閆紅星，楊俊印，朱連忠，韓煦，姜文瑞，薛瑩

（1.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010；2.國家能源稠（重）油開采研發(fā)中心，遼寧 盤錦 124010）

0 引言

S1區(qū)位于遼寧省盤錦市，隸屬于遼河油田S采油廠，是遼河油田的重要稠油生產(chǎn)基地。2016年8月至12月，該區(qū)先后發(fā)現(xiàn)11口生產(chǎn)井表套外泄漏氣體，經(jīng)過排查，漏氣點(diǎn)主要分布在南部S1-36-K50井、中部D84-68-K66井和北部D84-H73井3個(gè)相鄰區(qū)域，而后隨著排查范圍的擴(kuò)大，至2017年底又陸續(xù)發(fā)現(xiàn)有其他漏氣點(diǎn)。由于S1區(qū)地處沼澤地帶，地勢低洼，溝渠縱橫，地面為葦塘所覆蓋，且泄漏氣體具有可燃性，對油田安全生產(chǎn)造成嚴(yán)重威脅，引起了相關(guān)部門的高度重視。為開展針對性的預(yù)防與治理，需弄清泄漏氣體的成因與來源。然而，表層生物氣、淺層氣及不同方式開發(fā)的稠油伴生氣都可能成為泄漏氣體來源，這為判識泄漏氣體成因與來源帶來了嚴(yán)重困擾。本文運(yùn)用有機(jī)地球化學(xué)基本原理與分析技術(shù)來描述稠油不同熱采開發(fā)方式伴生氣的組成特征與運(yùn)移規(guī)律，既很好地描述了蒸汽吞吐、SAGD與火驅(qū)方式開采稠油的伴生氣組分特征，又極大地拓展了有機(jī)地球化學(xué)的適用領(lǐng)域，有效地解決了油田生產(chǎn)現(xiàn)場面臨的安全問題，也為其他油田稠油熱采區(qū)塊面臨類似問題時(shí)提供了很好的解決思路和方法。

1 區(qū)域概況

S1區(qū)位于遼河油田西斜坡南段歡曙上臺階北段、雙臺子盤山斷層西側(cè)，東鄰清水生油洼陷，是遼河油田稠油資源最富集的地區(qū)之一［1］。區(qū)域鉆井揭露地層自下而上依次為古近系沙四段、沙三段、沙一+二段和新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組、平原組，主要含油層段為沙四段杜家臺油層、沙三段蓮花油層、沙一+二段興隆臺油層及館陶組油層。油藏呈下凹上凸的偏平透鏡狀分布，四周為地層水包圍，無統(tǒng)一的油水界面［2-4］。如圖1所示，泄漏氣體區(qū)域有南部、中部和北部3個(gè)區(qū)域。南部區(qū)域主要產(chǎn)層為杜家臺油層，采用火驅(qū)開發(fā)方式；中部區(qū)域產(chǎn)層包括館陶組油層和興Ⅰ—興Ⅲ油層，其中館陶組油層為SAGD開發(fā)方式，興Ⅰ—興Ⅲ油層為蒸汽吞吐；北部區(qū)域主要產(chǎn)層為館陶組油層，采用SAGD開發(fā)方式。

圖1 氣體泄漏區(qū)域分布示意

2 氣體組分特征

2.1 泄漏氣體組分特征

從泄漏氣體組分（見表1）分析來看，非烴類氣體CO2摩爾分?jǐn)?shù)在0.98%～29.17%，N2摩爾分?jǐn)?shù)在5.06%～14.17%，變化幅度較大。但去除非烴氣體后，只對烴類氣體組分的相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)分析發(fā)現(xiàn)，無論3個(gè)泄漏氣體區(qū)域之內(nèi)還是整體范圍，表征氣體性質(zhì)特征的干燥系數(shù)都十分接近，在0.95～0.96。另外，檢測發(fā)現(xiàn)泄漏氣體組分中含有烯烴，而烯烴的存在對于判別氣體成因具有重要意義。

