Condensate water production mechanism and prediction method of offshore high-temperature and high-pressure condensate gas reservoirs

Yu XIONG; Yang PENG; Daoming WU; Pengxin FENG; Yulong ZHANG; Zewei SUN

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.015

2023 , Vol. 34 >Issue 7: 1103 - 1111

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.015

Condensate water production mechanism and prediction method of offshore high-temperature and high-pressure condensate gas reservoirs

Yu XIONG ,
Yang PENG ,
Daoming WU ,
Pengxin FENG ,
Yulong ZHANG ,
Zewei SUN

Expand

School of Oil & Natural Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China

Received date: 2022-11-18

Revised date: 2023-02-24

Online published: 2023-07-13

Supported by

The Applied Basic Research Project of Sichuan Province, China(2019YJ0424)

Fold

Highlights

There are growing UHTP condensate gas reservoirs that have been discovered with the increase of exploration depth of offshore gas reservoir in recent years. The production of condensate water in these HTHP condensate fields increases significantly in the later stage of production， which makes it more difficult to analyze production dynamics and treat surface condensate water. In this study， experiments on the change of PVT water-gas ratio during development and the evaporation of formation water in long cores with decreasing reservoir pressure were conducted for three well areas in the abnormally high-pressure and high-temperature condensate reservoirs in the South China Sea. The difference of the condensate water-gas ratio of the three well areas with the decrease of gas pressure was compared， and the change characteristics of the condensate water-gas ratio obtained by the PVT test and the long core test under the formation temperature were discussed. The mechanism of formation water evaporation in long core simulating reservoir conditions is analyzed， which is higher than that in PVT cylinder. The simulation and prediction method of high-temperature condensate gas reservoir condensate water gas ratio is established and verified. The study shows： The fundamental reason why formation water evaporation in high-temperature and high-pressure condensate gas reservoir is higher than that in PVT cylinder is that the small pore diameter in the reservoir causes the critical properties of each component of condensate gas to deviate under the influence of pore diameter， which not only leads to the contraction of condensate gas in porous media， but also increases the saturated vapor pressure of formation water， resulting in the rise of dew point， and enhancing the mass transfer of formation water to condensate gas. The simulation and prediction method of formation water evaporation in high-temperature condensate gas reservoir can accurately predict the change of condensate water production.

Cite this article

Yu XIONG , Yang PENG , Daoming WU , Pengxin FENG , Yulong ZHANG , Zewei SUN . Condensate water production mechanism and prediction method of offshore high-temperature and high-pressure condensate gas reservoirs[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(7) : 1103 -1111 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.015

0 引言

近年来，我国较多的海上高温高压气藏被发现，其中南海西部部分凝析气藏的温度较高，可达170 ℃以上。对于这些高温凝析气藏，其生产后期凝析水气比可达2 m³/10⁴m³以上^［1-3］，给该类气田的管理增加了难度。从文献中看，目前获得凝析气藏水气比的实验方法一般分为2类：一类是常规PVT测试水气比^{［1，4-6］}，另一类是模拟储层条件下衰竭开发的多孔介质水气比测试^［4-10］。对于高温凝析气藏产出的凝析水模拟实验，常规PVT水气比实验测得的结果往往低于模拟储层条件衰竭开发下的水气比测试结果。对于PVT筒和多孔介质中的水气比测试结果差异，国内外已有部分简单的实验对比。ZULUAGA等^［7-9］通过实验研究多孔介质中的地层水蒸发情况，实验压力为6.89~13.79 MPa，实验温度为90~100 ℃，其结果显示在岩心原始含水饱和度下水相的蒸发速度与温度和气体流速成正比，随压力的升高而降低。而Calgary大学的RUSHING等^［4］对不同压力下时高温烃类气体中的气态水摩尔含量进行模拟实验，发现在压力为3.45~137.90 MPa时，当温度从149 ℃升高到204 ℃时烃类气体中的含水量将发生显著的增加；特别是当温度为200 ℃以上时，其干气中的平衡气态水摩尔含量比149 ℃时高70%以上，故近年来开始研究注入化学剂在近井带产生高温来蒸发地层水从而解除水锁效应^［11-13］。因崖城13-1气藏气井生产中后期凝析水产量在200 m³以上，给现场管理带来了较大的难题，邓传忠等^［1］、姜海琪^［5］、王玲^［14］陆续对崖城13-1气田凝析水的产出进行了大量的实验。他们认为该气藏凝析气中凝析水的含量随地层压力下降逐渐增大，在10 MPa附近急剧上升，地层条件下天然气中水组分摩尔含量可达12%以上，且同样条件下多孔介质中的天然气水组分含量远高于PVT筒中测试的水含量^{［1，8-9］}。

