袁繼明 ，艾慶琳 ，謝 姍 ，田 敏 ，何 磊 ，伍 勇

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018）

最小攜液模型在高橋區(qū)低壓產(chǎn)水氣井應(yīng)用研究

袁繼明1，2，艾慶琳1，2，謝 姍1，2，田 敏1，2，何 磊1，2，伍 勇1，2

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018）

靖邊氣田高橋區(qū)主力產(chǎn)層馬五12含氣飽和度低，導(dǎo)致氣井生產(chǎn)過程中，井口壓力低，產(chǎn)水量大，氣井積液情況嚴(yán)重，已有臨界攜液計(jì)算模型判識(shí)情況與實(shí)際結(jié)果出入較大，因此在篩選適合高橋區(qū)的最小攜液模型基礎(chǔ)上，對產(chǎn)水氣井?dāng)y液模型機(jī)理分析，修正氣體舉升過程中相關(guān)參數(shù)，建立高橋區(qū)產(chǎn)水氣井最小攜液模型，預(yù)判產(chǎn)水氣井積液狀況，優(yōu)化氣井工作制度，并為排水采氣措施制定提供依據(jù)。

含氣飽和度；最小攜液模型；工作制度；排水采氣

1 氣井最小攜液模型研究綜述

氣井開采過程中，為防止井筒積液，影響氣井生產(chǎn)，需對氣體攜液能力進(jìn)行研究，其中，液滴舉升模型是人們研究重點(diǎn)，目前，現(xiàn)場應(yīng)用較為廣泛的分別是Turner提出的球狀液滴模型[1，2]、李閩提出的橢球狀液滴模型[3]及王毅忠提出的球帽狀液滴模型[4]，相應(yīng)的最小攜液流速計(jì)算公式如下：

球狀液滴模型：

橢球狀液滴模型：

球帽狀液滴模型：

利用這3種模型對高橋區(qū)產(chǎn)水氣井積液情況進(jìn)行判別，均出現(xiàn)一定誤差，分析具體原因，靖邊氣田高橋區(qū)馬五1+2氣藏是靖邊氣田本部下古馬五1+2氣藏儲(chǔ)層向南延伸，在氣體成藏過程中，由于該區(qū)距離靖邊氣田本部馬五1+2氣藏較遠(yuǎn)，一方面由于驅(qū)替壓力弱，導(dǎo)致儲(chǔ)層束縛水飽和度較高，在開發(fā)過程中，氣井普遍低壓低產(chǎn)，攜液能力較弱，氣井容易積液，影響正常生產(chǎn)，導(dǎo)致高橋區(qū)氣井生產(chǎn)過程中，因井口壓力過低，為了防止井筒及輸氣管線產(chǎn)生水合物堵塞管線而注入的甲醇，由此改變了井筒內(nèi)氣液界面張力，進(jìn)而導(dǎo)致計(jì)算過程中曳力系數(shù)取值的準(zhǔn)確性，因此需要根據(jù)高橋區(qū)實(shí)際生產(chǎn)情況來選取適合本區(qū)的曳力系數(shù)，建立適合高橋區(qū)最小攜液模型，準(zhǔn)確判識(shí)氣井積液情況，并以此制訂氣井合理工作制度及下一步排水采氣工藝措施，保證氣井正常生產(chǎn)十分必要。

2 高橋區(qū)最小攜液模型確定

2.1 攜液模型初步篩選

采用前述3種模型對高橋區(qū)產(chǎn)水氣井積液情況進(jìn)行判別，首先，建立井口條件下3種模型在不同壓力下氣井臨界攜液流量圖版，然后根據(jù)高橋區(qū)產(chǎn)水氣井井口壓力及產(chǎn)量在圖版上位置，可得到3種模型判識(shí)積液結(jié)果，結(jié)合氣井實(shí)際積液情況，可識(shí)別3種方法的準(zhǔn)確程度（見圖1）。

圖1 基于3種經(jīng)典模型判別高橋區(qū)產(chǎn)水氣井積液情況Fig.1 Based on 3 classic model of water producing gas wells on Gaoqiao area

通過圖1可以看出Turner模型與實(shí)際生產(chǎn)情況差異較大，這也是國內(nèi)學(xué)者普遍觀點(diǎn)；李閩臨界攜液模型計(jì)算得到結(jié)果與高橋區(qū)實(shí)際情況亦存在偏差，與前兩者相比，王毅忠提出的模型與高橋區(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征相似，但仍存在一定誤差，因此可以在王毅忠臨界攜液模型基礎(chǔ)上，建立高橋區(qū)氣井?dāng)y液模型。

2.2 曳力系數(shù)修正

根據(jù)鄭軍等[6]研究成果，分析產(chǎn)生判識(shí)誤差主要原因是由于高橋區(qū)氣井生產(chǎn)過程中，為了防止井筒及輸氣管線產(chǎn)生水合物堵塞管線而注入的甲醇，由此改變了井筒內(nèi)氣液界面張力，進(jìn)而導(dǎo)致計(jì)算過程中曳力系數(shù)取值的準(zhǔn)確性，因此需要根據(jù)高橋區(qū)實(shí)際生產(chǎn)情況來選取適合本區(qū)的曳力系數(shù)，根據(jù)高橋區(qū)130口產(chǎn)水氣井的實(shí)際積液情況，結(jié)合圖版擬合，確定本區(qū)曳力系數(shù)實(shí)際取值在2.5較為準(zhǔn)確，初步判斷在井口條件下氣井計(jì)算積液氣井91口，符合率達(dá)到91.5%（見圖2），相應(yīng)的臨界流速及臨界流量計(jì)算公式為：

