靖安油田長4+5、長6油藏伴生氣研究與應用

趙新智 李世榮 楊濤 佘小兵 劉世會

1中國地質大學（武漢） 2長慶油田采油四廠

靖安油田長4+5、長6油藏伴生氣研究與應用

趙新智1李世榮2楊濤2佘小兵2劉世會2

1中國地質大學（武漢） 2長慶油田采油四廠

靖安油田長4+5、長6油藏部分油井伴生氣含量較高。從開采特征角度看，目前地層和生產井底附近脫氣現象嚴重，伴生氣產量較高，一般為原始溶解氣油比的1～3.5倍；地層壓力高的井比地層壓力低的井產氣量低。從伴生氣的組成看，套管氣量占總氣量的2/3以上；隨著含水率的上升，伴生氣產量越來越低，當含水率達到70%以后，產氣量很少或基本不產氣；產氣量變化有著明顯的階段性特征。根據測試研究，大路溝二區、白于山區套管氣占總伴生氣量的1/2～2/3，要充分利用好伴生氣資源，就必須要解決伴生氣、套管氣的回收和利用問題。目前比較成熟的回收利用套管氣的工藝技術主要有3種，即定壓放氣閥回收工藝，對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝和安裝燃氣發電機工藝。

伴生氣；采收率；物質平衡方程通式；溶解氣驅采收率

靖安油田大路溝二區、白于山區油藏油井伴生氣蘊含豐裕，輕質組分含量高，具有極高的投資回報率。雖然該區油氣資源豐富，但是對伴生氣的研究不多，伴生氣的組分、儲量、分布規律及其綜合利用途徑還不很清楚，盡管伴生氣在站點的鍋爐燃用、生活采暖等方面已經得到了充分利用，但仍有大量的伴生氣無效放空，造成資源的浪費和環境的污染，同時存在較大的安全隱患。

1 伴生氣儲量現狀

靖安長6、長4+5油藏溶解氣儲量為27.3×108～34.3×108m3，原始氣油比47.8～59.9 m3/t，氣油比49～126 m3/t。根據2006年12月份長慶油田資源量普查結果可知，白于山區、大路溝二區伴生氣量為1.6×104m3/d，可用氣量0.8×104m3/d。

白于山長4＋5儲層原始地層壓力10.7 MPa，飽和壓力5.97 MPa，地飽壓差4.7 MPa，原油收縮率17.1%，天然氣比重1.03左右。大路溝二區長6儲層原始地層壓力11.5 MPa，飽和壓力7.26 MPa，地飽壓差4.2 MPa，原油收縮率17.1%，天然氣比重0.92，原油物性參數見表1。

表1 靖安油田長4+5、長6層原油物性數據

2 伴生氣組分

選用LWZQ-25渦輪流量傳感器氣量計量儀器和多層鋁塑復合膜取樣袋，對白于山區13口油井和大路溝二區19口油井兩個區塊油管氣和套管氣進行測試，結果表明，油管氣和套管氣輕烴含量有所不同，白于山長4+5和大路溝二區長6一般油管氣的輕烴組分高于套管氣，具體數據見表2。

表2 伴生氣C3以上輕烴組分含量統計 %

3 開采特征

根據現場測試，白于山區和大路溝二區井底流壓與飽和壓力的比值一般在0.35～0.5之間，井底脫氣嚴重，生產氣油比高，伴生氣開采指標見表3。

現場測試結果統計表明，伴生氣產量變化具有明顯的階段性特征，一般在低含水期，伴生氣產量較高。隨著含水率的上升，產量逐漸降低，并且在階段初期，降低速度較大，在階段后期速度減緩，直到含水超過70%以后，油井基本不產氣。

從理論上分析，對未飽和油藏，伴生氣的生產特征與相變發生情況具有很大關系。當地層壓力低于飽和壓力時，生產氣油比會遠遠大于油藏原始氣油比；當地層壓力高于飽和壓力，生產井井底流壓低于飽和壓力時，生產氣油比也會高于原始氣油比，這也是目前長4+5、長6油藏在低含水期伴生氣產量很高的原因。