本文研究针对A气田3个井区，测试了PVT筒中和长岩心水蒸发的实验，研究衰竭降压开采过程中水汽含量的变化规律，讨论研究受限空间内的地层水与凝析气相间传质的机理，建立得到高温凝析气藏凝析水产出的模拟计算方法。

1 常规PVT实验与长岩心地层水蒸发实验及分析

1.1　PVT水蒸发实验

为了研究常规PVT筒和长岩心中凝析水产出规律以及产出机理的差异，开展了3个井区的不同凝析气PVT水气比实验^{［1，4-6］}以及长岩心衰竭开发水蒸发实验^［14］。PVT测试流程如图1所示，3个井区的组分数据见表1所示。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图1 PVT水气比测试实验流程

Fig.1 PVT water to gas ratio test experiment flow chart

表1 A气田3个井区组分和露点数据

Table 1 Component and dew point data for three well areas in A Gas Field

井区	组分/%（摩尔含量）					露点压力 /MPa
井区	CO₂+N₂	C₁	C₂	C₃—C₆	$C 7 +$	露点压力 /MPa
1	6.42	88.16	3.38	1.96	0.08	21.45
2	21.05	68.73	6.56	3.58	0.09	20.16
3	49.71	44.72	3.36	2.13	0.09	20.18

实验中在向PVT筒中转入凝析气之前、按地层原始含水饱和度和含气饱和度比转入地层水，然后使凝析气在原地条件下（54 MPa，140 ℃）和地层水在PVT筒中进行平衡。平衡后按照实际开发压力梯度进行降压测试，在每一个降压过程中，需要2 h以上的平衡时间，使得地层水与凝析气充分平衡。实验中共分为10个压力梯度，当压力高于露点压力（21 MPa）时，凝析气在孔隙中为单相、其气组分不发生改变，降压梯度取值较大，约为9 MPa；压力低于露点压力（21 MPa）后，凝析气出现凝析液，流体分为油、气、水三相，相态变化更为复杂，但主要是析出凝析油的气相与地层水重新平衡，这时需要减小降压区间，本文实验中设置压力梯度约为4 MPa。在恒温条件下，记录降压过程中产出的气体体积，用微量水分仪测取凝析气中水的含量，并计算其组成以及各种PVT参数。

从实验结果（图2）看，3个井区的水汽含量随着地层压力的衰竭不断升高，尤其是在低压情况下，水汽含量均急剧升高；但3个井区的初始水汽含量以及低压情况下的水汽含量均不相同，可能主要是由于它们的CO₂含量不同导致的。由表1可以看到，井区3的CO₂含量最高，井区2次之，井区1最低。尽管如此，3个井区的水汽含量随地层压力下降呈相同规律，这说明凝析气中的高含CO₂可导致凝析气中水汽含量升高，即在凝析气体系中，CO₂为极性组分，水也是极性分子，2种极性分子之间的作用力增强可能是导致高CO₂含量凝析气中的水汽含量较高的原因，但不影响其随地层压力下降而逐渐升高的规律。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图2 3个井区PVT水气比实验

Fig.2 PVT water to gas ratio experiments in three well areas

1.2　多孔介质水蒸发实验

为比较地层中和PVT筒中3个井区凝析气开发过程中凝析水气比的变化，还进行了模拟储层条件衰竭开发的多孔介质地层水蒸发实验，其流程图如图3所示。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图3 长岩心水蒸发实验流程

Fig.3 Flow chart of water evaporation experiment in long core

在该种实验中为模拟实际地层压力衰竭情况下的气水平衡，实验中的长岩心均采用研究各井区的实际岩心按照调和平均的方式进行排序拼接而成。为了消除大孔隙的影响，需要使用半渗透膜覆盖在岩心两端来消除末端效应。

模拟用长岩心储层中的地层水蒸发实验是在束缚水状态下进行的。然后饱和凝析气到原始地层温度和压力条件（54 MPa，140 ℃），饱和完凝析气后在恒温条件下按照实际开发过程进行压力衰竭采出。为了便于对比长岩心与PVT水蒸发实验结果，长岩心的水蒸发实验降压梯度与PVT实验中水蒸发实验降压梯度相同。在降压过程中，记录采出气量并测量采出气体中的水组分含量，从而获得在实时开发过程中的水汽含量变化，实验结果见图4所示。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图4 长岩心水蒸发实验结果

