中江气田气井临界携液模型的确定及应用

龚云洋

【关键词】中江气田;临界携液流量;临界携液流速;不同井身结构

【中图分类号】TE37 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2021）07-0043-03

0 引言

中江气田位于四川盆地川西凹陷东坡与川中隆起的过渡带，属于特低渗低孔气藏，自2012年开发以来，共投产气井200余口。随着气田开发年限的增加，地层水在井底不断聚积，井底回压不断增大，气井产量递减快，稳产时间短，多数单井稳产时间不到两年。气井临界携液流量的确定，对于判断气井积液状态、制定相应的排水采气工艺提供了重要的参考依据。

目前，国内外对于气井临界携液模型的研究已经相对成熟，对于不同井身结构，Turner、李闽、Belfroid、Andritsos等人都提出过相应的临界携液模型。然而不同的临界携液模型建立的理论基础是有所差异的，适用的条件不尽相同。本文主要总结和分析前人的研究成果，讨论适用于中江气田不同井身结构的临界携液模型，同时验证所选用临界携液模型公式的有效性。

1 临界携液流量公式

不同井身结构的气井临界携液流量公式：

公式（1）中，qcy为临界携液流量，104 m3/d;vcy为临界携液流速，m/s;A为油管面积，m2;p为压力，MPa;T為温度，K;Z为气体偏差因子，无因次。

从公式（1）可以看出，影响临界携液流量的主要因素有油管内径、压力及临界携液流速，其中临界携液流速与井筒长度、井径、井斜等都有关系。不同的井身结构、不同的临界携液模型对应的临界携液流速公式都是不同的。

2 临界携液流速公式

从直井段到水平井段，随着井斜角的变化，管柱内液体的受力会发生改变，气液两相流型会发生明显变化。直井段中，液膜厚度和自身重力在管柱内均匀分布，管柱内液体主要以液滴为主;斜井段中，液体重力与气流作用力方向的差异，导致在管柱底部形成较厚的液膜;而在水平井段中，管柱底部液膜厚度远大于井管柱顶部，分层流是主导流型。

2.1 直井段模型分析

垂直油管内，液滴在曳力和重力的相互作用下沿井筒方向移动，气体对液滴的曳力与液滴的沉降重力相等时的气体流速即临界携液流速。基于垂直管柱建立的携液模型主要有Turner模型和李闽模型 [1]两种。Turner模型是建立在高速气流携带的液滴是圆球形的基础上，适用于水气比非常高、流态属雾状流的气液井。李闽认为在高速气流的作用下，气流携带的液滴前后存在压差，导致液滴变形成椭球体。

Turner模型和李闽模型假设前提的不同在公式上表现为系数的差异，我国气田技术人员一般以Turner模型公式计算结果的1/3为参考确定气井的实际临界流速和流量。中江气田气井产水量不大，以凝析水为主，水气比范围为0.1～2.5 m3/104m3，平均水气比为0.6 m3/104m3，水气比较低。从经验分析和水气比来看，李闽模型更符合中江气田实际生产情况。

公式（2）为李闽模型：ρl、ρg为液相、气相密度，kg/m3;σ为气液表面张力，N/m。

2.2 斜井段模型分析

在斜井段中，由于水平方向上受力不平衡，所以液滴沿水平方向发生位移，移动至靠近管壁位置后沿管壁滑动形成液膜，此时液体以液膜和液滴两种形式分别沿管壁流动和被夹带在中心湍动气流中。据此，国内外研究人员分别提出了液滴模型、液膜模型及Belfroid模型3种斜井段临界携液模型 [2]。

杨功田等人 [2-3]通过建立斜井段模拟装置，将液滴模型、液膜模型及Belfroid模型公式计算得出的临界携液流量值与实验测得的不同井斜角的临界携液流量数据进行了对比 [3]。如图1所示，Belfroid模型公式计算的临界携液流量值随井筒井斜角变化趋势与实验测试结果一致。根据实验测试结果和中江气田气井实际生产数据，对Belfroid携液模型公式进行拟合修正，得到修正后的临界携液流速公式：

