一种凝析气藏井筒积液判别方法

陈叔阳，李龙龙，邓磊

（1.中石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国地质大学石油工程系中深部流体渗流实验室，湖北 武汉 430074）

气藏、凝析气藏开发过程中，井筒积液导致井底流压上升，生产压差减小致使井筒附近出现水锁现象，气井减产甚至水淹停喷，是影响提高气藏采收率的主要生产矛盾。及时准确预测井筒积液时间，为实施井筒排液措施提供依据，对延长气井生产时间、提高气井采收率至关重要。井筒积液判别方法分为3大类，即：基于液滴模型或液膜模型气井携液理论模型计算方法、基于矿场经验数据分析间接判别方法和基于井场测试的直接判别法。

液滴模型或液膜模型气井携液理论模型所需现场测试资料少、成本低，但不论是以Turner、李闽为代表的液滴模型[1-2]，还是Wallis、Barnea、Belfroid等、Gao、Luo等提出的液膜模型[3-7]，计算模型的选择和适用性一直是困扰其使用的最大难题。矿场经验数据分析间接判别方法充分利用了气井日常测试资料，通过气井产量、井口油套压、凝析水量及试井曲线等资料判别气井是否积液。但该方法的使用通常需丰富现场经验、数据实时跟踪和方法适用性限制，判别结果受多方面因素影响，通常在井筒明显积液后才会有明显响应，即“后知后觉”，常作为井筒积液辅助判别方法使用。在众多矿场经验数据分析间接判别方法中，产量变化经验判断法以井口短期内产量出现异常波动为依据[8-9]，可用于多数气井接液判别，但井口产量异常波动往往是多因素共同作用结果，单纯依靠短期内产量异常波动判断井筒是否积液准确率较低。井口油套压判断法通过比较井口油压与套压间的差异变化判断井筒是否积液[9-11]，但仅适用于没有井下封隔器的气井。凝析水量计算判别法（也称节点分析法）通过理论计算凝析水量与气井实际产水量对比判断气井是否积液[9]，该方法只用于生产初期无自由水产出的气井，即在生产初期气井产气量低（储层物性差、储量丰度低等因素造成），但含较高凝析水气藏。试井曲线分析法通过分析气井稳定试井曲线是否异常判断井筒积液[9-10,12-13]，其受试井资料获取限制，同时，试井结果影响因素多，判别结果准确率不高。井场测试的直接判别法以气井压力梯度测试为代表[8-10]，可关井或开井测试，对气井产量影响小、测试成本相对较低，在大气田中广泛使用。井场测试直接判别法是通过压力梯度直接反映井筒内不同深度的气液组合，由于测试数据直观易懂，在油田实际工作中常利用经验给出大致井筒积液与否判别结果，但缺少相应理论分析。前人认为，当压力梯度出现波动，井筒开始积液，但未给出压力梯度达多少会出现波动。此外，在凝析气藏开发中，随井筒内深度变浅，流体压力下降过程中出现的反凝析（特别是在高凝析油含量的气藏中，反凝析对压力梯度的影响要远高于凝析水的影响），同样会导致压力梯度曲线的波动，出现气井积液判别的失误。

1 地质开发概况

S3白垩系巴什基奇克组气藏储层以中粒长石岩屑砂岩为主，平均孔隙度14.3%、渗透率108×10-3μm2；原始地层压力56.1 MPa，露点压力44.2 MPa，凝析油含量300～350 g/m3，为中孔、中渗、无油环、中等凝析油含量的断背斜底水砂岩凝析气藏。气藏压力系数1.11，地层温度143℃，地温梯度2.83℃/100 m，属正常温压系统。

S3凝析气藏一套开发层系，利用天然能量衰竭式开发，2007年1月1日投产。截止2012年12月28日，S3井区有开发井7口，开井3口，目前累产天然气4.71×108m3，累产凝析油15.91×104t，天然气采出程度22.39%，凝析油采出程度25.72%。生产井中，除S3-2H井处于低含水阶段（2.97%），其余各井均处于中含水阶段，预测S3井区各井是否积液，对下一步措施作业、延长单井采收率刻不容缓。

2 压力梯度模型的建立

凝析气井生产过程中，随井筒温压降低，井筒内由单一气相转变为气水两相或油气水三相，复杂的油气水相态分布与流态变化导致气携液计算模型不再适用[4-19]。压力梯度是油气水混合密度的体现，由于气相与油、水密度差异大，当气井开始有液态水或油产出时，压力梯度会出现较灵敏感应，进而分析井筒内不同深度处的气液组合。

