苏里格气井井筒积液量计算方法及应用

陈增辉，金大权，赵永刚，韩兆鹏，刘森

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安　710065；2.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安　710021）

苏里格气井井筒积液量计算方法及应用

陈增辉1，2，金大权2，赵永刚1，韩兆鹏2，刘森1

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021）

苏里格气田低产积液井数量已超过气田总井数的60％，目前积液井主要采用“井筒测试液面法”计算的井筒积液量均存在较大偏差。针对上述问题，结合气田气井生产管柱特点和积液井井筒压力测试数据，利用气井油套连通原理、气田地层压力折算方法与实测井底流压三者之间的关系，推导出计算气井油管、油套环空积液量的计算公式，从而准确计算出气井的井筒积液量。应用表明新推导公式和原方法相比具有计算方法更加科学合理、计算结果准确性高等特点，适用于苏里格气田油套连通的直井、定向井的井筒积液量计算。

苏里格气田；井筒积液量；直井定向井；计算方法；应用

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏，气井具有产量低、递减快、稳产期短等特征。目前气田超过60％气井无连续携液能力、井筒易积液，靠排水采气、间歇开关等助排措施生产。气井积液后导致产量迅速下降、生产时间缩短甚至水淹停产等，因此准确掌握井筒积液量对优化气井排水采气和相关管理措施有着重要的意义。

为评价井筒积液状况，近年来针对积液井进行了大量生产油管压力测试（探测井筒液面）。应用上述资料计算井筒积液量时，目前计算方法是利用测试解释油管液柱高度（解释液面至气层中部深度之间距离为积液液柱高度）乘以油管内横截面积得到气井的积液量。由于气井积液液柱一般以气液两相共存，液柱密度小于水密度，其计算积液量值偏大，此外该计算方法未考虑油套环空积液量，也造成计算液量存在偏差。因此结合苏里格气田目前开发特点，有必要探索一种较为准确的井筒积液量计算方法，满足气田低产积液井积液量准确计算要求，为气井排水采气及生产管理措施优化等提供数据支撑，指导气井精细管理。

1　气田开发概况

1.1气田生产概况

苏里格气田主力气层二叠系盒8、山1段为“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩岩性气藏［1］，气藏无明显气水界面［2］，生产水气比约为0.53 m3/104m3，水型为氯化钙型。气藏生产天然气气质组分稳定，甲烷含量大于91.2％，相对密度为0.595 2～0.614 7。

气田累计投产直井、定向井6 460余口，其中产量低于临界携液产量的井3 977口，占总井数的61.6％。针对低产积液2015年开展井筒压力测试（探液面）约500井次、排水采气78 890井次，年增产气量10.8×108m3。

1.2气井生产管柱特点

气田直井、定向井一般采用双层套管完井（表层套管、气层套管），压裂试气时在气层套管中下入油管及配套压裂工具［3］，压裂后封隔器自动解封，油管与油套环空通过压裂滑套或油管引鞋处连通，试气完成后使用压裂管柱生产。

气井生产初期采用油管内下入节流器［4］节流生产，节流器座封深度一般在距井口1 900 m处。气井进入无连续携液能力阶段后捞出井下节流器，采用定井口压力方式生产，此阶段通过下入压力计测试生产油管内压力变化，可掌握气井井筒积液状况。

2　气井积液量计算依据与公式推导

苏里格气田气井采用油管生产，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（见图1），下面分别对油管、油套环空的积液量计算方法进行推导。

图1　气井井筒结构示意图

2.1油套环空积液量计算公式推导

气井生产期间油套环空内气体始终处于静止状态，应用苏里格气田井底压力简易计算方法［5］（公式（1））和气井套压、实测井底流压等参数，利用气井油套连通关系（见公式（2）（3）），推导出油套环空积液液柱高度，再由公式（4）即可算出油套环空积液量。

通过对公式（2）、（3）、（4）进行整合简化，得到环空积液量计算公式（5）：

式中：H、Hg、Hw-气层中部垂深、静气柱高度、液柱高度，m；Pc、Pws、Pwf-套压、油套环空井底压力、实测井底流压，MPa；Qc、Dn、dw-油套环空积液量，m3、套管内通径、油管外通径，m。

2.2油管积液量计算公式推导

气井出现积液后，油管内流体呈气液两相混合流动，由于气井产量低（小于临界携液产量），忽略气体流动时的摩擦阻力。因此气田井底压力简易计算方法，将气井油压、井深代入公式（1）算出不积液情况下的井底流压。应用实测井底流压与公式（1）计算流压相减得到因油管积液导致的井底流压增加值（见图2），然后通过压力增加值即可算出油管积液量，即公式（6）。

