嚴(yán) 鴻 商紹芬 王 昊 李梅琳 鐘海全 黃小明

1.中國(guó)石油西南油氣田公司蜀南氣礦 2.中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)院3.中國(guó)石油西南油氣田公司輸氣管理處 4.西南石油大學(xué) 5.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦

0 引言

頁(yè)巖氣藏通常采用叢式井平臺(tái)開發(fā)的模式，在一個(gè)平臺(tái)上同時(shí)布置多口水平井，每口井進(jìn)行大規(guī)模壓裂增產(chǎn)改造獲得工業(yè)氣流后投產(chǎn)。由于壓裂增產(chǎn)改造注入液體量大，隨著氣井的開采，產(chǎn)氣量下降，出現(xiàn)攜液困難。頁(yè)巖氣井排采過程中井筒呈氣液多相管流特征，井筒多相管流分析是正確認(rèn)識(shí)氣井氣液流動(dòng)規(guī)律、制定合理工作制度、開展氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析以及選擇人工舉升工藝的前提[1-4]，目前關(guān)于頁(yè)巖氣井排采井筒多相管流的研究國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)較少，如何選擇準(zhǔn)確可靠的多相管流模型進(jìn)行計(jì)算分析尤為重要。

針對(duì)常規(guī)有水氣井和產(chǎn)油井，迄今已發(fā)展了大量的多相管流計(jì)算方法，包括各種經(jīng)驗(yàn)相關(guān)式和機(jī)理模型，工程上應(yīng)用較廣泛的主要有：Hagedorn-Brown、Orkizewski、Duns-Ros、Gray、Beggs-Brills、Mukherjee-Brill、Fancher-Brown、Ansari 等多相管流模型[5-16]，僅Beggs-Brill和Mukherjee-Brill方法考慮了井斜角。筆者結(jié)合研究區(qū)塊頁(yè)巖氣井40余口井筒實(shí)測(cè)流體壓力數(shù)據(jù)，優(yōu)選出適用于頁(yè)巖氣井排采多相管流計(jì)算模型，在本地區(qū)頁(yè)巖氣井排采中得到有效應(yīng)用，節(jié)約了井筒測(cè)試成本。

目前國(guó)內(nèi)外關(guān)于氣井臨界攜液能力及排液方法研究文獻(xiàn)較多，頁(yè)巖氣井排采過程中也面臨攜液能力分析。判斷氣井積液通常采用Turner、Coleman、李閩等模型計(jì)算最小臨界攜液氣量[17-19]，在低液氣比條件下有一定的實(shí)用性，在高液氣比條件下運(yùn)用時(shí)存在較大誤差。采用上述模型的前提條件是氣液兩相管流為環(huán)霧流，對(duì)于大多數(shù)產(chǎn)液氣井很難達(dá)到環(huán)霧流。如何有效地對(duì)頁(yè)巖氣井不同開采方式下井筒攜液能力進(jìn)行分析是氣田工作者十分關(guān)注的問題，筆者利用頁(yè)巖氣井排采多相管流模型繪制油管流出特性曲線，結(jié)合節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析，建立了頁(yè)巖氣井一種新型的井筒氣液多相管流臨界攜液氣量確定方法，克服了判斷氣井積液通常采用Turner、Coleman等模型在高液氣比條件下誤差較大的應(yīng)用局限性，可有效進(jìn)行頁(yè)巖氣井井筒攜液能力分析及生產(chǎn)預(yù)警，為頁(yè)巖氣井不同開采階段生產(chǎn)方式選擇及工藝決策奠定基礎(chǔ)[20]。

1 井筒多相管流模型及其適用條件

由于實(shí)驗(yàn)條件的局限，通常研究者在建立井筒多相管流模型時(shí)只能考慮某些特定流動(dòng)條件，表1歸納了一些常用管流計(jì)算方法的適用范圍[5-16]。

2 井筒管流模型評(píng)價(jià)方法

定義如下多相管流計(jì)算方法相對(duì)性能系數(shù)RPF（Relative Performance Factor）作為比較管流計(jì)算方法的評(píng)價(jià)指標(biāo)，主要考慮了各誤差指標(biāo)的權(quán)重。

表1 常用管流計(jì)算模型適應(yīng)性統(tǒng)計(jì)表

式中E1、E2及E3分別為平均相對(duì)百分誤差、平均絕對(duì)百分誤差及標(biāo)準(zhǔn)差；Ai為各誤差指標(biāo)的權(quán)重。

RPF反映了參與比較的一組管流關(guān)系式綜合相對(duì)性能差異，RPF可能的最小值為0，僅當(dāng)關(guān)系式各項(xiàng)誤差絕對(duì)值都最小時(shí)為0，RPF越接近0表示其計(jì)算方法相對(duì)性能越佳；RPF可能的最大值為3，僅當(dāng)各項(xiàng)誤差絕對(duì)值都最大時(shí)為3。RPF越接近3表示其管流關(guān)系式綜合相對(duì)性能越差[14-17]。

