低滲致密氣藏壓裂水平井變質(zhì)量多相流及流體物性分析

雷 昊,常 鵬 ,楊小松

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057； 2.西安交通大學(xué)，陜西 西安 710049； 3.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

低滲致密氣藏壓裂水平井變質(zhì)量多相流及流體物性分析

雷 昊1,常 鵬2,楊小松3

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057； 2.西安交通大學(xué)，陜西 西安 710049； 3.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

低滲致密氣藏水平井實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，不同的氣藏會(huì)有不同比例的水產(chǎn)出，但目前水平井氣水兩相非穩(wěn)態(tài)變質(zhì)量流及流體物性特征少有報(bào)道。針對(duì)此現(xiàn)狀，利用復(fù)雜結(jié)構(gòu)井多段井?dāng)?shù)值模擬技術(shù)，建立了低滲氣藏壓裂水平井變質(zhì)量多相流數(shù)值模型，著重分析低滲氣藏壓裂水平井氣水兩相非穩(wěn)態(tài)變質(zhì)量流特征及水平井筒沿程水氣比、持液率等兩相流體參數(shù)變化特征。研究成果對(duì)低滲氣藏壓裂水平井設(shè)計(jì)及排水采氣技術(shù)優(yōu)選有一定指導(dǎo)作用。

低滲氣藏 壓裂水平井 多相流 物牲 排水采氣

目前，水平井變質(zhì)量特征研究多集中在單相流體，并且以穩(wěn)態(tài)滲流流為主[1-4]，張琪等研究了水平井氣液兩相分層流及間歇流的壓降計(jì)算模型，并驗(yàn)證了壓力計(jì)算值和實(shí)測(cè)值的相對(duì)誤差。吳寧等[5-6]分析了入流或出流對(duì)分層流向非分層流流型轉(zhuǎn)變的影響，提出了適用于水平井筒這種氣液兩相變質(zhì)量流動(dòng)的分散泡狀流向間歇流流型轉(zhuǎn)變的判別標(biāo)準(zhǔn)，但在水平井氣、水兩相的非穩(wěn)態(tài)變質(zhì)量流沿程氣、水產(chǎn)出及兩相物性參數(shù)耦合研究方面，成果鮮有報(bào)道，針對(duì)此現(xiàn)狀，本文利用數(shù)值模擬多段井方法，系統(tǒng)研究了低滲致密氣藏壓裂水平井氣、水兩相非穩(wěn)態(tài)變質(zhì)量氣、水產(chǎn)出特征及水平井筒沿程氣水物性參數(shù)變化特征，對(duì)認(rèn)識(shí)水平井氣、水兩相變質(zhì)量流產(chǎn)出特征和水平井排水采氣工藝優(yōu)選有一定指導(dǎo)作用。

1 數(shù)值模型建立

利用復(fù)雜結(jié)構(gòu)多段井技術(shù)建立壓裂水平井?dāng)?shù)值模型，多段井技術(shù)是近年來(lái)國(guó)外提出來(lái)的數(shù)值模擬技術(shù)，它可以將復(fù)雜結(jié)構(gòu)井主支和多個(gè)次分支井筒的軌跡作出精確數(shù)值描述，同時(shí)，對(duì)每一分支井筒又分成多個(gè)微元井筒，氣藏網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)和井筒節(jié)點(diǎn)相互獨(dú)立，可以實(shí)現(xiàn)井筒氣藏耦合模擬。

根據(jù)低滲致密氣藏(W氣田)實(shí)際的高壓物性分析、壓裂施工成果及不穩(wěn)定試井分析獲得的相關(guān)動(dòng)態(tài)物性參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 數(shù)值模型基礎(chǔ)參數(shù)

氣藏x、y、z方向的網(wǎng)格數(shù)分為50，50，5，x、y、z三個(gè)方向尺寸即氣藏的長(zhǎng)寬高分別為1 700，600，10 m。將1 000 m長(zhǎng)的水平井筒細(xì)分為41個(gè)數(shù)值模擬段(圖1)，壓裂裂縫條數(shù)為6條，裂縫半長(zhǎng)45 m，裂縫間距約110 m，裂縫模擬采用等效模擬方法，即將裂縫所在網(wǎng)格寬度設(shè)置為0.5 m，設(shè)置代表裂縫的網(wǎng)格滲透率60×10-3μm2， 使?jié)B透率與裂縫寬度的乘積等于試井解釋得到的人造裂縫導(dǎo)流系數(shù)30×10-3μm2·m，并將裂縫緊鄰的兩排網(wǎng)格的寬度也設(shè)置為0.5 m，但滲透率保持氣藏的原始滲透率，主要起到一個(gè)裂縫網(wǎng)格局部加密作用，保證裂縫數(shù)值計(jì)算的收斂性。

