特殊气藏的开发与开采 - 图文

第八章 特殊气藏的开发与开采

按照气藏的特征、开采特点和方式，可将其大体分为常规气藏和特殊气藏。常规气藏一般是指以气体状态储存于储层，比较干净的天然气气藏；而特殊气藏主要是指或者是储层比较特殊，如煤层气气藏、疏松砂岩气藏等，或者是天然气性质比较特殊，如凝析气藏、高含硫气藏等。特殊气藏由于储层或天然气性质比较特殊，在开采这类气藏时需要采取一些特殊的工艺措施。本章主要介绍凝析气藏、煤层气气藏、高含硫气藏和疏松砂岩气藏的开采特点和开采过程中需要考虑的特殊工艺技术。

第一节 凝析气藏的开发

凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1×10m的巨型气田中，凝析气田占68％，在储量超过1000×10m的大型气田中则占56％。

早在20世纪30年代，美国已经开始采用间注干气保持压力的方法开发凝析气田，80年代又发展了注氮气技术。前苏联主要采用衰竭式开发方式，也采用各种屏障注水方式开发凝析气顶油藏。目前在北海地区，也有冲破“禁区”探索注水开发凝析气田的。

本节主要介绍凝析气藏的特点和分类，凝析气藏的开发特点，凝析气藏开发过程中的反凝析污染及解除方法。

一、凝析气藏的特点

采出天然气和凝析油的气藏叫凝析气藏。凝析油是汽油及相对密度大于汽油但小于0.786的其它馏分的混合物。

凝析气藏在原始状态下流体系统在储层中全部或绝大部分成气相存在（系统的临界温度低于储层温度）。

1、凝析气藏的一般特点

凝析气藏的特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并符合反凝析规律。所以，凝析气藏既不同于油藏，也不同于气藏，可以将它们划为一种新的工业性油气储集类型。

凝析气藏与油藏的差别在于地层中液体和气体的相平衡状态，凝析气藏的油气比比较高，而且还不断上升（在衰竭式开发过程中）。它与普通气藏的差别是，生产井的采出物中除了天然气还有液态凝析油。

当凝析气藏中有油环时，含凝析气部分的地层压力就相当于初凝压力；在地层压力明显超过初凝压力的气藏，就没有油环。在凝析气藏的开发过程中，当地层压力降到初凝压力以下时，烃类体系就会发生相态变化，一部分凝析油（沸点最高的烃类组分）就会凝析出来转变成液态。

凝析气藏中含高沸点烃类的多少用凝析油气比的大小来衡量。在其它条件相同的情况下，凝析油含

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量取决于气层压力及温度，因而也取决于气层的埋藏深度。气层埋藏愈深，气层的压力及温度愈高，那么在其它条件相同时，凝析油在气体中的含量也就愈高。气相中的凝析油含量也由凝析油的密度、馏分组成、族分组成以及某些物理性质（初沸点和终沸点等等）所决定。在其它条件相同时，环烷烃的含量愈高，地层中凝析油的含量就愈低，而且随着凝析油密度及其沸点的降低，地层中凝析油的含量就会增大。在较低的稳定温度下，凝析油含量相对较高。地层气中凝析油含量的临界值，即高于此值凝析油就不可能处于气相状态，它与凝析油气比的临界值相当。当油气比大于临界值时，油气体系就处于气相状态；小于临界值时为液相。天然气数量与凝析油数量的临界值主要取决于烃类的组成及气层的热动力条件，约在600—800m/m左右。 2、凝析气藏的地质特点

凝析气藏最重要的特点就是它位于埋藏最深的圈闭之中。油藏、油气藏和凝析气藏，无论是在横向上或在纵向上都按一定的规律分布。明确了这些规律性，将大大促进凝析气藏的有效勘探。

凝析气藏有规律地分布于深部圈闭这一点，首先与一定的地层压力及温度有关，这是原油（凝析油）处于气相所必须的条件。但是，形成这些气藏的地质条件、烃类运移和聚集的特点也很重要。

在世界各国的许多含油气区中，发现油气层的含气性在构造的区域性下倾方向上有规律地增加，使得油藏在下倾方向依次被油气藏及凝析气藏所代替。在区域性斜坡带上，位置最高的构造通常含原油。由此往下，是含有气顶的油藏。在这个相应的深度上，因而也即在相当高的地层压力下，气顶气中含有一定量的凝析油。最深的圈闭中，通常是凝析气藏。在油气藏的形成过程中，当在地层条件下油和气的比例适当时，就会形成这样的油气藏分布状况。但油气藏分布的上述规律性也会明显地被破坏，这主要是由于油气藏形成之后遭受地质变迁的结果。

凝析气藏除油和气的相态特征外，还以地层水的特殊性为特征。区别凝析气藏水的固定标志是矿化度低，有硫酸盐，而且环烷酸含量高。凝析气藏地层水矿化度低，是由于气相烃类从高温高压区向外运移所引起的。在这些条件下，气相烃类中含有大量的水蒸汽，在沿地层倾方向做区域性的横向运移时，随着温度的降低，地层孔隙中的水蒸汽就发生长时间的连续的凝析作用，引起储集层的一定程度淡化。 二、凝析气藏的判别方法及分类

目前世界各国已发现的凝析气藏的埋藏深度一般都在1500—5000m的范围。在不同的埋藏深度其压力和温度也不相同。而压力和温度对烃类流体性质及其相态影响很大。例如在2500—5000m范围内多为凝析油饱和度不高的凝析气藏；而在1500—3000m的凝析气藏则凝析油饱和度较高，一般具有较大的油环。在勘探阶段对凝析气藏的正确判断是非常重要的。 1、油气藏分类判别方法

油气藏按流体性质可以分为：黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。凝析气藏与其它油气藏的区分有多种方法，表8-1列出了根据气油比大小进行区分的标准，表8-2给出的是前苏

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联特列平Γ·Φ对150多个油气藏的进行研究分析后提出的分类标准，表8-3列出的是根据地下流体相对密度和平均分子量进行划分的标准。

在实际应用中，最好是根据流体在储层中的组分、相态特性、试采特性等进行综合分析而后给出正确判断。

表8-1 根据气油比对油气藏分类 油气藏类型 气油比（m3/m3） 黑 油 0—356.2 挥发油 356.2—534.4 凝析气 534.3—26715 湿 气 26715—∝ 干 气 ∝ 表8-2 各类油气藏流体组分 类型 干气 湿气 反凝析气 挥发油 黑油 组分 C1 9.6 9.0 75.0 60.0 49.83 C2 2.0 3.0 7.0 9.0 2.75 C3 1.0 2.0 4.5 4.0 1.93 C4 0.5 2.0 3.2 4.0 1.60 C5 0.5 1.0 2.0 3.0 1.15 C6 / 0.5 2.5 4.0 1.59 C7+ / 1.5 6.0 17.0 42.15 M c7+ / 115 125 180 225 GOR 高 4500 1200 350 111 γ / 0.7389 0.7587 0.7796 0.8535 表8-3 油气藏类型分类数据 烃聚集类型 地下流体相对密度 平均分子量 干气气藏 0.225—0.250 <20 凝析气藏 0.225—0.450 20—40 轻质油藏 0.425—0.650 35—80 常规油藏 0.625—0.900 75—275 重质油藏 >0.875 >225 2、凝析气藏分类 凝析气藏有多种分类方法。 1）按地质特点分类原则进行分类

按储层类型分类：可以分为层状、块状和透镜体的凝析气藏。 按圈闭特点分类：可分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混合型。 按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无边水或底水型。 2）按流体分布情况分类

这种分类对开发具有十分重要的意义。按该分类原则，可分为：

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不带油环的凝析气藏；

带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值； 带油环的凝析气藏，油环具有工业价值；

凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。 3）按凝析油含量分类

由于各国的凝析气藏储量及开发情况，以及开采工艺技术水平不同，各国的分类标准也不尽相同。表8-4列出的是美国的分类标准。

表8-4 美国分类标准 分类 气油比 凝析气油比(m/t) 凝析气油比(g/m)

3 、带油环的凝析气藏判断方法

在勘探阶段查明凝析气藏是否带有油环，不仅对开发具有重要价值，同时对指导勘探也具有十分重要的意义。近些年来，国外的研究人员根据流体样品分析，应用数理统计法等方法对凝析气藏是否具有油环进行判断。 1）C5+含量法