3 頁(yè)巖氣井井筒管流模型優(yōu)選

研究區(qū)塊頁(yè)巖氣井常規(guī)測(cè)試資料共40井次的測(cè)試壓力、溫度數(shù)據(jù)范圍如下表2所示。

分別選擇 Hagedorn-Brown、Duns and Ros、Gray、Beggs-Brills、Mukherjee-Brill及 Ansari 多相管流模型進(jìn)行評(píng)價(jià)（圖1）。

根據(jù)6個(gè)模型評(píng)價(jià)結(jié)果，并按指標(biāo)權(quán)重為（0.3∶0.5∶0.2）計(jì)算綜合性能指標(biāo)，結(jié)果如表3所示。

從表3可以看出，B-BR（Beggs-Brill）模型綜合性能指標(biāo)最小，即B-BR模型最優(yōu)，其次是H-BR（Hagedorn-Brown），并且H-BR模型的平均百分誤差及絕對(duì)誤差均較小。推薦在井斜角小于等于45井段采H-BR模型，在大斜度（井斜角大于45°）井段采用B-BR模型，而在有測(cè)試壓力溫度分布的情況下，按測(cè)試結(jié)果選擇合適的管流壓降計(jì)算方法。

表2 頁(yè)巖氣井壓力、溫度常規(guī)測(cè)試數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

圖1 管流模型測(cè)試井口壓力與計(jì)算值交會(huì)圖

表3 管流模型對(duì)比優(yōu)選展示表

4 頁(yè)巖氣井排采過程中臨界攜液氣量分析方法

根據(jù)油氣井節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法，以井底（或分析管段的底端）為節(jié)點(diǎn)分別計(jì)算系統(tǒng)流入和流出關(guān)系。圖2是以井底為節(jié)點(diǎn)計(jì)算流入、流出動(dòng)態(tài)曲線。流入、流出兩條曲線在較低產(chǎn)量和較高產(chǎn)量處存在2個(gè)交點(diǎn)，2個(gè)交點(diǎn)之間的節(jié)點(diǎn)流出曲線低于流入曲線。經(jīng)理論分析和實(shí)踐證明，較低產(chǎn)量的交點(diǎn)O是不穩(wěn)定流動(dòng)，而較高產(chǎn)量的交點(diǎn)F是穩(wěn)定流動(dòng)[21-22]。

圖2 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析原理展示圖

在交點(diǎn)O點(diǎn)，如果產(chǎn)量增加，則流入曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（剩余壓力）下降，而從流出曲線看，如果產(chǎn)量增加，則流出曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（流出所需壓力）下降，即在O點(diǎn)位置，如果出現(xiàn)產(chǎn)量向增加方向波動(dòng)，產(chǎn)量就會(huì)增加；同理如果出現(xiàn)產(chǎn)量向降低方向波動(dòng)，產(chǎn)量就降低，故O點(diǎn)為不穩(wěn)定點(diǎn)。

在交點(diǎn)F點(diǎn)，如果產(chǎn)量增加，則流入曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（剩余壓力）下降，而從流出曲線看，如果產(chǎn)量增加，則流出曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（流出所需壓力）增加，即流入無法提供更高的剩余壓力，因此流出部分產(chǎn)量無法增加，仍維持在原產(chǎn)量；在F點(diǎn)如果出現(xiàn)產(chǎn)量下降，則流入曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（剩余壓力）增加，而從流出曲線看，如果產(chǎn)量下降，流出曲線上顯示節(jié)點(diǎn)流壓（流出所需壓力）下降，即流入提供更高的剩余壓力，迫使流出產(chǎn)量增加，無法下降，仍維持在原產(chǎn)量，故F點(diǎn)為穩(wěn)定點(diǎn)。

同理分析不同流入曲線與流出曲線交點(diǎn)，也能得到相同結(jié)論，即在最小穩(wěn)定點(diǎn)右邊的交點(diǎn)為穩(wěn)定點(diǎn)，在左邊為不穩(wěn)定點(diǎn)。井筒出現(xiàn)不穩(wěn)定流動(dòng)，是氣井積液的重要特征，因此可以根據(jù)最小穩(wěn)定點(diǎn)判斷氣井積液，產(chǎn)量只要高于最小穩(wěn)定點(diǎn)，氣井穩(wěn)定生產(chǎn)；產(chǎn)量低于最小穩(wěn)定點(diǎn)，氣井開始出現(xiàn)積液。最小穩(wěn)定點(diǎn)處對(duì)應(yīng)的氣量即為該井口壓力條件下的臨界攜液氣量。

