挥发性油藏回注气井控因素分析及措施

李中超 王鑫敏 程凤莲 朱黎明 樊继宗

(中国石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探开发研究院)

0 引 言

中国石化中原油田挥发性油藏储量6 528万t，地层压力高，原始气油比高，储层物性差，易脱气，采出程度仅有10.1%。2006年开始在文88块开展天然气驱先导试验，截至2018年，累增油4.22万t，增气1.06亿m3，采出程度达到34.8%。

产出气回注提高采收率是低油价下天然气驱规模应用、效益开发的重要手段，具有极大的推广意义，但存在不同程度的安全环保隐患。一方面，挥发性油藏普遍压力高、物性差，不同组分天然气注入能力不明确，注入天然气后流体物理性质变化规律复杂，地层压力场变化复杂；流体性质变化使得地层压力预测难度加大。另一方面，储层非均性强，层间差异大；低渗油藏均经过大型压裂，人工裂缝发育，容易气窜造成环境污染，甚至安全事故。

针对以上现状，将挥发性油藏天然气回注井控安全环保关键因素按节点分为注入端、地下及产出端3方面，涵盖设备运行、机组结构、压力预测及气窜污染等各方面。明确各节点及主控因素，对实现安全环保的天然气驱最大效益开发，及提高挥发性油藏开发效果和经济效益具有重要意义。

1 注入端影响因素研究

1.1 天然气回注系统节点分析

不同流体在地层中的黏度实验分析结果显示，天然气黏度是注入水的4.7%。实验对比，天然气相对渗透率是注入水相对渗透率的5倍左右。岩心驱替实验进行不同条件下注采压差曲线结果显示，注气压差是注水压差的48%。

以文88块天然气驱先导试验为例，考虑组分影响下计算各节点安全生产压力分布。根据生产数据收集计算注气压差，建立模型绘制不同注入条件下注采压差变化曲线，见图1，确定单井安全注气速度为2×104m3/d，根据实际注天然气情况得到比吸气指数96.42 m3/(d·m·MPa)，文88块射孔层平均有效厚度20 m，地层压力32 MPa，计算生产差压为10 MPa，根据平均地层压力求得井底流压为42 MPa。

图1 不同注入条件下注采压差变化曲线

根据回注气不同组分影响，编制软件计算得出井筒内天然气物性变化规律[1]，确定井筒气柱压力为8～10 MPa，注入干气、湿气所需井口注入压力分别达到33.5，32 MPa。

1.2 35 MPa高压无基础压缩机组配套工艺设备研发

针对35 MPa高压排气压力，四级气缸出口缓冲罐采用高强度高压球罐，具有较好的气体脉动吸能效果，能充分保证高压工况运行安全。球罐受力均匀，只有轴向应力，轴向应力值比周向应力小一半，因此球罐壁厚的厚度小，承载能力提高50%，且能极大的节约材料成本，满足强度要求，防控环境风险。

通过研究气缸气道流场，设计合理的气道结构和容量，降低气流压力脉动幅度，减少阻力损失；分析高压气缸缸套磨损失效现象和失效机理，结合缸套材料特性，利用有限元分析方法模拟缸套高压工况下的温度场和应力场，确定高压缸套与高压气缸的配合间隙及安装形式。经分析，缸套的最大应力出现在内表面，主要由过盈配合量和温度载荷确定，最大应力低于缸套材料QT600-3的名义最小屈服强度370 MPa；M27螺栓的应力主要由螺栓预紧力矩和缸内气体压力确定。最大应力为270 MPa，满足螺栓强度设计要求；气阀在螺栓预紧力矩360 Nm的作用下，满足气阀厂商的要求。

通过对密封材料、密封结构形式的研究，选用符合标准要求的环形透镜垫密封形式，解决高压气缸进、排气法兰和阀盖等部位的密封问题；通过对填料环的材料、填料密封结构、填料函的冷却方式研究，形成合理的填料结构，减少高压气体的泄漏，提高填料的使用寿命。

