苏里格气田井下节流气井积液量预测方法及应用

王振嘉 郑海亮 刘永建 高 远

中国石油长庆油田分公司第一采气厂

0 引言

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。苏里格气田X1区块位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。上古生界以三角洲平原沉积为主，地层自下而上发育石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，其中山西组、下石盒子组为主要含气层段。储层有效厚度6～9 m，孔隙度6%～12%，渗透率0.1 ～1.0 mD，主要产层为二叠系下石盒子组8段和山西组1段。X1区2009年规模建产，2012年规模投产，截至目前累计投产井数800余口，安装井下节流器气井600余口。随着生产时间的延长，气井产量递减降低，水气比增加，气井产量低于最小携液产量。自然连续生产带液困难，井底开始积液，需要对井底积液情况进行分析研究，为排水采气措施实施提供重要依据。

井下节流技术在苏里格开发过程中被广泛使用。该技术是将地面节流嘴移至井下产层上部油管内，使天然气的节流降压膨胀过程发生在井内[1-2]。井下节流技术的广泛应用，低了地面管线压力，简化了地面流程, 降低了成本[3]，而合理的井下节流器工艺参数是气井正常运行的重要保证，主要参数包括节流器气嘴直径、下深等[4]。随着气井的产气量递减，特别是气井产量小于最小携液产量时，井筒开始产生积液，需要措施连续生产，而排水采气措施的实施，特别是柱塞气举，导致节流器对生产产生抑制作用[5]，因此，需要井下节流气井井筒积液判识及积液量准确预测对后期排水采气的实施提供重要的依据。

1 井筒积液量预测方法研究

目前积液判识主要依靠回声液面探测和压力梯度测试等测试方法[6]。 回声液面探测可以通过测试环空，对于节流气井和非节流气井均适用，压力梯度测试适用于非节流器井和节流器井上段井筒，测试判断积液准确，但成本较高。在理论方法研究和公式推导的基础上，提出了产量对比法（实际产量与理论产量对比分析法）和油套压差预测法。

1.1 常规测试方法

压力梯度测试法，主要是基于气体密度远小于水的密度，遇到油管液面，井筒压力梯度曲线会明显变化[7]。

回声液面探测方法主要通过发生声波测试井筒液面（图1）。根据液面测试可以判断井筒是否积液，结合液面位置及气井生产数据判断井筒积液量，井筒积液主要考虑油套环空、油管内积液量[8]，计算公式为：

1.2 产量对比法

天然气通过井下节流器的流动可近似为可压缩绝热流动，其流动状态可分为非临界流与临界流，可根据节流器入口的压力（p1）和节流器出口压力≤（p2）的比值来判别[9]。

图1 回声仪探液面示意图

非临界流状态：

临界流状态：

单井产气量取决于节流器的入口压力和出口压力，因此必须通过井口压力换算出节流器投放深度的压力，更加真实地反应气井的生产情况。就井下节流后的产量而言，在临界流状态下，它与入口压力是线性关系，随着压力的下降而下降。对于节流气井理论产量计算，首先根据气井油套压力，井深、节流器下深等参数，折算出入口压力和出口压力，K为天然气绝热指数，一般取1.3，对应节流器状态进行判断，后根据公式（1）或（2）对理论产量进行计算，即得出理论日产气量，将理论产气量与实际日产气量进行对比可以确定节流井的积液状态。如q实际产量＜q计算产量则该井井筒有积液。通过该方法，可以比较直观的判断节流井是否积液，但不能预测井筒积液量（表1）。

1）压力梯度测试结果对比验证

对区块11口压力梯度测试的节流井进行对气量比较法验证。根据预测结果，测试判识有9口井积液，产量比较法全部判识为积液，判识一致率82%。

2）环空液面测试结果对比验证

根据139口节流井环空测试结果，测试均存在积液。根据产量比较法判识，积液122口，积液判识一致率87.8%。通过理论预测结果与压力测试、环空液面测试结果分别对比验证，产量比较法对气井积液有较为准确的判识。

