裂缝有水气藏气井井筒压力预测方法研究

蒋淮宇 姚 远 张茉丽 唐 雷 纪梅玲

中国石化西南油气分公司采气一厂, 四川 德阳 618000

0 前言

川西须家河组气藏储层埋深3 000～5 400 m,地层温度83～140 ℃,地层压力52～90 MPa,温度、压力高。气藏裂缝发育程度直接影响了气井的产水量、产气量,单井日产水量最高达几百立方米,气液比在几十到几百之间。产水量大、气液比低是该气藏气井的主要生产特征。

已投产的几十口井生产特征差异大、变化快,尤其是油管腐蚀穿孔断裂[1-4]的气井,井筒压力是预测油管穿孔位置、判断气井井筒积液、优化气井生产制度和制定排采工艺方案的重要依据。气液两相管流压降模型对井筒流体压力分布预测特别是井底流压的计算至关重要。目前,国内外对已有的理论压降模型的适用性及应用范围开展了相关研究[5-9],但不同压降模型在川西须家河组裂缝性高产水、低气液比气井中计算结果相差较大,适用性研究仍不够具体。因此,本文针对裂缝性有水气藏高产水、低气液比气井开展井筒压力预测技术研究,以提升排采工艺方案制定的针对性及有效性。

1 气液两相管流压降计算模型

目前常用的气液两相管流压降计算模型主要有9种。Duns & Ros[10]模型(以下简称DR模型)基于直井多相流模拟实验,做出了流动形态分布图,明确了流动形态之间的变换界限,利用因次分析法进行应用,通过计算气液滑脱的速度,得出了压降公式。DR模型主要适用于浅井,对深层井或者井口油套压差偏大的井,需应用连续分段计算方法。1967年奥齐思泽斯基利用148口井与DR模型的计算结果相互比较,平均误差低至2.4%。

Orkiszewski[11]模型(以下简称ORK模型)通过评价多个气水两相流计算方法,根据流动型态形成了直井两相流压降预测方法。通过分析148口井的数据,改进后建立两相流模型,提出了流动型态判断手段,提出了液体分布系数概念,首次根据流动型态建立了气液密度与摩阻压降的预测方法。

Beggs & Brill[12]模型(下文的计算采用修正式BBO和BBR模型)选用15 m的倾斜透明管,记录气水两相流动模拟实验数据,在某个流速下,以持液率为横坐标,倾斜透明管角度为纵坐标,做出相关曲线,给出了流体沿程阻力系数,率先建立了任意井斜角下的压降预测模型。Beggs & Brill Original(以下简称BBO模型)模拟压力损失和液体停滞,主要适用于水平井和斜井井筒流动;Beggs & Brill Revised模型(以下简称BBR模型)修正了Beggs & Brill模型公式中的常数因子、摩擦系数及持液率限制条件,常在小管径气液两相中应用。

Mukherjee & Brill[13]模型(以下简称MB模型)在前人研究的基础上,改变实验模拟条件,在倾角90°以内的管子开展实验,利用多元回归方程进行分析,给出了混合流体持液率与摩阻系数经验公式,该公式适用于不同井型的压降计算,但不适用于高气液比气井。

Hagedorn-Brown[14]模型(以下简称HB模型)考虑油、气、水三相不同配比在直井中开展实验,修订摩阻系数,给出了不同流动型态的普适化相关式。该模型适用的气液比范围较广,计算结果精度高。HB模型相关规律纯属经验化,1967年奥齐思泽斯基运用HB模型计算结果与148口井比较,平均误差低至0.7%。

Aziz-Govier-Fogarasi[15]模型(以下简称GA模型)在模拟实验的基础上形成了泡状流和段塞流两种流态下计算新规律,给出了新的流型分布图,形成了不同流型之间的过渡界限。计算不同流型持液率,密度相、摩擦损失项分别考虑增加气相体积。GA模型的流型分布图存在明确的变换界限,有公式,便于计算。

Gray[16]模型基于凝析气井特点,修正持液率公式,建立该类气井气液流动压降模型。针对流体为气体的直井,该模型只能用于环状—雾状流;其方法在含凝析油的气井中适应性较好。对比108口井的资料表明,该模型在含凝析油井中的应用计算结果更为准确。

Ansari模型[17]提出了气液两相流流动型态计算方法,研究了不同流型机理和特点,形成了泡状流—段塞流—环状流等三种流型表征方法。综合单个流型研究机理,结合气体在液体中运移特征,利用流型—机理模型化方法,预测不同流型的持液率,得出压降相关式。对比了1 775口油井的实测数据,结果表明,该模型一般在垂直油气井中适应性较好。

