黃 雷，滿海強，王 迪，李恩林，陳來勇，楊 彬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

凝析氣藏是一種介于油藏和純氣藏之間的特殊油氣藏，具有獨特的多相滲流特征，開采過程中伴隨復雜的相態(tài)變化，會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，導致開發(fā)方式更為復雜。我國從20世紀50年代起，在新疆塔里木盆地、松遼盆地、渤海遼東灣陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了不少類型的凝析氣田，帶底水、底油的凝析氣藏就是其中一類非常復雜的凝析氣藏。

此類氣田開發(fā)初期產(chǎn)能較高，底水錐進、反凝析等對其產(chǎn)能影響較小，進入開發(fā)后期，油水干擾成為影響氣井產(chǎn)能的主要因素。出現(xiàn)井筒積液后產(chǎn)氣量大幅下降，攜液能力嚴重不足時會引起停噴風險，氣井停噴后尚無有效的舉升措施，同時，生產(chǎn)運行中出現(xiàn)的腐蝕、堵塞等不安全因素也導致開發(fā)難度加大，為實現(xiàn)氣田高效開發(fā)及持續(xù)穩(wěn)定供氣，有必要開展配套技術對策研究。

1 氣田開發(fā)生產(chǎn)特征

1.1 壓力變化

渤海某凝析氣田構造埋深2 000～2 500 m，在原始地層條件下，油氣處于單相氣相態(tài)，凝析油含量在172～251 g/m3，投產(chǎn)不久后，地層壓力低于露點壓力，地層中流體發(fā)生反凝析現(xiàn)象，是一個典型的凝析氣藏，氣田原始地層壓力為35 MPa，目前地層壓力系數(shù)為0.8，降幅已接近一半。通過測試證明，視地層壓力（P/Z）與累計產(chǎn)氣量（Gp）之間呈線性關系（表1、圖1），反映了氣藏定容壓降特征[1]，定容氣藏地層壓力與天然氣儲量有如下關系:

圖1 6S井壓降曲線

表1 6S井P/Z–Gp測試數(shù)據(jù)

式中：P為某時刻地層壓力，MPa；Z為壓力P下天然氣偏差因子，無量綱；Pi為原始地層壓力，MPa；Zi為原始天然氣偏差因子，無量綱；GP為累計產(chǎn)氣量，108m3；G為動儲量，108m3。

定容氣藏在開發(fā)過程中，束縛水體積的膨脹和巖石壓縮導致的容積變化可以忽略不計，水驅氣藏開發(fā)初期具有與定容氣藏相似的壓降特征，但進入開發(fā)后期，隨著含氣區(qū)內的存水量增加，視地層壓力下降率隨累計產(chǎn)氣量的增加而減少，此時，視地層壓力與累計產(chǎn)氣量呈現(xiàn)向上彎曲的曲線形態(tài)。

1.2 油氣組分變化

渤海某氣田凝析油含量中等，地層中反凝析油飽和度在5%左右，我國塔里木盆地的牙哈、柯克亞等氣田凝析油含量較高，最大反凝析油飽和度約15%～30%。與這些氣藏相比，該氣田反凝析油飽和度明顯偏低，開發(fā)過程中從氣相析出滯留在巖石孔隙表面的凝析油損失較小。

通過6S井歷年分析結果對比（表2），隨著地層壓力下降，采出的井流物中所含乙烷以上各烴類組分含量并未減少，等容衰竭實驗表明，地層壓力降至9.5 MPa左右時，凝析油含量達到最高，以后略有下降。實驗最大殘留凝析油含量為1.64%，對氣井產(chǎn)能及凝析油采收率未產(chǎn)生影響，說明該氣田采用衰竭方式開發(fā)是合理的[2]。

