辽河油田S1区泄漏气体成因与来源

闫红星，杨俊印，朱连忠，韩煦，姜文瑞，薛莹

（1.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010；2.国家能源稠（重）油开采研发中心，辽宁 盘锦 124010）

0 引言

S1区位于辽宁省盘锦市，隶属于辽河油田S采油厂，是辽河油田的重要稠油生产基地。2016年8月至12月，该区先后发现11口生产井表套外泄漏气体，经过排查，漏气点主要分布在南部S1-36-K50井、中部D84-68-K66井和北部D84-H73井3个相邻区域，而后随着排查范围的扩大，至2017年底又陆续发现有其他漏气点。由于S1区地处沼泽地带，地势低洼，沟渠纵横，地面为苇塘所覆盖，且泄漏气体具有可燃性，对油田安全生产造成严重威胁，引起了相关部门的高度重视。为开展针对性的预防与治理，需弄清泄漏气体的成因与来源。然而，表层生物气、浅层气及不同方式开发的稠油伴生气都可能成为泄漏气体来源，这为判识泄漏气体成因与来源带来了严重困扰。本文运用有机地球化学基本原理与分析技术来描述稠油不同热采开发方式伴生气的组成特征与运移规律，既很好地描述了蒸汽吞吐、SAGD与火驱方式开采稠油的伴生气组分特征，又极大地拓展了有机地球化学的适用领域，有效地解决了油田生产现场面临的安全问题，也为其他油田稠油热采区块面临类似问题时提供了很好的解决思路和方法。

1 区域概况

S1区位于辽河油田西斜坡南段欢曙上台阶北段、双台子盘山断层西侧，东邻清水生油洼陷，是辽河油田稠油资源最富集的地区之一［1］。区域钻井揭露地层自下而上依次为古近系沙四段、沙三段、沙一+二段和新近系馆陶组、明化镇组、平原组，主要含油层段为沙四段杜家台油层、沙三段莲花油层、沙一+二段兴隆台油层及馆陶组油层。油藏呈下凹上凸的偏平透镜状分布，四周为地层水包围，无统一的油水界面［2-4］。如图1所示，泄漏气体区域有南部、中部和北部3个区域。南部区域主要产层为杜家台油层，采用火驱开发方式；中部区域产层包括馆陶组油层和兴Ⅰ—兴Ⅲ油层，其中馆陶组油层为SAGD开发方式，兴Ⅰ—兴Ⅲ油层为蒸汽吞吐；北部区域主要产层为馆陶组油层，采用SAGD开发方式。

图1 气体泄漏区域分布示意

2 气体组分特征

2.1 泄漏气体组分特征

从泄漏气体组分（见表1）分析来看，非烃类气体CO2摩尔分数在0.98%～29.17%，N2摩尔分数在5.06%～14.17%，变化幅度较大。但去除非烃气体后，只对烃类气体组分的相对质量分数分析发现，无论3个泄漏气体区域之内还是整体范围，表征气体性质特征的干燥系数都十分接近，在0.95～0.96。另外，检测发现泄漏气体组分中含有烯烃，而烯烃的存在对于判别气体成因具有重要意义。

表1 S1区泄漏气体常规组分

2.2 稠油热采伴生气组分特征

在泄漏气体区域内，主要有馆陶组、兴隆台（又分为兴Ⅰ、兴Ⅱ、兴Ⅲ3个小层）及杜家台3套含油层，其中，馆陶组油层最浅，杜家台油层最深。该区域范围内各油层开发方式不同，因此使得不同油层对应的油藏环境也有差异。注蒸汽开发方式中，SAGD方式是持续向油藏内注入蒸汽，而蒸汽吞吐是一种间歇式的注蒸汽方式［2-7］，因此，采取SAGD方式的油藏平均温度要比采取蒸汽吞吐方式的要高。火驱开发方式是通过点燃地层中原油，并持续注入空气，由原油高温氧化提供能量，使原油裂解改质来提高原油采收率［8-10］。开发方式不同，必然会引起伴生气组分的差异［11］。另外，监测发现，由于储层非均质性及温度、压力差异，同一层位不同区域气体组分的质量分数也存在一定差异。故采用统计规律的方法，以更好反映各层位气体组分的特征（见表2）。