根据储层流体分析结果，用C5+含量作为标志，判断凝析气藏是否带有油环。即C5+含量大于1.75%，为带油环的凝析气藏；而C5+含量小于1.75%时，为不带油环的凝析气藏。 2）C1/C5+比值法

这个方法是用C1与C5+的摩尔含量比值来判断的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于52则为不带油环的凝析气藏。

3）根据储层流体组分的组合判断法

该方法是用??C2/C3??C1?C2?C3?C4?/C5?对凝析气藏及其带油环的大小进行判断。见表8-5所示。

表8-5 根据储层流体组分的组合判断凝析气藏 干气气藏 ?l>450 80450 高含量 4440—2220 225—450 中等含量 低含量 13300—4440 143000—13300 75—225 7—75 ?l≤1 4）秩类法

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该法是选择储层流体组分中能反映目标按级分布的特征组分C1/C5+，（C2+C3+ C4）/ C5+，C2/C3，C5+，将每一个特征变化值域分成若干段，每一段用一个秩数表示，见表8-5所示。最后将每一个特征值所属的秩数相加，即可求得分类函数φ：

???Rxi （8-1）

i?1nRxi表示特征值的秩数；x表示选定的特征；i表示特征数目。

根据对前苏联10个带油环和10 个不带油环的凝析气藏的研究，分类函数φ≥11为带油环的凝析气藏，φ≤9则为不带油环的凝析气藏。用前苏联100个凝析气藏进行验算结果，表明其符合程度为91%。

表8-6 各类秩数的特征值变化范围 秩数 特征值域 特征 C1/C5+ (C2+C3+ C4)/ C5+ C2/C3 C5+ 5 0—25 0—2 1—2 0.3—1.3 4 3 2 1 0 25—50 50—75 75—100 2—4 2—3 1.3—2.3 4—6 3—4 2.3—3.3 6—8 4—5 3.3—4.3 100—125 8—10 5—6 4.3—5.3 >125 >10 >6 >5.3 5）摩尔油气比与采出的摩尔数之和的判断法

该法是根据前苏联75个凝析气藏的摩尔油气比nr与采出组分摩尔数之和∑ni建立如下的关系式：

nr?1.35?ni?10.5?ni?41.54 （8-2）

nr?ng/nC5?（气体mol/液体mol） （8-3）

?ni?ng?ng?s?nC5?（mol） （8-4）

ng?Vg/24.04（mol） （8-5）

ng?s?Vg?s/24.04（mol） （8-6） nC5??Vc??c/Mc（mol） （8-7）

式中Vg——采出的气体体积（m）； ng——采出气体的摩尔数（mol）；

nC5?——采出的稳定凝析油的摩尔数（mol）； Vc——采出的稳定凝析油量（cm）；

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ρc——凝析油的密度（g/cm）； Mc——凝析油的分子量；

ng?s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体的摩尔数（mol）； Vg?s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体体积（m）。 根据上述相关关系判断油气藏类型如表8-7。

表8-7 不同油气藏类型值域范围 凝析气藏类型 凝析气藏 饱和凝析气藏 带油环的凝析气藏 凝析气顶油藏 ∑ni（mol） 42 42—45 45—55 >55 nr 120 凝析油含量（cm/ m） <40 40—320 350—800 >800 333

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以上列举的判断方法，主要是以前苏联的凝析气田为基础统计出来的。何百平用我国、美国和加拿大等国的16个凝析气藏数据进行了验算，结果表明这些方法的符合程度都不高。其可能原因是由于前苏联绝大多数凝析气藏的凝析油含量都在100g/cm以下，所以这种统计适合于凝析油含量低的凝析气藏，而对于凝析油含量高的凝析气藏其符合程度就偏低。 三、凝析气藏开发 1、开发层系

当气藏或凝析气藏包括多套含气层时，必须考虑开发层系问题。也就是说，是用一套井网开发多套层系，还是用不同井网分层系进行开采。主要应考虑以下因素：

①气藏和凝析气藏的流体性质是否相同；

②各含气层的原始气——油界面或气——水界面及其压力系统是否一致； ③各含气层的储层性质及产能情况，以及各层的储量分布特点等； ④包括所有含气层在内的含气井段大小，及其对后期改造的影响。

如果上述各项因素都允许采用一套井网进行开发时，将是最经济的办法。但如果根据各项因素评价之后，不能用一套井网时，那么必须论证采用两套甚至是多套井网的理由和依据，并且应进行技术经济评价慎重选择。 2井网及井网密度

影响井网和井网密度的因素有：技术经济指标；气水动力学因素；地质特点，如储层性质的均匀程度、含气构造形态、以及储层埋藏深度等；特别当凝析油含量高、储集层厚度大、倾角也大时，则凝析油含量可能呈梯度分布的特点。在这种情况下，布井系统与常规气田类似。 3凝析气藏开采方式 1）开采方式的选择

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凝析气藏的开采方式有衰竭式开采和注气或注水保持压力开采方式，选择的主要依据有以下几点： ①凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N×10t，即可选择注气开采方式。一般凝析油的注气采收率最低为60%，地质储量为N×10t时，注气采出0.6×N×10t。凝析油的采出量折合为人民币，与注气地面工程总投资相平衡时，即为注气的界限储量N。这个界限N在国外一般为30×10t。

②凝析油含量：凝析油含量大于200—250g/cm即可采用注气开采方式。实际上，由于各国的工业发展状况，采气和注气的工艺水平以及对凝析油的需求现状等的不同，因而各国的标准也不完全一样。有的国家凝析油含量150 g/cm也进行注气开发。所以上述数据应根据情况进行全面的论证后才能确定。 ③储层条件：储层均质的、厚度变化不大有利于注气。如果有裂缝发育或者裂缝不均匀分布时，对注气是不利的。简单的背斜形态，断层少的情况下，对注气是有利的。

④凝析气藏带有开采价值的油环时：此时，最好采用注气或注水保持压力开采方式。先开采油环，后采凝析气顶。开发过程中，控制气——水界面是个关键问题。但做到严格控制是很困难的。

对带有油环的凝析气藏进行衰竭式开采，或者是气顶或油环同时衰竭式开采是最下下策。一般情况下，是不允许同时采用衰竭式开采的。因为采用这种开采方式不仅降低了油环油的最终采收率，而且也降低了凝析油的采收率。 2）注气压力的估算

注气压力的估算是评价注气方案的重要指标。一般在进行开发设计时，使注气井的注入压力最低，也就是说选择最大的井口允许压力进行注气。这样即可取井底压力等于储气层的破裂压力，亦即等于储层岩石的最小主应力。最大井口注气压力即可由下式得出：

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Pw??mine?MgLgZRT （8-8）

式中：Pw——最大井口注气压力 σ

min

——储层岩石的最小主应力

Mg——天然气分子量 L——气井井深

Z——气体平均压缩系数 R——气体常数 T——气井平均温度 3）注入流体的选择

对注入流体的选择是一项非常重要的课题。目前国外采用的有干气、CO2、N2和烟道气等。如果天然气资源丰富，除供给用户需求外，还可以供注入气之用，那么注入天然气是最好的注气方法。但由于天然气工业的发展，一般除供气外，很少能够满足注气的需要。这样，只好采用其它流体作为注气的气源。

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目前在国外多采用注氮的方法。用空气作原料，进行空冷制氮。其缺点是需要大功率的电器设备，且耗电量很大。此外，还需要有脱氮装置，因而地面建设费用较大。 四、凝析气井的产能

对于凝析气井的产能，目前仍沿用单相气井的产能分析方法或在此基础上发展的经验近似修正分析方法。采用这种近似，当地层中凝析液量较少时是可行的。但对于凝析油含量较高的凝析气藏，随着生产时间的增加，地层压力和井底流压将逐渐下降，当井底流压和近井地带地层压力降低到露点压力以下时，随着凝析油气体系向井区流动，会在近井地带地层中产生反凝析相态变化而形成凝析液饱和度分布。此时随着生产时间的推移，一方面近井地带地层低于露点压力的压降区不断向地层远处扩展，使地层中两相区范围越来越大；另一方面，高于露点压力的供气区的单相凝析气在向井流动过程中，流经近井带时会不断发生反凝析，而使近井带凝析液饱和度逐渐增加，当这一过程导致凝析液在井底附近地层中处于流动状态，而影响气井产能时，前面的近似方法就不适用，因为它忽略了地层中流体相态变化和凝析液流动的特征对气井产能的影响。此时，凝析气井的产能分析应结合单相气井产能分析方法，考虑相态变化因素。