表2 6S井天然氣組分分析 %

1.3 底油、底水錐進持續(xù)加劇

該凝析氣田為帶底油、底水的凝析氣藏，進入開發(fā)后期，所有氣井均不同程度見黑油（圖2），部分井見水。氣井出黑油會造成天然氣處理系統(tǒng)的氣液分離效果變差；同時，黑油與乙二醇的親和性較強，極易形成混合物，使乙二醇再生系統(tǒng)不能正常運轉；另外，黑油也會導致海底管線不能正?；燧敗５貙铀那秩雽е聝託庀酀B透率下降，氣井見水后會直接造成產(chǎn)能損失，此時，沒有充足的能量將井筒內的液體舉升至地面，就會在井筒中形成積液，嚴重時會完全壓死氣井[3]。凝析氣藏的衰竭式開發(fā)過程中，當?shù)貙訅毫Ω哂诼饵c壓力時，生產(chǎn)氣油比恒定不變；但該氣田投產(chǎn)不久地層壓力就低于露點壓力，導致氣油比不斷增大。隨著氣藏能量持續(xù)降低，氣油比呈穩(wěn)定上升趨勢，此時氣井產(chǎn)能仍較穩(wěn)定，但當部分氣井出黑油和水后，油水干擾開始影響氣井產(chǎn)能，氣油比急劇下降[4]。

圖2 各高點取樣化驗跟蹤

2 氣田開發(fā)后期存在的問題

2.1 低產(chǎn)井增多

隨著氣田的持續(xù)開發(fā)，氣井產(chǎn)能降低，低產(chǎn)井數(shù)量逐年增多。影響氣井能否保持穩(wěn)定生產(chǎn)的因素主要有兩方面：一是氣藏本身的能量，二是氣井的攜液能力。目前該氣田地層壓力約17 MPa，地層水侵入后，氣井依靠自身能量帶液生產(chǎn)日益困難，既不能壓差太大使產(chǎn)水量過大，又不能壓差太小而達不到最小攜液產(chǎn)量，導致井筒積液甚至停噴，只能適當控制生產(chǎn)壓差，從而達到最佳攜液產(chǎn)量來保持氣井的正常生產(chǎn)。

從生產(chǎn)數(shù)據(jù)中可以發(fā)現(xiàn)，進入開發(fā)后期氣井井口壓力和產(chǎn)量都在持續(xù)下降。以7S井為例，2010年井口壓力已降至不足10 MPa，日產(chǎn)氣量降至約6×104m3，2013年氣井含水突增后，產(chǎn)氣量、壓力下降趨勢加快，至2015年井口壓力降至不足5 MPa，產(chǎn)量也下降到2×104m3以下（圖3）。

圖3 7S井生產(chǎn)曲線

2.2 工藝技術應用不完善

當井筒內氣體的流速下降，其攜液能力將會降低，降低到一定程度后，將沒有足夠的能量使井筒中的流體連續(xù)流出井口，這樣液體將在井底聚集，形成積液。井筒積液是影響凝析氣藏產(chǎn)量的重要因素，如不能及時發(fā)現(xiàn)和排除，對氣井的傷害將是毀滅性的。井筒積液的危害主要有兩個方面：一是井筒內形成兩相流動降低了生產(chǎn)壓差，使得氣藏能量損失增大；二是地層水在近井地帶堆積造成氣層受到傷害，導致氣體相對滲透率大幅下降。目前應用的排液采氣主要有三種方法[5–9]：一是化學方法，如向井筒內注入泡沫藥劑實現(xiàn)排液采氣；二是氣體動力學法，如通過優(yōu)選管柱[10]、氣舉實現(xiàn)排液采氣；三是機械法，如泵抽、柱塞舉升等。但這些排液技術都有局限性（表3），綜合分析氣田的生產(chǎn)特征、地面流程等差異，這些技術還不能完全滿足開發(fā)后期的需要。

表3 常用排液采氣技術對比

2.3 現(xiàn)有設備設施存在安全隱患

2.3.1 管材腐蝕問題

氣田進入開發(fā)中后期，地面管匯與井下管柱腐蝕問題愈發(fā)嚴重，出現(xiàn)環(huán)空帶壓，嚴重影響氣井的安全生產(chǎn)。地面管匯腐蝕主要表現(xiàn)在法蘭附近，與法蘭連接的氣嘴端面及內壁腐蝕較嚴重，井下管柱發(fā)生腐蝕甚至穿孔的井段大多集中在井口及以下100 m處左右（圖4），下部分的油管都相對完好。

