姜傳隆，顏廷俊，張楊，孫騰飛，陳忠?guī)?，孫浩玉

（1. 北京化工大學機電工程學院，北京 100029；2. 中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000）

0 引言

隨鉆地層流體取樣技術是在電纜式流體取樣、隨鉆地層壓力測試和地層流體分析等技術的基礎上發(fā)展起來的，可以在剛打開油氣層時迅速收集低污染或無污染的地層流體，獲取的樣品數(shù)據(jù)更貼近地層的真實情況，可為優(yōu)化完井和生產(chǎn)設計提供所需的關鍵參數(shù)[1-4]。隨鉆地層流體取樣工具中的取樣筒對于實現(xiàn)樣品“保真”至關重要，若取樣筒沒有采取任何保真措施，取樣筒中的地層流體樣品從高溫的井下環(huán)境到達地面后，將因溫度下降而體積收縮，若樣品的腔室體積不變，則樣品腔內壓力會相應降低，若下降至泡點壓力以下，樣品中的溶解氣將逸出，在樣品腔內形成油氣兩相，相分離后整個樣品將無法還原，樣品嚴重失真，樣品分析數(shù)據(jù)不再代表真實儲集層的流體性質，進而影響后續(xù)勘探、開發(fā)評價的準確性。

隨鉆地層流體取樣技術研究，國外已有20多年的歷史，而國內基本處于初級階段[5-12]。美國貝克休斯公司提出利用能量存儲介質對地層流體樣品增壓，其實為雙活塞氣墊增壓法，該方法可行且成熟。針對該種增壓方法，尤國平等[13]和譚顯忠[14]在研制電纜取樣器取樣筒時，提出了預充氮氣的壓力計算公式，但該公式未考慮溫度、壓力對樣品和筒體的影響；劉健[15]在研究天然氣水合物取樣器的保壓保真時，提出了一種考慮溫度場和壓力場變化的容器內流體保壓計算方法，但這種取樣器沒有井下增壓裝置；安莉[16]探討了水合物保真筒的保壓特性，給出了氣墊在增壓情況下溫度場-壓力場的耦合特征，進而描述了樣品腔內流體壓力的變化規(guī)律，但保真筒在井下缺乏持續(xù)增壓源，應用受限。

目前常用的保真方法主要有井下增壓泵與活塞氣墊兩種，單純用泵增壓的方法因受泵容積的限制而未被業(yè)界廣泛應用；單純用活塞氣墊增壓的方法雖能明顯改善地層流體樣品的保真度，但現(xiàn)場應用時預充氮氣壓力依賴經(jīng)驗判斷，保真效果較差且使用不便。針對兩種方法存在的局限性，本文提出以地面預充氮氣方法為主，井下增壓方法為輔的隨鉆取樣保真筒設計思路，并對其工作方式、取樣參數(shù)優(yōu)化方法進行討論，有望實現(xiàn)真正意義上的樣品保真。

1 取樣筒結構及井下工作方式

本文設計取樣筒由樣品腔和氮氣腔構成，中間由活塞1分隔，同時外接抽吸泵、增壓泵便于取樣（見圖1）。取樣時，地層流體通過抽吸泵與增壓泵的共同作用從取樣筒左端進入樣品腔，活塞1、活塞2的位置根據(jù)各腔室與井下壓力的大小自動調節(jié)，起壓力平衡作用。