表3 靖安油田大路溝二區、白于山區伴生氣開采指標

4 伴生氣采收率

伴生氣可采儲量是一個非常重要的指標，由于以往對伴生氣產量沒有進行系統計量，給采收率分析帶來了一些麻煩。另外，盡管伴生氣是在原油開采過程中產生的，但油氣開采規律的不同導致了它們開采特征各異，在不同驅動條件下采收率也不一樣。因此，根據兩個區塊的實際情況，選擇應用物質平衡方程來研究不同開發階段伴生氣采收率問題。

4.1 物質平衡方程通式

物質平衡方程通式是指彈性驅動、溶解氣驅、氣頂驅和天然水驅同時存在的綜合驅動方式下的物質平衡方程表達式，它適用于任何類型油藏的衰竭式開采。根據《油藏工程基礎》可得物質平衡方程[1]

根據白于山長4+5、長6油藏特點（無氣頂，無邊底水），上述平衡方程可簡寫為

物質平衡方程在不同開發方式下，具有不同形式，下面將以這些方程為基礎來推導不同開發階段(不同驅動類型)下的伴生氣采收率值，并進行分析。應用物質平衡方程時需要的PVT參數見表4。

表4 長慶油田部分區塊高壓物性參數

4.2 溶解氣驅采收率

當地層壓力低于飽和壓力后，便進入了溶解氣驅階段，溶解氣從原油中分離出來，逐漸以氣相形式自由流動。由于天然氣黏度比原油黏度低幾百倍，溶解氣在地下的運移速度比原油快得多，此時是溶解氣大量采出的階段[2]。

沒有氣頂存在(pipb)的油藏，溶解氣驅階段的物質平衡方程表達式為

經上式變形，可獲得伴生氣與原油在溶解氣驅階段的關系式

下標a表示油田開發到廢棄壓力條件下的對應參數。

伴生氣和原油在溶解氣驅階段開采特征差異很大，由式（4）可知，二者的采收率存在很大差異，一般伴生氣的采收率要遠遠高于原油采收率。式（4）右邊第2項表達式描述了二者的差異。應用PVT資料對白于山區和大路溝二區伴生氣采收率進行試算，考慮到有許多油井井底壓力已低至2 MPa，可取廢棄壓力為2 MPa，地層壓力降低到廢棄壓力時伴生氣采收率與原油采收率的差異計算結果見表5。表5表明，油氣采收率差異在38.94%～55.65%之間。溶解氣驅原油采收率一般在5%～25%范圍內，低滲透油藏會更低，可以用許多經驗公式對其值估算[3-4]。

白于山區和大路溝二區伴生氣采收率比原油采收率高38%～49%，如果按原油采收率15%估算，伴生氣采收率可以達到53%～64%。

表5 長慶油田原油采收率和伴生氣采收率差異

4.3 伴生氣采收率評估

如果油藏地層壓力和井底流壓都保持在飽和壓力上時，伴生氣采收率和原油采收率是一樣的，發生差異的主要原因是在地層或生產井底周圍發生了溶解氣驅作用。對于水驅油藏的伴生氣采收率問題，原油采收率值是下限，溶解氣驅方法計算的采收率是上限。

通過對長6、長4+5油藏伴生氣生產特征分析可知，伴生氣生產分為3個階段，即低含水期(包括無水期)、中含水期或高含水期。在高含水期一般不產氣和少產氣，見表6。實際上，伴生氣的開采只局限于前2個階段，中高含水期的含水率分界點是70%。也就是說，在含水達到70%以前，溶解氣驅一直是作為驅動方式之一而存在，對此階段，可以用溶解氣驅采收率計算方法來估測其采收率，盡管這階段它也受到水驅方式的影響，溶解氣驅采收率計算值是上限。