1．单相气井产能分析 1）产量的折算

凝析气井在测试时地面计量测得的是气井日产量、日产凝析油量、凝析油与干气地面相对密度等资料，而凝析油和干气在地下以气态单相流动，因此在测试解释时，必须将地面凝析油和干气两相流体折算成视日产量Qgt，具体计算如下：

Qgt?Qg?2405?oQo/Mo （8-9）

式中：Mo?44.29?o/(1.03??o) （8-10） 2）凝析气井参数计算

由一般气井的产能方程可知，凝析气井二项式方程系数A、B是μ、Z、β、k的函数，而μ、Z、β、k又是气藏压力的函数，显然可通过地层压力计算μ、Z、β、k等参数。 3）二项式方程

对于均质地层的气井，当井储效应消失，流动达到无限作用径向流阶段时，根据渗流力学中气体渗流理论，得到最基本的二项式方程：

22 （8-11） Pr2?Pwf?Aqgt?Bqgt对于凝析气井来说，在应用该方程时，需将气井中采出的凝析油量折算成天然气量，二项式方程可表示为：

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22 （8-12） Pr2?Pwf?AQgt?BQgt当气井流动达到拟稳态时，产能方程系数A将为一恒定值，即：

?0.472re?? （8-13） A?2m?lg?0.434S??rw??则对应的拟稳定产能方程为：

22 （8-14） Pr2?Pwf?AQgt?BQgt此式即为常用的凝析气井二项式拟稳定产能方程。 4）无因次IPR方程

对于凝析气井拟稳定产能方程，当Pwf=0.101MPa时，且取Pr2?0.1012?Pr2，简化整理得：

2Pr2?PwfPr2??QgtQAOF?Qgt??1?????Q?AOF??? （8-15） ?2式中：??A/?A?BQAOF?

若令：PD?Pwf/Pr，QD?Qgt/QAOF 式中：PD—无因次压力； QD—无因次产量。 则通用的无因次IPR方程为：

2 （8-16） PD?1??QD??1???QD22??1???PD?1??1?2?1?4???或QD? （8-17）

2?1???式中α参数控制着无因次IPR曲线的分布形态，α参数的范围为0到1之间，它的大小取决于地层压力和紊流的影响程度。当α=0时，为完全的紊流控制；当α=1时，为完全的层流控制。

统计我国16个气田的16口井的系统试井所取得的数据，平均α值为0.2541，陈元千教授取α=0.25，得到由单点测试法预测气井绝对无阻流量的关系式：

QAOF?6Qgt1?481?P/P?2wf2r??1 （8-18）

2．相态产能方程 1）渗流模型的建立

在凝析气井生产过程中，随着生产时间的增加，井底压力在不断下降，当井底压力和近井地带压力

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小于露点压力时，井筒附近将有凝析液析出，地层中流体将发生相态变化，即气、液组成在不断变化。由于地层中气的流量较小，粘度较低，渗流速度比较大，气在地层中的流动会呈现出非达西流动，而地层中油的流量较小，粘度较大，渗流速度较小，油在地层中的流动通常属于达西流动。因此，在凝析气藏稳态理论基础上，假设地层中气为非达西流动，油为达西流动，考虑地层中流体发生相态变化，产生凝析气、液两相流，据此可推导产能方程：

对油相

dp1000?oQodr?KK （8-19） ro2?rh?o对气相 dpdr?1000?gQgKK??Q2gg?g2 （8-20） rg2?rh?g?2?rh?g?其中：P——压力，pa；

?o，?g——分别为油、气的粘度，pa.s；

K——气层的绝对渗透率，m2；

Kro，Krg——分别为油相和气相的相对渗透率；

r——离井中心的距离，m； h——气层的厚度，m。

βg为惯性阻力系数

由上两式可得凝析气、液两相渗流产能方程为：

??P2r????Pwf??A?Qgt?B?Qgt （8-21） 2）产能方程的求解

Aφ、Bφ层流和紊流系数的求法可参照二项式中A、B的求法。用最小二乘法确定Aφ、Bφ如下：????P?2Q?Qgt?????P?Agt?Qgt??N?Q2gt??Q （8-22）

gt?QgtN????P??????P?BQgt?Qgt??N?Q2gt??Q8-23）

gt?Q （gt式中???P????Pr????Pwf?

当Pwf=0.101MPa时，可得到绝对无阻流量：

QA2??4B????Pr????0.101???A?AOF?2B （8-24）

?

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五、凝析气井的反凝析污染

在凝析气藏的开发过程中，当井底流动压力降低到露点压力以下时，将会发生反凝析现象。反凝析液占据多孔介质孔隙表面，充填微小孔隙，并在井筒附近迅速聚集并逐渐形成高饱和度区。当凝析油饱和度大于临界凝析油饱和度时，凝析油开始向井底流动（如图8-1）。凝析油的聚集增长减少了气体流动的有效孔隙空间，降低了气相的相对渗透率，损害了气井的生产能力，同时还会造成重组分的损失。对低渗透性凝析气藏而言，井筒附近压力梯度普遍较大，凝析液的析出和聚积相对严重，这种情况还会随着产量的增加而加剧。 1、反凝析污染现象

反凝析污染主要表现为凝析油在地层中滞留，引起地层气相相对渗透率大幅度降低。将气液相渗方程（8-19）和（8-20）结合气液相平衡计算，气井从供给边界到井底的压力、气液相、相据此可以分析气井的反凝析污染。

以丘东凝析气田丘东7井为例。该井3063.0-3198.0m,地层压力25.21MPa，地层88.3℃，井底流压为21.1MPa时，产气量m3/d，产油量14.85 m3/d，生产气油比7946.13 建立的方程，在井底流压Pwf=5MPa时，分动态。图8-2、图8-3和图8-4分别是该井压力、汽化率、气相相对渗透率沿径向分布

图8-1 近井地带凝析油析出及压力剖面示意

可以得出渗等分布，

生产井段温

度118000 m3/m3。用析该井的近井地带曲线。

图8-2 丘东7井近井地带压力分布曲线 图8-3

e1.000.99p(MPa)30252015105丘东7井流体汽化率沿径向的分布

从上述结果

汽化率（e)0.980.970.960.950.940.930.92020406080100120140160180r(m)200Krg(mDc)0.8可以看出，在近井

0.6地带，汽化率降低，凝析油的质量分数增加，致使气相相对0.400204060801001201401601802000.2r(m)0020406080100120140160180200r(m)渗透率下降，近井地带的压力降急剧增加。 2、解除反凝析污染的方法

反凝析污染主要表现为凝析油在地层中滞留,引起地层气相相对渗透率大幅度降低。 图8-4 丘东7井相对渗透率沿径向的分布

因此，解除近井带反凝析污染的关键技术是使凝析油由液相变成气相,从地层流向井筒,达到既解除凝析油污染,又提高凝析油采收率的目的。目前在国内外解除反凝析堵塞的方法上，主要包括水力压裂穿透“油

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环”、循环注气保持压力、井下电缆加热、在近井地带注入烃类或非烃类溶剂(二氧化碳、氮气、烟道气、甲醇)移走凝析液和化学反应加热等。

1）压裂穿透“油环”：研究结果表明，反凝析污染井近井地带的压力降主要发生在离井轴径向4m左右的范围内。因此，可以考虑采用小型压裂技术，在近井地带造逢，达到增产的目的。