圖1 取樣筒結構示意圖

取樣過程中，樣筒內各腔室的體積變化分可為 5個過程（見圖2）：①地面預充氮氣，取樣前在地面預先向氮氣腔充氮氣，迫使活塞1、活塞2分別位于取樣筒的兩端，此時氮氣腔容積達到最大，即筒體總容積，筒體溫度為地面溫度（見圖2a）；②井下取樣前，工具下至取樣地層時，鉆井液柱壓力高于預充氮氣壓力，鉆井液推動活塞 2向左移動，當?shù)獨馇粔毫εc鉆井液柱壓力達到平衡時停止移動，此時氮氣腔內壓力等于此處鉆井液柱壓力，溫度為地層溫度（見圖2b）；③井下取樣，當抽吸的地層流體污染率達到取樣要求時，樣品腔閥門打開，流體通過增壓泵進入樣品腔推動活塞 1向右移動，此時氮氣腔壓力增高，也推動活塞 2向右移動，逐步排出鉆井液（見圖2c）；④井下取樣完成，此時若筒內壓力大于等于井底壓力，則活塞 2位于筒體最右端（見圖2d-1），若筒內壓力小于井底壓力，則活塞2離筒體最右端尚有一定距離（見圖2d-2），筒體右端存有鉆井液；⑤取樣筒返回地面，地面溫度低于地下，樣筒到達地面后，活塞 2因失去鉆井液柱壓力而移動到筒體最右端，樣筒內樣品壓力下降，此時活塞 1向右移動，氮氣腔內壓力起補償作用，確保取回樣品不發(fā)生相變（見圖2e）。

圖2 取樣筒中樣品腔和保壓腔工作狀態(tài)變化

2 取樣過程中樣筒工作狀態(tài)

設取樣筒內徑為Di，外徑為D0，取樣筒體有效長度為L，取樣筒材料的彈性模量為E，泊松比為μ，線性膨脹系數(shù)為α，井下取樣體積為Vs；地層壓力為p，大氣壓為p0，井底增壓量為pa；地面預充氮氣過程中氮氣腔內狀態(tài)為T1、V1、p1，井下取樣后氮氣腔內狀態(tài)為T2、V2、p2，返回地面氮氣腔內狀態(tài)為T3、V3、p3，返回地面時樣品體積為Vs*，對取樣過程中取氧筒工況分述如下。

2.1 地面預充氮氣后到下入井下取樣層段過程

2.2 井下取樣后上升到地面過程

2.3 取樣筒由井下上升到地面過程

對原油樣品來說，原油密度與溫度負相關[17]，如圖 3為常壓下勝利油田某區(qū)塊原油密度與溫度的變化關系，具有較好的線性關系，經(jīng)擬合可表示為：

圖3 勝利油田某區(qū)塊原油密度與溫度的變化關系

根據(jù)美國國家標準局發(fā)布的氮氣在不同溫度、壓力下的壓縮因子實驗數(shù)據(jù)[18]，抽稀取 99組數(shù)據(jù)繪制壓縮因子與溫度、壓力的變化關系（見圖4）。當壓力大于10 MPa、溫度20～180 ℃時，壓縮因子大于1；當壓力為5～35 MPa時，溫度越低，壓縮因子越低，當壓力大于 35 MPa時，溫度越低，壓縮因子越高。

圖4 氮氣壓縮因子隨溫度壓力變化規(guī)律

同樣根據(jù)上述美國國家標準局發(fā)布的氮氣壓縮因子數(shù)據(jù)，共取220組采用1stOpt軟件進行擬合，得氮氣壓縮因子與溫度和壓力的關系函數(shù)：

擬合公式計算值與查表值對比誤差率散點分布如圖5所示（圖5中字母a，b，…，k分別代表壓力為4，8，12，16，20，25，30，35，40，45，50 MPa，共計11個；下標1，2，…，20分別代表溫度為10，20，…，200 ℃，共 20個）。可以看出，相對于傳統(tǒng)的查表計算，擬合公式計算誤差范圍為-2%～5%，可用于工程計算。

