先導區(qū)致密氣生產(chǎn)動態(tài)跟蹤評價及管柱優(yōu)化研究

李紫晗，張濱海，曹硯鋒，李瑩瑩，程宇雄.

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100028)

臨興先導試驗區(qū)致密氣田屬于典型致密砂巖氣藏，氣井具有產(chǎn)量低、遞減快、穩(wěn)定期短等特征，生產(chǎn)層位不同程度產(chǎn)水，氣液兩相流滑脫嚴重且流動規(guī)律復雜[1-2]。受非常規(guī)致密氣鉆完井方式及現(xiàn)場條件制約，無生產(chǎn)井套壓、液面測試情況及井底流壓[3]，難以預測沿程持液率和溫壓場剖面等流動參數(shù)，無法準確判別井筒是否積液[4-6]。因此，投產(chǎn)氣井普遍積液甚至水淹停產(chǎn)，排采措施滯后，嚴重影響致密氣勘探開發(fā)步伐。

氣井在放噴求產(chǎn)階段，井筒內(nèi)存在氣液兩相混合流動，屬于典型的動態(tài)過程[7]。常規(guī)靜態(tài)流動模擬忽略井筒內(nèi)沿程壓力、溫度、混相介質物性參數(shù)等實時變化，主要基于油氣井生產(chǎn)經(jīng)驗關系式進行流動擬合。面對真實氣井生產(chǎn)中復雜氣液兩相流瞬態(tài)流動過程，無法真實再現(xiàn)、量化溫、壓剖面沿井筒發(fā)生的實時波動響應，導致持液率、流壓及流態(tài)等關鍵參數(shù)難以預測[8-10]。

本文基于動態(tài)模擬，建立氣井放噴求產(chǎn)井筒模型，量化實際生產(chǎn)沿程壓力、溫度剖面動態(tài)變化，預測持液率、流態(tài)、流速等關鍵參數(shù)。針對不同日產(chǎn)氣量開展敏感性分析，動態(tài)再現(xiàn)井筒內(nèi)流動過程，確定排液時機；依據(jù)壓后產(chǎn)能測試IPR流入動態(tài)曲線，優(yōu)化管柱尺寸。最終，形成了一套以動態(tài)模擬方法為手段，適用于臨興區(qū)塊致密氣生產(chǎn)跟蹤評價的創(chuàng)新方法，優(yōu)化排采工藝，為采氣工程設計及現(xiàn)場實踐提供一定理論指導和借鑒。

1 井筒多相流動態(tài)流動模型

1.1 氣液兩相流控制方程

如圖1所示，氣井放噴求產(chǎn)屬于氣液兩相復雜動態(tài)工況，從井底至井口沿程壓力、溫度場分布逐步降低，氣體不斷膨脹，井筒內(nèi)流態(tài)發(fā)生改變。井筒下部含氣率較低，流態(tài)以純液流、泡狀流及段塞流為主，流動阻力主要是由水力壓降引起的；隨著井筒上部壓力降低，過渡至霧狀流，含氣率增大，摩擦損失和滑脫損失占主要地位[11-12]。井筒動態(tài)模擬以修正雙體流模型為基礎，根據(jù)質量守恒定律構建多相流控制方程[13]。

圖1 井筒內(nèi)氣液兩相流動示意圖Fig.1 Diagram of gas-liquid two phase flow in a wellbore

(1)質量守恒方程：

?tmi+?z(miUi)=∑jψji+Gi

(1)

(2)動量方程：

(2)

(3)能量方程：

?t(miEi)+?z(miUiHi)=Si+Qi+∑jTijEj

(3)

(4)體積守恒：

(4)