Fig.4 Experimental results of water evaporation in long core

从图4可以看出在长岩心水蒸发实验中，其水汽含量随地层压力的下降而不断上升，特别是在20 MPa以下，水气比迅速增大，其随地层压力下降水气比的变化规律和PVT筒中测试的规律一致，而且凝析气中CO₂含量对地层水的蒸发作用和PVT筒中的规律也是一致的。可见在多孔介质中，水汽含量也受凝析气组分中极性物质如CO₂含量的影响，且在低压情况下，这种影响更为明显。

1.3　PVT和多孔介质地层水蒸发实验对比分析

为了得到地层水蒸发的普遍规律以及流体流动空间对地层水蒸发量的影响，对同一井区的凝析气的PVT水气比实验及长岩心水蒸发实验结果进行了对比分析，结果如图5所示。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图5 3个井区凝析水气比对比结果

（a）井区1对比；（b）井区2对比；（c）井区3对比

Fig.5 Comparison result of water to gas ratio of condensate in three well areas

对比发现，在相同的温度条件下（140 ℃）的压力衰竭过程中，3个井区多孔介质中地层水的蒸发量高于PVT筒中的蒸发量，特别是低压力阶段。在高温高压情况下，两者水气比差别不大，但在低压情况下，长岩心中的水汽含量明显高于PVT筒中的结果。从相态的角度来看，PVT水汽实验与长岩心地层水蒸发实验中的平衡条件是一致的，唯一不同的是长岩心是模拟的实际储层，显然储层这种多孔介质由于其孔隙半径较小，孔隙结构复杂，相较于PVT筒有比表面、毛管力等微观影响，在低压情况尤其是露点压力以下，凝析气体系进入两相区，多孔介质中出现凝析油并聚集在孔隙表面，凝析气中的重质组分减少，气相失去相对重质成分后水气相间传质加剧，蒸发能力增强，水汽含量升高较快。

由实验分析可知，对于同一气藏，在温度不变（140 ℃）的情况下，气藏压力从54 MPa降低到3 MPa，水气比平均提升0.031 8［m³/（10⁴m³）］/MPa，故压力是影响地层水蒸发的关键因素之一；对于不同气藏（图6），当流体组分相近，在高压阶段（27 MPa以上），温度的影响较小；但在中低压（27 MP以下）情况下，温度的影响较大，崖城（170 ℃）的凝析水气比平均比A气田（140 ℃）高0.005 1［m³/（10⁴m³）］/℃，说明与常规的油气藏相比，温度越高的凝析气藏的凝析水气比可能越高。在储层条件下，温度一般不会改变，这时地层压力的改变将会大大影响凝析水产出量，特别是在露点压力以下，凝析水量迅速增加。另外，在复杂的多孔介质中，水的蒸发作用增强，这可能是多孔介质中巨大的比表面，以及多种作用力导致的；对不同气藏而言CO₂含量增加也是导致凝析水产量上升的原因之一。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图6 不同温度的水气比

Fig.6 Water to gas ratio at different temperatures

2 储层条件下的地层水蒸发机理分析

同一气藏在开发过程中，温度不变，压力不断下降。比较前述实验，在同一高温高压凝析气藏中，中低压阶段时，凝析水气比的上升速度加快，压力对其的影响要大于温度。但是多孔介质对地层水蒸发的影响较为复杂，有多种作用力的共同影响，接下来将对多孔介质中地层水蒸发的机理进行分析。

2.1　影响因素分析

在PVT筒中，虽然分子间随分子距离的变化有着一定的作用势能，气相与液相间有着相态的变化，但PVT筒的表面较大，可以看成一个平面，PVT筒壁面对气相和液相分子的作用相对较小。因此在PVT筒这个多相封闭系统中的各组分可不考虑受固体介质的影响，这也是常规PVT模拟计算的基础，在模拟PVT筒中的水汽含量随压力的变化结果显示同样可以参照这种原则^［15-18］。

虽然水分子为极性分子，当用PR方程计算时，结果如图7所示，常规PVT筒中纯水组分的饱和蒸汽压与参考值基本一致，说明水组分的极性并不是PVT筒和多孔介质中的相态变化的影响因素。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图7 PVT筒中水饱和蒸汽压与参考数据对比

Fig.7 Comparison of water saturation vapor pressure in PVT cylinder with reference data

因此，如1.3节所述，PVT筒中测试的随地层压力下降的水气比低于多孔介质中的测试结果，唯一不同的岩心为模拟储层条件下的多孔介质，这种多孔介质具有许多大小不等的孔径。不同微观孔径的存在会使得地层条件下的界面现象突出，如毛管力、毛细凝聚、吸附作用及临界性质偏移等^［17-26］，但这些作用对地层水蒸发的影响并不相同。

