致密气藏水平井速度管下入时间确定方法

吴武超，李治平，赖枫鹏，任广磊，赵钊

（1.中国地质大学（北京）非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室，能源学院，北京 100083；2.中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

对于低压、低渗、低产及有水气藏，气井随着产量下降而最终导致停产是很普遍的现象。为此，需通过降压带液、泡排、气举、优选管柱（速度管）等排采工艺来改善气井的积液情况，从而实现气井的连续生产[1-2]。

针对致密气藏水平井排液难题，不少气田加装速度管，现场应用效果明显[3]。速度管技术是通过在油管中下入同心连续油管，通过连续油管向油管和连续油管的环形空间注入高压气体（天然气或氮气），举升井中的积液；或利用连续油管充当生产管柱，依靠气井自身能量，利用小油管特性，提高气体流速，减小液体的滑脱损失，达到排水采气的目的[4]。目前对速度管的研究主要是管柱尺寸优化及工艺效果评价[3]，而关于速度管下入时间的研究很少，仅有部分学者从经济和技术角度进行了研究[5]。

通过对华北DND致密气田实际生产数据的研究，提出了从井底开始积液的角度、利用井筒临界携液流量和生产动态数据相结合确定速度管下入时间的理论计算方法。

1 下入时间计算

1.1 研究思路

气田的生产实践经验表明，随着气藏开发不断深入，气井必然积液。井筒积液会增加井筒回压，导致气井产能降低，严重时造成气井停产。在气井的实际生产中，提高排液能力对于气井减少积液、保障连续生产具有十分重要的意义。如果能在气井开始积液时增强气井的排液能力，就能大大地改善气井的生产情况。故本研究从积液的角度应用临界携液流量模型计算速度管下入时间。

先选择适合水平井的临界携液流量模型作为判断气井积液的标准，通过计算得到气井的临界携液流量曲线，比较实际日产气量与临界携液流量曲线。当临界携液流量高于日产气量时，此时气井开始积液，对应的时间即为速度管下入时间。

1.2 临界携液流量公式

目前关于临界携液流量的研究很多，如Turner等提出的球状模型、Coleman等提出的球状模型、Nosseir等提出的球状模型、李闽等提出的椭球模型及杨川东模型等[6-10]。根据DND气田部分井的生产资料，应用上述临界模型进行计算，预测结果见表1。

通过对比气井实际生产情况，发现Turner和杨川东模型的计算结果往往较大；Coleman虽在Turner模型的基础上进行了修正，但预测效果一般；李闽模型相对较好，对部分井适用。由于以上模型均没有考虑井斜角和水平井段的影响，因而模型在水平井中的应用效果不好，不适合作为判断水平井积液的标准。

表1 部分井模型预测结果与实际生产情况对比

考虑水平井井身结构的影响，本研究应用了水平井临界携液流量模型[11]。将水平井临界携液流量模型分为3部分，即垂直段、水平段和造斜段临界携液流速模型。

式中：vcr1，vcr2，vcr3分别为垂直段、水平段、造斜段的临界流速，m/s；籽g，籽l分别为气相、 液相密度，kg/m3；滓l为液相表面张力，N/m；兹为井斜角，（°）；g为重力加速度，m/s2；Qcr为临界携液流量，104m3/d；Ati为油管截面积，m2；vcr为临界流速，m/s；d 为油管内径，m；p 为压力，MPa；Z 为压缩因子；T 为温度，K。

其中，液相表面张力采用Katz公式计算[12]：

结合华北DND气田水平井实际参数，计算结果表明，水平井临界携液流量呈3段分布。由于水平井造斜段倾斜角较大，因此造斜段的临界携液流量最大，水平段次之，垂直段最小（见表2）。同时根据生产现场反馈，造斜段的积液最难携带，因此以造斜段临界携液流量模型来判断积液更为可靠。

表2 部分井测试阶段携液计算结果

1.3 速度管下入时间

选取33口装有速度管的水平井，油管尺寸均为88.9 mm。结合华北DND气田水平井资料，应用造斜段临界携液流量模型，分别得到水平井生产曲线及对应的临界携液流量曲线，从而确定速度管下入时间。

现以X-1井为例，具体说明确定速度管下入时间的方法（见图1）。从生产记录资料可知，X-1井在生产初期进行了多次泡排作业，在500 d时又重新调整配产到3.1×104m3/d，发现此时该井的生产能力已达不到3.1×104m3/d。同时从图1可以看出，在500 d后实际日产气量开始大范围低于临界携液流量，故在500 d时井底最可能形成积液，此时应下入速度管。

图1 X-1井实际日产气量与临界携液流量曲线

2 生产效果评价

华北DND气田为多气层叠置的弹性驱动定容无边（底）水致密砂岩气藏，水平井已成为该气田开发的重要技术手段。2013年有50口水平井先后下入速度管，生产效果良好，速度管推广取得重大进展。随着油气田的不断开发，低产气井逐年增多，速度管技术将会得到更大规模的应用[13]。为了研究速度管合理下入时间，参照华北DND气田的速度管生产效果评价标准，把速度管生产效果分为好、一般、差。

速度管生产效果评价标准按以下4个步骤进行：1）判断气井在下入速度管后是否发生积液水淹。若水淹，效果差；否则，进行下一步判断。2）判断气井在下入速度管后是否稳定（下入后生产时率是否大于下入前，且在90.0%以上）。若不稳定，效果差；否则，进行下一步判断。3）判断气井在下入速度管后助排措施是否增加。若增加，效果差；否则，进行下一步判断。4）判断气井在下入速度管后气液比是否增加。若增加，效果一般；否则，效果好。