1.3 配套超压缩机组安全高效运行技术研究

1.3.1 反向角死区研究技术

压缩机活塞杆及所有传动部件都受到压力或拉力，这两个力使十字头销压在连杆小头衬套的一侧，而另一侧出现间隙，使润滑油进入润滑和冷却该侧的十字头销和连杆小头衬套，如果只受一个方向的力，十字头销总压在连杆小头衬套的一侧，那么受压这一侧始终没有间隙，始终得不到润滑和冷却，因此，活塞杆的受力方向必须改变，且保持一定的时间，使连杆小头衬套两侧轮流得到充分的润滑和冷却。这个时间以曲轴的转角来表示称为“反向角”，当压缩机反向角小于30°时的工作区域称死区，十字头、十字头销及连杆小头衬套会在几分钟的运行时间产生高温并烧损，见图2。

图2 压缩机剖面

分析反向角与排气压力曲线，可以发现进口压力越低，死区范围越广，转速越高，发生死区的机会越大。在1.0 MPa进口压力情况下没有死区，在0.5 MPa进口压力，转速750 r/min，压缩机可以在20.69～52 MPa出口压力范围工作没有死区。

在机组上配套了出口压力自动调节阀，压力调节阀下游有一个压力变送器，当机组出口压力低于死区压力时，压力自动调节阀会调节阀的上游压力到死区的范围以上，调节阀的上下游压力及调节阀的开度由机组PLC控制盘控制。升压过程中，5 min内在降低机组转速的条件下，将出口压力提升至37 MPa，避开反向角死区。机组卸载过程中，采用超常规的故障停机的模式，利用压力调节阀避开死区。

1.3.2 排污系统冰堵处理技术

天然气在膨胀过程中，压力骤降，易产生冰堵，危害系统性很高。研究发现，将排污系统分为高低压两个等级，用PLC进行控制分级排污，能够有效解决冰堵问题。排污出口采用变径直管段结合阻尼丝堵，减缓压力急速下降的速度，也能够减少冰堵的发生。

1.3.3 供气、外输紧急关断联锁及快速放空系统

利用五级高压放空阀和气动阀，建立供气、外输紧急关断联锁及快速放空系统。中控室安装手动切断装置，压缩机组各监测点安装可燃气体报警监测探头和火焰监测仪，一旦有报警中控室人员可立即切断气源、电源。切断成功率100%，将危险及环境风险消灭在源头。

1.3.4 压缩机组降噪技术

研究采用环保消声设备降低部分噪声源的声级值；对设备局部采用隔声、隔振降噪措施，控制主机和空气过滤器噪声等设备的辐射传播能量；设置隔声厂房及隔声门，阻隔噪声的传播途径，强制通风装置，成功将噪声控制在80 dB(A)以下。

1.4 高压气密封管柱与井口研发

1.4.1 高压气密封井下安全注气控制管柱

由于引进天然气注入管柱结构存在循环开关打不开、插管拔不开、封隔器为永久式等问题导致后期作业安全不能保障、井筒处理困难等问题，自主研发插入可取式注气管柱，从上至下由气密封油管+滑套开关+水力卡瓦+密封插管+Y445-114注气封隔器+堵塞器工作筒+油套连通器+单流阀等工具组成，自主设计的注气管柱示意见图3，高压气密封井口示意见图4。

图3 自主设计的注气管柱

图4 高压气密封井口示意

管柱插管采用单独锚定的方式，设计可取式高压气密封封隔器，解决了后期作业安全不能保障、井筒处理困难等问题。此管柱现场应用证明耐温150℃、耐压70 MPa，且成本比进口管柱降低50%，更符合生产需求。

1.4.2 高压气密封井口

自主研发的高压气密封井口采用平板阀的阀体、阀板与阀座采用全金属密封，实现了高压气密封，耐压70 MPa；所有部件内部均采用防腐材料堆焊方式，解决了防腐、磨损等问题。

