临兴致密砂岩气井积液时间预判方法

秦 鹏，蔡振华，王文升，刘灵童

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

0 引言

目前判断气井积液的方法主要有四种：回声仪探环空液面法、井筒压力梯度判别法、生产数据动态分析法、临界携液量理论法等［1−3］。回声仪探环空液面法和井筒压力梯度判别法判断气井积液的结果较准确，但是测试费用较高，目前临兴区块每个季度仅对重点井展开流压梯度测试，无法满足现场需求；生产数据动态分析法主要依据井的产量、油压和套压变化情况来判断气井是否积液，该方法即经济又可靠，但是对于油套环空有封隔器的气井不再适用；临界携液量理论法具有经济高效的优势，但是当气井已经积液时，通过井筒压力模型计算得到的井底流压偏小，进而造成临界携液流量偏小，运用此方法进行判断误差较大，造成气井积液越来越严重，制约气井产能。

为了克服临界携液量理论法的缺点，本文通过现代产量不稳定分析方法［4−8］对气井积液时间进行提前预判。气井投产后，油压随着时间的推移不断降低，当油压降至井场系统压力时，油压几乎维持不变，气井产量开始稳定递减，对油压降至系统压力前的生产数据进行不稳定产量分析，可以获得储层渗透率、孔隙度、裂缝半长、井控面积等参数，在此基础上对气井产量进行预测，将预测产量与临界携液量进行对比，从而可以预判气井的积液时间。

1 井底流压计算模型

对气井进行不稳定产量分析时需要用到井的日产量和井底流压等动态数据，考虑到成本费用问题，临兴区块致密气井大都没有下入井底压力计，因此需要合适的井底流压计算模型将井口油压转换成井底流压。

临兴区块上古生界地层属典型的致密砂岩气藏，生产过程中气井普遍产水［9−11］，对临兴区块3个集气站的产水情况进行统计分析发现（见图1）：临兴区块生产井液气比较低，1#集气站投产初期平均液气比1.51 m3/104m3，2#集气站投产初期平均液气比为1.42 m3/104m3，3#集气站投产初期平均液气比为0.2 m3/104m3，如图1所示。

图1 临兴区块各集气站液气比Fig.1 The liquid gas ratio of gas gathering stations in Linxing block

因此，临兴区块气井在积液前，液相较少，当液气比小于5 m3/104m3，井筒流动时气体成连续相，液态为分散相，流动为雾状流，对于这类情况可近似将井筒流动看作均匀的单相流［12−13］。“平均温度平均偏差系数法”是计算干气井井底压力的比较常用的简便方法［14］，对于低含水气井应用该模型时，为了提高计算精度，需要对该模型进行修正。

平均温度平均偏差系数法［14］的计算公式为

其中

式（1）～式（4）中，pwf为井底流压，MPa；pwh为井口油压，MPa；Sg为干天然气时的指数；fg为干天然气摩阻系数；qsc为标准状态下的天然气体积流量，m3/d；Tˉ为平均温度，K；Zˉ为平均偏差系数；D为油管内径，m；H为产层中部深度，m；γg为天然气相对密度；ρg为干天然气密度，kg/m3；vg为干天然气速度，m/s；μg为干天然气黏度，Pa·s；Reg为干天然气雷诺数。

当天然气中含水时，流体密度会发生变化，从式（1）～式（4）可知，当流体密度发生变化时，天然气相对密度、雷诺数和摩阻系数都会发生变化，进而会影响井底流压计算值的精度，因此需要在修正流体密度的基础上对雷诺数和摩阻系数进行修正，修正过程如下：

假设井的液气比为Lw，则低含水天然气密度为

由于Lw≪1，则≈1。

将式（6）代入式（2）～式（4）中，可对天然气井的低含水天然气的指数、雷诺数、摩阻系数进行修正。指数修正为

雷诺数修正为

摩阻系数修正为

修正平均温度平均偏差系数法的计算公式为

式（5）～式（10）中，ρw为水密度，kg/m3；Lw为液气比；α为低含水天然气密度校正系数；Sgw为低含水天然气时的指数；Regw为低含水天然气雷诺数；fgw为低含水天然气摩阻系数。