2）注气提高凝析气井的产能：给地层中注入干气(或称高甲烷含量气体)，遇到凝析油之后，凝析油蒸发并与干气形成的新的平衡相，降低地层中凝析油饱和度，从而使气相相对渗透率得以恢复和提高。 3)电磁感应加热技术解除凝析气井近井带堵塞：井下电磁感应加热技术是一种针对凝析气井近井地层的物理处理工艺，该技术最早研究始于20世纪50年代。所谓电磁感应加热技术就是将井下感应加热装置下至油层段，通电后感应电磁波使储层套管发热，使近井地层和井筒内流体温度升高。由于近井带地层温度升高，使得地层流体温度、压力、饱和度、粘度等都将发生变化，这样就会改善凝析气井热动力学条件、减轻或解除凝析气井井底堵塞状况和降低废弃压力，从而达到改善开发效果和提高油气采收率的目的。根据凝析油堵塞情况，可采取3种加热解堵方式:①凝析油堵塞严重，气井已经无产量，可采用关井加热解堵；②凝析油堵塞较严重，但气井还能以一定的产量生产，可采用加热和生产同时进行的方式，以抑制凝析油在近井带的积聚；③凝析油堵塞特别严重，这时可采用井下电磁加热一化学复合解堵的方式。何书梅等人依据凝析气藏渗流规律和开采特点以及油气水三相渗流运动方程、能量守恒和物质守恒原理，建立了凝析气藏电磁加热数学模型并运用到实际气藏中进行数值模拟研究，分析了电磁加热生产条件下气藏近井带压力、凝析油饱和度及气相相对渗透率的变化规律。通过实例计算表明，凝析气井开发中、后期采用电磁感应加热技术加热生产，定产和定压条件下近井带压力明显高于不加热生产时压力；并且近井压力下降变缓，压力梯度降低，地层在近井带的渗流能力提高，解堵明显。对含水饱和度、储层孔隙度和加热生产方式等三个敏感参数进行分析表明：①含水饱和度增加不会影响电磁加热技术增产效果；②孔隙度为20%以内，温度场分布范围较宽，有效作用半径较大；孔隙度超过30%，效果明显变差；③采用先关井加热再开井加热生产和直接加热生产两种方式研究。对于不产水或产水较低的气藏来说，先关井加热再开井加热生产，温度升高及凝析油降低幅度增大，解堵效果更好。因此，在凝析气井开采中、后期采用电磁感应加热技术能有效降低近井带压降梯度和凝析油饱和度、增大近井带气相有效渗透率、解除井底积液和近井凝析油堵塞；储层孔隙度越小，电磁加热效果越好；电磁感应加热技术适用于中低孔凝析气藏；对于不产水或产水较少的高凝析油含量凝析气藏，生产中、后期采用先关井加热再加热生产的加热方式生产，解堵效果更好。

第二节 含硫气藏的开发

根据天然气组分中含硫化氢量的大小，可将气藏划分为：无硫气藏（H2S含量<0.0014%）、低硫气藏（H2S含量介于0.0014%~0.3%）、含硫气藏（H2S含量介于0.3%~1.0%）、中含硫气藏（H2S含量介于1.0%~5.0%）和高含硫气藏（H2S含量介于>5.0%）。？

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目前在我国西部的长庆、四川等气田中，部分气藏是含硫的气藏。如四川的卧龙河气田，H2S含量为5.0%~7.28%，中坝气田，H2S含量为6.75%~13.3%；渡口河气田飞仙关组气藏，H2S含量为12.83%~17.06%；而冀中坳馅赵兰庄气田的H2S含量为92%，属世界高含硫气藏之一，含硫量名列世界第四位。已知含硫化氢组分最高的气藏是美国南得克萨斯气田奥陶系石灰岩气藏，H2S含量为98%。

世界己开发的高含硫的碳酸盐岩气藏中，著名的有法国的拉克气田，H2S含量为15.2%，加拿大贝尔伯里气田，H2S含量为90%，前苏联滨海盆地的阿斯特拉罕气田，H2S含量为21%。

含硫气田开发与开采涉及到很多问题，本节将主要介绍含硫气田遇到的三个棘手的问题，即H2S的剧毒性、腐蚀性和元素硫的沉积以及在开采含硫气藏的过程中应该注意的问题。

一、含硫气藏的主要特点

天然气中硫化氢含量的高低与气藏储层类型、硫化氢成因有密切的关系。根据我国硫化氢发育气藏所在地层的认识和研究，富含硫化氢气藏储集层具有以下一些特征：

1．高含硫气藏一般产于海相含盐度高的沉积环境中，常与碳酸盐岩及伴生的硫酸盐沉积有关。气藏中的硫化氢成因，主要来自硫酸盐有机与无机还原作用。

碳酸盐岩和碳酸盐一硫酸盐岩组合是含硫化氢气藏所在地层组合的主要组成部分，其中，在碳酸盐一硫酸盐岩组合中，硫酸盐有两种赋存形式：一种形式是以层状与碳酸盐岩呈夹层或互层（如嘉陵江组、孔店组气藏），该组合类型特征是硫化氢含量很高，通常属于高含硫或特高含硫；另一种是以透镜状、团块状、星散状包容于碳酸盐岩中（如四川盆地东部建南气田长兴组生物礁气藏），该组合类型特征气藏通常属于低含硫~高含硫气藏。

2．储层类型主要为石炭型岩储层和白云岩型储层。

石炭型岩储层以灰岩、白云质灰岩为主体，储集空间以裂隙为主、基质孔隙为辅；白云岩型储层以白云岩、灰质白云岩为主体，储集空间主要是孔隙型（溶孔、溶洞）和孔隙一裂缝型。

3．气藏埋深大，地层温度高。

如川东北部宣汉、开县地区的下三叠统飞仙关组气藏埋深3000~4500m，地层温度在100℃以上。 4．储层物性条件较差。

储层物性表现为低孔、低渗或特低孔、特低渗的特征。如建南气田长二段北高点储层礁相岩心孔隙度最大17.4%，最小0.11%，平均1.35%，渗透率最大16.39×10-3um2，最小0.001×10-3um2，平均0.266×10-3um2，长二段南高点生物滩相储层孔隙度最大4.6%，最小0.26%，平均0.82%，渗透率最高7.3×10-3um2，最小0.002×10-3um2，平均0.253×10-3um2。

二、含硫天然气的危害性

含硫天然气是生产硫磺的重要原料之一。而硫磺是硫磺工业、造纸工业、合成纤维工业、橡胶工业、医药工业和军火工业的重要化工原料和战略物资。因此，含硫天然气的开采和硫磺回收，对国家经济建设十分重要，必须积极对待。但含硫气藏中，天然气中含有单质硫以及H2S、多硫化氢H2Sx+1等硫化物等，这些硫化物对人畜以及生产开发、运输、储存等都带来了极大的麻烦。

首先，硫化氢的毒性级别为高毒~剧毒，其毒性比一氧化碳更大、更危险。有的研究者甚至将其毒性与氰化物相提并论。硫化氢对人畜的毒害程度与其在空气中的浓度高低有关。通常状态下硫化氢为无色、有臭鸡蛋味的气体，比空气重，同体积的硫化氢是空气重量的1.19倍。我国“工业企业设计卫生标准”中规定：车间或工作场所空气中的硫化氢的最高允许浓度为10mg/m3。当浓度达到4mg/m3时，人就能闻到有臭鸡蛋味；当浓度达到30~40mg/m3时，臭味比较强烈；当浓度达到760 mg/m3时，人接触后产生流泪、头昏、眼花、举步不稳和恶心呕吐等症状；当浓度达到1000 mg/m3时，人接触后可在数秒内发生中毒，出现头晕、目眩、痉挛、腿软等症状，如不迅速脱离环境，很快就会失去知觉，抢救不及时可导致死亡。

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含硫气田的井场和集气站，由于设备泄漏及容器不密封等原因，都会造成工作人员的中毒。一旦发生中毒，应立即撤到空气新鲜、通风良好的地方，并对严重受害者进行人工呼吸，注意保持体温，直到呼吸完全恢复正常。

其次，高含硫气藏一次采气的采收率并不高，这主要是因为在开采过程中一般都会发生元素硫的沉积。尤其是当硫在地层中沉积时，往往使得地层孔隙有效流动空间变小，地层渗透率降低，流动阻力增大，影响了气井的产能；甚至在一定情况下，地层发生严重的硫堵，井筒周围的流动通道被堵死，造成气井停产、报废。所以，硫在地层中的沉积对气井产能危害巨大。

再次，硫化氢具有腐蚀性。对于含硫天然气所经过的油管、运输管线等都会造成一定的腐蚀性，如果腐蚀严重，还有可能发生泄漏等生产事故；另外，由于硫化氢的腐蚀性，一些需要下到井下工作的设备（比如井底压力计）就会受到腐蚀，或者设备不能应用于含硫气井，影响了正常的生产开发。