圖4 原生產(chǎn)管柱腐蝕情況

管柱腐蝕通常是在一定的運行條件下由天然氣組分中的二氧化碳造成的[11]，該氣田采出氣體中二氧化碳含量為0.54%，計算分壓值為0.04～0.07 MPa，大于普通碳鋼材質發(fā)生腐蝕的分壓界限0.02 MPa，具備產(chǎn)生腐蝕的條件。

產(chǎn)出水的氯離子含量在4 000 mg/L左右，pH值約為6.5，二氧化碳氣體導致水環(huán)境呈酸性，與鋼發(fā)生電化學反應，而氯離子的存在對電化學反應起到催化作用，破壞了鋼材表面的鈍化膜，造成腐蝕進一步加劇。

2.3.2 流程水化物凍堵隱患

該氣田天然氣從井口到處理終端采用混輸方式，由于流程節(jié)流降壓及設計建造時存在不足，如部分輸氣海管無電伴熱系統(tǒng)布置，導致在一定的溫度和壓力條件下，天然氣中某些氣體組分能和其中的游離水形成水化物[12]。水化物是一種白色結晶固體，外觀類似松散的冰或致密的雪，密度為0.9～1.0 g/cm3，其中的水分子靠氫鍵形成一種帶有孔穴的結晶晶格體，孔穴被小的氣體分子填充。

水化物會造成管道、閥門堵塞，使流程壓力升高，引起安全事故，導致人員傷害和設備損毀，并且一旦形成就會在金屬表面牢固結合，使得流通面積減少，產(chǎn)生節(jié)流并加速水化物的聚集，甚至堵塞生產(chǎn)通道導致氣井停產(chǎn)。

3 開發(fā)技術對策

3.1 動態(tài)配產(chǎn)分類管理

根據(jù)氣田物性特點、動用程度及壓降規(guī)律等分區(qū)域、分階段制定動態(tài)配產(chǎn)策略，推進氣藏均衡開發(fā)。高產(chǎn)氣井生產(chǎn)穩(wěn)定、壓力充足，開井時率和氣井利用率高，采取控制壓降速率配產(chǎn)策略，在供氣量較低時降低配產(chǎn)，嚴格控制生產(chǎn)壓差，當氣量大幅度增加時，適當提高產(chǎn)量保證用戶需求，能夠在短時間內起到快速調峰的作用；低產(chǎn)氣井產(chǎn)氣攜液能力逐漸下降，容易導致井筒積液，采取提產(chǎn)帶油配產(chǎn)策略，確保其依靠自身能量正常生產(chǎn)，延長氣井連續(xù)生產(chǎn)時間；臨界停噴氣井井口壓力較低，帶液能力差，采取不定期配產(chǎn)策略，通過適當關井并根據(jù)壓力恢復情況間歇生產(chǎn)。

3.2 隱患預防與治理

開發(fā)后期持續(xù)加強氣井安全巡檢，針對腐蝕比較嚴重造成環(huán)空帶壓的井，根據(jù)井況采用防腐性能比較強的材質，如部分井后期將N80油管更換為13Cr防腐不銹鋼，同時，基于井筒完整性分析確定最大允許環(huán)空帶壓值。當環(huán)空壓力超過該值時，通過泄壓暫時降低安全風險，當環(huán)空壓力在其范圍內時，則密切監(jiān)控不泄壓，避免因頻繁泄壓引起刺漏問題而增大安全風險。

針對生產(chǎn)期間水化物凍堵隱患，采取注入熱力型水合物抑制劑[13]，通過改變水溶液或水合物相的化學勢，降低生成溫度和提高生成壓力來破壞水合物的形成條件，從而解決高產(chǎn)水帶來的流動安全風險。目前，廣泛使用的有甲醇、乙二醇等藥劑，其中，甲醇是一種透明、有毒的可燃性液體，使用及回收過程存在危險。因此，主要采用便于回收的乙二醇藥劑，隨著產(chǎn)水量增多、流程溫度降低，注入的乙二醇量也會相應加大。

3.3 優(yōu)選采氣工藝

影響氣井排液采氣的因素有舉升效率、排液量、氣液比、井身結構等，針對井筒積液問題，氣田陸續(xù)開展了相關論證及試驗應用，特別是生產(chǎn)后期，發(fā)現(xiàn)放嘴排液、泡沫排液、小油管氣舉排液等常規(guī)排液采氣技術在解決舉升效率方面存在一定局限性。