2 临界携液模型

目前，主要有4类气井携液理论：悬浮液滴理论、液膜理论、最小压降理论和气井稳定性分析理论［15］。被普遍认可的是1969年Turner提出的悬浮液滴理论［16］，该理论以垂直井为研究对象，取液滴的曳力系数及临界韦伯系数分别为0.44和30，建立了适用于液气比比较低、井筒流态为雾状流的临界携液模型。随后很多学者分别在Turner模型的基础上，建立了一系列临界携液模型：Coleman模型［17］、李闽模型［18］、王毅忠模型［19］等。

Turner模型为

Coleman模型为

李闽模型为

王毅忠模型为

式中，ρl为液体密度，kg/m3；vcr为临界携液量，m3/d。由式（11）～式（14）可知，各模型均在Turner模型的基础上加了一个修正系数，Coleman模型、李闽模型、王毅忠模型修正系数分别为0.831、0.379、0.273。在此思路的基础上，2018年郭布民等［20］又考虑了界面张力与压力和温度的关系建立了适合临兴区块的临界携液模型，修正系数为0.309，并对该模型进行了验证，精度较高。

郭布民模型为

各模型验证参数如表1所示。

表1 临兴气田临界携液流量模型验证Tab.1 Verification of critical liquid carrying flow model in Linxing gas field

3 实例应用

以临兴区块LX−X1井为例，该井生产层位为盒6段，储层原始压力为14.16 MPa，厚度为4.6 m，孔隙度为8.6%。从图2可知，该井于2017年1月9日压裂投产，油压于2017年12月22日降至井场系统压力2.1 MPa。由于天然气产量供大于求，2018年4月23日关井，又于2018年6月23日开井生产。随着产量逐渐降低，2018年10月27日开始积液，2019年4月29日开始排水采气作业，随后该井恢复正常生产。

图2 LX-X1井生产动态曲线Fig.2 The production performance curve of Well LX-X1

3.1 不稳定产量分析

由于LX−X1井于2017年12月22日油压降至井场系统压力，本文对该时间点以前的生产动态数据进行不稳定分析。如图3所示，通过Blasingame典型曲线以及Log−Log双对数曲线拟合，该井的压力和产量数据得到很好的拟合，动态解释获得盒6段储层渗透率为0.16 mD，裂缝半长为65.5 m，裂缝导流能力为70 mD·m，井控面积为0.142 km2。如图4所示，在历史拟合的基础上，预测了随后1年油压不变情况下的产量。

图3 LX-X1井Blasingame及Log-Log曲线拟合Fig.3 Blasingame and Log-Log curve fitting of Well LX-X1

3.2 积液时间预测

通过郭布民临界携液模型计算该井在预测时间段内临界携液量为5 430 m3/d，并将预测产量与临界携液量进行对比（图5）。从图5可以看出，预测积液时间为2018年8月15日，该井实际积液时间为2018年10月27日，总体误差73天，但是考虑到该井在积液前关井60天，校正后的误差应该为13天，因此该方法预测精度较高，能够满足现场需求。

图4 LX-X1井历史拟合及产量预测Fig.4 History fitting and production prediction of Well LX-X1

图5 LX-X1井积液时间预测Fig.5 Prediction of liquid loading time of Well LX-X1

4 结论

1）通过实例计算表明，利用气井积液前的动态资料进行不稳定产量分析预测气井积液时间是一种比较可靠的方法。

2）气井投产到油压降至井台系统压力时间段的气井动态资料的准确性直接影响预测结果的可靠性，因此进行预测前需要对动态数据进行甄别，对异常数据进行剔除，保证预测结果的准确性。