三、硫化氢腐蚀和元素硫的沉积机理 1．硫化氢的腐蚀机理

硫化氢对钢材有强烈的腐蚀作用，包括硫化氢应力破裂、疲劳腐蚀、斑点锈蚀及腐蚀物与硫磺沉淀物的阻塞等，特别是对于高强度的钢材（屈服强度大于686NPa），硫化物应力破裂和内部氢脆更易发生。硫化氢对金属是一种强烈的腐蚀剂，特别是天然气中同时含有水汽、CO2和O2时，腐蚀更加严重。硫化氢可以引起多种类型的腐蚀。

硫化氢腐蚀性主要表现在两方面，含硫气体对环境中金属的电化学失重腐蚀和硫化物引起的金属应力开裂。

1）电化学失重腐蚀

在油田的酸性溶液中，常见的硫化氢的水溶液是弱酸，对钢铁的电化学腐蚀过程是： 在阳极 Fe→Fe2++2e （氧化反应） 在阴极 H2S→2H++S2-

2H++2e→H2↑（还原反应）

所以 H2S+2e→H2↑+S2- 电池反应为 Fe+H2S→H2↑+FeS

随着溶液中H2S浓度的变化，电池反应生成FeS的组成及结构彼此差异，对腐蚀起着不同的影响。低浓度的H2S能生成致密的硫化铁膜，主要是由硫化铁和二硫化铁组成，这种膜能阻止铁离子通过，因而起保护金属的作用，可以降低H2S对金属的腐蚀，甚至使金属接近钝化状态。随着浓度的增加，生成的硫化铁膜呈黑色疏松层状或粉末状，主要由八硫九铁（Fe9S8）组成，其膜不但不能阻止铁离子通过，相反，这种疏松的硫化铁与钢铁接触后所形成的电池，硫化铁是阴极，钢铁是阳极，从而加速了金属的腐蚀。

实际上，由于不同的硫化氢浓度，还存在着许多中间反应，且反应的化学机理很复杂，生成许多不同的硫化铁腐蚀产物，可能形成不同的晶体结构。除此之外，天然气中的O2和CO2与硫化氢同时作用，会使金属的电化学腐蚀变得更加严重。其中O2与硫化氢结合引起的腐蚀最为严重，比两种气体单独腐蚀影响要严重得多。硫化氢与氧气发生化学反应，生成元素硫与水，反应如下：

2H2S+O2=2H2O+2S↓

这个反应在室温下相对较慢，但是它可以被溶液中的铁、锰、钴等阳离子催化，从而生成硫元素，钢在湿的硫元素中腐蚀速度很快。另外，当H2S、CO2和O2同时存在于含有水汽的天然气中，金属的电化学腐蚀将更加严重。

这类腐蚀造成的破坏一般历时较长，管线或设备破坏前有明显的壁厚减薄现象，只要做到定期测厚，及时对腐蚀严重部位进行修补或更换，电化学失重腐蚀的恶性事故是完全可以预防的。

2）氢脆和硫化物应力腐蚀破裂

硫化氢引起的应力开裂主要表现为两种：一种是硫化氢腐蚀钢铁的特有现象-氢脆；另一种为硫化氢

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应力腐蚀破裂。

（1）氢脆是硫化氢腐蚀破坏钢铁的特有现象。所谓氢脆，即由于氢离子深入到金属内部，致使金属发生形变或破裂的过程。这是由于在硫化氢的作用下阻止氢化合生成H2，使得氢元素游离，进入金属内部，从而影响金属的晶格间距离，导致金属开裂。

如何解释氢脆现象，目前公认的是压力理论。硫化氢在水中电化学反应产生的氢离子，在HS-离子的影响下深人到金属内部。在向钢材扩散的过程申，氢离子在有缺陷的晶格间聚集，结合成氢分子。其体积增大20多倍，产生几十兆帕的巨大压力。对于强度和硬度较低的钢材，发生所谓的“氢鼓泡”；而对于强度和硬度较高的钢材，由于材质本身不允许大的塑性变形，促使钢材内产生阶梯式微裂纹，称为氢诱发裂纹（HIC）。氢鼓泡和微裂纹均导致钢材的应力集中而破裂，称之为氢脆。

（2）硫化物应力腐蚀破裂（SSCC），是钢材在外加拉力、残余张力、热处理或冷加工和焊接残余应力的作用下，在发生氢脆的地方发生破裂，是氢脆与应力同时发生作用的结果。在含硫气田，绝大部分管线（油管、套管或集气管）、设备(采油树、分离器、闸门和管件)都是在外加负荷下工作，应力腐蚀破裂屡见不鲜，经常造成恶性事故。这类腐蚀破坏发生的时间一般较短，且发生前无任何预兆，属突发性破裂事故。有时在低应力下也会发生。

2．元素硫的沉积机理

在含硫气藏的开发生产中，含硫的天然气会给钻井、采气带来一系列复杂的问题，硫沉积导致硫堵即为其中之一。硫堵即为在含硫天然气的生产开发过程中，随着气藏压力的不断下降，硫在地层天然气中的溶解度不断降低，在适当的条件下，单质硫便会从地层天然气中析出、并沉积下来，从而堵塞了地层孔隙，降低地层渗透率的过程。当气藏天然气中H2S体积含量高于5%时，在地层中就可能会产生元素硫的沉积和堵塞。统计发现，H2S含量高于30%的气藏绝大部分都发生硫沉积，造成地层渗流阻力增大，气井产量急剧降低甚至停产。如加拿大的一口气井H2S含量为10.4%，在地层和油管中都发现了大量元素硫的沉积，对生产带来巨大的危害。又如我国华北的赵兰庄气藏，H2S含量高达92%。在1976年的试采中，因严重的元素硫沉积而造成地层堵塞而被迫关井，至今尚未能投产。因此含硫及高含硫气田的开发，必须认清元素硫在地层中的沉积堵塞机理及其危害。

1）元素硫的运载和沉积机理

元素硫存在于火山、某些煤、石油和天然气中。同时，元素硫也可能以纯化学晶体出现于石膏和石灰的沉积层内。在这些来源中，比较丰富的是含硫天然气中的硫化氢。

国外研究认为，地层中的元素硫靠三种运载方式而带出：一是与硫化氢结合生成多硫化氢；二是溶于高分子烷烃；三是在高速气流中元素硫以微滴状（地层温度高于元素硫临界温度时）随气流携带出地层。反之，若地层条件（如温度、压力和气流速度等）朝着不利于携带元素硫运移的方向发生变化，则元素硫就可能从气流中析出而发生沉积。

要了解元素硫在天然气生产中的析出、沉积的机理，首先要了解元素硫在气相中的溶解本质。一般来说，元素硫在天然气中的溶解方式分为化学溶解和物理溶解两种方式。

（1）化学溶解和化学沉积

20世纪60年代中期之前，人们认为：一般情况下，硫像糖溶于水一样简单地以物解方式溶解在酸性天然气（含H2S和CO2气体）中。但后来随着对多硫化氢、硫化硫的形成有了更深入的认识，人们发现：事实上酸性天然气中存在着一个化学平衡，它对于硫的溶解和沉积有着很大的作用。

在地层条件下，元素S与H2S结合成多硫化氢：

H2S+Sx→H2Sx+1

此化学反应是一可逆化学反应，适用于高温高压地层。从左到右反应是吸热反应，在温度或压力升高时，平衡将向多硫化氢方向移动，使得单质硫在地层中的含量减少，天然气中硫的含量增加。反之，当地层温度压力降低时，反应向有利于多硫化氢分解生成H2S和元素硫的方向进行，可能会发生元素硫沉积。含硫气藏投入开发时，地层能量不断下降，当含多硫化氢天然气穿过递减的地层压力和温度剖面时，反应式的平衡点发生变化，平衡向左移动，多硫化氢分解，生成单质硫。当气相中溶解的元素硫达到临界饱和度时，继续降低地层压力，则元素硫就会析出。当分解出的硫量达到一定值且流体水动力不

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足以携带固态颗粒的硫时，元素硫就会在地层孔隙中沉积并聚集起来。在这一沉积过程中，主要发生的是化学反应，故称这一沉积过程为化学沉积。

提高地层压力和温度，多硫化氢的平衡向右移动，增加了被结合成多硫化氢形成的元素硫量。当天然气运载着多硫化氢穿过递减的压力和温度梯度剖面时，多硫化氢平衡就向左移动，此时多硫化氢分解，发生元素硫的沉积。

