揮發(fā)性油藏回注氣井控因素分析及措施

李中超 王鑫敏 程鳳蓮 朱黎明 樊繼宗

(中國石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探開發(fā)研究院)

0 引 言

中國石化中原油田揮發(fā)性油藏儲量6 528萬t，地層壓力高，原始氣油比高，儲層物性差，易脫氣，采出程度僅有10.1%。2006年開始在文88塊開展天然氣驅(qū)先導(dǎo)試驗，截至2018年，累增油4.22萬t，增氣1.06億m3，采出程度達到34.8%。

產(chǎn)出氣回注提高采收率是低油價下天然氣驅(qū)規(guī)模應(yīng)用、效益開發(fā)的重要手段，具有極大的推廣意義，但存在不同程度的安全環(huán)保隱患。一方面，揮發(fā)性油藏普遍壓力高、物性差，不同組分天然氣注入能力不明確，注入天然氣后流體物理性質(zhì)變化規(guī)律復(fù)雜，地層壓力場變化復(fù)雜；流體性質(zhì)變化使得地層壓力預(yù)測難度加大。另一方面，儲層非均性強，層間差異大；低滲油藏均經(jīng)過大型壓裂，人工裂縫發(fā)育，容易氣竄造成環(huán)境污染，甚至安全事故。

針對以上現(xiàn)狀，將揮發(fā)性油藏天然氣回注井控安全環(huán)保關(guān)鍵因素按節(jié)點分為注入端、地下及產(chǎn)出端3方面，涵蓋設(shè)備運行、機組結(jié)構(gòu)、壓力預(yù)測及氣竄污染等各方面。明確各節(jié)點及主控因素，對實現(xiàn)安全環(huán)保的天然氣驅(qū)最大效益開發(fā)，及提高揮發(fā)性油藏開發(fā)效果和經(jīng)濟效益具有重要意義。

1 注入端影響因素研究

1.1 天然氣回注系統(tǒng)節(jié)點分析

不同流體在地層中的黏度實驗分析結(jié)果顯示，天然氣黏度是注入水的4.7%。實驗對比，天然氣相對滲透率是注入水相對滲透率的5倍左右。巖心驅(qū)替實驗進行不同條件下注采壓差曲線結(jié)果顯示，注氣壓差是注水壓差的48%。

以文88塊天然氣驅(qū)先導(dǎo)試驗為例，考慮組分影響下計算各節(jié)點安全生產(chǎn)壓力分布。根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)收集計算注氣壓差，建立模型繪制不同注入條件下注采壓差變化曲線，見圖1，確定單井安全注氣速度為2×104m3/d，根據(jù)實際注天然氣情況得到比吸氣指數(shù)96.42 m3/(d·m·MPa)，文88塊射孔層平均有效厚度20 m，地層壓力32 MPa，計算生產(chǎn)差壓為10 MPa，根據(jù)平均地層壓力求得井底流壓為42 MPa。

圖1 不同注入條件下注采壓差變化曲線

根據(jù)回注氣不同組分影響，編制軟件計算得出井筒內(nèi)天然氣物性變化規(guī)律[1]，確定井筒氣柱壓力為8～10 MPa，注入干氣、濕氣所需井口注入壓力分別達到33.5，32 MPa。

1.2 35 MPa高壓無基礎(chǔ)壓縮機組配套工藝設(shè)備研發(fā)

針對35 MPa高壓排氣壓力，四級氣缸出口緩沖罐采用高強度高壓球罐，具有較好的氣體脈動吸能效果，能充分保證高壓工況運行安全。球罐受力均勻，只有軸向應(yīng)力，軸向應(yīng)力值比周向應(yīng)力小一半，因此球罐壁厚的厚度小，承載能力提高50%，且能極大的節(jié)約材料成本，滿足強度要求，防控環(huán)境風(fēng)險。