渦流排液采氣是國際上21世紀出現(xiàn)的一種新工藝技術[14]，是美國能源部2004年重點資助的低產(chǎn)油田高新技術之一，國內引進后，在大慶徐深氣田應用效果較為明顯，間歇生產(chǎn)氣井使用該技術后可連續(xù)攜液生產(chǎn)。其工作原理是通過井下渦流工具使井筒多相流在螺旋體的作用下旋轉流動，液相被甩向管壁并沿管壁流動，氣相沿井筒中間流動，在井筒中形成渦旋上升環(huán)膜流態(tài)，改善了管內流體滑脫損失，中心位置的氣體流速加快，提高了攜液能力。該技術不必動用修井設備，可以在原生產(chǎn)管柱中利用鋼絲投撈工具，將其座封在油管接箍處，具有施工簡單、周期短，且不會對地層造成二次污染等優(yōu)勢。通過適應性分析（表4），以3S井作為渦流排液采氣試驗井，主要具有以下生產(chǎn)特征：①壓力下降明顯；②含水上升；③實際產(chǎn)氣1.3×104m3，低于最小臨界攜液流量2.1×104m3，證明存在一定程度的積液。

表4 渦流工具適應性分析

下入可投撈式渦流工具3 d后，在井筒內建立穩(wěn)定渦流狀態(tài)，在不改變原工作制度情況下，產(chǎn)氣和產(chǎn)液均增加，經(jīng)過兩個月數(shù)據(jù)收集，表明渦流工具提高了井筒內氣體攜液率，能有效地排出井筒積液（表5）。

表5 安裝工具前后生產(chǎn)情況對比

3.4 海管凍堵敏感性分析

海管總傳熱系數(shù)（K）是評價管線狀況的重要參數(shù)，由于環(huán)境溫度的變化，海底管線運行熱力學規(guī)律也呈現(xiàn)周期變化[15]，氣田N平臺至壓縮機平臺的海管距離不長、管徑較小、溫降較大，適合采用蘇霍夫公式計算管路溫降，通過實際生產(chǎn)的歷史數(shù)據(jù)反算（表6），核準海管總傳熱系數(shù)為2.4 W/（m2·℃），據(jù)此計算可發(fā)現(xiàn)，海管隨著輸氣量、輸液量的增加，海管出口溫度明顯升高。

表6 輸氣海管溫降反算

根據(jù)輸氣量敏感性分析（圖5），海管運行壓力為6 MPa時，海管出口溫度已低于水化物生成溫度（16～18 ℃），雖然此時輸氣量較高，但是極易引發(fā)海管凍堵，通過計算，當進壓縮機海管降壓至3 MPa時，海管出口溫度可以超過10.0 ℃（該壓力條件下的水化物生成溫度），證明日產(chǎn)氣量20×104m3以上全年平穩(wěn)生產(chǎn)是可行的。

圖5 海管輸氣量敏感性分析

4 結論

凝析氣田進入開發(fā)后期，普遍存在產(chǎn)能下降快、油水干擾等開發(fā)難題，同時，日常管理中發(fā)現(xiàn)的異常情況導致安全生產(chǎn)形勢更為嚴峻，通過研究氣田開發(fā)生產(chǎn)特征并對異常成因及機理開展綜合分析，不斷優(yōu)化改進生產(chǎn)管理模式和工藝工程方法，提出了解決問題的技術對策。針對不同階段、不同產(chǎn)況氣井通過分類評價優(yōu)化生產(chǎn)制度，形成了一套適合該氣田開發(fā)后期的動態(tài)配產(chǎn)管理模式；在常用排液采氣技術現(xiàn)場應用及適應性分析基礎上，優(yōu)選渦流工具排液采氣技術，礦場試驗證明其能夠有效提高氣井的攜液能力，具有運行成本低、有效期長等優(yōu)勢；制定了安全隱患治理對策和海管凍堵敏感性評價方法，為該氣田安全穩(wěn)定生產(chǎn)提供了保障，對類似凝析氣田實現(xiàn)后期高質量開發(fā)具有重要的意義。