（2）物理溶解和物理沉积

除上述平衡反应可以致使硫沉积之外，稠密流体（地层条件下时为地层天然气）对单质硫的物理溶解与解析能力也不容忽视。在地层条件下，当温度高于临界温度时，不存在液体溶剂。然而，高压下的酸性气流对单质硫同样有显著的物理溶解能力。

在油藏温度和压力条件下，元素硫以物理方式溶解在天然气中，由于储集层环境是高温高压，而且硫在酸性天然气中的溶解度很大，所以，地层条件下的天然气对单质硫有很大的溶解度。当含硫天然气藏投入开发后，气相从地层远处向井底流动的过程中，随着压力、温度不断降低，元素硫的溶解度也就相应的降低，当压力一旦降低到临界压力以下时，便会有大量的单质硫析出。当析出的硫量达到一定的值，而且流体水动力不足以携带硫的固态颗粒时，那么这些析出的硫便会在地层中沉积下来，从而堵塞地层孔隙，降低地层渗透率。单质硫因为地层温度、压力变化而导致硫的溶解度变化，从而使硫从天然气中析出、沉积的这一物理过程称为物理沉积。

显然，单质硫的两种沉积方式的本质是不同的。就目前的资料来看，大部分学者认为在含硫气井中元素硫的沉积属于第二种，即由于温度、压力的降低而导致元素硫在酸气中溶解度的降低，从而析出单质硫。持这种观点的人的主要依据是：在气井生产开发时，单质硫的沉积主要发生在井筒以及井筒周围的地层，而在这一区域，压力下降最大，天然气的流速也达到最大，单质硫在天然气中的溶解度下降的也最大，这一变化过程很适合解释物理沉积过程。而在化学沉积中，化学反应的反应速度明显缓慢于井筒附近天然气的流速，所以在地层中发生的化学反应生成的单质硫还未来得及沉积下来，就会被井筒附近的高速气流带出井外，元素硫没有充分时间在近井地带产生沉积。

2）元素硫运载量的定量研究

多硫化氢分子充当元素硫“运载工具”，它在某点的载硫量，取决于该点的压力和温度。因此，从地层到井口的流压和地温梯度变化，对确定元素硫运载量和随后的元素硫沉积，都起着重要的控制作用。无论井底或油管，少量的元素硫沉积都可以造成气井的减产或停产。

天然气流也能携带元素硫微滴。由于元素硫有明显的过冷倾向，在低于它正常凝固点下，仍然保留着液体状态随气流通过管道。一且固化作用开始，己固化的元素硫核心将催化其余液体元素硫，以很快的沉积速度聚积固化。这种机理可以解释，尽管早期采气没有发生元素硫沉积，但是一旦固化作用开始，气井很快就会被元素硫堵死的现象。

这里所谓的运载量，可以理解为元素硫的溶解度。早在1960年，Kennedy和Wielend就测定出硫在纯烃和模拟含硫气体中，元素硫溶解度与压力（在121oC时）的关系曲线如图8-5所示。

从图8-5中可以看到，模拟含硫气体中，含H2S越多，硫的溶解度对压力越敏感；在高压下，纯甲烷对硫的溶解很小，但也不可忽视。图8-6是一张较新的资料图，补充说明了含硫天然气中，H2S浓度对元素硫溶解度的影响。可见，硫的溶解度随H2S的浓度增加而增加；在同样的H2S含量下，压力和温度升高，溶解度也随之增加。

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图8-5 在121oC时元素硫的溶解度 图8-6 元素硫在天然气中的溶解度

元素硫的溶解度除了和压力、温度有关系外，还和气体的组分（包括量的变化和凝组分的组成）有关。实验表明，硫在酸气中的溶解度直接与溶解在酸气中凝析气的多少以及凝析气的碳原子数有关。高烷烃含量越多，硫的溶解度越高，越不利于硫的析出。

另外，地层孔隙度越小，气体渗流通道迂回性越显著，孔喉处直径越小，元素硫越容易被捕捉而在地层中沉积下来。同时，气体流速越大，携带出元素硫的效率越高，从而减少硫堵的可能性，硫也就越不易发生沉积。

从上述可知，元素硫在含硫天然气中的溶解度是温度、压力、H2S含量及其它混合气组成、气流速度以及储层特性的函数。

1986年Hyne博士调查了100多口含硫气井，对气田生产资料的研究也得到如下的结论，进一步说明影响元素硫的溶解度以及硫沉积的因素。

（1）H2S含量越多，发生元素硫沉积的可能性越大，但不是唯一的因素。有的井含H2S高达34.35%，也未见硫堵，而有的仅含9.4%就被硫堵。但H2S含量达30%以上的气井，大部分井发生元素硫沉积。

（2）天然气中的凝析油（C5+）对元素硫有一定的溶解性，因此，气体中C5+组分含量越多，硫堵越不易发生，C5+含量小于0.5%时，容易发生硫堵。

（3）井底到井口的压力和温度降低愈大，气体中析出的元素硫愈多，硫沉积的可能性愈大。井底生产压差大，易引起元素硫在井底周围的沉积。

（4）气流速度愈大，携带出元素硫的效率愈高，从而减少硫堵的可能性。

从采气的角度看，由气井生产方式入手，控制井筒压力和温度变化，有可能限制元素硫在井底或油管中沉积。显然，控制范围是十分有限的，必须从溶硫机理研究人手，寻找解决元素硫沉积的其它方法。

3）溶硫剂及溶硫机理

对出现元素硫沉积的气井，向井口注人溶硫剂是当今解决硫堵的有效措施。溶硫剂可按其作用原理分为两类：物理溶剂和化学一物理溶剂。后者，元素硫的溶解度是由伴有物理溶解或不伴有物理溶解的化学反应所决定。

选择溶硫剂的标准是：有很高的吸硫效率，能溶解大量的元素硫，活性稳定且价廉。通过实验，Merox是一种元素硫运载量很大的溶硫剂，它是硫醇经氧化作用生成的产物-二烷基二硫化合物。Merox溶解元素硫的机理是：胺在Merox系统内和在胺溶硫剂系统一样，与H2S反应生成强力的硫氢离子（HS-），硫氢离子将Merox二硫化物分离生成RS-。正是该RS-起着传递元素硫的作用，是脱元素硫反应机理的关键部分。一旦RS-打开S8环，就与其生成多硫化合物，此时增值反应开始进行，生成较大的多硫化合物键，并将元素硫结合到有机分子结构中，在与其它二硫化物作用，使链终止增值的终止反应中，生成了新的可以重新开始增值反应的RS-离子。二甲基二硫（DMDS）与一种合适的催化剂并用，己被确定是现有的最有效的溶硫剂之一。

四、含硫气藏的开发措施

含硫气藏由于存在前面所述的危害性及特点，在钻采、集输、净化、加工、尾气处理都有别于其它

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气藏。其开发的基本原则如下。

1．安全钻井

钻井时的钻井液密度要足以防止硫化氢滤入，水基钻井液要用碱处理，以保持pH值大于9，因为pH值在9以上，不会产生原子氢，可免受氢脆对钻具的危害。同时使用碱性碳酸铜或海绵状铁剂除掉钻井液中的硫化物。最好使用油基钻井液，因为油湿的钢材有油膜保护。应急时，在钻井液中加人过氧化氢，使硫化氢氧化，防止硫化氢对井场的人身危害。同时在井场上要采取防硫化氢的措施，因H2S比空气重（相对密度为1.18），常在低凹处滞留，所以井场要选取在地势高，空气流通处；在井场上设有风向标，钻具在上风方向，钻井液池在下风处；设置井场的安全停留区；井场上要有钻井液-气体分离器、高压硫化氢的阻流器及应急装置；泥浆循环系统、钻台、底座及可能漏气的地方，装硫化氢探测器及报警装置。

美国壳牌公司在密西西比州托马斯维尔高含硫气田上钻井时所用的钻杆为钢级强度不超过654.6MPa的低合金钢（如Monel K-500型)，钢材的硬度不大于RC23级；井口及法兰、螺栓等使用含12%铬的不锈钢及AISI1040合金钢；井口设备多采用金属对金属一次密封，尽量避免焊接，以防硬度不同而产生裂缝及局部腐蚀。这些措施主要防硫化氢腐蚀及应力破裂造成钢材的损坏。