表1 S1區(qū)泄漏氣體常規(guī)組分

2.2 稠油熱采伴生氣組分特征

在泄漏氣體區(qū)域內(nèi)，主要有館陶組、興隆臺（又分為興Ⅰ、興Ⅱ、興Ⅲ3個(gè)小層）及杜家臺3套含油層，其中，館陶組油層最淺，杜家臺油層最深。該區(qū)域范圍內(nèi)各油層開發(fā)方式不同，因此使得不同油層對應(yīng)的油藏環(huán)境也有差異。注蒸汽開發(fā)方式中，SAGD方式是持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽，而蒸汽吞吐是一種間歇式的注蒸汽方式［2-7］，因此，采取SAGD方式的油藏平均溫度要比采取蒸汽吞吐方式的要高?；痱?qū)開發(fā)方式是通過點(diǎn)燃地層中原油，并持續(xù)注入空氣，由原油高溫氧化提供能量，使原油裂解改質(zhì)來提高原油采收率［8-10］。開發(fā)方式不同，必然會引起伴生氣組分的差異［11］。另外，監(jiān)測發(fā)現(xiàn)，由于儲層非均質(zhì)性及溫度、壓力差異，同一層位不同區(qū)域氣體組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)也存在一定差異。故采用統(tǒng)計(jì)規(guī)律的方法，以更好反映各層位氣體組分的特征（見表2）。

表2 不同油層熱采伴生氣組分、參數(shù)分析

從烴類氣體（扣除非烴類氣體）組分、參數(shù)統(tǒng)計(jì)規(guī)律看，館陶組油層伴生氣干燥系數(shù)為0.92，興Ⅰ—興Ⅲ油層伴生氣干燥系數(shù)在0.94～0.98，杜家臺油層伴生氣干燥系數(shù)為0.95。從甲烷（CH4）摩爾分?jǐn)?shù)來看，火驅(qū)開發(fā)的杜家臺油層伴生氣中CH4摩爾分?jǐn)?shù)最高，為75.73%；SAGD開發(fā)與蒸汽吞吐開發(fā)的油層伴生氣CH4摩爾分?jǐn)?shù)接近，分別為34.15%和22.76%～34.82%。另外，火驅(qū)開發(fā)的油層伴生氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)明顯低于其他2種開發(fā)方式——火驅(qū)開發(fā)的油層伴生氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)為12.33%，SAGD開發(fā)的油層伴生氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)為59.86%，蒸汽吞吐開發(fā)的油層伴生氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)為45.61%～57.03%。

3 泄漏氣體成因與來源分析

3.1 泄漏氣體成因

通過對泄漏氣體組分分析發(fā)現(xiàn)，無論是北部、中部還是南部區(qū)域，均含有烯烴氣體（見表3）；而從泄漏氣體的氣相色譜分析發(fā)現(xiàn)，烯烴氣體中主要包括乙烯、丙烯、丁烯等類化合物。然而，原始地層中的天然氣一般不含有烯烴氣體，早期氣體分析資料也證實(shí)這些區(qū)域沒有烯烴的存在。一般認(rèn)為，稠油注蒸汽開發(fā)過程中CO，H2的存在，是稠油裂解反應(yīng)的重要標(biāo)志［12］，火驅(qū)開發(fā)過程中稠油在富氧條件下受高溫、高壓作用的影響，也會生成一定摩爾分?jǐn)?shù)的CO與H2［13］。CO與H2是區(qū)分稠油熱采伴生氣與其他氣體來源的良好指標(biāo)，因此，初步判斷泄漏氣體的成因?yàn)樵摰貐^(qū)稠油熱采開發(fā)。這就排除了泄漏氣體來源于地表生物氣及淺層氣的可能。