式中：Qt、H-油管积液量，m3、气层中深，m；Pt、Pwf-油压、实测中深压力，MPa；dn-油管内通径，m；π-常数，取3.142。

图2　S35-15井井筒测试压力-深度曲线

3　应用效果分析

表1　简易法计算井筒积液量结果对比统计表

以51/2″套管、27/8″生产油管井为例，随机抽取14口压力测试井（油套连通），将套管内径（Dn=0.121 36 m）、气层垂深H、油压Pt、套压Pc、实测压力Pwf、油管外径（dw=0.073 02 m）、油管内径（dn=0.062 m）七个已知参数带入公式（5）、公式（6）中，算出油管积液量Qt及环空积液量Qc，两者相加即得到气井井筒积液量，计算结果（见表1）。

应用表明，带入公式计算的七个参数中，H、Dn、dw、dn参数根据气井管柱结构查得，只要测试Pt、Pc、Pwf参数的仪器精度高、录取数据准确，就可准确计算出气井生产期间的油管、油套环空积液量。

以公式（5）、公式（6）计算出气井井筒积液量为标准，对原方法计算结果进行分析评价。原方法计算井筒积液量平均误差为51.65％，表明新推导计算方法科学合理、计算结果准确，可为气井排水采气等增产措施的调整优化提供数据支撑。

4　结论

根据苏里格气田气井井筒管柱特点，结合气井井筒压力测试（探液面）数据，推导出适用于气田直井、定向井的井筒积液量计算公式。该方法与原方法相比，具有计算方法科学、计算结果准确性高等特点。但在应用过程中，还需注意以下三点事项：（1）在计算环空积液量时，要求气井油套连通；（2）压力测试时压力计要尽可能下入气层中部深度，准确测取井底流压；（3）生产油管不存在丝扣密封不严或腐蚀穿孔问题。

［1］张明禄，李进步，安文宏，等.苏里格气田盒8段气藏有效砂体成因模式［J］.天然气工业，2008，28（增刊2）：14-17.

［2］窦伟坦，刘新社，王涛，等.鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律［J］.石油学报，2010，31（5）：767-768.

［3］杨健，陶建林，陈郸，等.苏里格气田储层改造工艺分析［J］.天然气工业，2007，27（12）：97-98.

［4］韩丹岫，李相方，侯光东，等.苏里格气田井下节流技术［J］.天然气工业，2007，27（12）：116-118.

［5］金大权，张春，王晋，等.苏里格气田井底流压简易计算方法及应用［J］.天然气技术与经济，2014，8（2）：41-44.

Calculation method of the volume of wellbore effusion liquid
in gas well of Sulige gasfield and its application

CHEN Zenghui1，2，JIN Daquan2，ZHAO Yonggang1，HAN Zhaopeng2，LIU Sen1
（1.School of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Petroleum University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Gas Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

The number of effusion well in Sulige gasfield has been increased to more than 60％.The currently wide-applied"wellbore liquid level testing method"to calculate the volume of wellbore effusion liquid is proved to be erroneous commonly.For the above problem，combining with the characteristics of gas well production tubing and the testing data of wellbore pressure，by using the relationship of connection of oil pipe and casing，the theory of formation pressure conversion and the flowing pressure at the bottom of the well that be measured，we can deduce the formula of calculating the volume of wellbore effusion liquid in the annulus of the oil pipe and casing，then calculate it precisely.Application shows that the new deduced formula is of scientific，reasonable and high calculation accuracy.Compared with the old method，it is more suitable for calculating the volume of wellbore effusion liquidin vertical and the direction wells that has connected pipe and casing in Sulige gasfield.

Sulige gasfield；the volume of wellbore effusion liquid；vertical and the direction wells；calculation method；application

TE373

A

1673-5285（2016）08-0025-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.006

2016-06-01

国家自然科学基金项目，项目编号：41372118；陕西省教育厅专项科研计划项目，项目编号：14JK1576；中国石油科技创新基金项目，项目编号：2011D-5006-0103。

陈增辉，男（1986-），汉族，陕西人，中国石油长庆油田分公司第四采气厂工程师，西安石油大学地球科学与工程学院在读工程硕士，主要从事气田开发管理工作，邮箱：czh1_cq@petrochina.com.cn。