通過研究氣缸氣道流場，設(shè)計合理的氣道結(jié)構(gòu)和容量，降低氣流壓力脈動幅度，減少阻力損失；分析高壓氣缸缸套磨損失效現(xiàn)象和失效機理，結(jié)合缸套材料特性，利用有限元分析方法模擬缸套高壓工況下的溫度場和應(yīng)力場，確定高壓缸套與高壓氣缸的配合間隙及安裝形式。經(jīng)分析，缸套的最大應(yīng)力出現(xiàn)在內(nèi)表面，主要由過盈配合量和溫度載荷確定，最大應(yīng)力低于缸套材料QT600-3的名義最小屈服強度370 MPa；M27螺栓的應(yīng)力主要由螺栓預(yù)緊力矩和缸內(nèi)氣體壓力確定。最大應(yīng)力為270 MPa，滿足螺栓強度設(shè)計要求；氣閥在螺栓預(yù)緊力矩360 Nm的作用下，滿足氣閥廠商的要求。

通過對密封材料、密封結(jié)構(gòu)形式的研究，選用符合標準要求的環(huán)形透鏡墊密封形式，解決高壓氣缸進、排氣法蘭和閥蓋等部位的密封問題；通過對填料環(huán)的材料、填料密封結(jié)構(gòu)、填料函的冷卻方式研究，形成合理的填料結(jié)構(gòu)，減少高壓氣體的泄漏，提高填料的使用壽命。

1.3 配套超壓縮機組安全高效運行技術(shù)研究

1.3.1 反向角死區(qū)研究技術(shù)

壓縮機活塞桿及所有傳動部件都受到壓力或拉力，這兩個力使十字頭銷壓在連桿小頭襯套的一側(cè)，而另一側(cè)出現(xiàn)間隙，使?jié)櫥瓦M入潤滑和冷卻該側(cè)的十字頭銷和連桿小頭襯套，如果只受一個方向的力，十字頭銷總壓在連桿小頭襯套的一側(cè)，那么受壓這一側(cè)始終沒有間隙，始終得不到潤滑和冷卻，因此，活塞桿的受力方向必須改變，且保持一定的時間，使連桿小頭襯套兩側(cè)輪流得到充分的潤滑和冷卻。這個時間以曲軸的轉(zhuǎn)角來表示稱為“反向角”，當壓縮機反向角小于30°時的工作區(qū)域稱死區(qū)，十字頭、十字頭銷及連桿小頭襯套會在幾分鐘的運行時間產(chǎn)生高溫并燒損，見圖2。

圖2 壓縮機剖面

分析反向角與排氣壓力曲線，可以發(fā)現(xiàn)進口壓力越低，死區(qū)范圍越廣，轉(zhuǎn)速越高，發(fā)生死區(qū)的機會越大。在1.0 MPa進口壓力情況下沒有死區(qū)，在0.5 MPa進口壓力，轉(zhuǎn)速750 r/min，壓縮機可以在20.69～52 MPa出口壓力范圍工作沒有死區(qū)。

在機組上配套了出口壓力自動調(diào)節(jié)閥，壓力調(diào)節(jié)閥下游有一個壓力變送器，當機組出口壓力低于死區(qū)壓力時，壓力自動調(diào)節(jié)閥會調(diào)節(jié)閥的上游壓力到死區(qū)的范圍以上，調(diào)節(jié)閥的上下游壓力及調(diào)節(jié)閥的開度由機組PLC控制盤控制。升壓過程中，5 min內(nèi)在降低機組轉(zhuǎn)速的條件下，將出口壓力提升至37 MPa，避開反向角死區(qū)。機組卸載過程中，采用超常規(guī)的故障停機的模式，利用壓力調(diào)節(jié)閥避開死區(qū)。

1.3.2 排污系統(tǒng)冰堵處理技術(shù)

天然氣在膨脹過程中，壓力驟降，易產(chǎn)生冰堵，危害系統(tǒng)性很高。研究發(fā)現(xiàn)，將排污系統(tǒng)分為高低壓兩個等級，用PLC進行控制分級排污，能夠有效解決冰堵問題。排污出口采用變徑直管段結(jié)合阻尼絲堵，減緩壓力急速下降的速度，也能夠減少冰堵的發(fā)生。

1.3.3 供氣、外輸緊急關(guān)斷聯(lián)鎖及快速放空系統(tǒng)

利用五級高壓放空閥和氣動閥，建立供氣、外輸緊急關(guān)斷聯(lián)鎖及快速放空系統(tǒng)。中控室安裝手動切斷裝置，壓縮機組各監(jiān)測點安裝可燃氣體報警監(jiān)測探頭和火焰監(jiān)測儀，一旦有報警中控室人員可立即切斷氣源、電源。切斷成功率100%，將危險及環(huán)境風(fēng)險消滅在源頭。

