黃 雷，滿海強(qiáng)，王 迪，李恩林，陳來(lái)勇，楊 彬

（中海石油（中國(guó)）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(dú)特的多相滲流特征，開(kāi)采過(guò)程中伴隨復(fù)雜的相態(tài)變化，會(huì)出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，導(dǎo)致開(kāi)發(fā)方式更為復(fù)雜。我國(guó)從20世紀(jì)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(fù)雜的凝析氣藏。

此類氣田開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)能較高，底水錐進(jìn)、反凝析等對(duì)其產(chǎn)能影響較小，進(jìn)入開(kāi)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(yán)重不足時(shí)會(huì)引起停噴風(fēng)險(xiǎn)，氣井停噴后尚無(wú)有效的舉升措施，同時(shí)，生產(chǎn)運(yùn)行中出現(xiàn)的腐蝕、堵塞等不安全因素也導(dǎo)致開(kāi)發(fā)難度加大，為實(shí)現(xiàn)氣田高效開(kāi)發(fā)及持續(xù)穩(wěn)定供氣，有必要開(kāi)展配套技術(shù)對(duì)策研究。

1 氣田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)特征

1.1 壓力變化

渤海某凝析氣田構(gòu)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(diǎn)壓力，地層中流體發(fā)生反凝析現(xiàn)象，是一個(gè)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(guò)測(cè)試證明，視地層壓力（P/Z）與累計(jì)產(chǎn)氣量（Gp）之間呈線性關(guān)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(chǔ)量有如下關(guān)系:

圖1 6S井壓降曲線

表1 6S井P/Z–Gp測(cè)試數(shù)據(jù)

式中：P為某時(shí)刻地層壓力，MPa；Z為壓力P下天然氣偏差因子，無(wú)量綱；Pi為原始地層壓力，MPa；Zi為原始天然氣偏差因子，無(wú)量綱；GP為累計(jì)產(chǎn)氣量，108m3；G為動(dòng)儲(chǔ)量，108m3。

定容氣藏在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，束縛水體積的膨脹和巖石壓縮導(dǎo)致的容積變化可以忽略不計(jì)，水驅(qū)氣藏開(kāi)發(fā)初期具有與定容氣藏相似的壓降特征，但進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，隨著含氣區(qū)內(nèi)的存水量增加，視地層壓力下降率隨累計(jì)產(chǎn)氣量的增加而減少，此時(shí)，視地層壓力與累計(jì)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(guó)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(kāi)發(fā)過(guò)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(guò)6S井歷年分析結(jié)果對(duì)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(shí)驗(yàn)表明，地層壓力降至9.5 MPa左右時(shí)，凝析油含量達(dá)到最高，以后略有下降。實(shí)驗(yàn)最大殘留凝析油含量為1.64%，對(duì)氣井產(chǎn)能及凝析油采收率未產(chǎn)生影響，說(shuō)明該氣田采用衰竭方式開(kāi)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(jìn)持續(xù)加劇

該凝析氣田為帶底油、底水的凝析氣藏，進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，所有氣井均不同程度見(jiàn)黑油（圖2），部分井見(jiàn)水。氣井出黑油會(huì)造成天然氣處理系統(tǒng)的氣液分離效果變差；同時(shí)，黑油與乙二醇的親和性較強(qiáng)，極易形成混合物，使乙二醇再生系統(tǒng)不能正常運(yùn)轉(zhuǎn)；另外，黑油也會(huì)導(dǎo)致海底管線不能正?；燧敗５貙铀那秩雽?dǎo)致儲(chǔ)層氣相滲透率下降，氣井見(jiàn)水后會(huì)直接造成產(chǎn)能損失，此時(shí)，沒(méi)有充足的能量將井筒內(nèi)的液體舉升至地面，就會(huì)在井筒中形成積液，嚴(yán)重時(shí)會(huì)完全壓死氣井[3]。凝析氣藏的衰竭式開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂诼饵c(diǎn)壓力時(shí)，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(diǎn)壓力，導(dǎo)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(shì)，此時(shí)氣井產(chǎn)能仍較穩(wěn)定，但當(dāng)部分氣井出黑油和水后，油水干擾開(kāi)始影響氣井產(chǎn)能，氣油比急劇下降[4]。

