蘇里格氣田井下節(jié)流氣井積液量預測方法及應用

王振嘉 鄭海亮 劉永建 高 遠

中國石油長慶油田分公司第一采氣廠

0 引言

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北側(cè)，是大面積分布的砂巖巖性氣藏。蘇里格氣田X1區(qū)塊位于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市烏審旗和陜西省榆林市榆陽區(qū)境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部。上古生界以三角洲平原沉積為主，地層自下而上發(fā)育石炭系本溪組、二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組，其中山西組、下石盒子組為主要含氣層段。儲層有效厚度6～9 m，孔隙度6%～12%，滲透率0.1 ～1.0 mD，主要產(chǎn)層為二疊系下石盒子組8段和山西組1段。X1區(qū)2009年規(guī)模建產(chǎn)，2012年規(guī)模投產(chǎn)，截至目前累計投產(chǎn)井數(shù)800余口，安裝井下節(jié)流器氣井600余口。隨著生產(chǎn)時間的延長，氣井產(chǎn)量遞減降低，水氣比增加，氣井產(chǎn)量低于最小攜液產(chǎn)量。自然連續(xù)生產(chǎn)帶液困難，井底開始積液，需要對井底積液情況進行分析研究，為排水采氣措施實施提供重要依據(jù)。

井下節(jié)流技術(shù)在蘇里格開發(fā)過程中被廣泛使用。該技術(shù)是將地面節(jié)流嘴移至井下產(chǎn)層上部油管內(nèi)，使天然氣的節(jié)流降壓膨脹過程發(fā)生在井內(nèi)[1-2]。井下節(jié)流技術(shù)的廣泛應用，低了地面管線壓力，簡化了地面流程, 降低了成本[3]，而合理的井下節(jié)流器工藝參數(shù)是氣井正常運行的重要保證，主要參數(shù)包括節(jié)流器氣嘴直徑、下深等[4]。隨著氣井的產(chǎn)氣量遞減，特別是氣井產(chǎn)量小于最小攜液產(chǎn)量時，井筒開始產(chǎn)生積液，需要措施連續(xù)生產(chǎn)，而排水采氣措施的實施，特別是柱塞氣舉，導致節(jié)流器對生產(chǎn)產(chǎn)生抑制作用[5]，因此，需要井下節(jié)流氣井井筒積液判識及積液量準確預測對后期排水采氣的實施提供重要的依據(jù)。

1 井筒積液量預測方法研究

目前積液判識主要依靠回聲液面探測和壓力梯度測試等測試方法[6]。 回聲液面探測可以通過測試環(huán)空，對于節(jié)流氣井和非節(jié)流氣井均適用，壓力梯度測試適用于非節(jié)流器井和節(jié)流器井上段井筒，測試判斷積液準確，但成本較高。在理論方法研究和公式推導的基礎上，提出了產(chǎn)量對比法（實際產(chǎn)量與理論產(chǎn)量對比分析法）和油套壓差預測法。

1.1 常規(guī)測試方法

壓力梯度測試法，主要是基于氣體密度遠小于水的密度，遇到油管液面，井筒壓力梯度曲線會明顯變化[7]。

回聲液面探測方法主要通過發(fā)生聲波測試井筒液面（圖1）。根據(jù)液面測試可以判斷井筒是否積液，結(jié)合液面位置及氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)判斷井筒積液量，井筒積液主要考慮油套環(huán)空、油管內(nèi)積液量[8]，計算公式為：

1.2 產(chǎn)量對比法

天然氣通過井下節(jié)流器的流動可近似為可壓縮絕熱流動，其流動狀態(tài)可分為非臨界流與臨界流，可根據(jù)節(jié)流器入口的壓力（p1）和節(jié)流器出口壓力≤（p2）的比值來判別[9]。

圖1 回聲儀探液面示意圖

非臨界流狀態(tài)：

臨界流狀態(tài)：

單井產(chǎn)氣量取決于節(jié)流器的入口壓力和出口壓力，因此必須通過井口壓力換算出節(jié)流器投放深度的壓力，更加真實地反應氣井的生產(chǎn)情況。就井下節(jié)流后的產(chǎn)量而言，在臨界流狀態(tài)下，它與入口壓力是線性關(guān)系，隨著壓力的下降而下降。對于節(jié)流氣井理論產(chǎn)量計算，首先根據(jù)氣井油套壓力，井深、節(jié)流器下深等參數(shù)，折算出入口壓力和出口壓力，K為天然氣絕熱指數(shù)，一般取1.3，對應節(jié)流器狀態(tài)進行判斷，后根據(jù)公式（1）或（2）對理論產(chǎn)量進行計算，即得出理論日產(chǎn)氣量，將理論產(chǎn)氣量與實際日產(chǎn)氣量進行對比可以確定節(jié)流井的積液狀態(tài)。如q實際產(chǎn)量＜q計算產(chǎn)量則該井井筒有積液。通過該方法，可以比較直觀的判斷節(jié)流井是否積液，但不能預測井筒積液量（表1）。

1）壓力梯度測試結(jié)果對比驗證

對區(qū)塊11口壓力梯度測試的節(jié)流井進行對氣量比較法驗證。根據(jù)預測結(jié)果，測試判識有9口井積液，產(chǎn)量比較法全部判識為積液，判識一致率82%。

2）環(huán)空液面測試結(jié)果對比驗證

根據(jù)139口節(jié)流井環(huán)空測試結(jié)果，測試均存在積液。根據(jù)產(chǎn)量比較法判識，積液122口，積液判識一致率87.8%。通過理論預測結(jié)果與壓力測試、環(huán)空液面測試結(jié)果分別對比驗證，產(chǎn)量比較法對氣井積液有較為準確的判識。