圖1 水平井筒多段井?dāng)?shù)值描述(41段)

2 水平井非穩(wěn)態(tài)變質(zhì)量流特征

2.1 產(chǎn)氣產(chǎn)水特征

預(yù)測(cè)了395 d產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量和水氣比，氣產(chǎn)量和該類氣藏水平井平均產(chǎn)氣量相當(dāng)，接近3.7×104m3/d，水產(chǎn)量基本不到2 m3/d，水氣比絕大部分時(shí)間小于0.5 m3/104m3，表現(xiàn)出氣藏水氣比小的特點(diǎn)。

隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，產(chǎn)氣量下降，產(chǎn)水量、水氣比有所增加(圖2，3)，即隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，氣體需要攜帶的液量相對(duì)比例增高，水平井筒相對(duì)更容易積液。

圖2 產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量隨生產(chǎn)時(shí)間的變化曲線

圖3 水氣比隨生產(chǎn)時(shí)間的變化曲線

2.2 不同時(shí)間水平井筒沿程產(chǎn)氣量剖面

在裂縫產(chǎn)氣量匯入井筒處，由于這類氣藏低滲致密，鉆井時(shí)泥漿中的固相顆粒幾乎完全將井筒的井壁附近堵塞，井筒基本上不產(chǎn)氣，主要依靠壓裂裂縫溝通儲(chǔ)層，氣體通過(guò)壓裂裂縫進(jìn)入井筒，所以井筒流量呈現(xiàn)階梯狀增大(圖4)，每一個(gè)階梯對(duì)應(yīng)一條裂縫。

圖4不同井筒位置氣體流量

水平井筒靠近指端的氣體流量最小(圖4)，相對(duì)是更容易積液的部位，建議在低滲氣藏水平井設(shè)計(jì)時(shí)，如果地層存在一定傾角，根端到指端，呈一定向上的傾角，有利于水平井筒液體在重力作用下回流根端而被排出，而不是滯留井筒阻礙氣體的流動(dòng)，額外增加流動(dòng)阻力。

2.3 不同時(shí)間水平井筒沿程產(chǎn)水量剖面

在裂縫與井筒交匯處，井筒水流量呈階梯狀增大(圖5)；且裂縫相互之間存在干擾，兩端裂縫的產(chǎn)水量相對(duì)較高。

圖5 不同井筒位置水流量

2.4水平井沿程水氣比

生產(chǎn)初期，水平井沿程水氣比幾乎無(wú)變化，見(jiàn)圖6中1，34 d曲線。

隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，水氣比逐漸增大，沿水平井流動(dòng)方向，根端水氣比略大于指端，見(jiàn)圖6中395 d曲線。

圖6 水平井筒沿程水氣比變化

2.5 水平井沿程壓力降

由于氣藏儲(chǔ)層致密低滲，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，井筒及附近壓力下降較快，很快降到廢棄井底流壓(圖7)，即生產(chǎn)后期，隨著井筒能量的下降，氣體攜液的難度增加。

當(dāng)水平井產(chǎn)氣量3.6×104m3/d時(shí)，圖中水平井筒沿程壓力曲線幾乎為直線，表明摩阻壓降和加速度壓降小，對(duì)水平井沿程壓力分布影響較小(圖7)，其原因是：①儲(chǔ)層致密，氣井產(chǎn)氣產(chǎn)水量低，氣水流動(dòng)速度小，摩阻小；②井筒直徑為0.1 m，相對(duì)較大，摩阻壓降小。因此，在低滲致密氣藏開(kāi)發(fā)中，如果產(chǎn)氣產(chǎn)水量小，建議在水平井氣藏工程及采氣工藝分析時(shí)，摩阻對(duì)壓力及產(chǎn)能的影響不作為重點(diǎn)考察因素。

圖7 水平井沿程壓力

2.6 井筒流體速度變化

沿著水平井筒流動(dòng)方向，水平井筒流體速度也不斷增加，如圖8。主要是由于沿程壓力不斷降低，氣體密度、粘度等也隨之降低，同時(shí)氣體產(chǎn)量不斷增大，井筒流體速度不斷增加。同理，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，由于壓力和氣體粘度不斷降低，井筒流動(dòng)速度也不斷增大。