表2 不同油层热采伴生气组分、参数分析

从烃类气体（扣除非烃类气体）组分、参数统计规律看，馆陶组油层伴生气干燥系数为0.92，兴Ⅰ—兴Ⅲ油层伴生气干燥系数在0.94～0.98，杜家台油层伴生气干燥系数为0.95。从甲烷（CH4）摩尔分数来看，火驱开发的杜家台油层伴生气中CH4摩尔分数最高，为75.73%；SAGD开发与蒸汽吞吐开发的油层伴生气CH4摩尔分数接近，分别为34.15%和22.76%～34.82%。另外，火驱开发的油层伴生气中CO2摩尔分数明显低于其他2种开发方式——火驱开发的油层伴生气中CO2摩尔分数为12.33%，SAGD开发的油层伴生气中CO2摩尔分数为59.86%，蒸汽吞吐开发的油层伴生气中CO2摩尔分数为45.61%～57.03%。

3 泄漏气体成因与来源分析

3.1 泄漏气体成因

通过对泄漏气体组分分析发现，无论是北部、中部还是南部区域，均含有烯烃气体（见表3）；而从泄漏气体的气相色谱分析发现，烯烃气体中主要包括乙烯、丙烯、丁烯等类化合物。然而，原始地层中的天然气一般不含有烯烃气体，早期气体分析资料也证实这些区域没有烯烃的存在。一般认为，稠油注蒸汽开发过程中CO，H2的存在，是稠油裂解反应的重要标志［12］，火驱开发过程中稠油在富氧条件下受高温、高压作用的影响，也会生成一定摩尔分数的CO与H2［13］。CO与H2是区分稠油热采伴生气与其他气体来源的良好指标，因此，初步判断泄漏气体的成因为该地区稠油热采开发。这就排除了泄漏气体来源于地表生物气及浅层气的可能。

表3 泄漏气体特征组分

3.2 气体来源

天然气轻烃色谱指纹特征分析技术已广泛应用于气-气、气-源岩对比研究［14-16］。2-甲基己烷、2，3-二甲基戊烷、1，1-二甲基环戊烷、3-甲基己烷、顺-1，3-二甲基环戊烷、反-1，3-二甲基环戊烷和反-1，2-二甲基环戊烷等7种化合物（轻烃）分子结构类似，气体运移过程中溶解和吸附作用对其组成变化影响较小，是较好的气源对比标志化合物。因而，本文利用这7种化合物分布趋势对比分析方法，对泄漏气体来源进行研究。如图2所示：泄漏气体的①，②，④化合物色谱曲线峰值（色谱指纹特征前峰）呈倒V形分布，而③位置的1，1-二甲基环戊烷几乎不存在，⑤—⑦化合物色谱曲线峰值（色谱指纹特征后峰）呈前低后高的V形分布；馆陶组与兴隆台油层伴生气的轻烃色谱指纹特征与泄漏气体一致；而杜家台油层伴生气①，②，④化合物色谱曲线峰值虽也呈倒V形分布，但1，1-二甲基环戊烷丰度明显较高，且⑤—⑦化合物色谱曲线峰值呈明显的倒V形分布。对比发现，泄漏气体的轻烃色谱指纹特征与馆陶组和兴隆台油层伴生气一致，而与杜家台油层伴生气有明显差异。

图2 泄漏气体与油层伴生气轻烃色谱指纹特征对比

从C2—C5烃类摩尔分数变化趋势对比（见图3）可以看出，泄漏气体的C2—C5烃类摩尔分数变化趋势与馆陶组和兴隆台油层伴生气的C2—C5烃类一致，而与火驱开发的杜家台油层伴生气的C2—C5烃类差异明显。——这同样表明泄漏气体来源与馆陶组和兴隆台油层一致，而与杜家台油层关系不大。

