苏里格气田气井积液规律浅析

王龙玉，杨辉廷

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏。储层物性差、非均质性强，成岩作用复杂，是典型的“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏。由于其储层物性差、气水分布规律复杂的特点气井易产水，产水后压降速率大、产量下降快，持续高效产气时间变短，气井产能无法完全发挥。

气井积液后,井筒积液量主要分布在井筒下部的生产油管、油套环空内。可利用流压测试或临界携液流量计算法来判断积液。因为流压测试成本较高，数据点不够充足，因而对开展压力计探液面的气井液面进行了统计分析并运用垂直管流法计算井底流压评估油套环空积液状态。

1 气井积液状况及分布规律

1.1 研究区已知积液状况

对历年开展压力计探液面[1]的研究区块进行平均液面深度统计，总体的平均液面位置为1 417.89 m，其中D区块的积液气井液面深度位置最高，位于1 431.83 m，B 区块液面深度位置最低，位于1 810.39 m，气井油管积液程度呈现由西向东逐渐变弱的趋势。推测产水状况差异与气层物性和气水分布有关。

1.2 气井油套环空积液判断方法

气井积液的表现形式为：油套压差大、生产极不稳定[2]。下面介绍一种根据实测油管积液情况判断油套环空是否积液的方法：选用陈元千教授的平均温度和平均偏差系数的计算方法[3]（公式（1）），由于气井生产期间油套环空内气体始终处于静止状态，可利用已知井口套压、井口和气层中部温度求得气井油套环空目的位置的油套环空内压力（公式（2））。

式中：pwf、ptf、pR-井底流压、井口静压、地层压力，MPa；Twf、Ttf-井底温度、井口温度，K；γg-气体相对密度；Zav-在pav和Tav下气体的偏差系数；qsc-地面标准条件下的气井产量，104m3/d；L-采气管长度，m；D-采气管内径，m。

2 油套环空积液判断与高度计算

2.1 油套环空积液判断

根据井口套压推知井底套压再与实测的地层中部折算压力比较，若油套环空内无积液，地层中部压力应与计算压力近似相等；若存在积液则积液位置地层静压应比按理想无积液状态下（计算结果）同一位置的地层静压大。

通过筛选无节流器气井压力计探液面及流压测试数据（见表1），并将未积液井和积液井分别作出中部折算压力-垂直管流法计算压力关系图。

表1 部分积液井数据表

根据未积液气井中部折算压力-垂直管流法计算压力关系图：筛选出的未积液井计算压力与实测推算的中部折算压力正相关性佳（见图1）。

图1 未积液气井中部折算压力-垂直管流法计算压力关系图

对比未积液气井和积液气井在中部折算压力-垂直管流法计算压力关系图中的表现知：未积液井的计算压力与实测中部折算压力结果相近，积液井的计算压力相对于实测压力普遍偏小（见图2），反映油套环空内存在积液。

图2 积液气井中部折算压力-垂直管流法计算压力关系图

2.2 油套环空积液高度及与油管积液高度的对比

当已知中部折算压力和计算压力有差值，井内油套环空有积液时，便可以计算套管内液面深度（见表2）。

表2 部分积液井液面高度计算表

套管内液体压力表示为：

据公式（3）得到液面高度：

式中：pzs、pR-中部折算压力、计算压力，MPa；ρl-液体密度，g/cm3；hl-液面高度，m。

3 结论

（1）研究区域开展压力计探液面的研究区块油管积液情况：D 区块的积液气井液面深度位置最高，B 区块液面深度位置最低。气井油管积液程度呈现由西向东逐渐变弱的趋势。

（2）平温偏差法计算井底流压，并由计算结果与中部折算压力对比判断油套环空积液情况。

（3）未积液井的计算压力与实测中部折算压力结果相近，积液井的计算压力相对于实测压力普遍偏小。