Z203井為研究區(qū)塊龍馬溪組氣藏一口直改平開發(fā)評(píng)價(jià)井，測(cè)試獲氣14.6 104m3/d，應(yīng)排液量46 878.2 m3，實(shí)排液量15 162.3 m3。該井原始地層壓力35.94 MPa，2018年8月15日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)氣8.1 104m3/d，排液113.0 m3/d，井口壓力22.00 MPa，采用套管生產(chǎn)。到2019年5月，帶壓下油管，生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定（圖3）。

圖3 Z203井生產(chǎn)曲線圖

結(jié)合Z203井生產(chǎn)曲線，利用優(yōu)選的頁(yè)巖氣井筒管流組合模型，進(jìn)行井筒模擬并繪制油管流出動(dòng)態(tài)曲線。在套管生產(chǎn)情況下，從圖4可以看出隨井口壓力的增加，最小穩(wěn)定點(diǎn)對(duì)應(yīng)產(chǎn)氣量變化較大。當(dāng)井口壓力10 MPa時(shí)，最小穩(wěn)定點(diǎn)對(duì)應(yīng)產(chǎn)氣量約35.0 104m3/d，該井平均產(chǎn)氣量為8.9 104m3/d，小于穩(wěn)定產(chǎn)氣量，故該井不穩(wěn)定生產(chǎn)，會(huì)在井底產(chǎn)生積液。從Z203井生產(chǎn)曲線可知，在2019年3 5月，氣井井口壓力、產(chǎn)氣、產(chǎn)液量處于波動(dòng)現(xiàn)象，存在井筒滑脫損失，井底積液。

圖4 Z203井套管生產(chǎn)流出動(dòng)態(tài)曲線圖

在?50.8 mm油管生產(chǎn)情況下，從圖5可以看出，隨井口壓力的降低，最小穩(wěn)定點(diǎn)對(duì)應(yīng)產(chǎn)氣量降低。當(dāng)井口油壓10 MPa時(shí)，最小穩(wěn)定點(diǎn)對(duì)應(yīng)產(chǎn)氣量約3.5 104m3/d，井口油壓4.5 MPa時(shí)，最小穩(wěn)定點(diǎn)對(duì)應(yīng)產(chǎn)氣量約2.5 104m3/d，該井目前的平均產(chǎn)氣量為（5.0～4.0）×104m3/d，高于最小穩(wěn)定點(diǎn)產(chǎn)氣量，故該井穩(wěn)定生產(chǎn)，不會(huì)在井底產(chǎn)生積液。隨著地層壓力逐漸降低，產(chǎn)氣量低于穩(wěn)定攜液氣量時(shí)即可實(shí)施柱塞氣舉工藝接替。

圖5 Z203井?50.8 mm油管生產(chǎn)油管流出動(dòng)態(tài)曲線圖

通過對(duì)比分析，在井口壓力相同時(shí)，采用套管生產(chǎn)最小穩(wěn)定點(diǎn)氣量遠(yuǎn)高于采用油管生產(chǎn)最小穩(wěn)定點(diǎn)氣量，因此，頁(yè)巖氣井在排采過程中擇機(jī)帶壓下油管提高氣井?dāng)y液能力是十分必要的。

5 結(jié)論

1）通過對(duì)頁(yè)巖氣井井筒壓力測(cè)試數(shù)據(jù)分析，優(yōu)選出適合該地區(qū)頁(yè)巖氣井排采過程中井筒多相管流計(jì)算模型。在井斜角小于等于45o的井段推薦采用H-BR模型，在大斜度（井斜角大于45o）井段推薦采用B-BR模型。在有測(cè)試壓力溫度分布情況下，按測(cè)試結(jié)果選擇合適的管流壓降計(jì)算方法。

2）應(yīng)用優(yōu)選的管流計(jì)算模型，繪制多相管流流入流出動(dòng)態(tài)曲線，結(jié)合節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析，建立了頁(yè)巖氣井井筒氣液多相管流臨界攜液氣量確定方法，克服了判斷氣井積液通常采用Turner、Coleman等模型在高液氣比條件下誤差較大的應(yīng)用局限性，在生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

3）通過對(duì)頁(yè)巖氣井不同排采階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及攜液能力分析，可有效進(jìn)行氣井開采方式選擇及生產(chǎn)預(yù)警，為選擇帶壓下油管時(shí)機(jī)以及開展泡排、柱塞氣舉等工藝奠定基礎(chǔ)。

4）井筒多相管流模型優(yōu)選在研究地區(qū)頁(yè)巖氣井排采中得到有效應(yīng)用，節(jié)約了井筒測(cè)試成本，為本地區(qū)大規(guī)模頁(yè)巖氣井高效排采提供了技術(shù)支持。