劉 洪 秦 偉 胡昌權(quán) 宋 偉 朱英杰 龐 進(jìn) 梁朝陽

(1. 重慶科技學(xué)院， 重慶 401331；2. 中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦， 重慶 400021)

頁巖氣井由于其低滲特征，開采前須進(jìn)行壓裂改造，因此壓裂液返排引起的井筒積液是頁巖氣井生產(chǎn)過程中存在的一個重要問題[1-2]。黃202H頁巖氣井(以下簡稱黃202H井)鉆探目的層為志留系龍馬溪組-奧陶系五峰組，完鉆井深3 945 m(垂深)，垂直段長3 600 m，傾斜段長約400 m，水平段長約1 800 m，其中油管下入深度為4 223.37 m，30段壓裂注入壓裂液約60 155 m3，早期采用套管生產(chǎn)，改為油管生產(chǎn)后，不同生產(chǎn)階段(套管生產(chǎn)、油管生產(chǎn))氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量差異較大，導(dǎo)致氣井在不同生產(chǎn)階段井筒中垂直段、傾斜段和水平段氣液兩相流流動型態(tài)變化較大。因此，準(zhǔn)確預(yù)測氣井井筒垂直段、傾斜段和水平段縱向剖面上流型變化對黃202H井井筒積液預(yù)測及排水采氣工藝優(yōu)選至關(guān)重要。研究分析了黃202H井套管生產(chǎn)、油管生產(chǎn)階段壓裂液返排特征，利用黃202H井的測壓數(shù)據(jù)，對Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski這6種壓力計算模型進(jìn)行了評價，優(yōu)選了井筒壓力計算模型，運用Hewitt-Roberts、Aziz、Gould、Goiver和Mandhane等5種垂直段、傾斜段和水平段流型圖版模擬了氣井套管生產(chǎn)階段和油管生產(chǎn)階段井筒流型變化規(guī)律，為氣井高效開發(fā)和排水采氣工藝的實施提供參考。

1 黃202H井生產(chǎn)特征

黃202H井從2018年9月30日開始試產(chǎn)，采用套管生產(chǎn)，套管內(nèi)徑為139 mm，截止到2020年4月16日試產(chǎn)結(jié)束，2020年6月后采用油管生產(chǎn)，油管內(nèi)徑為62 mm。黃202H井兩個生產(chǎn)階段的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1，該井日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)液量、壓力生產(chǎn)曲線圖分別見圖1 — 圖3。

表1 黃202井套管生產(chǎn)階段和油管生產(chǎn)階段的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

分析圖1 — 圖3可知，黃202H井具有以下生產(chǎn)特征：

圖1 黃202H井日產(chǎn)氣量

圖2 黃202H井日產(chǎn)液量

圖3 黃202H井生產(chǎn)壓力曲線

(1) 生產(chǎn)初期頁巖氣日產(chǎn)量較高，隨后下降較快，穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)量較低。日產(chǎn)氣量急劇下降，這主要是由于氣井壓裂返排后，基質(zhì)對裂縫與裂縫對井筒的供給能力之間的矛盾，以及由于頁巖基質(zhì)更加致密，基質(zhì)與裂縫之間的導(dǎo)流能力差異較大導(dǎo)致的。

(2) 壓裂液返排量先增加后快速下降。黃202H井套管生產(chǎn)階段出現(xiàn)返排，日產(chǎn)液量急劇增加，在2018年11月23日達(dá)到130 m3/d，之后日產(chǎn)液量急劇下降，截止2020年8月19日，產(chǎn)液量下降至12 m3/d。

2 黃202H井井筒壓力計算模型優(yōu)選

井筒氣液兩相流壓力模型的準(zhǔn)確性是計算井筒流速分布和模擬井筒流動型態(tài)的關(guān)鍵。目前用于氣液兩相流壓力計算的模型較多，結(jié)合黃202H井實際生產(chǎn)情況優(yōu)選出合適的井筒壓力計算模型。氣井壓力計算流程框圖見圖4。

圖4 氣井壓力計算流程框圖

分別利用Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski這6種壓力計算模型計算出黃202H井的壓力值，繪制井筒壓力曲線和實測壓力曲線(見圖5)，模型計算結(jié)果與實測壓力數(shù)據(jù)誤差見表2。分析圖5和表2可知，Mukherjee-Brill壓力計算模型計算的誤差最小，平均絕對誤差為2.39%，平均相對誤差為-2.13%。Orkiszewski壓力計算模型計算的誤差最大，不適用于黃202H井井筒壓力預(yù)測。