表6 長慶油田部分區塊伴生氣采收率情況 %

5 伴生氣應用現狀

燃燒和放空是目前本區處理多余伴生氣的主要方式。根據測試研究，大路溝二區、白于山區套管氣占總伴生氣量的1/2～2/3間，要充分利用好伴生氣資源，就必須要解決伴生氣套管氣的回收和利用問題。目前比較成熟的回收利用套管氣的工藝技術主要有3種。

5.1 定壓放氣閥回收工藝

定壓放氣閥回收工藝相當于在油井套管上安裝了一個安全閥，根據油井的回壓大小調好開啟壓力，當溢出的套管氣在環空聚集壓力超過設定值時便泄放到采油樹流程中，混入原油輸到下游后進行集中處理及回收利用。長慶油田在具有回收價值的井上安裝了定壓放氣閥，很好地解決了伴生氣燃燒、放空的難題。定壓放氣閥回收工藝流程見圖1。

5.2 對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝

對于部分井組伴生氣不富裕，但足以維持井場上的生產和生活需要時，則利用套管氣給降回壓爐加熱，通過安裝降回壓爐，且在降回壓爐的出口處安裝兩臺小型循環泵（一臺備用），以解決冬季員工取暖的問題，并可用儲罐加溫。該工藝在大路溝二區、白于山區已得到廣泛運用，流程見圖2。

圖1 定壓放氣閥回收工藝流程

圖2 對儲罐加溫、降回壓井組取暖工藝流程

5.3 安裝燃氣發電機工藝

偏遠地區的井場一般安裝一套小型燃氣發電機，發電機的功率與井場的用電量相匹配。例如某井場有4臺抽油機，每臺抽油機的功率是15 kW，共需60 kW的功率，實際上這個井場可安裝功率為50 kW的發電機，井場上的電不外輸，只供本井場使用。目前在大路溝二區、白于山區安裝燃氣發電機20臺，運轉正常，有效地利用了該區伴生氣資源，合理地利用了油氣資源，減少了油氣損耗，且能消滅油區內“火炬天燈”，保護油區內的環境，減少H2S、SO2、CO等酸性氣體造成的大氣環境污染。站場所用的燃氣發電機見圖3。

圖3 站場小型燃氣發電機

6 結論

通過對32口油井現場進行測試，并對取樣數據進行分析，從油氣性質、伴生氣生產動態兩方面對長慶油田的伴生氣開采特征進行了總結：從油氣性質看，當地層壓力低于飽和壓力后，地層原油很容易脫氣，溶解氣油比隨地層壓力的降低呈直線降低；伴生氣輕烴組分目前含量較高，并隨著生產時間的延長，輕烴組分含量在逐漸上升。從開采特征角度看，目前地層和生產井底附近脫氣現象嚴重，伴生氣產量較高，一般為原始溶解氣油比的1～3.5倍；地層壓力高的井比地層壓力低的井產氣量低。從伴生氣的組成看，套管氣量占總氣量的2/3以上；隨著含水率的上升，伴生氣產量越來越低，當含水率達到70%以后，產氣量很少或基本不產氣；產氣量變化有著明顯的階段性特征。

通過對白于山區和大路溝二區現場取樣分析證明，伴生氣C3以上組分含量都較高，大部分在25%以上。白于山長4＋5儲層甲烷含量為44.1%～52.7%,C3以上輕烴含量39.6%；大路溝二區長6儲層甲烷含量58.7%，C3以上輕烴含量28.68%。

[1]劉德華，劉志森．油藏工程基礎[M]．北京：石油工業出版社，2004．

[2]李勇，廖銳全．靖安油田井口套管氣回收技術應用研究[J]．石油天然氣學報，2010，32（2）：125-128．

[3]牛彥良，李莉，韓德金，等．低滲透油藏水驅采收率計算新方法[J]．石油學報，2006，27（2）：77-84．

[4]周斌，楊通佑．測算水驅砂巖油田采收率的經驗公式[J]．石油學報，1988， 9（3）：55-61．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.010

（欄目主持 楊 軍）