圖8 水平井筒中流體速度剖面

2.7持液率變化

生產(chǎn)初期水平井筒不同位置持液率變化不大，生產(chǎn)395 d時(shí)，水平井指端持液率最低，沿井筒方向，持液率不斷增大，并基本保持平穩(wěn)。

隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，水平井筒內(nèi)氣體持液率不斷減小，也表明低滲氣藏水平井開(kāi)發(fā)后期，氣體攜液的難度會(huì)增大，水平井筒更容易積液(圖9)。

圖9 水平井筒沿程持液率變化(qg=3.6×104m3/d)

3 結(jié)論

(1)隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，井筒壓力降低，產(chǎn)氣量下降，產(chǎn)水量和水氣比增加，生產(chǎn)中后期水平井筒相對(duì)更容易積液。由于產(chǎn)氣主要依靠壓裂裂縫，沿井筒流動(dòng)方向，產(chǎn)氣產(chǎn)水量呈階梯狀增大，根端最大，指端最小，指端是相對(duì)更容易積液的部位，建議水平井設(shè)計(jì)時(shí)，根端到指端呈向上的傾角，更利于指端積液的排出。

(2)越靠近根端時(shí)，井筒內(nèi)流量越大，壓降損失越大，低滲氣藏水平井產(chǎn)量為3.6×104m3/d時(shí)，水平井沿程壓力損失小，對(duì)低滲致密氣藏開(kāi)發(fā)中，如果產(chǎn)氣產(chǎn)水量小時(shí)，建議水平井壓力及產(chǎn)能分析時(shí)，摩阻的影響不作為主要考察因素。

(3)隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，壓力不斷下降，井筒密度大幅度下降，粘度也不斷降低，同時(shí)氣體產(chǎn)量不斷增大，井筒流體速度也不斷增加。

(4)水平井筒不同位置持液率變化不大，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，持液率減小，表明低滲氣藏水平井開(kāi)發(fā)后期，氣體攜液的難度會(huì)增大，水平井筒更容易積液。

[1] DIKKEN B J. Pressure drop in horizontal wells and its effect on production performance[R]. SPE 19824, 1989.

[2] 孫福街,韓樹(shù)剛,程林松,等.低滲氣藏壓裂水平井滲流與井筒管流耦合模型[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào),2005,27(1):32-36

[3] 楊小松,劉傳喜,嚴(yán)謹(jǐn),等.魚骨型多分支水平氣井產(chǎn)能規(guī)律研究[J].石油學(xué)報(bào),2008,29(5):727-733.

[4] 李松泉,廉培慶,李秀生.水平井井筒和氣藏耦合的非穩(wěn)態(tài)模型[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2009,31(1):53-57+187.

[5] 張琪,周生田,吳寧,等.水平井氣液兩相變質(zhì)量流的流動(dòng)規(guī)律研究[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2002,26(6):46-49.

[6] 吳寧,張琪,曲占慶,等.水平井筒變質(zhì)量氣液兩相流動(dòng)模型[J].石油鉆采工藝,2001,23(1):42-46

Variablemassmultiphaseflowandfluidphysicalpropertyanalysisoffracturedhorizontalwellinlow-permeabilitytightgasreservoir

LEI Hao1, CHANG Peng2, YANG Xiaosong3

(1.ZhanjiangBranchofCNOOC,Zhanjiang524057,China; 2.Xi’anJiaotongUniversity,Xi’an， 710049 ,China;3.ExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

In the actual production process of low-permeability tight gas reservoir, the ratio of water output is varied with various gas reservoirs. However, it was reported few studies related to the characteristics of unsteady gas-water two-phase variable mass flow and fluid physical property of horizontal wells. Aiming at this present condition, using the numerical simulation technology of multi-segment well with complex structure, a numerical model was established for variable mass multiphase flow of fractured horizontal wells in low-permeability tight gas reservoirs. The studies were emphasized on the characteristics of gas- water two-phase unsteady variable mass flow and the water-gas ratio and liquid holdup along the path of horizontal wellbore. The research results play an important role in the design of fractured horizontal wells and optimizing the drainage gas recovery technology for low-permeability gas reservoir.

gas reservoir with low permeability; horizontal well fracturing; multiphase flow; physical property;drainage gas recovery

TE348

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.04.012

2017-05-20；改回日期2017-07-07。

雷昊(1979—)，碩士，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)研究工作。E-mail：leihao@cnooc.com.cn。

(編輯 謝 葵)