式中mi——單相質量場；

Ui、Uj——單相流速；

ψi——兩單相質量場間傳遞速率，即液滴夾帶和沉積速率等；

Gi——單相內(nèi)重力，方向垂直于管壁；

φ——斜坡與垂直線夾角；

g——重力加速度；

Pi——單相分壓；

Ei、Ej——單相質量內(nèi)能；

Hi——單相質量源的焓；

Si——單相源焓值；

Qi——單相與管壁傳熱；

Tij——兩單相質量場之間的能量轉移；

mL——現(xiàn)有單相質量；

UL——單相流速；

GL——單相內(nèi)重力；

pL——現(xiàn)有單相密度；

p——壓力；T為溫度。

1.2 井筒溫度模型

井筒溫度沿井深幅度變化較大，對多相流物性參數(shù)產(chǎn)生影響。流體從井底流至地面的過程中，井筒流體向周圍地層巖石傳熱必須克服油管壁、油管隔熱層、油套環(huán)空、套管壁、水泥環(huán)等產(chǎn)生的熱阻。除油套環(huán)空外，其他部分均為導熱傳熱，其傳熱系數(shù)差別很大，使井眼溫度分布呈非線性[14]。確定井身結構條件下的總傳熱系數(shù)，涉及環(huán)空液體或氣體的熱對流、熱傳導及熱輻射；油氣井無因次生產(chǎn)時間也是影響井筒流體熱損失的因素之一。

圖2 井筒傳熱示意圖Fig.2 Diagram of the heat transfer in a wellbore

(5)

其中，井筒總傳熱系數(shù)為：

(6)

式中Uto——以油管表面為基準面的總傳熱系數(shù)，w/(m2·K)；

ke——地層導熱系數(shù)，w/(m·K)；

H——氣體的焓，J；

Te——地層溫度，K；

Tf——流體溫度，K；

kc——環(huán)空流體對流傳熱系數(shù)，W/m2·℃；

kcub——油管導熱系數(shù)，W/m·℃；

kcas——套管導熱系數(shù)，W/m·℃；

kcem——水泥環(huán)導熱系數(shù)，W/m·℃；

rci、rto——油管內(nèi)、外徑，m；

rci、rco——套管內(nèi)、外徑，m；

rwb——井眼半徑，m。

2 先導試驗區(qū)典型井動態(tài)模擬

2.1 A井生產(chǎn)概況

該井于2016年7月開工至2016年11月完成分段壓裂試氣作業(yè)，至2017年2月日產(chǎn)氣量穩(wěn)定，日產(chǎn)氣量維持在11 000 m3/d，日產(chǎn)液6.5 m3/d；2017年3月產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量均呈現(xiàn)大幅降低，此時生產(chǎn)油壓不足3 Mpa。由于該井下入封隔器，導致油套壓差無法獲取，且無井下壓力計，現(xiàn)場無法及時判斷井筒是否存在攜液能力不足等問題，生產(chǎn)期間只采用間歇開關井方式繼續(xù)維持生產(chǎn)。2017年4月，日產(chǎn)氣量波動較大降至2 314 m3/d，產(chǎn)液量0.58 m3/d。

圖3 A井生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curve of LX-A

2.2 典型井A動態(tài)模擬生產(chǎn)分析

依據(jù)該井實鉆井眼軌跡、井深結構和流體物性等參數(shù)，建立流動通道和流體模型；根據(jù)壓后測試解釋成果，設置流入邊界條件即產(chǎn)能二項式，開展動態(tài)生產(chǎn)模擬。如圖4，生產(chǎn)初期動態(tài)模擬得到的產(chǎn)氣、產(chǎn)液結果與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合度較高，此時預測穩(wěn)產(chǎn)井底流壓9.50 MPa，且地層能量充足；由于動態(tài)模擬儲層邊界條件設置恒定產(chǎn)能，隨著繼續(xù)生產(chǎn)模擬結果依舊穩(wěn)定，實際生產(chǎn)與模擬結果出現(xiàn)明顯差異，實際儲層能量存在衰減。