圖5 擬合公式計算值與查表實測值對比誤差率散點圖

改寫（32）式可得：

在井底增壓情況下有p2=p+pα，代入（38）式得：

預充氮氣壓力（p1）與井底增壓量（pa）參數(shù)的優(yōu)化計算采用Matlab商業(yè)軟件進行求解，具體流程見圖6。

圖6 預充氮氣壓力與井底增壓量參數(shù)優(yōu)化計算流程圖

3 樣品保真參數(shù)優(yōu)化

3.1 地層流體泡點壓力未知

在地層流體泡點壓力未知的情況下，最好的保真取樣方式就是保證樣品取到地面時的壓力等于地層壓力，此時有p3=p，該種情況下只需計算對應取樣體積下的預充氮氣壓力和井底增壓量，由（37）、（40）式得：

下面以計算實例說明保真參數(shù)的優(yōu)化過程。設取樣筒內徑28 mm，外徑36 mm，保壓容器原始有效長度850 mm，取樣筒材料（鈹銅）彈性模量128 GPa，泊松比0.3，線性膨脹系數(shù)為17.6×10-6K-1，井下可提供最大井底增壓量20 MPa。鉆井液密度1 100 kg/m3，樣品體積彈性模量 1.67 GPa，大氣壓力忽略不計。地面溫度為293.15 K，（27）式中的線性擬合系數(shù)A=0.73，B=1 135.66，地溫梯度為3 ℃/100 m。

為了方便現(xiàn)場應用，將取樣體積分別取固定值500，450，400，300，200，100 mL，由（41）、（42）式計算預充氮氣壓力、井底增壓量與地層壓力關系曲線（見圖7、圖8）?？梢钥吹?，相同取樣體積條件下，地層壓力越高，所需預充氮氣壓力越高，所需提供的井底增壓量越大。假設取樣體積為400 mL，地層壓力為27.8 MPa，查圖可知，此時預充氮氣壓力最大值為7 MPa，井底增壓量最小值為19 MPa。若只預充氮氣，無井底增壓，則取樣筒在井底時氮氣腔壓力與地層壓力一致，有p2=p，代入（38）式可得井底樣品返回地面時的壓力（氮氣腔壓力）：

圖7 預充氮氣壓力與地層壓力關系（p3=p）

圖8 井底增壓量與地層壓力關系（p3=p）

根據(jù)上式，在不同取樣體積條件下，計算地層壓力與返回地面樣品壓力的關系曲線，并與相同條件下預充氮氣+井底增壓取樣方式的計算結果對比（見圖9，圖中不同取樣體積條件下，預充氮氣+井底增壓取樣方式得到的樣品腔壓力與取樣地層壓力一致，故圖中僅以一條線代替）?？梢钥吹?，無論取樣體積為何值，預充氮氣+井底增壓取樣方式樣品返回地面時的壓力與地層壓力均基本相等，保真效果良好；而無井底增壓取樣方式樣品返回地面時的壓力與地層壓力存在較大差距，且取樣體積越大，樣品返回地面壓力越小，樣品發(fā)生相變的可能越大，說明僅預充氮氣取樣方式保真效果較差。

圖9 有、無井底增壓取樣方式地面樣品壓力對比

3.2 地層流體泡點壓力已知

當?shù)貙訅毫π∮谂蔹c壓力時，取到地面的樣品壓力等于地層壓力即可達到保真效果，因此預充氮氣壓力與井底增壓量的優(yōu)化計算方法與地層流體泡點壓力未知情況相同；當?shù)貙訅毫Υ笥谂蔹c壓力時，則主要優(yōu)化計算保證取到地面的樣品壓力等于泡點壓力所需的預充氮氣壓力與井底增壓量，此時有p3=pb，代入（37）、（40）式得：

