志丹油田生產氣油比測試探索與實踐

張 鑫，劉 強，鄒昌柏，孫宇杰

（延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西志丹 717500）

目前我廠集輸工程的增壓站、接轉站、計量站以及聯合站的熱能供應來源主要依靠煤炭，為了提高油田開發的整體效益，原油伴生氣的綜合利用至關重要，原油伴生氣的綜合利用的前提是必須掌握單井的產氣能力，以及生產變化規律，生產氣油比的計算需要單井的產油量以及產氣量，對于常規的有桿采油系統來說，產氣量包括套管氣、油管氣兩部分組成。

志丹油田主要采用叢式井進行開發，產油量可以通過單井單罐進行計量，由于我廠90%以上的油井采用上罐開放式生產，密閉集輸液量占比僅為9.7%，產氣量無法得到準確計量，因此無法得到生產氣油比的準確數值。

1 技術方案

方案一：我們專門設計研發了生產氣油比測試裝置[2-3]（見圖1），該裝置容積為1～2 m，首先利用氣體渦輪流量計分別測試井口游離套管氣及上油管線經過兩相分離器初步分離的游離伴生氣，其次在兩相分離器中密閉取樣，送往專業化驗室加溫二次脫氣，測試溶解氣，最后計算生產氣油比=（套管氣+上油管線一次分離的伴生氣+二次加溫脫氣量）/采出油量。

圖1 生產氣油比測試裝置

方案二：利用高壓物性資料測試方法進行測試。首先對生產井進行關井（15 d），然后待地層壓力恢復穩定后，起出生產管柱，下入壓力計測試靜壓，在油層中部下入密閉取樣器，樣品送往專業化驗室進行測定。

方案一工序相對簡單，更符合實際生產現狀，但需要定制特制的高度集成的小型氣液兩相分離器。方案二工序復雜，但測試的數據更接近生產氣油比的理論值，但需要關井15 d，起下生產管柱（2 d），誤產影響較大。該區域長2層油井平均日產1.31 t/d，測試期間單井影響產量達到了22.27 t，7口井累計影響155.89 t，按照目前的國際WTI原油價格77.6美元/桶，噸桶比7.58，美元匯率7.16，累計影響經濟效益達到了65.65萬元。

通過對比優選，認為方案一更加合理可行，生產氣油比測試裝置將機械、儀表、自控裝置、信息技術高度集成，不影響正常生產，可靠性強、能耗低、安全系數高，同時借鑒國內外地面工程設備小型化、撬裝化的特點，移動性強，可重復利用，可以滿足廠內不同區塊、不同時期生產氣油比的測試需求。

2 技術機理

套管氣通過渦輪流量計后接入后端的上液管線，上油管線接入該裝置的進液口，經過氣液兩相分離器后，接入另外一臺渦輪流量計，當分離器內的壓力高于設定壓力0.4 MPa，開始排氣計量油管游離氣，壓力低于0.2 MPa時關閉計量氣閥門，在當液位高于設定的警戒液位0.8 m后，通過PLC程序控制電磁閥，開始排液，排液過程中可以通過密閉取樣器（見圖2）取樣，為了對油井進行準確的密閉取樣，防止輕質組分逃逸，特設計此裝置，液位低于0.25 m后，關閉排液閥門。取樣過程中依靠氣液分離器壓力進行排液，打開進液閥，進液過程中活塞推動拉桿上行，讓液體充滿取樣器，取液量達到化驗標準后，關閉閥門停止進液。每次取樣5 L，送往專業化驗室進行化驗，排液過程中轉動拉桿，活塞下行，通過排液閥進行排液，油管氣就等于經過分離器分離的游離氣以及樣品中的溶解氣。

圖2 密閉取樣器

罐體的頂部安裝彈簧式安全閥，當分離器壓力高于安全閥的設定壓力后，安全閥自動打開，保證分離器壓力運行在合理范圍內；同時安裝溫度傳感器，實時監控分離器運行溫度，冬季氣液分離器運行溫度低于原油凝點時及時啟動電伴熱裝置，測試完成后打開排污閥，及時拍凈罐內液體防止凍堵。

志丹油田單井產能較低，平均日產油0.8 t，多層系開發，伴生氣不穩定，一般情況下長6層油井伴生氣最高，長2層次之，延安組油井幾乎沒有伴生氣，但也存在地域差異，同時也與開發時期密切相關，到注水開發的中后期，伴生氣逐年降低。因此為了取得某區域油井的平均生產氣油比，應選取不同區域、不同投產年限、不同層位的油井，同時在測試過程中應取平均值，連續測試時間必須在7 d以上，波動較大的井可以根據情況適當延長測試時間直至流量穩定[4]。

3 生產氣油比的計算方法

油井綜合的產氣量應該為套管氣與油管氣之和，油管氣又包含兩部分，一部分是經過分離器一次分離的游離伴生氣，另一部分是溶解在原油中的溶解氣，因此生產氣油比的公式可以寫成：

其中Rp為油井總的生產氣油比，單位m3/t

Qg為套管的游離氣產量，單位m3

Qy為油管的游離氣產量，單位m3

Qo為單井日產油量，單位t

Rs為經過氣液兩相分離器的油管溶解氣油比，單位m3/t，該數據要通過密閉取樣后送往專業化驗室進行計量化驗，正545-4井化驗結果見表1，該井溶解氣油比為29.4 m3/t。

表1 正545-4油管溶解氣氣油比檢測報告檢 測 報 告

該區域原油密度為0.84 kg/m3，單位也可以折算成m3/m3。

4 安裝測試注意事項

1）陜北冬天氣溫較低，最低氣溫低至-30 ℃，因此為了不影響油井正常生產，該裝置必須安裝保溫層，保溫層宜采用保溫棉+電伴熱工藝。

2）為了保證套管氣量均勻穩定，套管氣量測試前應打開套管氣閥門24 h后開始測量。

3）生產氣油比測試裝置、密閉取樣器材質必須符合壓力容器安裝的相關規范，同時配備相應的等級的安全閥。

4）測試裝置安裝位置要因地制宜，不影響裝油、修井等正常生產作業。

5）測試完成后恢復正常生產流程。

5 測試結果及分析

根據油井分布地理位置（覆蓋該區域的各個井區）、投產年限（自2016年投入開發以來每年篩選1口）等因素綜合考慮，在稠樹梁區域優選7口長2層油井進行測試，所得結果如表2所示。

表2 生產氣油比測試結果表

由測試結果可以看出，該區域廠2層原油伴生氣資源非常豐富，油井套管氣較為充足，平均生產氣油比達到了294.29 m3/t，5416-9井更是達到了692.80 m3/t，測試結果表明套管氣較大，說明油井流壓較小從而造成井底脫氣較為嚴重，氣量足以滿足集輸工程的熱能需求，剩余的伴生氣可以直接回收或者使用伴生氣進行發電，具有較高的經濟效益。

6 結束語

通過該裝置能準確測出目前該區域長2油層的生產氣油比，但為了描述生產氣油比的變化規律，則需要建立了生產氣油比多元回歸模型[5]，油井的采出程度、地層壓力保持水平、油層壓力下降速度、油層滲透率、井距等都會對生產氣油比的產生影響，建立多元回歸模型后同時通過礦場實驗實際數據進行反復驗證，不斷修正、優化模型，最終通過多元回歸型得出的關系式基本能反映出生產氣油比與主要影響因素的關系式，從而更好地指導油氣生產實踐。