圖2 基于改進(jìn)模型判別高橋區(qū)產(chǎn)水氣井積液情況Fig.2 Based on improved model of water producing gas wells on Gaoqiao area

圖3 高橋區(qū)G-X1井生產(chǎn)曲線Fig.3 Gaoqiao area G-X1 well production curve

2.3 應(yīng)用效果

高橋區(qū)G-X1井投產(chǎn)初期氣井生產(chǎn)較為穩(wěn)定，后隨著井口產(chǎn)量降低，井筒壓力下部梯度與上部梯度開始出現(xiàn)差異，油套壓差增大，該井井筒內(nèi)發(fā)生積液（見圖3）；根據(jù)高橋區(qū)臨界攜液流量計(jì)算公式認(rèn)為，判斷該井產(chǎn)量為1.0×104m3/d可以減緩井筒積液趨勢，并降低產(chǎn)水，通過氣井生產(chǎn)曲線可以看出該井在后期進(jìn)行提產(chǎn)以后，氣井油套壓差降低，井筒積液得到有效緩解，表明了公式的正確性（見圖4）。

圖4 高橋區(qū)G-X1井積液判識(shí)圖版Fig.4 Gaoqiao area G-X1 well fluid identification chart

3 結(jié)論

（1）根據(jù)最新研究成果，建立不同井口壓力下最小攜液流量/氣井產(chǎn)量圖版，確定適合高橋區(qū)氣井最小攜液模型為橢球形液滴模型；

（2）考慮氣井注醇對界面張力影響，修正氣井舉升的曳力系數(shù)，認(rèn)為曳力系數(shù)取值在2.5更加符合本區(qū)生產(chǎn)實(shí)際，并建立相應(yīng)最小流速計(jì)算公式；

（3）該方法簡單快捷，適合現(xiàn)場快速有效判識(shí)本區(qū)氣井積液情況，為該區(qū)產(chǎn)水氣井工作制度優(yōu)化及下一步排水采氣措施制訂提供基礎(chǔ)。

符號(hào)說明：

vg-氣井臨界攜液流速，m/s；ρL-液體的密度，kg/m3；ρg-氣體的密度，kg/m3；CD-曳力系數(shù)，無因次；σ-氣水界面張力，N/m；qsc-氣井臨界攜液流量，104m3/d；A-油管面積，m2；p-井口壓力，MPa；T-溫度，K；Z-氣體偏差系數(shù)。

［1］李士倫.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008：217-222.

［2］楊繼盛.采氣工藝基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992：329-335.

［3］李閩，郭平，譚光天.氣井?dāng)y液新觀點(diǎn)［J］.石油勘探與開發(fā)，2001，28（5）：105-106.

［4］王毅忠，劉慶文.計(jì)算氣井最小攜液流量的新方法［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26（6）：82-85.

［5］袁繼明.孔灘及興隆場低壓氣藏小產(chǎn)井井筒積液及泡排方法研究［D］.成都：西南石油大學(xué)，2010.

［6］鄭軍，閆長輝，張文宏，等.大牛地氣田氣井最小攜液產(chǎn)量研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（1）：70-73.

［7］馬海濱，馮朋鑫，王憲文，等.一種計(jì)算蘇里格氣田最小攜液流量的方法［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2014，8（6）：25-26.

Application of minimum liquid carrying model in low pressure water producing gas well in Gaoqiao

YUAN Jiming1，2，AI Qinglin1，2，XIE Shan1，2，TIAN Min1，2，HE Lei1，2，WU Yong1，2
（1.National Engineering Laboratory for Low Permeability Petroleum Exploration and Development，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

Gaoqiao district gasfield main production layer Ma512gas saturation is low,resulting in gas production process,the wellhead pressure is low,water production,gas well has been in serious condition.The critical liquid carrying model identification and the actual result discrepancy.Based critical fluid model is therefore suitable for the screening area in Gaoqiao the model of mechanism,liquid water producing gas wells with gas analysis,modify the parameters in the process of lifting,the establishment of Gaoqiao district water producing gas well critical fluid model to predict water production gas well,optimize the working system of gas well,and will provide the basis for drainage gas recovery measures.

gas saturation；minimum liquid model；working system；drainage gas recovery

TE372

A

1673-5285（2017）11-0020-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.005

2017-10-13

中國石油重大專項(xiàng)“低/特低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)研究”項(xiàng)目“長慶油田油氣當(dāng)量上產(chǎn)5000萬噸關(guān)鍵技術(shù)研究”，項(xiàng)目編號(hào)：2011E-1306。

袁繼明，男（1982-），碩士，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事氣田開發(fā)和科研工作，郵箱：yuanjm_cq@petrochina.com.cn。