志丹油田生产气油比测试探索与实践

张 鑫，刘 强，邹昌柏，孙宇杰

（延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西志丹 717500）

目前我厂集输工程的增压站、接转站、计量站以及联合站的热能供应来源主要依靠煤炭，为了提高油田开发的整体效益，原油伴生气的综合利用至关重要，原油伴生气的综合利用的前提是必须掌握单井的产气能力，以及生产变化规律，生产气油比的计算需要单井的产油量以及产气量，对于常规的有杆采油系统来说，产气量包括套管气、油管气两部分组成。

志丹油田主要采用丛式井进行开发，产油量可以通过单井单罐进行计量，由于我厂90%以上的油井采用上罐开放式生产，密闭集输液量占比仅为9.7%，产气量无法得到准确计量，因此无法得到生产气油比的准确数值。

1 技术方案

方案一：我们专门设计研发了生产气油比测试装置[2-3]（见图1），该装置容积为1～2 m，首先利用气体涡轮流量计分别测试井口游离套管气及上油管线经过两相分离器初步分离的游离伴生气，其次在两相分离器中密闭取样，送往专业化验室加温二次脱气，测试溶解气，最后计算生产气油比=（套管气+上油管线一次分离的伴生气+二次加温脱气量）/采出油量。

图1 生产气油比测试装置

方案二：利用高压物性资料测试方法进行测试。首先对生产井进行关井（15 d），然后待地层压力恢复稳定后，起出生产管柱，下入压力计测试静压，在油层中部下入密闭取样器，样品送往专业化验室进行测定。

方案一工序相对简单，更符合实际生产现状，但需要定制特制的高度集成的小型气液两相分离器。方案二工序复杂，但测试的数据更接近生产气油比的理论值，但需要关井15 d，起下生产管柱（2 d），误产影响较大。该区域长2层油井平均日产1.31 t/d，测试期间单井影响产量达到了22.27 t，7口井累计影响155.89 t，按照目前的国际WTI原油价格77.6美元/桶，吨桶比7.58，美元汇率7.16，累计影响经济效益达到了65.65万元。

通过对比优选，认为方案一更加合理可行，生产气油比测试装置将机械、仪表、自控装置、信息技术高度集成，不影响正常生产，可靠性强、能耗低、安全系数高，同时借鉴国内外地面工程设备小型化、撬装化的特点，移动性强，可重复利用，可以满足厂内不同区块、不同时期生产气油比的测试需求。

2 技术机理

套管气通过涡轮流量计后接入后端的上液管线，上油管线接入该装置的进液口，经过气液两相分离器后，接入另外一台涡轮流量计，当分离器内的压力高于设定压力0.4 MPa，开始排气计量油管游离气，压力低于0.2 MPa时关闭计量气阀门，在当液位高于设定的警戒液位0.8 m后，通过PLC程序控制电磁阀，开始排液，排液过程中可以通过密闭取样器（见图2）取样，为了对油井进行准确的密闭取样，防止轻质组分逃逸，特设计此装置，液位低于0.25 m后，关闭排液阀门。取样过程中依靠气液分离器压力进行排液，打开进液阀，进液过程中活塞推动拉杆上行，让液体充满取样器，取液量达到化验标准后，关闭阀门停止进液。每次取样5 L，送往专业化验室进行化验，排液过程中转动拉杆，活塞下行，通过排液阀进行排液，油管气就等于经过分离器分离的游离气以及样品中的溶解气。

图2 密闭取样器

罐体的顶部安装弹簧式安全阀，当分离器压力高于安全阀的设定压力后，安全阀自动打开，保证分离器压力运行在合理范围内；同时安装温度传感器，实时监控分离器运行温度，冬季气液分离器运行温度低于原油凝点时及时启动电伴热装置，测试完成后打开排污阀，及时拍净罐内液体防止冻堵。

志丹油田单井产能较低，平均日产油0.8 t，多层系开发，伴生气不稳定，一般情况下长6层油井伴生气最高，长2层次之，延安组油井几乎没有伴生气，但也存在地域差异，同时也与开发时期密切相关，到注水开发的中后期，伴生气逐年降低。因此为了取得某区域油井的平均生产气油比，应选取不同区域、不同投产年限、不同层位的油井，同时在测试过程中应取平均值，连续测试时间必须在7 d以上，波动较大的井可以根据情况适当延长测试时间直至流量稳定[4]。

3 生产气油比的计算方法

油井综合的产气量应该为套管气与油管气之和，油管气又包含两部分，一部分是经过分离器一次分离的游离伴生气，另一部分是溶解在原油中的溶解气，因此生产气油比的公式可以写成：

其中Rp为油井总的生产气油比，单位m³/t

Qg为套管的游离气产量，单位m³

Qy为油管的游离气产量，单位m³

Qo为单井日产油量，单位t

Rs为经过气液两相分离器的油管溶解气油比，单位m³/t，该数据要通过密闭取样后送往专业化验室进行计量化验，正545-4井化验结果见表1，该井溶解气油比为29.4 m³/t。

表1 正545-4油管溶解气气油比检测报告检 测 报 告

该区域原油密度为0.84 kg/m³，单位也可以折算成m³/m³。

4 安装测试注意事项

1）陕北冬天气温较低，最低气温低至-30 ℃，因此为了不影响油井正常生产，该装置必须安装保温层，保温层宜采用保温棉+电伴热工艺。

2）为了保证套管气量均匀稳定，套管气量测试前应打开套管气阀门24 h后开始测量。

3）生产气油比测试装置、密闭取样器材质必须符合压力容器安装的相关规范，同时配备相应的等级的安全阀。

4）测试装置安装位置要因地制宜，不影响装油、修井等正常生产作业。

5）测试完成后恢复正常生产流程。

5 测试结果及分析

根据油井分布地理位置（覆盖该区域的各个井区）、投产年限（自2016年投入开发以来每年筛选1口）等因素综合考虑，在稠树梁区域优选7口长2层油井进行测试，所得结果如表2所示。

表2 生产气油比测试结果表

由测试结果可以看出，该区域厂2层原油伴生气资源非常丰富，油井套管气较为充足，平均生产气油比达到了294.29 m³/t，5416-9井更是达到了692.80 m³/t，测试结果表明套管气较大，说明油井流压较小从而造成井底脱气较为严重，气量足以满足集输工程的热能需求，剩余的伴生气可以直接回收或者使用伴生气进行发电，具有较高的经济效益。

6 结束语

通过该装置能准确测出目前该区域长2油层的生产气油比，但为了描述生产气油比的变化规律，则需要建立了生产气油比多元回归模型[5]，油井的采出程度、地层压力保持水平、油层压力下降速度、油层渗透率、井距等都会对生产气油比的产生影响，建立多元回归模型后同时通过矿场实验实际数据进行反复验证，不断修正、优化模型，最终通过多元回归型得出的关系式基本能反映出生产气油比与主要影响因素的关系式，从而更好地指导油气生产实践。