1.3.4 壓縮機組降噪技術(shù)

研究采用環(huán)保消聲設(shè)備降低部分噪聲源的聲級值；對設(shè)備局部采用隔聲、隔振降噪措施，控制主機和空氣過濾器噪聲等設(shè)備的輻射傳播能量；設(shè)置隔聲廠房及隔聲門，阻隔噪聲的傳播途徑，強制通風(fēng)裝置，成功將噪聲控制在80 dB(A)以下。

1.4 高壓氣密封管柱與井口研發(fā)

1.4.1 高壓氣密封井下安全注氣控制管柱

由于引進天然氣注入管柱結(jié)構(gòu)存在循環(huán)開關(guān)打不開、插管拔不開、封隔器為永久式等問題導(dǎo)致后期作業(yè)安全不能保障、井筒處理困難等問題，自主研發(fā)插入可取式注氣管柱，從上至下由氣密封油管+滑套開關(guān)+水力卡瓦+密封插管+Y445-114注氣封隔器+堵塞器工作筒+油套連通器+單流閥等工具組成，自主設(shè)計的注氣管柱示意見圖3，高壓氣密封井口示意見圖4。

圖3 自主設(shè)計的注氣管柱

圖4 高壓氣密封井口示意

管柱插管采用單獨錨定的方式，設(shè)計可取式高壓氣密封封隔器，解決了后期作業(yè)安全不能保障、井筒處理困難等問題。此管柱現(xiàn)場應(yīng)用證明耐溫150℃、耐壓70 MPa，且成本比進口管柱降低50%，更符合生產(chǎn)需求。

1.4.2 高壓氣密封井口

自主研發(fā)的高壓氣密封井口采用平板閥的閥體、閥板與閥座采用全金屬密封，實現(xiàn)了高壓氣密封，耐壓70 MPa；所有部件內(nèi)部均采用防腐材料堆焊方式，解決了防腐、磨損等問題。

井口實施防火、防爆和井控關(guān)井，保證在易熔塞熔化和管網(wǎng)突然泄漏情況下地面安全閥實現(xiàn)快速應(yīng)急關(guān)斷，關(guān)斷時間小于2 min；及井口出現(xiàn)險情時，從控制箱緊急手動關(guān)閉井下安全閥。

2 地下影響因素研究

2.1 注入氣物理性質(zhì)及注氣后原油性質(zhì)變化規(guī)律

2.1.1 注入氣物理性質(zhì)

通過對所取地層原油進行的單次脫氣試驗、PV關(guān)系試驗、多次脫氣試驗及黏度測定，獲得了原始油藏條件下地層原油的各項參數(shù)[2]，見表1，表2。模擬計算出相圖，見圖5?？梢钥闯雠R界點對應(yīng)的壓力為32.581 MPa，對應(yīng)的溫度為270.79℃。該油藏在原始條件下屬于不飽和油藏，目前條件下為飽和油藏。

表1 地層原油組成分布 %(摩爾百分比)

表2 地層原油的主要數(shù)據(jù)

圖5 地層流體P-T相圖

文88塊天然氣驅(qū)的注入溶劑為外輸開封天然氣，在常溫常壓下呈氣態(tài)，其平均分子量為17.0，密度為0.587 2 kg/m3。注入溶劑的臨界溫度為-73.79℃，臨界壓力為5.372 MPa。注入溶劑具有油藏原油的某些特性，因而不污染、不腐蝕地層，并且可以同地層原油進行十分有利的質(zhì)量交換，注入氣組分分析見表3。

表3 注入氣組分分析 %

2.1.2 注天然氣原油性質(zhì)變化規(guī)律

在地層流體相態(tài)研究的基礎(chǔ)上對文88塊目前地層原油樣品進行了注天然氣的P-X實驗研究。研究表明注氣后可膨脹原油體積(膨脹1.47倍)，降低原油黏度(由0.27 MPa·s 下降到0.15 MPa·s)、密度，影響壓力場變化[3]。