表3 泄漏氣體特征組分

3.2 氣體來源

天然氣輕烴色譜指紋特征分析技術(shù)已廣泛應(yīng)用于氣-氣、氣-源巖對比研究［14-16］。2-甲基己烷、2，3-二甲基戊烷、1，1-二甲基環(huán)戊烷、3-甲基己烷、順-1，3-二甲基環(huán)戊烷、反-1，3-二甲基環(huán)戊烷和反-1，2-二甲基環(huán)戊烷等7種化合物（輕烴）分子結(jié)構(gòu)類似，氣體運(yùn)移過程中溶解和吸附作用對其組成變化影響較小，是較好的氣源對比標(biāo)志化合物。因而，本文利用這7種化合物分布趨勢對比分析方法，對泄漏氣體來源進(jìn)行研究。如圖2所示：泄漏氣體的①，②，④化合物色譜曲線峰值（色譜指紋特征前峰）呈倒V形分布，而③位置的1，1-二甲基環(huán)戊烷幾乎不存在，⑤—⑦化合物色譜曲線峰值（色譜指紋特征后峰）呈前低后高的V形分布；館陶組與興隆臺油層伴生氣的輕烴色譜指紋特征與泄漏氣體一致；而杜家臺油層伴生氣①，②，④化合物色譜曲線峰值雖也呈倒V形分布，但1，1-二甲基環(huán)戊烷豐度明顯較高，且⑤—⑦化合物色譜曲線峰值呈明顯的倒V形分布。對比發(fā)現(xiàn)，泄漏氣體的輕烴色譜指紋特征與館陶組和興隆臺油層伴生氣一致，而與杜家臺油層伴生氣有明顯差異。

圖2 泄漏氣體與油層伴生氣輕烴色譜指紋特征對比

從C2—C5烴類摩爾分?jǐn)?shù)變化趨勢對比（見圖3）可以看出，泄漏氣體的C2—C5烴類摩爾分?jǐn)?shù)變化趨勢與館陶組和興隆臺油層伴生氣的C2—C5烴類一致，而與火驅(qū)開發(fā)的杜家臺油層伴生氣的C2—C5烴類差異明顯。——這同樣表明泄漏氣體來源與館陶組和興隆臺油層一致，而與杜家臺油層關(guān)系不大。

圖3 泄漏氣體與油層伴生氣烴類摩爾分?jǐn)?shù)變化趨勢對比

4 氣體運(yùn)移特征分析

天然氣在地層水中的溶解主要存在2種機(jī)理：一種是天然氣分子與水分子作用形成水合分子，另一種是天然氣分子充填在水分子的間隙中［17］。在含水地層相對穩(wěn)定的條件下，氣體在地層水中的擴(kuò)散呈規(guī)律性分布。侯讀杰［18］提出了含油氣盆地中水溶氣的分布模式，即氣體的暈圈原理。他認(rèn)為，在近烴源的水溶氣中，氣體的飽和度先增加而后隨著距離的變遠(yuǎn)而減小，而且CH4帶離烴源巖較近，N2帶離氣源較遠(yuǎn)，邊緣則形成N2水帶。許多學(xué)者通過大量實(shí)驗(yàn)總結(jié)出的氣體在水中運(yùn)移時(shí)的地球化學(xué)指標(biāo)變化規(guī)律表明：受氣體的溶解度和密度影響，沿垂直運(yùn)移方向，CH4摩爾分?jǐn)?shù)逐漸增加，重?zé)N組分C2+摩爾分?jǐn)?shù)逐漸減少，天然氣干燥系數(shù)和丁烷系數(shù)（異構(gòu)丁烷（iC4）與正構(gòu)丁烷（nC4）的質(zhì)量比值）呈增加趨勢，CO2摩爾分?jǐn)?shù)減少［19-24］。測井資料顯示，該地區(qū)整體上油藏上覆大約400～500 m厚的水層。而油層氣體在向地面擴(kuò)散運(yùn)移過程中，必然經(jīng)過水層，巨量的地層水為泄漏氣體形成較大規(guī)模水溶氣提供了條件［19-20］。

天然氣在地層水中的總?cè)芙舛仁軠囟?、壓力和水質(zhì)礦化度的影響，且受溫度和壓力的影響較大［19-20，22］。隨著S1區(qū)稠油熱采伴生氣泄漏并在地層水中不斷擴(kuò)散聚集，地層水的氣體飽和度逐漸升高，當(dāng)溶解氣體達(dá)到過飽和或遇外界因素影響造成水體壓力釋放時(shí)，大量的水溶氣就會脫溶逸散?，F(xiàn)場監(jiān)測流體的地球化學(xué)變化特征也反映出泄漏氣體具有水溶氣脫溶的特征。