2.2　毛管力作用和吸附作用的影响

毛管力的存在会使得岩石孔隙中的平衡气相和液相压力不再相等，气相分压大于液相分压，气相的逸度更高，使得凝析气中的重烃组分更容易进入液相中，这即是所谓的“毛管凝聚”现象。考虑毛管力的气、液两相压力关系可由式（1）计算得到，（考虑凝聚相铺展在固体表面，润湿接触角的影响可以忽略）。

p V - p L = σ L V r m = J σ L V

（1）

σ o g 1 / 4 = ∑ i = 1 N c P i ρ m o l L x i - ρ m o l V y i

（2）

式中 : p V

、

p L

分别为气、液相的压力，MPa；

σ L V

为液气界面张力，mN／m；

r m

为毛细管半径，m；

J

为平均表面曲率，

J = 1 r m

；

P i

为组分i的等张比容（i＝1，2，…，N _c）；

ρ m o l L

、

ρ m o l V

分别为液相、气相的摩尔密度，mol／m³；

x i

、

y i

分别为平衡时液相、气相中组分i的摩尔分数（i＝1，2，…，N _c）。

在气液相平衡计算中，毛管力的存在会使得凝析气两相区扩大，水相的蒸发变得更加困难^{［18，20］}。同时，在多孔介质中毛细凝聚的现象不可避免，这会使得气相的凝聚现象加剧，这些气相凝聚在孔壁表面成为吸附膜^［21-22］，这一层吸附膜会随着凝析气相的流动及压力的降低而变厚，最后出现凝聚液，且半径越小的孔隙中越先出现液相，阻碍多孔介质中的液态水蒸发。显然，毛细管力及毛细凝聚现象都不是影响地层水蒸发的主要因素。

对于储层来讲，孔径复杂的多孔介质具有极大的比表面积^［23］。众所周知，多孔介质的巨大比表面积将导致具有极强的吸附作用^［24］。那么显然，地层中束缚水会因吸附作用导致其向气相中传质更加困难，这与长岩心中实验模拟过程的凝析水产出高于PVT筒中模拟凝析水产出的现象相矛盾。显然，吸附作用同样不是导致高温凝析气藏地层水向气相中传质增强的原因。

因此，微纳米受限空间中地层流体组分临界性质偏移，可能是导致地层中水组分的饱和蒸汽压改变，并进而使得在同样温度和压力条件下、相同组成流体在长岩心中水蒸发量高于PVT中的水蒸发量的主要原因。

2.3　受限空间对临界性质偏移的影响

ZARRAGOICOECHEA等^［25］在《物理评论E》上发表了纳米孔中流体临界性质存在偏移时的计算方法，在2004年又根据该方法建立了纳米受限空间中流体相态计算方法。随后，在页岩油气开采的理论研究中围绕该方法开展了大量的工作^［27-35］。

在受限空间中，主要考虑2个方面的影响。一是吸附效应对流体分子的影响。在微纳米孔隙中，流体分子主要分为2个部分：一部分为孔隙中心流体；另一部分为孔隙表面吸附流体，通过考虑吸附流体与孔隙壁面的作用势能来改进状态方程、可以计算受限空间内流体相行为。二是考虑孔径对流体相行为的影响：将流体组分的临界性质与孔径联系起来，考虑在小孔径中流体临界参数的偏移，以此来计算受限空间内的流体相态^［28-32］。

文献［30-32］中的方法主要是针对100 nm尺度以下的空间开展的改良，而文献［28-29］给出的受限孔隙半径在0~500 nm范围内的受限流体相行为，认为在500 nm范围内地层流体是会因固体壁面的影响而产生临界性质偏移。临界性质的偏移导致多孔介质中相态的预测集中在纳米孔隙当中，而针对如A气田的常规气藏储层中的地层水蒸发是否存在相应的临界性质偏移影响？退一步讲，无论对什么样的储层，孔隙结构复杂，且由于孔隙表面不平整，不可避免会形成纳米级以下的微小孔隙空间，流体分子在这些空间中，与固体间的相互作用力增加，导致流体临界性质偏移，从而引起其饱和蒸气压发生改变。对中高渗气藏如果仅仅考虑其较大孔隙占绝大多数则影响不是太明显。

事实上A气田的3个井区中，其储集空间中还存在大量在30~300 nm之间的纳米级孔隙，显然处于文献［28-29］所给出的孔隙空间范围内，同时，地层中束缚水常常处于孔隙表面和这些纳米级微小空间中，因此微纳米级受限空间会导致流体组分临界性质发生改变。

