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(zé)任公司，北京 100028)

臨興先導(dǎo)試驗(yàn)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(yán)重且流動(dòng)規(guī)律復(fù)雜[1-2]。受非常規(guī)致密氣鉆完井方式及現(xiàn)場(chǎng)條件制約，無(wú)生產(chǎn)井套壓、液面測(cè)試情況及井底流壓[3]，難以預(yù)測(cè)沿程持液率和溫壓場(chǎng)剖面等流動(dòng)參數(shù)，無(wú)法準(zhǔn)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(yán)重影響致密氣勘探開(kāi)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(dòng)，屬于典型的動(dòng)態(tài)過(guò)程[7]。常規(guī)靜態(tài)流動(dòng)模擬忽略井筒內(nèi)沿程壓力、溫度、混相介質(zhì)物性參數(shù)等實(shí)時(shí)變化，主要基于油氣井生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式進(jìn)行流動(dòng)擬合。面對(duì)真實(shí)氣井生產(chǎn)中復(fù)雜氣液兩相流瞬態(tài)流動(dòng)過(guò)程，無(wú)法真實(shí)再現(xiàn)、量化溫、壓剖面沿井筒發(fā)生的實(shí)時(shí)波動(dòng)響應(yīng)，導(dǎo)致持液率、流壓及流態(tài)等關(guān)鍵參數(shù)難以預(yù)測(cè)[8-10]。

本文基于動(dòng)態(tài)模擬，建立氣井放噴求產(chǎn)井筒模型，量化實(shí)際生產(chǎn)沿程壓力、溫度剖面動(dòng)態(tài)變化，預(yù)測(cè)持液率、流態(tài)、流速等關(guān)鍵參數(shù)。針對(duì)不同日產(chǎn)氣量開(kāi)展敏感性分析，動(dòng)態(tài)再現(xiàn)井筒內(nèi)流動(dòng)過(guò)程，確定排液時(shí)機(jī)；依據(jù)壓后產(chǎn)能測(cè)試IPR流入動(dòng)態(tài)曲線，優(yōu)化管柱尺寸。最終，形成了一套以動(dòng)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(píng)價(jià)的創(chuàng)新方法，優(yōu)化排采工藝，為采氣工程設(shè)計(jì)及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐提供一定理論指導(dǎo)和借鑒。

1 井筒多相流動(dòng)態(tài)流動(dòng)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(fù)雜動(dòng)態(tài)工況，從井底至井口沿程壓力、溫度場(chǎng)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(dòng)阻力主要是由水力壓降引起的；隨著井筒上部壓力降低，過(guò)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(dòng)態(tài)模擬以修正雙體流模型為基礎(chǔ)，根據(jù)質(zhì)量守恒定律構(gòu)建多相流控制方程[13]。

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

(1)質(zhì)量守恒方程：

?tmi+?z(miUi)=∑jψji+Gi

(1)

(2)動(dòng)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(zhì)量場(chǎng)；

Ui、Uj——單相流速；

ψi——兩單相質(zhì)量場(chǎng)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(zhì)量?jī)?nèi)能；

Hi——單相質(zhì)量源的焓；

Si——單相源焓值；

Qi——單相與管壁傳熱；

Tij——兩單相質(zhì)量場(chǎng)之間的能量轉(zhuǎn)移；

mL——現(xiàn)有單相質(zhì)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(duì)多相流物性參數(shù)產(chǎn)生影響。流體從井底流至地面的過(guò)程中，井筒流體向周?chē)貙訋r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(dǎo)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(jié)構(gòu)條件下的總傳熱系數(shù)，涉及環(huán)空液體或氣體的熱對(duì)流、熱傳導(dǎo)及熱輻射；油氣井無(wú)因次生產(chǎn)時(shí)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(zhǔn)面的總傳熱系數(shù)，w/(m2·K)；

ke——地層導(dǎo)熱系數(shù)，w/(m·K)；

H——?dú)怏w的焓，J；

Te——地層溫度，K；

Tf——流體溫度，K；

kc——環(huán)空流體對(duì)流傳熱系數(shù)，W/m2·℃；

kcub——油管導(dǎo)熱系數(shù)，W/m·℃；

kcas——套管導(dǎo)熱系數(shù)，W/m·℃；

kcem——水泥環(huán)導(dǎo)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(dǎo)試驗(yàn)區(qū)典型井動(dòng)態(tài)模擬