图3 泄漏气体与油层伴生气烃类摩尔分数变化趋势对比

4 气体运移特征分析

天然气在地层水中的溶解主要存在2种机理：一种是天然气分子与水分子作用形成水合分子，另一种是天然气分子充填在水分子的间隙中［17］。在含水地层相对稳定的条件下，气体在地层水中的扩散呈规律性分布。侯读杰［18］提出了含油气盆地中水溶气的分布模式，即气体的晕圈原理。他认为，在近烃源的水溶气中，气体的饱和度先增加而后随着距离的变远而减小，而且CH4带离烃源岩较近，N2带离气源较远，边缘则形成N2水带。许多学者通过大量实验总结出的气体在水中运移时的地球化学指标变化规律表明：受气体的溶解度和密度影响，沿垂直运移方向，CH4摩尔分数逐渐增加，重烃组分C2+摩尔分数逐渐减少，天然气干燥系数和丁烷系数（异构丁烷（iC4）与正构丁烷（nC4）的质量比值）呈增加趋势，CO2摩尔分数减少［19-24］。测井资料显示，该地区整体上油藏上覆大约400～500 m厚的水层。而油层气体在向地面扩散运移过程中，必然经过水层，巨量的地层水为泄漏气体形成较大规模水溶气提供了条件［19-20］。

天然气在地层水中的总溶解度受温度、压力和水质矿化度的影响，且受温度和压力的影响较大［19-20，22］。随着S1区稠油热采伴生气泄漏并在地层水中不断扩散聚集，地层水的气体饱和度逐渐升高，当溶解气体达到过饱和或遇外界因素影响造成水体压力释放时，大量的水溶气就会脱溶逸散。现场监测流体的地球化学变化特征也反映出泄漏气体具有水溶气脱溶的特征。

对该地区D84-H73井套管外初期上返水气混合体的检测发现，水质为CaCl2型，与该地区油藏上覆水体类型一致；而馆陶组和兴隆台油层水质类型为NaHCO3型。另外，D84-H72井和S1-36-K50井都是该地区新投产的生产井，在表层套管固井前发现有气体逸出，气体性质无味，不可燃，经检测为N2，之后转化为可燃气体。通过对S1-36-K50井泄漏气体1 a多时间连续监测，N2摩尔分数变化总体呈降低趋势。具体表现为：N2摩尔分数初期降低幅度较大，在10 d内由最初的19.01%骤降至8.93%；在经历大约1 a后，其摩尔分数从8.93%仅降至7.24%，变化幅度较小。而通过对S1-36-K50井泄漏气体组分及参数对比发现，干燥系数从0.96降至0.94，C2+摩尔分数从3.77%增加至4.99%，丁烷系数从0.72降至0.64，CO2摩尔分数从2.34%增加至5.73%。——这说明出现了气体脱溶变化，也说明了泄漏气体具有水溶气特征。

综上所述，通过对S1区泄漏气体的来源调查分析，从泄漏气体经过溶解和脱溶后的干燥系数、丁烷系数、C2—C5烃类等参数的变化规律看，泄漏气体来源主要是馆陶组和兴隆台油层的热采伴生气。这些气体垂向运移时，若没有遇到上覆水体，而直接运移至地面，则成为泄漏气体的直接来源；若运移至油藏上部地层水中，并扩散聚集形成水溶气，而后脱溶逸散泄漏到地面，则成为泄漏气体的间接来源。在含水地层压力保持相对稳定期，水溶气体呈有规律分布状态；随着泄漏气体在地层水体聚集，溶解气饱和度逐步上升，当溶解气达到过饱和或遇到水层上覆压力突变时，气体就会沿着地层缝隙或套管逸散至地面。从监测结果分析来看，前期释放的气体量大且干燥系数极为接近，气体组分和参数都具有区域性特征，是泄漏气体在地层水中扩散和重新分布的结果；到后期，由于泄漏气体与地面形成有效运移通道，有些漏气点气体可直观反映出气源的特征。从泄漏气体量的变化所反映的气体脱溶特征来看，该区域油层泄漏气体经历了缓慢渗漏、再经过地层水扩散聚集、然后脱溶逸散的过程。

5 结论

1）泄漏气体中烯烃、CO及H2组分的存在，表明其成因为稠油热采伴生气。

2）通过将不同油层热采伴生气的轻烃色谱指纹特征与轻烃组分、参数变化趋势特征对比，认为泄漏气体来源于馆陶组与兴隆台油层。受开发方式的影响，泄漏气体轻烃色谱指纹特征前峰呈倒V形分布，后峰呈前低后高的V形分布，并且几乎不含1，1-二甲基环戊烷。

3）跟踪监测发现，泄漏气体随着时间的推移，N2摩尔分数、干燥系数、丁烷系数下降，重烃组分C2+及CO2质量分数升高，说明其具有典型的水溶气脱溶特征。稠油热采伴生气在向地面运移过程中经历了溶解—扩散—脱溶的过程。