在空间受限条件下，流体分子的临界温度、临界压力、临界偏差因子、临界体积、临界偏心因子等发生偏移，其中临界温度和临界压力的改变会使得流体分子临界体积改变，因此、本文认为这会导致气体分子运动空间体积发生变化，从而影响水气的相间传质。当采用立方形状态方程来模拟预测这种改变，则必须考虑体积修正，SONG等^［28］提出的考虑受限空间影响的状态方程符合这个要求，因此引入其中的改进状态方程来建立多孔介质中随地层压力下降时、地层水的饱和蒸汽压预测方法。

P = R T V m (1 - γ β) - b - a V m (1 - γ β) V m (1 - γ β) + b + b V m (1 - γ β) - b

（3）

γ = 2 δ R p - δ R p 2

（4）

β = 0.679 4 σ L J / R p 0.787 8 2 δ / R p - δ / R p 2

（5）

δ = m L n R p / σ L J + n ⋅ σ L J R p

（6）

m = - 8.314 0 × 10 - 14 M W 2 + 2.047 5 × 10 - 11 M W + 3.088 6 × 10 - 11

（7）

n = - 6.356 5 × 10 - 14 M W 2 + 3.155 0 × 10 - 11 M W - 5.853 8 × 10 - 10

（8）

σ L J = 0.244 T c P c 3

（9）

P c m = P c ⋅ 1 - γ β 2

（10）

T c m = T c ⋅ 1 - γ β

（11）

式中 : P

为压力，MPa；

R

为气体常数，8.314 J/（mol·K）；

T

为温度，K；

V m

为分子的摩尔体积，m³/kmol；

γ

为无量纲孔径；

β

为减小的吸附密度；

b

为范德华体积，m³/kmol；

a

为PR状态方程中的吸引力参数，kPa·m³/kmol；

δ

为吸附区厚度，m；

m

、

n

为吸附区厚度系数；

R p

为孔隙半径，m；

σ L J

为L-J位能函数，m；

M W

为分子量；

T c

为常规临界温度，K；

P c

为常规临界压力，MPa；

P c m

为偏移临界压力，MPa；

T c m

为偏移临界温度，K。

图8为考虑临界性质偏移后，计算的长岩心中地层水的饱和蒸汽压数据以及和PVT筒中地层水饱和蒸汽压的对比。从中可以看到，在考虑地层多孔介质导致流体组分临界性质偏移后的地层水饱和蒸汽压在同温度条件下均高于常规相态实测值，这与文献［33］研究结果一致，即在多孔介质中，凝析气体系中各组分均会受到孔隙半径影响，这会使得凝析气体系两相区缩小^［33］。把它放在地层水与凝析气之间的传质角度来考虑，即使在同样的温度条件下、受多孔介质的影响地层水组分的饱和蒸汽压升高，必然会导致更多的液态水蒸发为气态进入凝析气中，使得高温凝析气藏随开采压力降低凝析水产出增加。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图8 水的饱和蒸汽压在不同系统中的计算结果对比

Fig.8 Comparison of the calculated saturation vapor pressure of water in different systems

3 高温凝析气藏凝析水产出对比与预测

如前文所示，受多孔介质影响，高温凝析气藏中地层水在多孔介质中的饱和蒸汽压会升高，导致气藏中后期凝析水产出加剧。本文研究中，首先采用A气田井区2的凝析气组成对凝析水产出进行模拟计算，以检验文中根据受限空间相态理论建立的凝析水产出预测方法，2井区的凝析气相包络线如图9所示。原地条件为54 MPa、140 ℃，模拟显示140 ℃下PVT筒中的水饱和蒸汽压为0.37 MPa，而多孔介质中水的饱和蒸汽压为0.51 MPa。获得了考虑受储层孔隙半径影响时、饱和水的凝析气随开发过程中压力降低下的水气比变化曲线、并比较了与实测值的差异，如图10所示。计算中长岩心孔隙半径分布采用实测毛管压力曲线获得。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图9 A气田2号井区凝析气样相包络线

Fig.9 Phase envelope of condensate gas sample No.2 well area of A Gas Field

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图10 A气田2号井区水气比模拟计算与实测对比

Fig.10 Comparison between simulated and measured water to gas ratio in No.2 well area of A Gas Field

从图10可以看出，所建立的考虑受多孔介质影响凝析水产出预测方法是合理和正确的，理论预测值与长岩心实验值相比，平均绝对误差为0.03 m³/10⁴m³、平均相对误差为3.78%。进一步证明了在多孔介质中，因流体组分临界性质发生偏移，会导致地层水的饱和蒸汽压增大，即在地层温度条件下，水组分的蒸发现象会更明显。