2.1 A井生產(chǎn)概況

該井于2016年7月開(kāi)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(shí)生產(chǎn)油壓不足3 Mpa。由于該井下入封隔器，導(dǎo)致油套壓差無(wú)法獲取，且無(wú)井下壓力計(jì)，現(xiàn)場(chǎng)無(wú)法及時(shí)判斷井筒是否存在攜液能力不足等問(wèn)題，生產(chǎn)期間只采用間歇開(kāi)關(guān)井方式繼續(xù)維持生產(chǎn)。2017年4月，日產(chǎn)氣量波動(dòng)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(dòng)態(tài)模擬生產(chǎn)分析

依據(jù)該井實(shí)鉆井眼軌跡、井深結(jié)構(gòu)和流體物性等參數(shù)，建立流動(dòng)通道和流體模型；根據(jù)壓后測(cè)試解釋成果，設(shè)置流入邊界條件即產(chǎn)能二項(xiàng)式，開(kāi)展動(dòng)態(tài)生產(chǎn)模擬。如圖4，生產(chǎn)初期動(dòng)態(tài)模擬得到的產(chǎn)氣、產(chǎn)液結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合度較高，此時(shí)預(yù)測(cè)穩(wěn)產(chǎn)井底流壓9.50 MPa，且地層能量充足；由于動(dòng)態(tài)模擬儲(chǔ)層邊界條件設(shè)置恒定產(chǎn)能，隨著繼續(xù)生產(chǎn)模擬結(jié)果依舊穩(wěn)定，實(shí)際生產(chǎn)與模擬結(jié)果出現(xiàn)明顯差異，實(shí)際儲(chǔ)層能量存在衰減。

圖4 動(dòng)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(dòng)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(fù)值，液相開(kāi)始反向流動(dòng)向井底墜落，證明此時(shí)井筒攜液能力不足。如圖6所示，該井部分生產(chǎn)時(shí)間段內(nèi)井口未產(chǎn)液，驗(yàn)證攜液能力不足的流態(tài)模擬結(jié)果，并且存在水淹風(fēng)險(xiǎn)，亟待采取排采措施[15-18]。

圖6 井筒內(nèi)氣液兩相流流動(dòng)動(dòng)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(duì)生產(chǎn)管柱尺寸進(jìn)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(yuǎn)高于合理配產(chǎn)13 500 m3/d，無(wú)法滿足生產(chǎn)初期井筒攜液需要。因此，結(jié)合動(dòng)態(tài)模擬生產(chǎn)分析結(jié)果，目前儲(chǔ)層產(chǎn)能衰減較快，存在井筒積液風(fēng)險(xiǎn)。鑒于先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)部分積液井投泡沫棒排液后，產(chǎn)氣、產(chǎn)液波動(dòng)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(chǎng)及時(shí)下入1.5in速度管進(jìn)行排采作業(yè)[19-21]。

3.2 速度管柱排采跟蹤評(píng)價(jià)

2017年4月采取間斷關(guān)放結(jié)合泡排的排采措施，油壓、產(chǎn)氣、產(chǎn)液波動(dòng)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(shí)下入小管柱排采，2017年8月現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行1.5in速度管改造，與泡排相比各項(xiàng)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(dòng)幅度降低91%，產(chǎn)氣保持相對(duì)穩(wěn)定，排采效果明顯。

目前，將動(dòng)態(tài)生產(chǎn)分析方法及速度管排采工藝推廣應(yīng)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(dòng)幅度降低80%。

4 結(jié)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(píng)價(jià)方法，成功再現(xiàn)氣井放噴求產(chǎn)的瞬態(tài)流動(dòng)過(guò)程，預(yù)測(cè)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(kāi)始向井底墜落，此時(shí)井筒攜液能力不足；

圖7 流入動(dòng)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(dòng)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(chǎng)泡排效果不佳，產(chǎn)氣波動(dòng)較大，推薦現(xiàn)場(chǎng)及時(shí)下入1.5in速度管進(jìn)行排采作業(yè)；

(3)下入速度管后排采效果與泡排相比，實(shí)例井A日均油壓上升12%，日均排液上升157%，產(chǎn)氣波動(dòng)幅度降低91%，該井成功經(jīng)驗(yàn)對(duì)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)管柱優(yōu)化、指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)及時(shí)排采提供參考和借鑒。