井口实施防火、防爆和井控关井，保证在易熔塞熔化和管网突然泄漏情况下地面安全阀实现快速应急关断，关断时间小于2 min；及井口出现险情时，从控制箱紧急手动关闭井下安全阀。

2 地下影响因素研究

2.1 注入气物理性质及注气后原油性质变化规律

2.1.1 注入气物理性质

通过对所取地层原油进行的单次脱气试验、PV关系试验、多次脱气试验及黏度测定，获得了原始油藏条件下地层原油的各项参数[2]，见表1，表2。模拟计算出相图，见图5。可以看出临界点对应的压力为32.581 MPa，对应的温度为270.79℃。该油藏在原始条件下属于不饱和油藏，目前条件下为饱和油藏。

表1 地层原油组成分布 %(摩尔百分比)

表2 地层原油的主要数据

图5 地层流体P-T相图

文88块天然气驱的注入溶剂为外输开封天然气，在常温常压下呈气态，其平均分子量为17.0，密度为0.587 2 kg/m3。注入溶剂的临界温度为-73.79℃，临界压力为5.372 MPa。注入溶剂具有油藏原油的某些特性，因而不污染、不腐蚀地层，并且可以同地层原油进行十分有利的质量交换，注入气组分分析见表3。

表3 注入气组分分析 %

2.1.2 注天然气原油性质变化规律

在地层流体相态研究的基础上对文88块目前地层原油样品进行了注天然气的P-X实验研究。研究表明注气后可膨胀原油体积(膨胀1.47倍)，降低原油黏度(由0.27 MPa·s 下降到0.15 MPa·s)、密度，影响压力场变化[3]。

注天然气沥青沉积与原油性质相关，挥发性油藏沉积现象轻微，天然气与原油接触后，原油组成体系变化剧烈，重质油油藏注天然气普遍存在沥青沉积；室内实验显示文88块注气沥青沉积含量不超过0.04%，挥发性油藏不会发生沥青沉积，对周围环境污染极小，值得推广。

2.2 注天然气后地层压力场变化规律

研究建立非混相驱组分数值模拟模型，通过合理化组分劈分、组合，参数敏感性和相关性分析，组分间二元交互系数微调三大技术提高了挥发性油藏天然气驱PVT相态拟合精度，提高组分模型压力预测精度，定量明确注气油藏压力场变化规律。

2.2.1 提高挥发性油藏天然气驱PVT相态拟合精度

高挥发性油藏组分变化剧烈，相态拟合难度大；传统方法依赖人工试凑误差较大。通过合理化组分劈分、组合，参数敏感性和相关性分析，组分间二元交互系数微调三大技术提高了挥发性油藏天然气驱PVT相态拟合精度。重点是精细劈分C3～C6由3个细分到6个拟组分，PVTi相态拟合精度提高到96%；引入PEBi非结构化网格构建方式，克服储层非均质性强、网格取向效应等问题，优化网格过渡衔接，提高了组分数值模拟精度。

研究证实，对文88块原油组分合理的劈分、组合及分析参数之间的敏感性和相关性，结合组分间二元交互系数的微调，对文88块挥发性油藏的流体相态拟合，误差在5%以内，拟合精度较高。

2.2.2 提高压力差预测精度

文88块气驱试验区连续注气后，压力监测结果表明，地层压力明显回升，文88块注气前后压力场分布见图6。先导试验过程中，持续保持注气量为10×104m3左右，注气压力逐渐由开始的40 MPa左右逐渐上升到45 MPa左右；从文88-15、文88-25井连续注气过程来看，在日注气量基本保持不变的情况下，注气压力也分别呈上升趋势，说明地层能量得到有效聚集，地层压力逐步得到补充。运用数值模拟，准确计算不同时间段油藏的压力场变化，实时的定量化的明确了井点、井间及整个油藏的压力值，为天然气的安全注入和安全生产提供技术支撑。