對該地區(qū)D84-H73井套管外初期上返水氣混合體的檢測發(fā)現(xiàn)，水質(zhì)為CaCl2型，與該地區(qū)油藏上覆水體類型一致；而館陶組和興隆臺油層水質(zhì)類型為NaHCO3型。另外，D84-H72井和S1-36-K50井都是該地區(qū)新投產(chǎn)的生產(chǎn)井，在表層套管固井前發(fā)現(xiàn)有氣體逸出，氣體性質(zhì)無味，不可燃，經(jīng)檢測為N2，之后轉(zhuǎn)化為可燃?xì)怏w。通過對S1-36-K50井泄漏氣體1 a多時(shí)間連續(xù)監(jiān)測，N2摩爾分?jǐn)?shù)變化總體呈降低趨勢。具體表現(xiàn)為：N2摩爾分?jǐn)?shù)初期降低幅度較大，在10 d內(nèi)由最初的19.01%驟降至8.93%；在經(jīng)歷大約1 a后，其摩爾分?jǐn)?shù)從8.93%僅降至7.24%，變化幅度較小。而通過對S1-36-K50井泄漏氣體組分及參數(shù)對比發(fā)現(xiàn)，干燥系數(shù)從0.96降至0.94，C2+摩爾分?jǐn)?shù)從3.77%增加至4.99%，丁烷系數(shù)從0.72降至0.64，CO2摩爾分?jǐn)?shù)從2.34%增加至5.73%。——這說明出現(xiàn)了氣體脫溶變化，也說明了泄漏氣體具有水溶氣特征。

綜上所述，通過對S1區(qū)泄漏氣體的來源調(diào)查分析，從泄漏氣體經(jīng)過溶解和脫溶后的干燥系數(shù)、丁烷系數(shù)、C2—C5烴類等參數(shù)的變化規(guī)律看，泄漏氣體來源主要是館陶組和興隆臺油層的熱采伴生氣。這些氣體垂向運(yùn)移時(shí)，若沒有遇到上覆水體，而直接運(yùn)移至地面，則成為泄漏氣體的直接來源；若運(yùn)移至油藏上部地層水中，并擴(kuò)散聚集形成水溶氣，而后脫溶逸散泄漏到地面，則成為泄漏氣體的間接來源。在含水地層壓力保持相對穩(wěn)定期，水溶氣體呈有規(guī)律分布狀態(tài)；隨著泄漏氣體在地層水體聚集，溶解氣飽和度逐步上升，當(dāng)溶解氣達(dá)到過飽和或遇到水層上覆壓力突變時(shí)，氣體就會沿著地層縫隙或套管逸散至地面。從監(jiān)測結(jié)果分析來看，前期釋放的氣體量大且干燥系數(shù)極為接近，氣體組分和參數(shù)都具有區(qū)域性特征，是泄漏氣體在地層水中擴(kuò)散和重新分布的結(jié)果；到后期，由于泄漏氣體與地面形成有效運(yùn)移通道，有些漏氣點(diǎn)氣體可直觀反映出氣源的特征。從泄漏氣體量的變化所反映的氣體脫溶特征來看，該區(qū)域油層泄漏氣體經(jīng)歷了緩慢滲漏、再經(jīng)過地層水?dāng)U散聚集、然后脫溶逸散的過程。

5 結(jié)論

1）泄漏氣體中烯烴、CO及H2組分的存在，表明其成因?yàn)槌碛蜔岵砂樯鷼狻?/p>

2）通過將不同油層熱采伴生氣的輕烴色譜指紋特征與輕烴組分、參數(shù)變化趨勢特征對比，認(rèn)為泄漏氣體來源于館陶組與興隆臺油層。受開發(fā)方式的影響，泄漏氣體輕烴色譜指紋特征前峰呈倒V形分布，后峰呈前低后高的V形分布，并且?guī)缀醪缓?，1-二甲基環(huán)戊烷。

3）跟蹤監(jiān)測發(fā)現(xiàn)，泄漏氣體隨著時(shí)間的推移，N2摩爾分?jǐn)?shù)、干燥系數(shù)、丁烷系數(shù)下降，重?zé)N組分C2+及CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)升高，說明其具有典型的水溶氣脫溶特征。稠油熱采伴生氣在向地面運(yùn)移過程中經(jīng)歷了溶解—擴(kuò)散—脫溶的過程。