为了进一步研究模拟方法的适用性，又采用文献［1］中崖城的数据进行了凝析水产出预测和对比，崖城13-1气藏的地层温度达到176 ℃。将模拟结果与崖城2个长岩心水蒸发实验进行对比，可得如图11所示的结果。显示在降压开采过程中，模拟计算结果与长岩心1号实验结果的平均绝对误差为0.052 m³/10⁴m³、平均相对误差为9.06%，与长岩心2号实验结果的平均绝对误差为0.018 m³/10⁴m³、平均相对误差为9.15%，进一步证实了文中所建方法是正确性。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图11 崖城水气比模拟计算与实测对比

Fig.11 Comparison between simulated calculation and measured water to air ratio in Yacheng

根据A气田2号井区和崖城2个长岩心实验中关于高温气藏凝析水产出的模拟预测与对比，可认为在储层孔隙介质中、固—气作用导致流体组分临界性质偏移，会进一步使地层水的饱和蒸汽压升高、蒸发能力增强，随地层压力衰竭、凝析气中水汽含量中后期会大幅度增加，特别是海上深层高温高产凝析气藏的凝析水的产出影响更大。同时，对比图10和图11也可以看出，虽然A气田和崖城均为低含凝析油型气藏，但因A气田的CO₂含量比崖城13-1气藏的高，所以A气田的凝析水产出也是高于崖城13-1气藏。

4 结论

（1）高温高压凝析气藏的产出凝析水气比较大，特别是在生产后期，产出水气比急剧上升。采用长岩心水蒸发实验能较为准确的求得生产条件下的凝析水产出量。在高温高压凝析气藏的开发中，引起地层水蒸发加剧的主要因素为CO₂含量、压力和孔隙结构。

（2）考虑受限空间效应影响的地层流体组分临界性质偏移的地层水饱和蒸汽压预测模型，能较好地预测高温凝析气藏凝地层水与凝析气间的传质。

（3）建立的模拟预测方法能准确预测高温凝析气藏的凝析水产出基本规律和凝析水气比的大小，使现场的生产管理更为主动。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within

1	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 C Z， LI Y L， WANG L， 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.

2	任星明.东方13-1高温高压气藏凝析水析出规律及积液风险研究［D］.重庆：重庆科技学院， 2017： 15-16. REN X M. Research on Precipitation Law and Liquid Loading Risk of Condensate Water In Dongfang 13-1 HTHP Gas Reservoir［D］.Chongqing： Chongqing University of Science and Technology， 2017： 15-16.

徐波，胡碧瑶，王宁.西湖凹陷气田凝析水含量实验研究及影响因素分析［J］ .重庆科技学院学报（自然科学版）， 2021， 23（2）： 50-54.

XU B， HU B Y， WANG N. Experimental study on condensate content and analysis of influencing factors in Xihu Depression［J］. Journal of Chongqing University of Science and Technology （Natural Science Edition）， 2021， 23 （2）： 50-54.

RUSHING J， NEWSHAM K， FRAASSEN K V， et al. The Catalytic Effects of Nonhydrocarbon Contaminants on Equilibrium Water Vapor Content for a Dry Gas at HP/HT Reservoir Conditions［C］//RUSHING J，NEWSHAM K， FRAASSEN K V， et al. Canadian International Petroleum Conference SPE Gas Technology Symposium. Calgary， Alberta， Canada： SPE Gas Technology Symposium， 2008： 1-11.

5	姜海琪.高温低含凝析油凝析气藏含水汽变化规律研究［D］. 成都：西南石油大学， 2017： 54-63. JIANG H Q. Research on the Change Rule of Water Vapor for Condensate Gas Reservoir with High Temperature and Low Condensate Oil［D］.Chengdu： Southwest Petroleum University， 2017： 54-63.

CHAWLA I S， BARRUFET M A， RAHMAN S，et al. Influence of Temperature， Pressure and Molecular Weight of Hydrocarbon Components on the Multi-Phase Equilibria of Hydrocarbon/Water systems［C］// CHAWLA I S， CHAWLA， BARRUFET M A， et al. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas， TX， USA： Society of Petroleum Engineers， 1995：1-15.

ZULUAGA E， MUNOZ N I， OBANDO G A. An Experimental Study to Evaluate Water Vaporisation and Formation Damage Caused by Dry Gas Flow Through Porous Media［C］// ZULUAGA E， MUNOZ N I， OBANDO G A. International Symposium on Oilfield Scale. Aberdeen， United Kingdom： Society of Petroleum Engineers， 2001： 1-7.