注天然氣瀝青沉積與原油性質(zhì)相關(guān)，揮發(fā)性油藏沉積現(xiàn)象輕微，天然氣與原油接觸后，原油組成體系變化劇烈，重質(zhì)油油藏注天然氣普遍存在瀝青沉積；室內(nèi)實驗顯示文88塊注氣瀝青沉積含量不超過0.04%，揮發(fā)性油藏不會發(fā)生瀝青沉積，對周圍環(huán)境污染極小，值得推廣。

2.2 注天然氣后地層壓力場變化規(guī)律

研究建立非混相驅(qū)組分數(shù)值模擬模型，通過合理化組分劈分、組合，參數(shù)敏感性和相關(guān)性分析，組分間二元交互系數(shù)微調(diào)三大技術(shù)提高了揮發(fā)性油藏天然氣驅(qū)PVT相態(tài)擬合精度，提高組分模型壓力預(yù)測精度，定量明確注氣油藏壓力場變化規(guī)律。

2.2.1 提高揮發(fā)性油藏天然氣驅(qū)PVT相態(tài)擬合精度

高揮發(fā)性油藏組分變化劇烈，相態(tài)擬合難度大；傳統(tǒng)方法依賴人工試湊誤差較大。通過合理化組分劈分、組合，參數(shù)敏感性和相關(guān)性分析，組分間二元交互系數(shù)微調(diào)三大技術(shù)提高了揮發(fā)性油藏天然氣驅(qū)PVT相態(tài)擬合精度。重點是精細劈分C3～C6由3個細分到6個擬組分，PVTi相態(tài)擬合精度提高到96%；引入PEBi非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格構(gòu)建方式，克服儲層非均質(zhì)性強、網(wǎng)格取向效應(yīng)等問題，優(yōu)化網(wǎng)格過渡銜接，提高了組分數(shù)值模擬精度。

研究證實，對文88塊原油組分合理的劈分、組合及分析參數(shù)之間的敏感性和相關(guān)性，結(jié)合組分間二元交互系數(shù)的微調(diào)，對文88塊揮發(fā)性油藏的流體相態(tài)擬合，誤差在5%以內(nèi)，擬合精度較高。

2.2.2 提高壓力差預(yù)測精度

文88塊氣驅(qū)試驗區(qū)連續(xù)注氣后，壓力監(jiān)測結(jié)果表明，地層壓力明顯回升，文88塊注氣前后壓力場分布見圖6。先導(dǎo)試驗過程中，持續(xù)保持注氣量為10×104m3左右，注氣壓力逐漸由開始的40 MPa左右逐漸上升到45 MPa左右；從文88-15、文88-25井連續(xù)注氣過程來看，在日注氣量基本保持不變的情況下，注氣壓力也分別呈上升趨勢，說明地層能量得到有效聚集，地層壓力逐步得到補充。運用數(shù)值模擬，準確計算不同時間段油藏的壓力場變化，實時的定量化的明確了井點、井間及整個油藏的壓力值，為天然氣的安全注入和安全生產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

圖6 文88塊注氣前后壓力場分布

2.3 高壓大流量天然氣計量技術(shù)研究

2.3.1 彎管流量計引壓工藝

為避免引壓管堵塞造成無法正常計量的問題，正負引壓分離管與彎管段氣流中心軸線呈向上前傾銳角α狀安裝，實現(xiàn)對待測氣體引壓，同時利用緩沖筒對雜質(zhì)進行重力分離，避免引壓管堵塞造成無法正常計量，克服易進雜質(zhì)堵塞缺陷。彎管流量計巧妙利用管道本身特性，利用管道自然轉(zhuǎn)彎產(chǎn)生的微小壓差進行推導(dǎo)計算，其計量段無任何節(jié)流件、阻流件和中間媒介，解決了含雜質(zhì)高壓天然氣計量問題，實現(xiàn)了輸送和計量的和諧統(tǒng)一。

2.3.2 高壓流量計結(jié)構(gòu)標準化

自主研發(fā)的標準化高壓流量具有無插入件、節(jié)流件，無阻力損失；直接焊接于管道上，安裝方便；計量流態(tài)范圍廣；對磨損不敏感，可長期高精度測量；測量精度高達±1%的5大技術(shù)優(yōu)勢。而且具有結(jié)構(gòu)簡單，價格低廉；無需頻繁校驗、維修、更換；使用壽命長；適應(yīng)性強，滿足各種惡劣條件計量要求6大功能優(yōu)勢。