2．完井措施

含硫气井中硫化氢对套管及油管的腐蚀损坏相当严重，故其完井措施有别于一般的气井。为了设计含硫气井的套管和油管，美国埃克森公司研究出一种叫做Von Mises的管柱设计法。即：

?vm?12??t??r?2???r??a?2???a??t?2 （8-25）

?vm——管体应力， ?r——径向应力

?t——横向应力 ?a——轴向应力

此法克服了单向设计法中所有载荷作用是独立的，忽略了复合载荷作用的缺点，将三向载荷联合起来考虑，使套管柱更能合理地适应含硫气井的井下受载情况，收到了良好效果。采用大管径管柱完井，以减缓管柱流速；采用并排双油管柱和同心双油管柱，在油管上装永久性封隔器，封隔油管与套管间的环形空间，以保护上部的套管。中间套管采用L-80级套管、C-90级套管，采用含铬13%的不锈钢管作生产尾管及油管。套管固井水泥用抗硫酸盐水泥；套管和油管的环形空间循环加热的柴油中每隔2~3周加0.9kg固态防腐剂，以溶解沉淀的硫磺，防硫堵塞。管间接头应做磁粉探伤，上扣时用不含硫的丝扣油，使用聚四氟乙烯密封剂密封。

伊朗马斯杰德一伊一苏莱曼气田是用特殊合金钢的套管和油管完井。套管固井水泥用抗硫酸盐水泥。套管和油管的环形空间循环热油，以防硫沉淀及堵塞。气井定期停产，向油管内注入二硫化碳，以溶解沉淀的硫磺。法国拉克气田采用双层油管完井，外层油管采用屈服强度低于620Mpa的普通钢，油管柱下部有封隔器，以减少油管柱所承受的张力，使其只承受屈服强度的50%，以降低管柱破裂的可能性；内层油管采用加厚的抗硫合金钢管（含铬1.2%的J-55型），在两层油管环形空间充满加热的柴油循环，柴油中每隔2~3周加0.9kg的固态防腐剂。美国托马斯维尔气田的完井，采用了过油管射孔完井方法，上部用API 75级钢材的油管，下部用APIP110级钢材厚壁(19.2mm)油管，内部及外部都经淬火处理，接头用金属对金属的一次密封。生产套管与油管之间的环形空间采用高于硫的熔点并加有抑制剂的油基钻井液循环。

3．井下监测

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为了取得井下腐蚀情况，常用抗硫电缆下井作颗粒载运放射性示踪（PCR）助循环测井，或用泵注入示踪剂作循环测量。

监测时要特别注意氢脆和硫化物应力腐蚀破裂的特征：

1）氢脆和硫化物应力腐蚀破裂多发生在设备开始使用时期；

2）呈氢脆破裂，在钢材内产生裂纹，裂纹的纵深比宽度大几个数量级，破裂断口平整，无塑性变形； 3）硫化物应力腐蚀破裂主要受拉应力时才产生，且主裂纹的方向总是和拉应力方向垂直； 4）腐蚀破裂的起爆口在构件表面机械伤痕、蚀孔、焊缝及冷作业加工处；

5）硫化物应力腐蚀破裂属于低应力下的破坏，而对于高强度钢材来说，易受到氢脆破坏，故对套管和钻杆是个非常严重的问题；

6）使非金属材料老化，如橡胶密封圈，侵油石膏石棉绳等。

所用的示踪剂，一般是离子交换的树脂颗粒载运，测定井口返出的泥浆枷马射线强度，以探测油管破裂情况。此外，用缆索式或泵入式的机械式内径测量仪或电子管式管径测定仪，可检查油管内壁的腐蚀程度；在井下安装放射性衬管，也可监视油管的腐蚀状态。

4．集输管线的腐蚀及防腐

集输管线中的长输管线，输送的是脱硫和脱水的净化后的天然气，因而腐蚀较轻；但矿场的集气管的腐蚀严重，这种腐蚀对内壁是含硫天然气的腐蚀，对外壁是来自大气或土壤的腐蚀。管线腐蚀的特点是：

1）高压集输管线的硫化氢应力破裂一般发生在管线大面积电化学腐蚀之前；

2）当温度降低，天然气中所含的水分过饱和，在壁上冷凝就形成电化学腐蚀溶液，可加速电化学腐蚀；

3）流速对腐蚀的影响，取决于流型，层流时腐蚀严重；

4）地形对输气管线腐蚀有很大的影响，倾斜管中低凹处，冷凝液积聚，引起大面积腐蚀，在气-液界面处，腐蚀尤为严重。

对管线的防腐采用注防腐剂，涂防腐层、控制温度和流速等综合防腐措施。在集输管线中，气体流型为层流时，腐蚀严重，而流体流型为环流时，腐蚀较弱，故采用小管径、高流速（15 m/s ~20m/s)集气。硫化氢的腐蚀程度与水有密切关系，为此对天然气先深度脱水，与此同时，采用加热法，使温度在露点以上，阻止水冷凝膜的形成。在管线低凹处加排水阀，定期排水。添加缓蚀剂，以防止含硫气的电化学失重腐蚀。

管汇腐蚀的检测，一般是用测定试片的重量损失大小，或由因声波、枷马射线探伤仪系统测定管壁厚度的变化，确定腐蚀程度。集输系统由安全闸门分成若干段，遇到故障，由压差控制的阀门可自动关闭。

5．天然气脱硫

1）二乙醇胺溶液脱硫法

该方法是拉克气田、卡布南气田及马斯杰德伊苏菜曼等开发较早的含硫气田普遍使用的方法。 2）甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液脱硫法

该方法在20世纪70年代开始工业化，它因适于常规的克劳斯法制硫、节能和具有压力选吸和尾气的常压选吸而得到发展，国内已有多套装置，技术经济效益较好。

3）位阻胺法

即FLEXSORB法，包括SE、PS和HP三个过程，分别用于选择脱硫、脱碳及合成气脱碳，其选吸能力优于MDEA法，有14套工业装置用于加拿大贝尔伯里含硫气田和前苏联的阿斯特拉罕气田。

4）脱硫溶剂复合法

如采用一种高浓度的叔胺和一种低浓度的伯胺复合，前者以获得能耗，后者以获得高净化度。此外对低含硫的天然气（0.3%以内）也采用直接转化法，尤其是络合铁溶液脱硫法，也实现了工业化，国内也有2套装置运行。

6．硫磺回收

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目前硫磺回收装置多是克劳斯法，把从天然气中提出的硫化氢转化为硫磺。近年来发展起来的工业化方法有MCRC四段亚露点法，后两段是在低于硫露点下运行，故提高了总硫收率。贫酸气制硫法，即Selectox法，是针对硫化氢浓度低于15%，难以用常规克劳斯法制硫时的天然气而发展起来的贫酸气制硫方法。此外加压回收硫的RSRP法也正处于试验阶段，此法对硫化氢浓度无特殊要求，硫的回收率可达99%以上。

7．尾气处理方法

目前的尾气处理方法主要是指低温克劳斯法；还原（将硫化物全部转化为硫化氢）—吸收法及氧化（将硫化物全部转化为二氧化硫）—吸收法。近年来又在这些方法的基础上有所改进，如MODOP法，它是将克劳斯尾气加氢并急冷后，通过直接催化氧化，将硫化氢转化为元素硫。

第三节 煤层气开采技术

随着世界能源供需的不断紧张以及传统能源对环境污染的日益加重，煤层气作为洁净能源的重要战略价值以及开采煤层气对采煤和环保的重要促进作用已经受到越来越多能源生产国的高度重视。煤层气工业是20 世纪70 年代在国外兴起的新兴能源工业。美国20 世纪70年代起步、80年代大力发展、至90年代煤层气工业逐渐发展成一门新兴的能源工业。美国煤层气资源的商业化开发利用的成功，在全世界产生了积极的示范作用， 澳大利亚、俄罗斯、波兰、加拿大等竞相对煤层气资源进行开发研究， 引进美国的地面钻井开采技术， 在煤层气资源的勘探、钻井、采气和地面集气处理等技术领域均取得了重要进展， 促进了世界煤层气工业的迅速发展。我国煤层气资源丰富，资源量巨大，近年来也比较重视煤层气的开发，但对煤层气的研究工作才刚刚起步。

