条件下，凝析水含量随压力的下降而升高，压力越低，凝析水含量升高越快。这与前面的研究结果一致。

(2) 在矿化度和压力恒定的条件下，地层温度升高时，凝析水含量也会升高。这是由于地层温度升高，地层水从液体逐渐蒸发成气态并形成凝析水，溶解到天然气中，从而使天然气中的凝析水含量升高。

(3) 在低压区间(5～20 MPa)：当地层温度升高到130 ℃时，凝析水的体积分数由0.132×10-4增至0.272×10-4，增大了0.140×10-4；当地层温度升高到150 ℃时，凝析水的体积分数由0.252×10-4增至0.459×10-4，增大了0.207×10-4；当地层温度升高到170 ℃时，凝析水的体积分数由0.384×10-4增至1.025×10-4，增大了0.641×10-4。指示温度越高，凝析水的含量升高越快。此外，在地层压力为10 MPa的条件下：当温度由150 ℃升高到170 ℃时，凝析水的体积分数增大了0.259×10-4；而当温度由130 ℃升高到150 ℃时，凝析水的体积分数增大了0.123×10-4。在相同温度间隔内，前者增量是后者增量的2.1倍，且增速随压力降低而加快。

研究表明，若温度越高、压力越低，则凝析水含量就越高，且其增速也越大。地层温度的升高也是导致凝析水含量快速增大的重要原因，需时刻关注地层温度的变化。

2.2.3 流体组成的影响

取TJT-A3井天然气样品，在矿化度恒定(7 158.3 mg/L)的条件下，测定不同温度(120、140 ℃)、不同气油比(2 000、5 000及注入8%CO2)下，地层压力从50 MPa逐渐下降到5 MPa时的凝析水含量(见图4)。可以看出：

(1) 压力和温度对该井凝析水含量的影响趋势与前述分析一致。

(2) 在矿化度、温度、压力恒定的条件下，气油比越低，凝析水含量越高；但凝析水含量增加速率变化较小，相对于压力和温度等影响因素而言，气油比对凝析水含量的影响较小。

(3) 在矿化度、温度、气油比恒定条件下，注入8%CO2样品的凝析水含量明显高于原始样品，凝析水含量随着压力的下降而增加，且在低压条件下的增速明显加快。这是由于CO2含量升高增强了天然气的溶解作用，使其溶解度增大。与此同时，随着压力的下降，高压条件下溶解于地层水中的CO2逐渐释放，CO2含量升高，从而加速了凝析水含量的升高。在生产过程中，需要实时监测天然气中的CO2含量，以便及时判断出水量。

图4 TJT-A3井不同温度、压力、流体组成的凝析水含量

3 结 语

本次研究中，采用高温高压流体相态技术及低温冷凝分离装置精确测定天然气中凝析水含量。相对于其他方法，本次测定的结果更加准确。研究发现：天然气溶解作用会导致低矿化度样品的凝析水含量高于高矿化度样品；温度和压力是影响天然气中凝析水含量的重要因素，温度越高、压力越低，则凝析水含量就越高，其增速也越快。此外，CO2含量升高，可增强天然气的溶解作用，促使凝析水含量进一步升高，因此，CO2含量也是影响天然气中凝析水含量的重要因素。同时，气油体积比越低，凝析水含量就越高。但与压力和温度因素相比，气油体积比对凝析水含量的影响较小。