1.3 油套壓差預測法

油套壓差預測法原理根據(jù)井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結(jié)合井身結(jié)構(gòu)，預測無積液情況的理想套壓，利用實際套壓和無積液套壓值比較，可以判斷積液情況、預測井筒積液量，即

油套壓差預測法預測積液關(guān)鍵在于積液井上下兩段兩相流模型的優(yōu)選、節(jié)流井嘴流狀態(tài)及積液過程的處理。

對于上段低速氣流，選擇擬單相流模型，其中壓力梯度計算公式如下：

下段采用準確率較高、半機理半經(jīng)驗模型奧齊思澤斯基方法[14]

對于泡狀流，混合密度和空隙率的計算公式為：

對于段塞流：

節(jié)流氣井積液量預測比非節(jié)流井要復雜，結(jié)合節(jié)流嘴上、下游的壓力判斷節(jié)流器處的氣體流動狀態(tài)。根據(jù)油套壓差預測法可以判斷井筒是否積液，結(jié)合多相流反復迭代可以預測井筒液量及積液位置，積液預測思路（圖2）。其中對于節(jié)流器入口壓力（p1）的計算，p1=套壓+油套環(huán)空井口到節(jié)流器下深處靜氣柱壓力。

表1 節(jié)流井產(chǎn)量比較法積液判識與流壓梯度測試判識比較結(jié)果表

圖2 節(jié)流井積液量及積液位置計算流程圖

根據(jù)建立的流程圖，編寫計算程序，并結(jié)合實際測試數(shù)據(jù)對該方法計算結(jié)果進行驗證。以J2-24節(jié)流井為例，根據(jù)流壓測試的結(jié)果，在節(jié)流器以上有積液，測試井口壓力1.48 MPa，產(chǎn)氣量0.31 104m3/d，產(chǎn)水量1.81 m3/d，測試341.1 m有積液。采用油套壓差預測法對該井進行預測，預測結(jié)果見表2和圖3。

根據(jù)油套壓差預測法預測結(jié)果，該井有積液，液面位置408 m，預測積液量9.07 m3,與測試結(jié)果一致，同時在測試段預測井筒壓力和測試結(jié)果的平均誤差5.2%。

2 應用

根據(jù)建立的產(chǎn)量比較法和油套壓差預測法對X1區(qū)塊投產(chǎn)氣井進行積液判識及積液量預測，區(qū)塊396口氣井井筒存在積液，結(jié)果如圖4，該類氣井不能自然連續(xù)生產(chǎn)，為氣井排水采氣提前實施提供重要依據(jù)。

表2 J2-24井油套壓差預測法積液判識及積液量預測結(jié)果

圖3 J2-24井筒壓力分布預測結(jié)果圖

以區(qū)塊J2-22井生產(chǎn)為例，該井2014年10月21日投產(chǎn)，從投產(chǎn)開始進行積液量跟蹤分析，2015/12/2井筒開始積液， 2016年3月實施泡排，但仍未實現(xiàn)連續(xù)攜液，套壓緩慢上升。積液量2 m3以上，油套壓差波動明顯，積液狀況惡化，措施有效性差，動態(tài)跟蹤建議實施其他排水采氣措施，2018年4月5日采用柱塞氣舉，氣井生產(chǎn)維持穩(wěn)定，井筒積液量保持在1 m3以下，氣井生產(chǎn)效果較好（圖5）。

通過積液量預測計算，后期實施動態(tài)跟蹤，較好地指導氣井排水采氣及措施優(yōu)化，使氣井獲得較好的開發(fā)效果。

3 結(jié)論與認識

1）在理論方法研究和公式推導的基礎上，提出產(chǎn)量比較法（實際產(chǎn)量與理論產(chǎn)量對比分析法）和油套壓差預測法，對結(jié)合壓力梯度測試法和回聲液面探測法等實際測試數(shù)據(jù)進行驗證，預測結(jié)果誤差滿足工程要求。

2）根據(jù)建立的產(chǎn)量比較法和油套壓差預測法，對X1區(qū)投產(chǎn)氣井進行了積液量準確預測，396口氣井井筒積液，為實施氣井排水采氣措施提供有利時機，大幅度提高產(chǎn)水氣井的開發(fā)效果。

圖4 396口氣井井筒積液量預測柱狀圖

圖5 J2-22生產(chǎn)曲線圖

符 號 注 釋

p1表示節(jié)流器入口壓力，MPa；p2表示節(jié)流器出口壓力，MPa；psc、pmax表示標準狀況下通過節(jié)流器的產(chǎn)量，104m3/d，γg表示天然氣相對密度，無因次；T1表示節(jié)流器入口端氣流溫度，K；z1表示氣嘴入口端氣體壓縮系數(shù)；d表示節(jié)流器開孔直徑，mm；K表示天然氣的絕熱指數(shù)，一般1.25～1.30；ρ表示氣液混合物的密度，kg/m3；τf表示管段的摩擦阻力，Pa/m；G表示氣液混合物的質(zhì)量流量，kg/s；υb表示氣泡的上升速度，m/s；C0表示液相的分布系數(shù)；式中：Δυ表示滑脫速度，m/s，由實驗確定，Griffith實驗得泡流滑脫速度0.244 m/s；“pc實際”表示實際測試套壓；“pe理想”表示理論計算套壓；ρw表示水的密度，kg/m3；?表示空隙率；A表示油管橫截面積，m2；Qg表示壓力區(qū)間內(nèi)氣體的流量，m3/s；Q表示壓力區(qū)間內(nèi)混合的流量，m3/s。