圖2 各高點(diǎn)取樣化驗(yàn)跟蹤

2 氣田開(kāi)發(fā)后期存在的問(wèn)題

2.1 低產(chǎn)井增多

隨著氣田的持續(xù)開(kāi)發(fā)，氣井產(chǎn)能降低，低產(chǎn)井?dāng)?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(guò)大，又不能壓差太小而達(dá)不到最小攜液產(chǎn)量，導(dǎo)致井筒積液甚至停噴，只能適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差，從而達(dá)到最佳攜液產(chǎn)量來(lái)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(jìn)入開(kāi)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(shì)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(shù)應(yīng)用不完善

當(dāng)井筒內(nèi)氣體的流速下降，其攜液能力將會(huì)降低，降低到一定程度后，將沒(méi)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(shí)發(fā)現(xiàn)和排除，對(duì)氣井的傷害將是毀滅性的。井筒積液的危害主要有兩個(gè)方面：一是井筒內(nèi)形成兩相流動(dòng)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(dǎo)致氣體相對(duì)滲透率大幅下降。目前應(yīng)用的排液采氣主要有三種方法[5–9]：一是化學(xué)方法，如向井筒內(nèi)注入泡沫藥劑實(shí)現(xiàn)排液采氣；二是氣體動(dòng)力學(xué)法，如通過(guò)優(yōu)選管柱[10]、氣舉實(shí)現(xiàn)排液采氣；三是機(jī)械法，如泵抽、柱塞舉升等。但這些排液技術(shù)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(shù)還不能完全滿足開(kāi)發(fā)后期的需要。

表3 常用排液采氣技術(shù)對(duì)比

2.3 現(xiàn)有設(shè)備設(shè)施存在安全隱患

2.3.1 管材腐蝕問(wèn)題

氣田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，地面管匯與井下管柱腐蝕問(wèn)題愈發(fā)嚴(yán)重，出現(xiàn)環(huán)空帶壓，嚴(yán)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(nèi)壁腐蝕較嚴(yán)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(duì)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(yùn)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(jì)算分壓值為0.04～0.07 MPa，大于普通碳鋼材質(zhì)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?xì)怏w導(dǎo)致水環(huán)境呈酸性，與鋼發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，而氯離子的存在對(duì)電化學(xué)反應(yīng)起到催化作用，破壞了鋼材表面的鈍化膜，造成腐蝕進(jìn)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(shè)計(jì)建造時(shí)存在不足，如部分輸氣海管無(wú)電伴熱系統(tǒng)布置，導(dǎo)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(jié)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(jié)晶晶格體，孔穴被小的氣體分子填充。

水化物會(huì)造成管道、閥門(mén)堵塞，使流程壓力升高，引起安全事故，導(dǎo)致人員傷害和設(shè)備損毀，并且一旦形成就會(huì)在金屬表面牢固結(jié)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(dǎo)致氣井停產(chǎn)。

3 開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策

3.1 動(dòng)態(tài)配產(chǎn)分類管理

根據(jù)氣田物性特點(diǎn)、動(dòng)用程度及壓降規(guī)律等分區(qū)域、分階段制定動(dòng)態(tài)配產(chǎn)策略，推進(jìn)氣藏均衡開(kāi)發(fā)。高產(chǎn)氣井生產(chǎn)穩(wěn)定、壓力充足，開(kāi)井時(shí)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(shí)降低配產(chǎn)，嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差，當(dāng)氣量大幅度增加時(shí)，適當(dāng)提高產(chǎn)量保證用戶需求，能夠在短時(shí)間內(nèi)起到快速調(diào)峰的作用；低產(chǎn)氣井產(chǎn)氣攜液能力逐漸下降，容易導(dǎo)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(zhǎng)氣井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)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(guò)適當(dāng)關(guān)井并根據(jù)壓力恢復(fù)情況間歇生產(chǎn)。

3.2 隱患預(yù)防與治理

開(kāi)發(fā)后期持續(xù)加強(qiáng)氣井安全巡檢，針對(duì)腐蝕比較嚴(yán)重造成環(huán)空帶壓的井，根據(jù)井況采用防腐性能比較強(qiáng)的材質(zhì)，如部分井后期將N80油管更換為13Cr防腐不銹鋼，同時(shí)，基于井筒完整性分析確定最大允許環(huán)空帶壓值。當(dāng)環(huán)空壓力超過(guò)該值時(shí)，通過(guò)泄壓暫時(shí)降低安全風(fēng)險(xiǎn)，當(dāng)環(huán)空壓力在其范圍內(nèi)時(shí)，則密切監(jiān)控不泄壓，避免因頻繁泄壓引起刺漏問(wèn)題而增大安全風(fēng)險(xiǎn)。