图6 文88块注气前后压力场分布

2.3 高压大流量天然气计量技术研究

2.3.1 弯管流量计引压工艺

为避免引压管堵塞造成无法正常计量的问题，正负引压分离管与弯管段气流中心轴线呈向上前倾锐角α状安装，实现对待测气体引压，同时利用缓冲筒对杂质进行重力分离，避免引压管堵塞造成无法正常计量，克服易进杂质堵塞缺陷。弯管流量计巧妙利用管道本身特性，利用管道自然转弯产生的微小压差进行推导计算，其计量段无任何节流件、阻流件和中间媒介，解决了含杂质高压天然气计量问题，实现了输送和计量的和谐统一。

2.3.2 高压流量计结构标准化

自主研发的标准化高压流量具有无插入件、节流件，无阻力损失；直接焊接于管道上，安装方便；计量流态范围广；对磨损不敏感，可长期高精度测量；测量精度高达±1%的5大技术优势。而且具有结构简单，价格低廉；无需频繁校验、维修、更换；使用寿命长；适应性强，满足各种恶劣条件计量要求6大功能优势。

3 产出端影响因素研究

挥发性油藏储层非均质性强，且人工压裂裂缝导致易气窜[4]。气窜规律不明显，生产井爆发性增长的气量不仅可能危害环境，还可能发生事故，危及生产安全。

3.1 注气规律

文88块沙三中10注气对应4口油井进行归一化处理，根据投产初期产能、增油幅度及见效无因次产量模型，建立天然气驱产量预测模型。见效期发现注气至气驱前缘到达生产井井底，气升油升；气窜期气升油降；停注期，立即气降油降。

气窜一般以气油比大幅度上升作为判定标准，采用气油比变化倍数作为界定指标，倍数大于15为气窜，文88块试验井组气油比变化率见表4。

气油比变化倍数：

(1)

式中：Rt为注气后的气油比；R0为注气初期的稳定气油比。

表4 文88块试验井组气油比变化率

实验及数模研究表明，井距对气窜造成一定影响，随井距增大，稳产时间变长，突破晚，大于350 m后突破时间明显增加，不易造成气窜。从储层非均质性对天然气驱气窜方向的影响来看，高渗透方向突破时间短，初期产量高，低渗透方向气窜晚，驱替更加均匀，效果好。

3.2 注采参数优化

采用正交优化方法，分析各参数对开发效果影响，明确了最优安全开发方式及注采参数。注气量方面，随注气量增加，增油量增加，增油幅度逐渐减缓，换油率降低，降幅逐渐减缓。考虑增油趋势及换油率，确定合理的注气量为0.35 PV左右，注气量对天然气驱开发效果影响见图7。注气速度增大，油量呈先增大后减小的趋势。考虑现场压缩机组及注入实际情况，注气速度取(2～3)×104m3/d，注气速度对天然气驱开发效果影响见图8。

图7 注气量对天然气驱开发效果影响

图8 注气速度对天然气驱开发效果影响

注气方式方面，从模拟结果看，高注低采天然气驱开发效果最好，其次为注采井等高部位，低注高采开发效果最差，注采井高低部位对天然气驱开发效果影响见图9。分别模拟了焖井2个月、6个月、1年脉冲及连续注入4种方式，从模拟结果可以看出连续注气优于脉冲注气和焖井，注入方式对天然气驱开发效果影响见图10。

图9 注采井高低部位对天然气驱开发效果影响

图10 注入方式对天然气驱开发效果影响

4 结 论

1)挥发性油藏天然气回注井控安全环保关键因素按节点可分为注入端、地下及产出端3方面，涵盖设备运行、机组结构、压力预测及气窜等各方面。

2)量化明确天然气回注注入能力及生产压差后，自主研发的高压压缩机组及气密封管柱能够实现安全生产，环保注入。

3)通过创新非混相驱组分数值模拟技术体系及高压大流量天然气计量技术，建立注气流量计量及地层压力监测方案，降低环保防控隐患。

4)分析注气后气窜规律，建立注气方案参数优化体系，能够有效降低气窜带来的注气隐患。