由气体状态方程可知：

压力P1、温度T1时：

压力P2、温度T2时：

当n1=n2时，由（1）、（2）式得到不同状态条件下气体体积变化关系：

由质量守恒方程可知：

结合（3）、（4）式可得：

井筒任一深度处，不论是气-液滴、气-液膜还是气-液滴-液膜组合运动状态[1，7]，当处于完全静置状态时，由于油水不互溶特性和重力分异作用，水油气自下而上分层分布。对于相同气液组合，运动状态与静止状态下产生的压力梯度相同。

图1 井深H处压力等效示意图Fig.1 Equivalent schematic diagram of well pressure at the depth of H

假设井筒深度H处（P3、T3）压力梯度为Pgrad，该段气、油、水3相完全分离时，油、水柱高度分别为h1、h2，气体高度为100-h1-h2（图1）。该深度处压力梯度可表示为：

当忽略油气间溶解度、油水体积变化时，深度H处的混相流体被产出地面，基于式（5），地面计量得到气水比（GWR）可表示为：

式中：

同理，地面计量得到的油水比（OWR）可表示为：

联解（6）、（7）、（8）式，井筒深度H处（P3、T3）对应压力梯度可表示为：

只存在气水两相时，上述公式可简化为：

其中：P1、P2——压力，MPa；T1、T2——温度，K；Z1、Z2——气体体积偏差系数；ρ水、ρ油、ρ气——（水、油、气）密度，kg/m3；H——压力梯度测试段深度，m；Pgrad——压力梯度。

3 临界压力梯度的确定

临界压力梯度是井筒最大携液能力时所对应的压力梯度。对一般生产气井，井筒内气携液过程中，越靠近进口，流体压力越低，气液流速越大，气液间速度差也越大，从而越容易达到携液上限，当气井井口附近压力梯度达到临界压力梯度后，临界压力梯度向井底方向传递。

对比研究区S3井区测试的132条压力梯度曲线，与上述结论一致，即临界压力梯度出现在井底部位，因此，井筒临界压力梯度计算应以井底条件为标准。S3井区计算参数：井底至井口垂深5 000 m，依据流压测试结果，在用压力梯度经验法判断井筒明显积液后井底流压约35 MPa，井底温度约414.15 K，对应气体偏差系数0.78。由矿场测试，井口压力3.3 MPa、井口温度284.2 K时，对应气体偏差系数0.896 5，气体密度30.3745 kg/m3，凝析油密度793 kg/m3，地层水密度1 072 kg/m3。以井底发生相变为积液临界条件，据公式（9）即可计算出不同油水比（地面测量结果）对应条件下井筒内的临界压力梯度（表1），其分布范围为0.21～0.41 MPa/100 m。

4 临界压力梯度理论模型适用性讨论

S3井区S3-1、S3-3H、S3-7H井分别于2012年10月16日、2009年3月9日、2012年2月4日停喷关井，各井停喷前生产稳定，代表了不同井类型、气藏不同部位气井的生产状况，且各井压力梯度测试资料齐全（北京华油油气技术开发有限公司测试），可用于验证理论模型适用性评价。为提高判别结果的可靠性，在压力梯度分析的同时，辅助以生产动态曲线分析判断。

S3-1井为研究区构造高部位直井，2007年1月投产，2010年6月停喷关井，2012年2月17日气举辅助排液成功复产。该井生产动态曲线显示（图2），2012年6月2日起（粉色线标注），工作制度不变，产气量开始快速下降，产水迅速上升，产油量稳定，产量变化经验法判断S3-1井开始积液。

S3-1井井筒明显积液后产出OWR为0.33，按理论推导公式计算该井的临界压力梯度为0.346 5 MPa/100 m。2012年2月17日开井前，该井井筒积液液面位于井深2 400 m附近（长时间静置导致气液分离），复产成功当天测试结果显示，压力梯度大于临界压力梯度（图3），井筒内仍存在积液。2012年4月2日压力梯度测试显示，曲线底部存在波动，但均低于临界压力梯度，井筒积液被完全排出，曲线波动可能与井筒内反凝析有关。2012年10月15日压力梯度测试显示，曲线波动大，曲线井底部分明显超过临界压力梯度，而曲线中上部（240 0 m以上）测试压力梯度小于0.1，井筒积液明显且接近停喷。临界压力梯度判断井筒积液情况与动态经验法判断结果一致。