3 產(chǎn)出端影響因素研究

揮發(fā)性油藏儲層非均質(zhì)性強，且人工壓裂裂縫導(dǎo)致易氣竄[4]。氣竄規(guī)律不明顯，生產(chǎn)井爆發(fā)性增長的氣量不僅可能危害環(huán)境，還可能發(fā)生事故，危及生產(chǎn)安全。

3.1 注氣規(guī)律

文88塊沙三中10注氣對應(yīng)4口油井進行歸一化處理，根據(jù)投產(chǎn)初期產(chǎn)能、增油幅度及見效無因次產(chǎn)量模型，建立天然氣驅(qū)產(chǎn)量預(yù)測模型。見效期發(fā)現(xiàn)注氣至氣驅(qū)前緣到達生產(chǎn)井井底，氣升油升；氣竄期氣升油降；停注期，立即氣降油降。

氣竄一般以氣油比大幅度上升作為判定標準，采用氣油比變化倍數(shù)作為界定指標，倍數(shù)大于15為氣竄，文88塊試驗井組氣油比變化率見表4。

氣油比變化倍數(shù)：

(1)

式中：Rt為注氣后的氣油比；R0為注氣初期的穩(wěn)定氣油比。

表4 文88塊試驗井組氣油比變化率

實驗及數(shù)模研究表明，井距對氣竄造成一定影響，隨井距增大，穩(wěn)產(chǎn)時間變長，突破晚，大于350 m后突破時間明顯增加，不易造成氣竄。從儲層非均質(zhì)性對天然氣驅(qū)氣竄方向的影響來看，高滲透方向突破時間短，初期產(chǎn)量高，低滲透方向氣竄晚，驅(qū)替更加均勻，效果好。

3.2 注采參數(shù)優(yōu)化

采用正交優(yōu)化方法，分析各參數(shù)對開發(fā)效果影響，明確了最優(yōu)安全開發(fā)方式及注采參數(shù)。注氣量方面，隨注氣量增加，增油量增加，增油幅度逐漸減緩，換油率降低，降幅逐漸減緩?？紤]增油趨勢及換油率，確定合理的注氣量為0.35 PV左右，注氣量對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響見圖7。注氣速度增大，油量呈先增大后減小的趨勢?？紤]現(xiàn)場壓縮機組及注入實際情況，注氣速度取(2～3)×104m3/d，注氣速度對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響見圖8。

圖7 注氣量對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響

圖8 注氣速度對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響

注氣方式方面，從模擬結(jié)果看，高注低采天然氣驅(qū)開發(fā)效果最好，其次為注采井等高部位，低注高采開發(fā)效果最差，注采井高低部位對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響見圖9。分別模擬了燜井2個月、6個月、1年脈沖及連續(xù)注入4種方式，從模擬結(jié)果可以看出連續(xù)注氣優(yōu)于脈沖注氣和燜井，注入方式對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響見圖10。

圖9 注采井高低部位對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響

圖10 注入方式對天然氣驅(qū)開發(fā)效果影響

4 結(jié) 論

1)揮發(fā)性油藏天然氣回注井控安全環(huán)保關(guān)鍵因素按節(jié)點可分為注入端、地下及產(chǎn)出端3方面，涵蓋設(shè)備運行、機組結(jié)構(gòu)、壓力預(yù)測及氣竄等各方面。

2)量化明確天然氣回注注入能力及生產(chǎn)壓差后，自主研發(fā)的高壓壓縮機組及氣密封管柱能夠?qū)崿F(xiàn)安全生產(chǎn)，環(huán)保注入。

3)通過創(chuàng)新非混相驅(qū)組分數(shù)值模擬技術(shù)體系及高壓大流量天然氣計量技術(shù)，建立注氣流量計量及地層壓力監(jiān)測方案，降低環(huán)保防控隱患。

4)分析注氣后氣竄規(guī)律，建立注氣方案參數(shù)優(yōu)化體系，能夠有效降低氣竄帶來的注氣隱患。