圖4 動態(tài)模擬生產(chǎn)曲線Fig.4 Unsteady state simulation production curve

圖5 流態(tài)分布及各相流速Fig.5 Flow distribution and the velocity of each phase

動態(tài)模擬沿井身分布流態(tài)、流速等參數(shù)(如圖5)，井筒下部流態(tài)以段塞流為主，液膜流速在井筒內(nèi)某一位置出現(xiàn)負值，液相開始反向流動向井底墜落，證明此時井筒攜液能力不足。如圖6所示，該井部分生產(chǎn)時間段內(nèi)井口未產(chǎn)液，驗證攜液能力不足的流態(tài)模擬結果，并且存在水淹風險，亟待采取排采措施[15-18]。

圖6 井筒內(nèi)氣液兩相流流動動態(tài)圖Fig.6 Diagram of gas-liquid two phase flow in a wellbore

3 生產(chǎn)管柱優(yōu)化

3.1 一體化管柱合理性分析

根據(jù)該井壓后試氣解釋成果及目前生產(chǎn)情況，針對生產(chǎn)管柱尺寸進行臨界攜液流量分析(如圖7所示)，壓裂生產(chǎn)一體化3-1/2in管柱盡管滿足壓裂作業(yè)要求，但臨界攜液流量較高為25 402.8 m3/d，遠高于合理配產(chǎn)13 500 m3/d，無法滿足生產(chǎn)初期井筒攜液需要。因此，結合動態(tài)模擬生產(chǎn)分析結果，目前儲層產(chǎn)能衰減較快，存在井筒積液風險。鑒于先導試驗區(qū)部分積液井投泡沫棒排液后，產(chǎn)氣、產(chǎn)液波動較大，效果不夠理想，經(jīng)核算1.5in速度管臨界攜液流量4 803.2 m3/d和沖蝕比0.447 2，推薦現(xiàn)場及時下入1.5in速度管進行排采作業(yè)[19-21]。

3.2 速度管柱排采跟蹤評價

2017年4月采取間斷關放結合泡排的排采措施，油壓、產(chǎn)氣、產(chǎn)液波動較大且需要處理返出液，成本較高；經(jīng)模擬生產(chǎn)跟蹤分析，建議及時下入小管柱排采，2017年8月現(xiàn)場進行1.5in速度管改造，與泡排相比各項參數(shù)趨于穩(wěn)定，日均油壓上升12%，日均排液上升157%，產(chǎn)氣波動幅度降低91%，產(chǎn)氣保持相對穩(wěn)定，排采效果明顯。

目前，將動態(tài)生產(chǎn)分析方法及速度管排采工藝推廣應用部分致密氣積液井，各井生產(chǎn)狀態(tài)得到較好改善，油壓平均上升58.66%，產(chǎn)液平均上升130.66%，氣產(chǎn)量平均上升10.16%，產(chǎn)氣波動幅度降低80%。

4 結論

(1)首次形成一套臨興區(qū)非常規(guī)致密氣投產(chǎn)跟蹤評價方法，成功再現(xiàn)氣井放噴求產(chǎn)的瞬態(tài)流動過程，預測典型井A穩(wěn)產(chǎn)井底流壓9.50 MPa，隨著產(chǎn)能衰減，井筒下部流態(tài)以段塞流為主，液相開始向井底墜落，此時井筒攜液能力不足；

圖7 流入動態(tài)曲線Fig.7 Typical well inflow dynamic curve

圖8 排采措施后生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curve after liquid drainage

(2)基于IPR流入動態(tài)曲線，典型井A采用壓裂生產(chǎn)一體化3-1/2in管柱難以滿足攜液需要，鑒于現(xiàn)場泡排效果不佳，產(chǎn)氣波動較大，推薦現(xiàn)場及時下入1.5in速度管進行排采作業(yè)；

(3)下入速度管后排采效果與泡排相比，實例井A日均油壓上升12%，日均排液上升157%，產(chǎn)氣波動幅度降低91%，該井成功經(jīng)驗對先導試驗區(qū)管柱優(yōu)化、指導現(xiàn)場及時排采提供參考和借鑒。