表1 S3井区不同油水比与临界压力梯度关系表Table 1 Different oil-water ratio and critical pressure gradient relational table in the S3 well area

S3-3H井是位于本区构造边部的水平井，钻井过程中水平段穿越一小断层并回填封堵，2007年8月投产，2009年3月8日停喷，后多次气举辅助排液复产均失败。该井生产动态曲线显示（图4），2008年12月起，该井工作制度不变，产气量稳定，产油量下降，产水量快速上升，2009年3月8日高产气停喷，反映该井为暴性水淹，由产量变化经验法分析，S3-3H井2008年12月前后开始积液。

图2 S3-1井生产动态曲线Fig.2 Production dynamic curve of S3-1 well

图3 S3-1井不同时期压力梯度曲线Fig.3 The pressure gradient curve in different periods of S3-1 well

图4 S3-3H井生产动态曲线Fig.4 Production dynamic curve of S3-3H well

S3-3H井井筒明显积液后产出OWR为0.25，按理论推导公式计算该井的临界压力梯度为0.3574MPa/100m。2008年10月21日前压力梯度测试显示（图5），曲线波动明显且部分压力梯度接近临界压力梯度，但井底压力梯度明显低于临界压力梯度，井筒未积液，与2008年6月21日压力梯度测试结果比较，曲线同样出现波动但始终低于临界压力梯度，井筒内反凝析导致该变化。2009年1月11日压力梯度曲线在临界压力梯度线上波动，井筒内出现积液，该时间节点与动态经验法判断结果一致。

S3-7H井是位于研究区构造中部的水平井，2007年9月投产，2012年2月停喷关井,2011年8月、2011年10月实施针阀排液措施。生产动态曲线分析显示（图6），2011年4月，工作制度不变，该井产气量快速下降，产油量波动下降，2011年7月，产气量降低的同时产水量快速上升，产量变化经验法判断S3-7H井2011年7月前后开始积液。

S3-7H井井筒明显积液后产出OWR为0.3，按理论临界压力梯度模型计算，该井临界压力梯度为0.350 4 MPa/100m。2011年7月14日压力梯度测试结果显示（图7），压力梯度曲线整体接近临界压力梯度，在没有工程干预前提下，预示井筒随时可能积液。2011年8月和10月，有人为措施辅助，2011年9月6日压力梯度曲线高于临界压力梯度值，井筒中下部明显积液。临界压力梯度模型判别该井井筒积液时间为2011年7～8月，与动态经验法判别结果一致。

研究区不同构造位置、不同井型及见水类型气井证明使用本次临界压力梯度模型判断井筒积液是准确有效的。在临界压力梯度模型应用时，通过井口测量得到的油水比等参数计算该时期的临界压力梯度，并与压力梯度曲线进行比较，只有各深度段压力梯度达到临界压力梯度附近时，预示井筒随时或即将出现积液。

图5 S3-3H井不同时期压力梯度曲线Fig.5 The pressure gradient curve in different periods of S3-3 well

图6 S3-7H井生产动态曲线Fig.6 Production dynamic curve of S3-7H well

图7 S3-7H井不同时期压力梯度曲线Fig.7 The pressure gradient curve in different periods of S3-7 well

5 结论与认识

（1）前人计算了气井纯气相状态下最大重度（即纯气相最大压力梯度），本文提出“临界压力梯度”，并从理论结合经验入手，得出油、气、水3相共存条件下临界压力梯度理论计算模型。

（2）前人认为当压力梯度出现波动后，可判断井筒开始积液。本文从理论计算与实际测试资料分析，对于凝析气藏，当井口压力低于露点压力时，反凝析也可导致压力梯度波动，该阶段并未形成井筒积液。

（3）由研究区不同构造、不同井型、不同见水类型气井实际生产资料验证本文推导的临界压力梯度模型，使用临界压力梯度模型判断井筒积液结果与动态经验法判断结果一致，本文临界压力梯度模型具较好适用性。

（4）通过井口测量气水比、井底温压、流体密度等性质参数可得到对应条件下临界压力梯度，与实测压力梯度曲线对比，可准确判断井筒积液与否。模型参数获取容易，计算简单方便。

（5）本文临界压力梯度公式推导过程中，未考虑油气间随压力变化的溶解度变化，因此，上述公式适用于判断低油水比条件下的井筒积液，而在高油水比气井生产中，本公式尚不适用。

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