下面同樣以計算實例說明保真參數(shù)的優(yōu)化過程。采用前述取樣筒、地層及流體等參數(shù)，同時設地層流體泡點壓力為25 MPa，通過（44）、（45）式，計算不同取樣體積條件下預充氮氣壓力、井底增壓量與地層壓力的關系曲線（見圖10、圖11）。由圖可知，當?shù)貙訅毫Υ笥?5 MPa時，預充氮氣壓力隨地層壓力增加而緩慢增加；而井底增壓量的變化趨勢受地層壓力、井下取樣體積雙重影響，取樣體積小于400 mL時，井底增壓量單調下調；取樣體積大于等于400 mL時，井底增壓量先下降后上升。由圖10、圖11，在確定了取樣體積時，便可根據(jù)地層壓力方便查得預充氮氣壓力、井底增壓量。當取樣體積為300 mL時，如地層壓力為42.5 MPa，可查得預充氮氣壓力為11.1 MPa，井底增壓量為2.3 MPa；當?shù)貙訅毫?0.0 MPa時，可查得預充氮氣壓力為11.4 MPa，井底增壓量為0，從曲線上可知，當?shù)貙訅毫Υ笥?7.0 MPa時，均無需井底增壓，此時取樣筒右端如圖2d-2所示，存在鉆井液。

圖10 預充氮氣壓力與地層壓力的關系（p3=pb）

圖11 井底增壓量與地層壓力的關系（p3=pb）

3.3 預充定壓氮氣應急情況

向取樣筒中預充定壓氮氣，現(xiàn)場僅通過井下增壓的方式來調節(jié)樣品腔壓力，在一定的取樣體積范圍內，若地層流體泡點壓力已知，則確保筒體中的樣品壓力到達地面時不小于泡點壓力；若地層流體泡點壓力未知，則確保筒體中的樣品壓力到達地面時不小于地層壓力。

設預充氮氣壓力為10.0 MPa，采用前述取樣筒、地層及流體等參數(shù)，通過（39）、（40）式計算不同取樣體積條件下返回地面樣品的壓力、井底增壓量與地層壓力的關系曲線（見圖12、圖13）。當?shù)貙訅毫?5 MPa時，如果要保證返回地面樣品的壓力大于或等于25 MPa，則由圖12可知取樣體積必須大于等于350 mL；由圖12可知，當井底增壓能力上限為20 MPa時，取樣量為 300，350 mL可滿足要求。根據(jù)圖12、圖13取樣體積曲線的間距折算，當取樣體積為310～355 mL時，地層樣品到達地面時的壓力不小于25 MPa，可實現(xiàn)保真。

圖12 返回地面樣品壓力與地層壓力的關系（p1=10.0 MPa）

圖13 井底增壓量與地層壓力的關系（p1=10.0 MPa）

4 地面溫度對保真計算結果的影響

當?shù)孛鏈囟劝l(fā)生變化時，由（41）、（42）式可計算不同地面溫度對預充氮氣壓力和井下增壓量的影響。采用前述取樣筒、地層及流體等參數(shù)，分析取樣體積分別為500，100 mL時，在不同地面溫度下，預充氮氣壓力、井底增壓量與地層壓力的關系曲線（見圖14）。由圖可以看出，取樣體積為500，100 mL時，地面溫度的變化對預充氮氣壓力的影響甚微，可以忽略不計。但地面溫度對井底增壓量有一定影響，特別是取樣體積較小時，影響更明顯，地面溫度下降，井底增壓量呈增加趨勢。鑒于此，當取樣體積較大時（如大于等于500 mL），優(yōu)化計算的井底增壓量誤差較小，無須校正；當取樣體積較小時（100～500 mL），計算的井底增壓量誤差較大，需適當進行較正：①地層壓力小于12 MPa時，無須校正；②地層壓力大于12 MPa時，為保險起見，需對優(yōu)化計算的井底增壓量進行校正，可在計算值上再增加0～5 MPa。

圖14 地面溫度變化對預充氮氣壓力、井底增壓量的影響

5 結論

地面預充氮氣方法為主、井下增壓方法為輔的隨鉆取樣保真筒保真取樣，氮氣腔相當于儲能氣墊，可一定程度上補充取樣過程中因溫度變化帶來的壓力損失；井下增壓可將樣品盡快地壓入樣品腔，提高樣品壓力，彌補氮氣腔無法提供的壓力補償。