迄今已发展了许多气液两相流井筒压降模型计算方法,其适用条件要求苛刻,不同模型对气液关系变化敏感,迫切需要对某一类生产特征气井开展压降模型的适应性研究。

2 不同模型的计算结果误差分析

2.1 测试基础数据

川西须家河组气藏测压数据38井次,井型为直井或斜井,井深3 200～5 100 m,日产气量0.3×104～6.6×104m3,日产水4.8～298 m3,气液比34.8～3 958.33,井口压力1.8～28.65 MPa,井口压差1.51～29.28 MPa,实测井底流压8.73～63.4 MPa。

2.2 计算结果相对误差分析

利用该气藏38井次实测井底流压数据,与目前常用的9种气液两相管流压降模型预测的井底压力值对比研究分析,以相对误差10%为界来评价压降模型计算结果相对误差大小,见图1。从图1中可以看出,Gray模型计算值与实测值较接近,71%的井相对误差低于10%,HB模型预测值总体偏小,其余压降模型预测值总体偏大。

图1 压降模型预测井底压力与实测井底压力对比图Fig.1 Comparison of bottom hole pressure predicted by pressure drop model with measured values

3 计算结果相对误差影响因素及适应性研究

3.1 误差影响因素分析

以不同模型预测与实测井底压力的相对误差为纵坐标,产水量、气液比等生产特征数据为横坐标,分析不同模型计算结果相对误差与气井生产特征的变化关系。图2表明产水量小于100 m3的气井计算结果相对误差较大,产水量在200～300 m3的气井计算结果相对误差均较小;图3表明不同气液比的气井计算结果相对误差较大;图4表明随着气井井口压力的升高,计算结果相对误差有降低的趋势,但整体偏大;图5～6表明不同油套压差、产气量的气井计算结果相对误差均较大。分析研究表明产水量、气液比是影响井筒压降模型计算结果相对误差的主要因素。

图2 产水量与相对误差的关系图Fig.2 Relationship between water yield and relative error

图3 气液比与相对误差的关系图Fig.3 Relationship between gas-liquid ratio and relative error

图4 井口压力与相对误差的关系图Fig.4 Relationship between well head pressure and relative error

图5 油套压差与相对误差的关系图Fig.5 Relationship between pressure difference and relative error of oil casing

图6 产气量与相对误差的关系图Fig.6 Relationship between gas well production and relative error

3.2 不同模型的适应性研究

根据模型计算结果相对误差主要影响因素,分析模型计算结果相对误差与气液比、产水量大小分布关系,见图7～8。在气液比低于400、产水量100～300 m3范围内,Ansari、GA模型计算结果相对误差小于10%;在气液比小于240、产水量100～300 m3范围内,BBO、DR模型计算结果相对误差小于10%;在气液比低于1 500、产水量低于110 m3范围内,Gray、HB模型中计算结果相对误差小于10%;其它模型计算结果相对误差偏大。模型的适应性研究表明气井在不同的工况和动态特征下应采用不同的计算模型,才能使计算的压力分布更加准确可靠。

a)Ansari模型计算结果相对误差与气液比关系图a)Relationship between relative error of Ansarimodel calculation and gas-lipuid ratio

a)Ansari模型计算结果相对误差与产水量关系图a)Relationship between relative error of Ansarimodel calculation and water yield

4 气液两相井筒压降计算的实用效果

利用优选出的压降模型,制定31口井泡排参数;计算14口井气举启动压力;预测2口井油管腐蚀穿孔位置,见图9～10。论证不动管柱优化配产、下连续油管与更换油管可行性优选方案,其中1口井实施不动管柱优化配产后达到有效排液的目的,累计增产天然气2 100×104m3;制定2口井速度管柱排采方案,通过计算不同管径井筒压损[18-19]与携液临界流量[20-21]分析,优选管径实施后气井实现连续稳定产液，产气量月递减率下降6.5%,有效控制了气井产气量的递减速度,见图11～12。

图9 井1油管穿孔位置分析图Fig.9 Analysis of Tubing perforation position in well 1

图10 井2油管穿孔位置分析图Fig.10 Analysis of Tubing perforation position in well 2

图11 井3连续油管实施后产气量递减情况变化图Fig.11 Changes of pressure and decline after implementation of coiled tubing in well 3

图12 井4连续油管实施后产气量递减情况变化图Fig.12 Changes of production and decline after implementing coiled tubing in well 4

5 结论与认识

1)不同模型计算结果相对误差与生产特征相关性研究表明,产水量、气液比是影响井筒压降模型计算结果相对误差的主要因素。

2)不同模型计算结果相对误差与产水量、气液比分布关系研究表明:Ansari和GA模型适用于气液比低于400、产水量100～300 m3之间的气井;BBO和DR模型适用于气液比低于240、产水量100～300 m3之间的气井;Gray和HB模型适用于气液比低于1 500、产水量低于110 m3的气井,其它压降模型在该类气井中预测结果相对误差偏大。

3)在不同工况和动态特征下的气井应采用不同的计算模型,才能使计算的压力分布更加准确可靠。

4)优选出的井筒压力计算模型为预测气井井筒积液、油管穿孔位置、优化配产及制定排采方案提供重要依据,实用效果好。