一、煤层气的基本特征 1. 煤层气的地质特征

煤这种沉积岩，其中除了本身固有的水分之外，质量上50％以上而体积上70％以上都由碳、氢等元素组成的有机物质，同时煤也产生了很多的烃类和非烃类组分。产出的气主要以甲烷为主，但是实际产出的气则是C1、C2、少量的C3以及稍重的N2、CO2混合物，组成煤层气的物质可以大致的分为以下两种：

1）“易挥发的”低分子量组分，这些组分可以在压力降低、缓慢加热或者是溶解开采中释放出来。 2）另一种组分则是在易挥发组分分离后仍然留在固体物质中。

煤化作用可分为未变质阶段、低变质阶段、中等变质阶段和高变质阶段。其中中等变质阶段是煤层甲烷的主要生成阶段。最大的特点是油、气和重烃兼生并存，烃气属于湿气。在高变质阶段，由于重烃裂解，在贫煤阶段再次出现一个甲烷增量的相对高峰。煤化作用的过程及甲烷的生成如表8-8所示。

煤层气主要是通过生物降解作用和热解作用形成的。在煤未变质阶段到低变质阶段，煤层生成气由生物降解作用生成，生成量占总生成量的10%。随煤化作用不断加深，热降解生成甲烷的过程开始，当Ro为1.30%时，己生成的气量可达热成因甲烷总量的76%。在煤化过程中生成的气体仅有10%左右可以保留在煤层中，绝大部分逸散到相邻的煤层中，煤层气是煤层生成气经运移、扩散后在煤层中的剩余量。

2．煤层的结构特征和含气特征

煤层的储层特征很复杂，因为它们一般为具有两种不同孔隙系统的裂缝性储层，即双重孔隙系统。 1）原生孔隙系统：在这些储层中，原生的孔隙系统是由非常细小的孔组成，这些微孔具有极低的渗透率，但是微孔具有很大的内表面积，其中吸附了大量的气体。由于如此低的渗透率，原生孔隙对水和气都是无法渗透的，然而解吸的气体能够通过扩散过程在原生孔隙系统中传播，在煤中微孔占据了大部分的体积。

2）次生孔隙系统：煤层中的次生孔隙系统（大孔）主要由存在于所有煤中的裂缝网络所组成。这些大孔隙也就是割理，它们嵌入到原生孔隙中去，为流体流动提供渗透性，如图8-7所示，它们可以作为流

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固结后再下入双层预充填绕丝筛管。

（a）绕丝+涂层砾石复合防砂

图8-22 复合防砂示意图

②高渗压裂充填防砂

（b）化学固砂+双层筛管复合防砂

高渗压裂充填防砂是20世纪90年代迅速发展起来的一种新的复合防砂技术，对高渗的疏松砂岩地层既进行水力压裂，又进行砾石充填，将两种工艺有机地结合在一起，达到传统工艺所不能达到的使油气井既高产又控制出砂的最佳效果。

高渗压裂充填防砂的核心工艺是端部脱砂。对于高渗透油气藏，增大缝宽比增大缝长更有助于提高产量。因此对于高渗透地层压裂，从增产目的以及控制成本的角度考虑，其核心问题是如何控制裂缝长度的延伸而增大缝宽。要达到这一目的就要使用端部脱砂手段。所谓端部脱砂是指在前置液造缝并在裂缝长度达到设计要求后，使用大排量低砂比，使得支撑剂不会在裂缝底部沉积而被携带到裂缝端即扩展前沿然后沉积，即所谓的脱砂，随即裂缝长度方向的延伸停止或减缓；之后裂缝主要在宽度方向增长，最终形成短而宽的填砂裂缝。

ⅰ、主要技术原理

高渗压裂充填防砂既能提高产量又能有效防砂的主要技术原理如下： a、压后地层流体流动特征

压裂前，均质地层流体进入井筒的流动为径向流；压裂后地层流体的流动为两种模式，先是地层内部向裂缝面流动的线性流，然后是流体沿裂缝直接进入井筒，如图8-23所示，形成双线性流模式。

图8-23 双线性流模式示意图

b、水力裂缝可以避免和缓解岩石的破坏

具有极高导流能力的压裂裂缝将地层流体由原来的径向流转变成双线性流，在一定程度上降低了生产压差和大幅度降低流动压力梯度。从而缓解或避免岩石骨架的破环，也就缓解了出砂趋势和程度。

c、裂缝可以降低流动冲刷携带砂粒的能力

流体对颗粒的冲刷与携带能力主要取决于其流速，流速越大，对地层的冲刷作用越厉害，出砂就越严重。由裂缝而产生的双线性流模式及巨大的裂缝表面积可以发挥良好的分流作用，使压后流速大幅降

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低，从而降低了对地层微粒的冲刷和携带作用，大大减轻出砂程度。

d、裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用

作用原理与常规的砾石充填类似，裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用。有时可以使用树脂复膜砂作为支撑剂或以复膜砂在井底缝口段封口，以提高对地层砂的阻挡能力。

ⅱ、适用范围

a、该工艺要求防砂施工顶替液挤完需要立即反洗，而高压井中压力平衡慢，此时反洗易发生充填砂返吐，导致环空中地层砂和充填砂交混，不利形成有效的挡砂带而影响防砂效果。因此，该工艺技术不宜在高压井施工。

b、由于高压充填工具的特点（对排量、砂比、压力有一定的限制），限制了施工规模，不能够对地层进行较大范围的改造，针对疏松砂岩气藏中后期气井防砂不适用。

c、对长井段、多层、跨度大和固井质量不好的井不宜采用该工艺。 d、对于气层有顶、底水以及层间水层的井，具有一定的适应性。 ③纤维复合无筛管防砂

纤维复合无筛管压裂防砂技术属于常规压裂方法工艺技术的发展，该技术在充填的砾石中掺入一定量的纤维，利用纤维物理化学作用将裂缝中的砾石颗粒固结在一起，达到生产过程中防止裂缝返吐砂的目的。这样，在井筒可避免使用机械筛管阻挡砾石层，便于后期井下作业。

ⅰ防砂机理

纤维复合防砂细粉砂技术系统研制两种特殊纤维，一种起稳砂作用，即将细粉砂变成较大的细粉砂集合体；另一种起挡砂作用，即挡住细粉砂进入井筒。由于纤维复合防砂技术不用筛管，又称为纤维复合无筛管压裂充填防砂技术。

市场上常见的纤维如表9-4-3所示。压裂防砂中使用的纤维分为软纤维和硬纤维两种。软纤维是一种长链带支链的阳离子组合物，支链带有阳离子基团，这种软纤维在水溶液中靠电性作用会展开。当其进入储层后，软纤维的带正电支链吸附细粉砂，使之成为细粉砂的结合体，使细粉砂的临界流速增大，具有一定的稳砂固砂作用，达到防细粉砂的功效，其原理见图8-24。软纤维支链带正电荷，可使软纤维很好展开，支链上的正电荷吸附储层中的细粉颗粒，使之成为较大的细粉颗粒的结合体，变成类似大颗粒，这样降低了细粉砂的启动速度。

表9-4-3 市场上常见的纤维类型

序号 1 2 3 4 5 纤维名称 尼龙纤维 碳纤维 凯夫拉纤维 醋酸纤维 铅丝纤维 密度/(g/cm3) 1.14 1.40～1.90 1.50～1.60 1.12 2.70 序号 6 7 8 9 纤维名称 不锈钢纤维 钛纤维 陶瓷纤维 G纤维 密度/(g/cm3) 7.40 4.43 2.60 2.57 另一种是硬纤维，它是合成的一种特殊的防砂纤维，利用特制硬纤维的弯曲、卷曲和螺旋交叉，互相勾结形成稳定的三维网状结构，将砂粒束缚其中，形成较为牢固的过滤体，同时具有相当的渗透率，从而达到防砂的目的。纤维复合防砂技术不用筛管，同样可以起到与防砂筛管防砂同样的目的，其原理见图8-25。

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图8-4 软纤维防砂原理 ⅱ、适用范围与选井原则 a、出粉细砂严重的油、气井； b、固井质量良好的油、气井； c、粘土含量高的油藏； d、防砂井段不宜过长： e、适于无法下工具的套变井； f、防砂有效期较短的油、气井；

g、依据不同的油藏条件选用树脂涂覆砂的类型。

图8-5 硬纤维防砂原理

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