8	ZULUAGA E， GRONDONA J C M. Experiments on water vapourization in porous media［J］. Journal of Canadian Petroleum Technology， 2003， 42（7）： 7-8.

9	ZULUAGA E， MONSALVE J C. Water Vaporization in Gas Reservoirs［C］// ZULUAGA E，MONSALVE J C.SPE Eastern Regional Meeting. Pittsburgh，Pennsylvania： Society of Petroleum Engineers， 2003： 1-4.

10	BETTÉ S. HEINEMANN， R F. Compositional Modeling of High-Temperature Gas-Condensate Reservoirs with Water Vaporization［C］//SPE Symposium on Reservoir Simulation.Hou-ston，Texas： Society of Petroleum Engineers，1989：1-13.

11	熊钰，莫军，李佩斯，等.致密储层金属离子碳化物筛选评价与配方研制［J］.西南石油大学学报（自然科学版）， 2018， 40（1）： 165-172. XIONG Y， MO J， LI P S， et al. Selection， evaluation， and formulation of drying agents for tight sand reservoirs［J］. Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition）， 2018， 40（1）： 165-172.

12	熊钰，莫军，李佩斯，等.致密气藏储层干化剂在超临界CO₂中的溶解性及增溶研究［J］.化学研究与应用，2019，31（1）：72-78. XIONG Y，MO J，LI P S， et al. Study on solubility and solubilization of drying agent in supercritical carbon dioxide［J］. Che-mical Research and Application， 2019， 31（1）：72-78.

13	XIONG Y， FU X T， MO J， et al. Study on solubility and solubilisation of drying agent in supercritical carbon dioxide for improving local permeability of tight gas reservoir［J］. Molecular Physics，2020，118（1）： 1-12.

14	王玲.含气态水凝析气藏气藏工程研究［D］. 成都：西南石油大学， 2017： 31-47. WANG L. Study on Gas Reservoir Engineering in Condensate Gas Reservoir with Water Vaporization［D］. Chengdu： Southwest Petroleum University， 2017： 31-47.

15	HEIDEMARRN R A. Three-phase equilibria using equations of state［J］. AIChE Journal，1974， 20（5）： 847-855.

16	PENG D Y， ROBINSON D B. Two and three phase equilibrium calculations for systems containing water［J］.Canadian Journal of Chemical Engineering，1976，54（5）：595-599.

17	杜建芬,李士伦,孙雷.多孔介质吸附对凝析油气相平衡的影响[J].天然气工业,1998,18(1):47-50，8-9. DU J F,LI S L,SUN L. Effect of porous medium adsorption on condensate-gas phase equilibrium[J]. Natural Gas Industry, 1998,18(1):47-50，8-9.

18	张茂林，梅海燕，李闽，等.多孔介质中油气体系相平衡规律研究［J］.西南石油学院学报，2002， 24（6）： 18-21，4. ZHANG M L， MEI H Y， LI M， et al. The phase equilibrium of the oil-gas system in the porous media［J］. Journal of Southwest Petroleum Institute， 2002， 24（6）：18-21，4.

19	童敏，李相方，程红卫，等.毛细管压力对凝析气相态的影响［J］.石油钻采工艺，2004，26（6）：41-44，84. TONG M， LI X F， CHENG H W， et al. Research on capillary pressure influencing phase behavior of gas condensate［J］. Oil Drilling & Production Technology，2004，26（6）：41-44，84.

20	李元生，李相方，藤赛男，等.考虑孔喉与流体分子相互作用及毛管力的相平衡计算［J］.石油学报，2015，36（4）：511-515. LI Y S， LI X F， TENG S N， et al. Phase equilibrium calculation considering the interaction between pore and molecules and capillary pressure effect［J］. Acta Petrolei Sinica，2015，36（4）：511-515.

21	王志伟，李相方，程时清，等.多孔介质凝析气相变的影响因素［J］.天然气工业，2006，26（1）：90-92，166. WANG Z W， LI X F， CHENG S Q， et al. Influential factors on phase change of condensate gas in porous media［J］. Natural Gas Industry，2006， 26（1）：90-92，166.

22	王志伟，李相方.凝析气相变微观孔隙模型实验研究［J］.工程热物理学报，2006， 27（2）：251-254. WANG Z W， LI X F. Experiments on phase change of gas condensate in microcosmic potous model［J］. Journal of Engineering Thermophysics，2006， 27（2）：251-254.