为了方便进行以上4个步骤，现分别设定每个步骤的指标：第1步指标为下速度管生产60 d的平均临界携液流量与日产气量，第2步指标为下速度管60 d前后的生产时率，第3步指标为下速度管前后平均每月的助排措施次数，第4步指标为下速度管前后60 d的气液比（见表3）。

根据上述4个速度管评价指标，分别统计了33口φ38.1 mm速度管的生产数据。其中，生产效果好的井有21口，差的井有10口，一般的井有2口。

表3 部分井速度管评价指标

3 现场实例分析

以华北DND气田X-2井、X-3井和X-4井为例，结合气井的实际生产数据及速度管效果评价，来检验速度管下入时间计算结果的可靠性（见表4），这3口井的实际日产气量与临界携液流量曲线见图2。

在X-2井的生产记录中，该井生产的前23 d内，共进行6次泡排作业，并进行了多次注醇解堵作业，但排液情况仍得不到改善。结合图2a可知，X-2井从开井生产，临界携液流量便一直大于日产气量，井筒积液情况严重。由于速度管具有降低临界携液流量、减少滑脱损失、提高气井排液能力的优势，所以尽早地下入速度管，能够及时改善气井的排液情况。实际生产中，在23 d下入速度管，生产效果不错。而尽快下入速度管的话，该井的积液情况及生产潜力均要优于23 d时的气井，故针对X-2井尽快安装速度管，可以保证其生产效果好。

表4 部分井速度管下入时间

图2 实际日产气量与临界携液流量曲线

X-3井计算的速度管下入时间为236 d，实际下入时间为283 d。在236～283 d生产时间内，该井日产气量均低于临界携液流量，处于积液状态，而在283 d时的气井积液情况比236 d时严重（见图2b）。同时，这2个时间点的油压变化不大，但由于积液会在井底产生回压，进而影响气井产能，因而速度管在236 d处的生产潜力更好。现场实施表明，即使在283 d安装速度管也能取得不错的生产效果，那么在生产潜力较好的236 d也能确保速度管具有较好的生产效果，因此下入时间计算结果具有一定的可靠性。

X-4井在下入速度管前，日产气量几乎都高于对应的临界携液流量（见图2c），携液情况很好，井筒不易产生积液，此时下入速度管，只会增加井筒摩阻，造成气井产能的浪费。对比X-3井的分析可知，当气井生产到开始积液的时刻，下入速度管能取得好的生产效果。故X-4井在173 d后可继续生产，等井筒开始积液再下入速度管。

依照上述3口井的分析思路，逐一检验了生产效果好的21口井，发现有19口井下入时间的计算结果能够保证更好的生产效果，可靠性较高。

4 结论

1）造斜段最易形成积液，应作为水平井积液研究的重点。从造斜段形成积液的角度，应用临界携液模型研究了速度管下入时间的问题，并结合华北DND气田速度管的生产效果评价标准和生产实例，检验了速度管下入时间计算结果的准确性。

2）依照DND气田速度管生产效果评价标准，分别设定了对应的评价指标。统计研究结果表明，速度管总体应用效果较好。

3）通过实例分析可知，利用临界携液流量计算的下入时间安装速度管，能获得较好的生产效果。21口生产效果好的井中，有19口井的计算结果能够保证更好的生产效果，说明通过判断积液形成来确定速度管下入时间的方法可靠性高，可以在相关气井推广应用。

致谢：感谢中国地质大学（北京）李治平教授及中西部地区碎屑岩储层预测、保护与改造技术项目课题组对本文的帮助与支持。

[1]田相雷，蒋海岩，岳艳如，等.气举排水采气生产规律研究[J].断块油气田，2013，20（6）：760-763.

[2]白晓弘，田伟，田树宝，等.低产积液气井气举排水井筒流动参数优化[J].断块油气田，2014，21（1）：125-128.

[3]田云，王志彬，李颖川，等.速度管排水采气井筒压降模型的评价及优选[J].断块油气田，2015，22（1）：130-133.

[4]王海涛，李相方.气井CT速度管柱完井技术理论研究[J].石油钻采工艺，2009，31（3）：41-45.

[5]赵彬彬，许学刚，白晓弘，等.低成本速度管柱排水采气技术探讨[J].石油机械，2013，41（2）：84-86.

[6]Turner R G，Hubbard M G，Dukler A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells[R].SPE 2198，1969.

[7]Coleman S B，Clay H B，Mccurdy D G，et al.A new look at predicting gas-well load-up[J].Journal of Petroleum Technology，1991，43（3）：329-333.

[8]Nosseir M A，Darwich T A，Sayyouh M H，et al.A new approach for accurate prediction of loading in gas wells under different flowing conditions[R].SPE 37408，1997.

[9]赵百万，李静.气井连续排液的新观点[J].国外油田工程，2003，19（4）：41-44.

[10]杨川东.采气工程[M].北京：石油工业出版社，2000：124-126.

[11]周舰，罗懿，李颖川，等.大牛地水平井临界携液气量计算模型[J].重庆科技学院学报：自然科学版，2013，15（2）：67-71，84.

[12]杨继盛，刘建仪.实用采气计算[M].北京：石油工业出版社，1994：36-37.

[13]林英松，蒋金宝，刘兆年，等.连续油管压裂新技术[J].断块油气田，2008，15（2）：118-121.