靖安油田长4+5、长6油藏伴生气研究与应用

赵新智 李世荣 杨涛 佘小兵 刘世会

1中国地质大学（武汉） 2长庆油田采油四厂

靖安油田长4+5、长6油藏伴生气研究与应用

赵新智1李世荣2杨涛2佘小兵2刘世会2

1中国地质大学（武汉） 2长庆油田采油四厂

靖安油田长4+5、长6油藏部分油井伴生气含量较高。从开采特征角度看，目前地层和生产井底附近脱气现象严重，伴生气产量较高，一般为原始溶解气油比的1～3.5倍；地层压力高的井比地层压力低的井产气量低。从伴生气的组成看，套管气量占总气量的2/3以上；随着含水率的上升，伴生气产量越来越低，当含水率达到70%以后，产气量很少或基本不产气；产气量变化有着明显的阶段性特征。根据测试研究，大路沟二区、白于山区套管气占总伴生气量的1/2～2/3，要充分利用好伴生气资源，就必须要解决伴生气、套管气的回收和利用问题。目前比较成熟的回收利用套管气的工艺技术主要有3种，即定压放气阀回收工艺，对储罐加温、降回压井组取暖工艺和安装燃气发电机工艺。

伴生气；采收率；物质平衡方程通式；溶解气驱采收率

靖安油田大路沟二区、白于山区油藏油井伴生气蕴含丰裕，轻质组分含量高，具有极高的投资回报率。虽然该区油气资源丰富，但是对伴生气的研究不多，伴生气的组分、储量、分布规律及其综合利用途径还不很清楚，尽管伴生气在站点的锅炉燃用、生活采暖等方面已经得到了充分利用，但仍有大量的伴生气无效放空，造成资源的浪费和环境的污染，同时存在较大的安全隐患。

1 伴生气储量现状

靖安长6、长4+5油藏溶解气储量为27.3×108～34.3×108m3，原始气油比47.8～59.9 m3/t，气油比49～126 m3/t。根据2006年12月份长庆油田资源量普查结果可知，白于山区、大路沟二区伴生气量为1.6×104m3/d，可用气量0.8×104m3/d。

白于山长4＋5储层原始地层压力10.7 MPa，饱和压力5.97 MPa，地饱压差4.7 MPa，原油收缩率17.1%，天然气比重1.03左右。大路沟二区长6储层原始地层压力11.5 MPa，饱和压力7.26 MPa，地饱压差4.2 MPa，原油收缩率17.1%，天然气比重0.92，原油物性参数见表1。

表1 靖安油田长4+5、长6层原油物性数据

2 伴生气组分

选用LWZQ-25涡轮流量传感器气量计量仪器和多层铝塑复合膜取样袋，对白于山区13口油井和大路沟二区19口油井两个区块油管气和套管气进行测试，结果表明，油管气和套管气轻烃含量有所不同，白于山长4+5和大路沟二区长6一般油管气的轻烃组分高于套管气，具体数据见表2。

表2 伴生气C3以上轻烃组分含量统计 %

3 开采特征

根据现场测试，白于山区和大路沟二区井底流压与饱和压力的比值一般在0.35～0.5之间，井底脱气严重，生产气油比高，伴生气开采指标见表3。

现场测试结果统计表明，伴生气产量变化具有明显的阶段性特征，一般在低含水期，伴生气产量较高。随着含水率的上升，产量逐渐降低，并且在阶段初期，降低速度较大，在阶段后期速度减缓，直到含水超过70%以后，油井基本不产气。

从理论上分析，对未饱和油藏，伴生气的生产特征与相变发生情况具有很大关系。当地层压力低于饱和压力时，生产气油比会远远大于油藏原始气油比；当地层压力高于饱和压力，生产井井底流压低于饱和压力时，生产气油比也会高于原始气油比，这也是目前长4+5、长6油藏在低含水期伴生气产量很高的原因。

表3 靖安油田大路沟二区、白于山区伴生气开采指标

4 伴生气采收率

伴生气可采储量是一个非常重要的指标，由于以往对伴生气产量没有进行系统计量，给采收率分析带来了一些麻烦。另外，尽管伴生气是在原油开采过程中产生的，但油气开采规律的不同导致了它们开采特征各异，在不同驱动条件下采收率也不一样。因此，根据两个区块的实际情况，选择应用物质平衡方程来研究不同开发阶段伴生气采收率问题。

4.1 物质平衡方程通式

物质平衡方程通式是指弹性驱动、溶解气驱、气顶驱和天然水驱同时存在的综合驱动方式下的物质平衡方程表达式，它适用于任何类型油藏的衰竭式开采。根据《油藏工程基础》可得物质平衡方程[1]

根据白于山长4+5、长6油藏特点（无气顶，无边底水），上述平衡方程可简写为

物质平衡方程在不同开发方式下，具有不同形式，下面将以这些方程为基础来推导不同开发阶段(不同驱动类型)下的伴生气采收率值，并进行分析。应用物质平衡方程时需要的PVT参数见表4。

表4 长庆油田部分区块高压物性参数

4.2 溶解气驱采收率

当地层压力低于饱和压力后，便进入了溶解气驱阶段，溶解气从原油中分离出来，逐渐以气相形式自由流动。由于天然气黏度比原油黏度低几百倍，溶解气在地下的运移速度比原油快得多，此时是溶解气大量采出的阶段[2]。