表2 6種壓力計算模型計算的結(jié)果及誤差分析

圖5 利用不同模型計算得到的壓力曲線

通過Mukherjee-Brill壓力計算模型得到黃202H井不同產(chǎn)氣量(1～5)×104m3/d下氣相流速分布曲線(見圖6)。由于氣體為可壓縮性流體，隨著井深的增加，井筒壓力逐漸增加，氣體體積逐漸減小，因此，氣相流速逐漸降低。隨著氣井日產(chǎn)氣量的增加，氣相流速不斷增加。

圖6 不同日產(chǎn)氣量條件下氣相流速分布曲線

3 黃202H井井筒流動型態(tài)模擬

氣井井筒流動型態(tài)是氣井生產(chǎn)過程中的一個基礎(chǔ)問題，準(zhǔn)確模擬氣井生產(chǎn)階段井筒氣液兩相流動型態(tài)有助于分析氣井積液情況以及氣井排水采氣工藝的實施。流型圖版是目前預(yù)測氣液兩相流流型的主要方法[3-4]，由于氣井井筒氣液兩相流流型定義的主觀性和實驗條件的差異性，該方法具有一定經(jīng)驗性，對流型的預(yù)測結(jié)果存在較大差異，但流型圖版法預(yù)測氣液兩相流流型準(zhǔn)確度仍較高[5-6]。黃202H井井筒有垂直段、傾斜段和水平段，因此，采用垂直管兩相上升流流型Hewitt-Roberts和Aziz圖版、傾斜管流型Gould圖版和水平管流型Goiver和Mandhane圖版模擬黃202H井井筒流動型態(tài)。

3.1 垂直段流態(tài)模擬

采用Hewitt-Roberts和Aziz流型圖版模擬垂直段氣液兩相上升流流型。

(1) 套管生產(chǎn)階段。利用流型圖版對黃202H井2019年9月到2020年4月的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，其氣相表觀流速為0.122～1.392 m/s，液相表觀流速為0.002～0.019 m/s，將黃202H井生產(chǎn)數(shù)據(jù)折算到Hewitt-Roberts流型圖版和Aziz流型圖版中，得到氣井套管生產(chǎn)階段垂直段井筒流態(tài)。黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Hewitt-Roberts流型圖版之外(見圖7)，位于Aziz流型圖版之內(nèi)(見圖8)，由此可見，氣井垂直段主要處于段塞流和過渡流。根據(jù)段塞流及過渡流的流動特征，黃202H井套管生產(chǎn)階段垂直段流型處于積液狀態(tài)。

圖7 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Hewitt-Roberts流型圖版中的位置

圖8 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Aziz流型圖版中的位置

(2) 油管生產(chǎn)階段。利用流型圖版對黃202H井2020年6月 — 8月的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，其氣相表觀流速為1.55～11.36 m/s，液相表觀流速為0.011～0.233 m/s，將黃202H井生產(chǎn)數(shù)據(jù)折算到Hewitt-Roberts流型圖版和Aziz流型圖版中，得到黃202H井油管生產(chǎn)階段垂直段井筒流態(tài)。黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)全部位于Hewitt-Roberts流型圖版(見圖9)和Aziz流型圖版(見圖10)的環(huán)狀流范圍之內(nèi)，根據(jù)環(huán)狀流的流動特征，液體以液膜的形式沿著管壁向上流動，井筒可以正常攜液。這主要是由于套管生產(chǎn)改為油管生產(chǎn)后，油管尺寸的減小，增大了氣體的流速，更有利于氣井?dāng)y液。

圖9 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Hewitt-Roberts流型圖版中的位置

圖10 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Aziz流型圖版中的位置

3.2 黃202H井傾斜段流態(tài)模擬

相比垂直管氣液兩相上升流，傾斜管氣液兩相上升流的流動更加復(fù)雜，不同學(xué)者開展了不同條件下的流型實驗，建立了流型圖版，但并沒有統(tǒng)一的傾斜管氣液兩相上升流流型圖版[7]，目前公認(rèn)的預(yù)測精度較高的是Gould流型圖版(45°)[8]。

(1) 套管生產(chǎn)階段。將黃202H井套管生產(chǎn)階段的生產(chǎn)數(shù)據(jù)折算到Gould流型圖版(見圖11)中，傾斜段流型超出了Gould流型圖版預(yù)測范圍之外，氣液兩相呈現(xiàn)出無規(guī)則的、震蕩式、往復(fù)式的流動特征，根據(jù)流型圖版邊界線變化規(guī)律可知，流型主要處于段塞流和塊狀流，液體出現(xiàn)回落再舉升，處于積液狀態(tài)。