地面預充氮氣與井下增壓隨鉆取樣保真筒，可有效提高樣品保真程度，地層流體樣品到達地面時，可基本保證樣品不發(fā)生物理相變現(xiàn)象，進而保證其具有在地層中原有的化學組分。

符號注釋：

A，B——線性擬合系數(shù)，無因次；D0——取樣筒外徑，mm；Di——取樣筒內徑，mm；——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段后的筒體內徑，mm；——從預充好氮氣到取樣完成到達地面后的筒體內徑，mm；——井下取樣后上升到地面后的筒體內徑，mm；——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段后的筒體外徑，mm；E——鈹銅的彈性模量，MPa；E0——地層流體體積彈性模量，MPa；g——重力加速度，m/s2；G——地溫梯度，℃/100 m；L——取樣筒體有效長度，mm；——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段時的筒體有效長度，mm；——從預充好氮氣到取樣完成到達地面后的筒體有效長度，mm；——井下取樣后上升到地面后的筒體有效長度，mm；p——地層壓力，MPa；p0——大氣壓，MPa；p1——預充氮氣壓力，MPa；p2——井下取樣后氮氣腔內壓力，MPa；p3——返回地面氮氣腔內壓力，MPa；pb——泡點壓力，MPa；pa——井底增壓量，MPa；T——氮氣環(huán)境溫度，℃；T0——原油環(huán)境溫度，K；T1——地面溫度，K；T2——井底溫度，K；T3——樣品返回地面溫度，K；V1——地面預充氮氣體積，mL；V1-2——地面預充氮氣后下入到井下取樣層段后的筒體體積，mL；V2——井下取樣后氮氣腔體積，mL；V2-3——井下取樣后上升到地面時的筒體體積，mL；V3——返回地面時氮氣腔體積，mL；Vdf——圖2d-2所示情況下取樣筒中活塞2右端進入的鉆井液體積，mL；Vs——井下取樣體積，mL；Vs*——返回地面時樣品體積，mL；Z——氮氣壓縮因子，無因次；Z1——地面預充氮氣壓縮因子，無因次；Z2——井下取樣后氮氣壓縮因子，無因次；Z3——返回地面氮氣壓縮因子，無因次；α——鈹銅的線性膨脹系數(shù)，K-1；ΔDp1-2——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段過程中筒體在內外壓差作用下徑向變化量，mm；ΔDp1-3——從預充好氮氣到取樣完成到達地面后的筒體在內外壓差作用下徑向變化量，mm；ΔDp2-3——井下取樣后上升到地面過程中筒體在內外壓差作用下徑向變化量，mm；ΔDt1-2——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段過程中因溫度變化引起取樣筒內徑變化量，mm；ΔDt1-3——從預充好氮氣到取樣完成到達地面的過程中因溫度變化引起取樣筒內徑變化量，mm；ΔDt2-3——井下取樣后上升到地面過程中因溫度變化引起取樣筒內徑變化量，mm；ΔLp1-2——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段過程中因壓力變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；ΔLp1-3——從預充好氮氣到取樣完成到達地面的過程中因溫度變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；ΔLp2-3——井下取樣后上升到地面過程中筒體因壓力變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；ΔLt1-2——地面預充氮氣后到下入井下取樣層段過程中因溫度變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；ΔLt1-3——從預充好氮氣到取樣完成到達地面的過程中因溫度變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；ΔLt2-3——井下取樣后上升到地面過程中因溫度變化引起取樣筒有效長度變化量，mm；Δp——樣品體積收縮所致的樣品腔內壓差，MPa；ΔVs——樣品體積變化量，mL；μ——泊松比，無因次；ρ——原油密度，kg/m3；ρ2——井下取樣時樣品密度，kg/m3；ρ3——返回地面后樣品密度，kg/m3；ρdf——鉆井液密度，kg/m3。