没有气顶存在(pipb)的油藏，溶解气驱阶段的物质平衡方程表达式为

经上式变形，可获得伴生气与原油在溶解气驱阶段的关系式

下标a表示油田开发到废弃压力条件下的对应参数。

伴生气和原油在溶解气驱阶段开采特征差异很大，由式（4）可知，二者的采收率存在很大差异，一般伴生气的采收率要远远高于原油采收率。式（4）右边第2项表达式描述了二者的差异。应用PVT资料对白于山区和大路沟二区伴生气采收率进行试算，考虑到有许多油井井底压力已低至2 MPa，可取废弃压力为2 MPa，地层压力降低到废弃压力时伴生气采收率与原油采收率的差异计算结果见表5。表5表明，油气采收率差异在38.94%～55.65%之间。溶解气驱原油采收率一般在5%～25%范围内，低渗透油藏会更低，可以用许多经验公式对其值估算[3-4]。

白于山区和大路沟二区伴生气采收率比原油采收率高38%～49%，如果按原油采收率15%估算，伴生气采收率可以达到53%～64%。

表5 长庆油田原油采收率和伴生气采收率差异

4.3 伴生气采收率评估

如果油藏地层压力和井底流压都保持在饱和压力上时，伴生气采收率和原油采收率是一样的，发生差异的主要原因是在地层或生产井底周围发生了溶解气驱作用。对于水驱油藏的伴生气采收率问题，原油采收率值是下限，溶解气驱方法计算的采收率是上限。

通过对长6、长4+5油藏伴生气生产特征分析可知，伴生气生产分为3个阶段，即低含水期(包括无水期)、中含水期或高含水期。在高含水期一般不产气和少产气，见表6。实际上，伴生气的开采只局限于前2个阶段，中高含水期的含水率分界点是70%。也就是说，在含水达到70%以前，溶解气驱一直是作为驱动方式之一而存在，对此阶段，可以用溶解气驱采收率计算方法来估测其采收率，尽管这阶段它也受到水驱方式的影响，溶解气驱采收率计算值是上限。

表6 长庆油田部分区块伴生气采收率情况 %

5 伴生气应用现状

燃烧和放空是目前本区处理多余伴生气的主要方式。根据测试研究，大路沟二区、白于山区套管气占总伴生气量的1/2～2/3间，要充分利用好伴生气资源，就必须要解决伴生气套管气的回收和利用问题。目前比较成熟的回收利用套管气的工艺技术主要有3种。

5.1 定压放气阀回收工艺

定压放气阀回收工艺相当于在油井套管上安装了一个安全阀，根据油井的回压大小调好开启压力，当溢出的套管气在环空聚集压力超过设定值时便泄放到采油树流程中，混入原油输到下游后进行集中处理及回收利用。长庆油田在具有回收价值的井上安装了定压放气阀，很好地解决了伴生气燃烧、放空的难题。定压放气阀回收工艺流程见图1。

5.2 对储罐加温、降回压井组取暖工艺

对于部分井组伴生气不富裕，但足以维持井场上的生产和生活需要时，则利用套管气给降回压炉加热，通过安装降回压炉，且在降回压炉的出口处安装两台小型循环泵（一台备用），以解决冬季员工取暖的问题，并可用储罐加温。该工艺在大路沟二区、白于山区已得到广泛运用，流程见图2。

图1 定压放气阀回收工艺流程

图2 对储罐加温、降回压井组取暖工艺流程

5.3 安装燃气发电机工艺

偏远地区的井场一般安装一套小型燃气发电机，发电机的功率与井场的用电量相匹配。例如某井场有4台抽油机，每台抽油机的功率是15 kW，共需60 kW的功率，实际上这个井场可安装功率为50 kW的发电机，井场上的电不外输，只供本井场使用。目前在大路沟二区、白于山区安装燃气发电机20台，运转正常，有效地利用了该区伴生气资源，合理地利用了油气资源，减少了油气损耗，且能消灭油区内“火炬天灯”，保护油区内的环境，减少H2S、SO2、CO等酸性气体造成的大气环境污染。站场所用的燃气发电机见图3。

图3 站场小型燃气发电机

6 结论

通过对32口油井现场进行测试，并对取样数据进行分析，从油气性质、伴生气生产动态两方面对长庆油田的伴生气开采特征进行了总结：从油气性质看，当地层压力低于饱和压力后，地层原油很容易脱气，溶解气油比随地层压力的降低呈直线降低；伴生气轻烃组分目前含量较高，并随着生产时间的延长，轻烃组分含量在逐渐上升。从开采特征角度看，目前地层和生产井底附近脱气现象严重，伴生气产量较高，一般为原始溶解气油比的1～3.5倍；地层压力高的井比地层压力低的井产气量低。从伴生气的组成看，套管气量占总气量的2/3以上；随着含水率的上升，伴生气产量越来越低，当含水率达到70%以后，产气量很少或基本不产气；产气量变化有着明显的阶段性特征。

通过对白于山区和大路沟二区现场取样分析证明，伴生气C3以上组分含量都较高，大部分在25%以上。白于山长4＋5储层甲烷含量为44.1%～52.7%,C3以上轻烃含量39.6%；大路沟二区长6储层甲烷含量58.7%，C3以上轻烃含量28.68%。

[1]刘德华，刘志森．油藏工程基础[M]．北京：石油工业出版社，2004．

[2]李勇，廖锐全．靖安油田井口套管气回收技术应用研究[J]．石油天然气学报，2010，32（2）：125-128．

[3]牛彦良，李莉，韩德金，等．低渗透油藏水驱采收率计算新方法[J]．石油学报，2006，27（2）：77-84．

[4]周斌，杨通佑．测算水驱砂岩油田采收率的经验公式[J]．石油学报，1988， 9（3）：55-61．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.010

（栏目主持 杨 军）