圖11 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Gould流型圖版中的位置

(2) 油管生產(chǎn)階段。將黃202H井油管生產(chǎn)階段的生產(chǎn)數(shù)據(jù)折算到Gould流型圖版(見圖12)中，傾斜段流型主要為塊狀流。雖然將套管生產(chǎn)改為油管生產(chǎn)，增大了氣相、液相流速，但并沒有實現(xiàn)流型的變化，液體出現(xiàn)回落再舉升的情況，存在積液的風(fēng)險。

圖12 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Gould流型圖版中的位置

3.3 黃202H井水平段流態(tài)模擬

采用氣液兩相流水平管Goiver流型圖版和Mandhane流型圖版[9]，得到黃202H井水平段流動型態(tài)變化規(guī)律。

(1) 套管生產(chǎn)階段。將黃202H井套管生產(chǎn)階段數(shù)據(jù)折算到水平管流型圖版[5-6]中，得到黃202H井套管生產(chǎn)階段水平段流型(見圖13、圖14)，黃202H井水平段為分層流，呈現(xiàn)出氣液分離的現(xiàn)象，液體沿著管道下部移動，氣體沿著管道不受阻礙地往上部移動，因此，可以正常攜帶液體向前移動，無積液風(fēng)險。

圖13 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Govier流型圖版中的位置

圖14 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Mandhane流型圖版中的位置

(2) 油管生產(chǎn)階段。將氣井油管生產(chǎn)階段數(shù)據(jù)折算到水平管流型圖版中，得到黃202H井油管生產(chǎn)階段水平段流型(見圖15、圖16)，黃202H井水平段氣液兩相流主要處于分層流和波狀流(波狀分層流)，分層流流型狀態(tài)條件下，氣體流動不受阻礙，可以正常攜帶液體向前移動，無積液風(fēng)險；波狀分層流條件下氣體流動雖然受到一定程度的阻礙，但氣井不存在積液風(fēng)險。

圖15 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Govier流型圖版中的位置

圖16 黃202H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)位于Mandhane流型圖版中的位置

因此，黃202H井從套管生產(chǎn)階段到油管生產(chǎn)階段，垂直段流型從過渡流、段塞流變化為環(huán)狀流，井筒內(nèi)徑從139 mm(套管)減小為62 mm(油管)，井筒氣相流速增加，有利于氣井?dāng)y液；傾斜段流型從段塞流和塊狀流轉(zhuǎn)變?yōu)閴K狀流，流型雖然有所改變，但并沒有將傾斜段流型轉(zhuǎn)變?yōu)榄h(huán)狀流，存在積液風(fēng)險；水平段從分層流轉(zhuǎn)變?yōu)榉謱恿骱筒罘謱恿?，流型特征轉(zhuǎn)換較小，可以正常攜液。在重力、浮力、慣性力、氣體對液體的剪切力作用下，氣井傾斜段最先出現(xiàn)積液，后期排水采氣工藝實施時應(yīng)下入傾斜段，如泡沫排水采氣工藝措施可以采用毛細(xì)管加注法，準(zhǔn)確將泡排劑注入到傾斜段，有效解決氣井積液問題。同時，氣井從套管改為油管，內(nèi)徑的減小，增大了井筒中氣相的流速，更有利于積液返排，因此，可通過優(yōu)化油管內(nèi)徑實現(xiàn)氣井排液。

4 結(jié) 語

(1) 利用Mukherjje-Brill壓力計算模型計算黃202H井的壓力誤差最小，平均絕對誤差為2.39%，平均相對誤差為-2.13%。利用Hagedorn-Brown壓裂計算模型計算的黃202H井的壓力誤差次之，Orkiszewski壓力計算模型計算的壓力誤差最大。

(2) 黃202H井油管生產(chǎn)階段水平段流型為分層流和波狀分層流，傾斜段流型為塊狀流。生產(chǎn)時實施排水采氣工藝準(zhǔn)確將泡排劑注入到傾斜段，可有效解決氣井積液問題。

(3) 黃202H井套管生產(chǎn)改為油管生產(chǎn)后，氣液流動通道變小，增大了井筒中氣相流速，有利于積液排出，因此，可以通過優(yōu)化油管內(nèi)徑實現(xiàn)氣井排液。