23	欧成华.储层孔隙介质多组分气体吸附理论模型研究［J］.天然气工业，2003，23（3）：82-84，4. OU C H. Model study of multi-component gas adsorpytion theory in reservoir porous media［J］.Natural Gas Industry，2003，23（3）：82-84，4.

24	DU S H.Anisotropic rock poroelasticity evolution in ultra-low permeability sandstones under pore pressure， confining pressure， and temperature： Experiments with Biot's Coefficient［J］. Acta Geologica Sinica （English Edition），2021， 95（3）：937-945.

25	ZARRAGOICOECHEA G J，KUZ V A. Van der Waals equation of state for a fluid in a nanopore［J］. Physical Review E， 2002，65（2）： 021110.

26	ZARRAGOICOECHEA， G J， KUZ， V A. Critical shift of a confined fluid in a nanopore［J］.Fluid Phase Equilibria， 2004，220（1）： 7-9.

27	WANG L，NEEVES K B，YIN X L. Experimental Study and Modeling of the Effect of Pore Size Distribution on Hydrocarbon Phase Behavior in Nanopores［C］//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Amsterdam， Netherlands： Society of Petroleum Engineers，2014： 1-15.

28	SONG Z， SONG Y， GUO J， et al. Adsorption induced critical shifts of confined fluids in shale nanopores［J］. Chemical Engineering Journal， 2020， 385： 123837.

29	SONG Y， SONG Z， FENG D， et al. Phase behavior of hydrocarbon mixture in shale nanopores considering the effect of adsorption and its induced critical shifts［J］. Industrial & Engineering Chemistry Research， 2020， 59（17）： 8374-8382.

30	SALAHSHOOR S， FAHES M， TEODORIU C. A review on the effect of confinement on phase behavior in tight formations［J］.Journal of Natural Gas Science and Engineering，2018， 51： 89-103.

31	CUI X N， YANG E L， SONG K P， et al.Phase Equilibrium of Hydrocarbons Confined in Nanopores from a Modified Peng-robinson Equation of State（Conference Paper）［C］// SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas， Texas： Society of Petroleum Engineers， 2018： 1-21.

32	LUO S， JIN B， LUTKENHAUS J L， et al. A novel pore-size-dependent equation of state for modeling fluid phase behavior in nanopores［J］. Fluid Phase Equilibria， 2019， 498： 72-85.

33	DONG X H，LIU H Q，HOU J R，et al.Phase Behavior of Hydrocarbon Mixtures in the Organic Nanopores of Unconventional Gas Condensate Reservoirs［C］// Unconventional Resources Technology Conference. San Antonio，Texas，USA：Un-conventional Resources Technology Conference，2016：1-12.

34	YANG G， FAN Z Q， LI X L. Determination of Confined Fluid Phase Behavior Using Modified Peng- Robinson Equation of State［C］// Unconventional Resources Technology Conference. Houston， Texas， USA： Unconventional Resources Technology Conference， 2018： 1-15.

35	DIDAR B R I， AKKUTLU Y. Confinement Effects on Hydrocarbon Mixture Phase Behavior in Organic Nanopore［C］// Unconventional Resources Technology Conference. San Antonio，Texas，USA：Unconventional Resources Technology Conference，2015：1-11.

Options

Outlines

模态框（Modal）标题

Highlights

Cite this article

0 引言

1 常规PVT实验与长岩心地层水蒸发实验及分析

1.1 PVT水蒸发实验

图1 PVT水气比测试实验流程

表1 A气田3个井区组分和露点数据

图2 3个井区PVT水气比实验

1.2 多孔介质水蒸发实验

图3 长岩心水蒸发实验流程

图4 长岩心水蒸发实验结果

1.3 PVT和多孔介质地层水蒸发实验对比分析

图5 3个井区凝析水气比对比结果

图6 不同温度的水气比

2 储层条件下的地层水蒸发机理分析

2.1 影响因素分析

图7 PVT筒中水饱和蒸汽压与参考数据对比

2.2 毛管力作用和吸附作用的影响

2.3 受限空间对临界性质偏移的影响

图8 水的饱和蒸汽压在不同系统中的计算结果对比

3 高温凝析气藏凝析水产出对比与预测

图9 A气田2号井区凝析气样相包络线

图10 A气田2号井区水气比模拟计算与实测对比

图11 崖城水气比模拟计算与实测对比

4 结论

References

1.1　PVT水蒸发实验

1.2　多孔介质水蒸发实验

1.3　PVT和多孔介质地层水蒸发实验对比分析

2.1　影响因素分析

2.2　毛管力作用和吸附作用的影响

2.3　受限空间对临界性质偏移的影响