針對(duì)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(guò)改變水溶液或水合物相的化學(xué)勢(shì)，降低生成溫度和提高生成壓力來(lái)破壞水合物的形成條件，從而解決高產(chǎn)水帶來(lái)的流動(dòng)安全風(fēng)險(xiǎn)。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(guò)程存在危險(xiǎn)。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(huì)相應(yīng)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(jié)構(gòu)等，針對(duì)井筒積液?jiǎn)栴}，氣田陸續(xù)開(kāi)展了相關(guān)論證及試驗(yàn)應(yīng)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(shù)在解決舉升效率方面存在一定局限性。

渦流排液采氣是國(guó)際上21世紀(jì)出現(xiàn)的一種新工藝技術(shù)[14]，是美國(guó)能源部2004年重點(diǎn)資助的低產(chǎn)油田高新技術(shù)之一，國(guó)內(nèi)引進(jìn)后，在大慶徐深氣田應(yīng)用效果較為明顯，間歇生產(chǎn)氣井使用該技術(shù)后可連續(xù)攜液生產(chǎn)。其工作原理是通過(guò)井下渦流工具使井筒多相流在螺旋體的作用下旋轉(zhuǎn)流動(dòng)，液相被甩向管壁并沿管壁流動(dòng)，氣相沿井筒中間流動(dòng)，在井筒中形成渦旋上升環(huán)膜流態(tài)，改善了管內(nèi)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(shù)不必動(dòng)用修井設(shè)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(jiǎn)單、周期短，且不會(huì)對(duì)地層造成二次污染等優(yōu)勢(shì)。通過(guò)適應(yīng)性分析（表4），以3S井作為渦流排液采氣試驗(yàn)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(shí)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(yīng)性分析

下入可投撈式渦流工具3 d后，在井筒內(nèi)建立穩(wěn)定渦流狀態(tài)，在不改變?cè)ぷ髦贫惹闆r下，產(chǎn)氣和產(chǎn)液均增加，經(jīng)過(guò)兩個(gè)月數(shù)據(jù)收集，表明渦流工具提高了井筒內(nèi)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(duì)比

3.4 海管凍堵敏感性分析

海管總傳熱系數(shù)（K）是評(píng)價(jià)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(yùn)行熱力學(xué)規(guī)律也呈現(xiàn)周期變化[15]，氣田N平臺(tái)至壓縮機(jī)平臺(tái)的海管距離不長(zhǎng)、管徑較小、溫降較大，適合采用蘇霍夫公式計(jì)算管路溫降，通過(guò)實(shí)際生產(chǎn)的歷史數(shù)據(jù)反算（表6），核準(zhǔn)海管總傳熱系數(shù)為2.4 W/（m2·℃），據(jù)此計(jì)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(yùn)行壓力為6 MPa時(shí)，海管出口溫度已低于水化物生成溫度（16～18 ℃），雖然此時(shí)輸氣量較高，但是極易引發(fā)海管凍堵，通過(guò)計(jì)算，當(dāng)進(jìn)壓縮機(jī)海管降壓至3 MPa時(shí)，海管出口溫度可以超過(guò)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(jié)論

凝析氣田進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，普遍存在產(chǎn)能下降快、油水干擾等開(kāi)發(fā)難題，同時(shí)，日常管理中發(fā)現(xiàn)的異常情況導(dǎo)致安全生產(chǎn)形勢(shì)更為嚴(yán)峻，通過(guò)研究氣田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)特征并對(duì)異常成因及機(jī)理開(kāi)展綜合分析，不斷優(yōu)化改進(jìn)生產(chǎn)管理模式和工藝工程方法，提出了解決問(wèn)題的技術(shù)對(duì)策。針對(duì)不同階段、不同產(chǎn)況氣井通過(guò)分類評(píng)價(jià)優(yōu)化生產(chǎn)制度，形成了一套適合該氣田開(kāi)發(fā)后期的動(dòng)態(tài)配產(chǎn)管理模式；在常用排液采氣技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及適應(yīng)性分析基礎(chǔ)上，優(yōu)選渦流工具排液采氣技術(shù)，礦場(chǎng)試驗(yàn)證明其能夠有效提高氣井的攜液能力，具有運(yùn)行成本低、有效期長(zhǎng)等優(yōu)勢(shì)；制定了安全隱患治理對(duì)策和海管凍堵敏感性評(píng)價(jià)方法，為該氣田安全穩(wěn)定生產(chǎn)提供了保障，對(duì)類似凝析氣田實(shí)現(xiàn)后期高質(zhì)量開(kāi)發(fā)具有重要的意義。