公式（3）为Belfroid修正模型：α为井斜角，°。

2.3 水平井段模型分析

在水平管柱中，液体由于重力作用在较短的距离内就会沉降在水平井段底部，主要以液膜的形式沿着井底向气流方向移动。基于液膜的流动与分布机理，国内外研究人员提出了分层流模型、携带沉降机理模型及Kelvin-Helmholtz波动理论模型3种水平井段携液模型 [4-5]。

肖高棉等人 [2-5]通过建立水平管柱气液两相流模拟装置，观察水平管柱中气液两相流动现象，总结出了不同压力、流量、水气比条件下的水平管柱临界携液流量变化规律，并将实验测试数据与分层流模型、携带沉降机理模型和K-H波动理论模型公式计算得出的临界携液流量进行对比。如图2所示，携带沉降机理模型计算值较大，分层流模型的计算值则偏小，而K-H波动理论模型的计算值和变化趋势与实验数据比较接近。在此选用基于K-H波动理论模型的临界流速公式作为水平井段连续携液临界流速公式，根据实验测试结果和中江气田气井实际生产数据，对K-H携液模型进行拟合修正得到公式（4）（K-H修正模型）：

3 简化计算公式

从临界流速和临界流量的计算公式可以看出，影响气井携液的因素有井口压力、油管内径、井斜度、气液密度、温度和界面张力，其中井口压力和油管面积对临界携液流量的影响最大。Turner、李闽等人认为气液密度、界面张力和温度等在本文研究范围内对临界流速和临界流量的影响不大 [1]。

中江气田气井井口压力主要在2～20 MPa，在研究的压力范围内，平均压缩因子为0.85，温度取323 K，水的密度取1 074 kg/m3，天然气相对密度取0.6，水气界面张力取0.06 N。

天然气密度ρg=3 484.4■，γg为天然气的相对密度。将确定的参数代入临界携液流量和临界携液流速公式中，得到简化公式（直井段李闽公式和斜井段Belfroid修正公式及水平段K-H修正公式）：

4 应用分析

将由极限油套压差法和液面监测判断出的积液状态标注在临界携液流量与日产气关系图上（如图3至图6所示），对角线以上为未积液区域，对角线以下为积液区域。从图3可以看出，接近积液的气井投在积液区域的中部，说明在直井段Turner模型公式计算结果偏大。图4中李闽模型公式计算结果与实际数据相吻合，验证了在直井段中李闽模型的有效性。图5、图6为选用公式计算的斜井和直井临界携液流量与日产气关系，数据分布范围与实际积液状态分布十分吻合。对中江气田55口低压气井进行分析，符合率达93%，证明所选模型及修正公式能有效預测中江气田气井积液状况。

5 结论

（1）通过总结分析，选用李闽模型、Belfroid模型、K-H波动理论模型分别作为直井段、斜井段和水平井段的临界携液模型，并根据实验和实际生产数据对携液模型公式进行修正以适用于中江气田气井。

（2）在前人研究成果的基础上，给出了中江气田气井临界携液流量的简化计算公式，只要得到井口压力、油管内径和井斜角度，即可计算出该井的最大临界携液流速和流量，便于现场的应用。

（3）将中江气田55口不同井型气井的计算结果与通过油套压差法和液面监测判断得出的积液情况进行对比分析，符合率达93%，验证了本文选用的临界携液模型能有效预测中江气田气井的积液状态。

参 考 文 献

[1]李闽，郭平，谭光天.气井携液新观点·石油勘探与开发[J].2001，28（5）：105-106.

[2]周兴付，杨功田，高升，等.川西气田大斜度井临界携液模拟实验研究[J].钻采工艺，2012，35（4）：47-49.

[3]杨功田，邹一锋，周兴付，等.定向井携液临界流量模型对比研究[J].新疆石油天然气，2012，8（1）：76-81.

[4]肖高棉，李颖川，喻欣.气藏水平井连续携液理论与实验[J].西南石油大学学报（自然科学版），2010，32（3）：122-125.

[5]肖高棉，李颖川.水平井段连续携液理论与实验研究[J].石油天然气学报，2010，32（1）：324-332.