1.3 油套压差预测法

油套压差预测法原理根据井口生产数据，结合井身结构，预测无积液情况的理想套压，利用实际套压和无积液套压值比较，可以判断积液情况、预测井筒积液量，即

油套压差预测法预测积液关键在于积液井上下两段两相流模型的优选、节流井嘴流状态及积液过程的处理。

对于上段低速气流，选择拟单相流模型，其中压力梯度计算公式如下：

下段采用准确率较高、半机理半经验模型奥齐思泽斯基方法[14]

对于泡状流，混合密度和空隙率的计算公式为：

对于段塞流：

节流气井积液量预测比非节流井要复杂，结合节流嘴上、下游的压力判断节流器处的气体流动状态。根据油套压差预测法可以判断井筒是否积液，结合多相流反复迭代可以预测井筒液量及积液位置，积液预测思路（图2）。其中对于节流器入口压力（p1）的计算，p1=套压+油套环空井口到节流器下深处静气柱压力。

表1 节流井产量比较法积液判识与流压梯度测试判识比较结果表

图2 节流井积液量及积液位置计算流程图

根据建立的流程图，编写计算程序，并结合实际测试数据对该方法计算结果进行验证。以J2-24节流井为例，根据流压测试的结果，在节流器以上有积液，测试井口压力1.48 MPa，产气量0.31 104m3/d，产水量1.81 m3/d，测试341.1 m有积液。采用油套压差预测法对该井进行预测，预测结果见表2和图3。

根据油套压差预测法预测结果，该井有积液，液面位置408 m，预测积液量9.07 m3,与测试结果一致，同时在测试段预测井筒压力和测试结果的平均误差5.2%。

2 应用

根据建立的产量比较法和油套压差预测法对X1区块投产气井进行积液判识及积液量预测，区块396口气井井筒存在积液，结果如图4，该类气井不能自然连续生产，为气井排水采气提前实施提供重要依据。

表2 J2-24井油套压差预测法积液判识及积液量预测结果

图3 J2-24井筒压力分布预测结果图

以区块J2-22井生产为例，该井2014年10月21日投产，从投产开始进行积液量跟踪分析，2015/12/2井筒开始积液， 2016年3月实施泡排，但仍未实现连续携液，套压缓慢上升。积液量2 m3以上，油套压差波动明显，积液状况恶化，措施有效性差，动态跟踪建议实施其他排水采气措施，2018年4月5日采用柱塞气举，气井生产维持稳定，井筒积液量保持在1 m3以下，气井生产效果较好（图5）。

通过积液量预测计算，后期实施动态跟踪，较好地指导气井排水采气及措施优化，使气井获得较好的开发效果。

3 结论与认识

1）在理论方法研究和公式推导的基础上，提出产量比较法（实际产量与理论产量对比分析法）和油套压差预测法，对结合压力梯度测试法和回声液面探测法等实际测试数据进行验证，预测结果误差满足工程要求。

2）根据建立的产量比较法和油套压差预测法，对X1区投产气井进行了积液量准确预测，396口气井井筒积液，为实施气井排水采气措施提供有利时机，大幅度提高产水气井的开发效果。

图4 396口气井井筒积液量预测柱状图

图5 J2-22生产曲线图

符 号 注 释

p1表示节流器入口压力，MPa；p2表示节流器出口压力，MPa；psc、pmax表示标准状况下通过节流器的产量，104m3/d，γg表示天然气相对密度，无因次；T1表示节流器入口端气流温度，K；z1表示气嘴入口端气体压缩系数；d表示节流器开孔直径，mm；K表示天然气的绝热指数，一般1.25～1.30；ρ表示气液混合物的密度，kg/m3；τf表示管段的摩擦阻力，Pa/m；G表示气液混合物的质量流量，kg/s；υb表示气泡的上升速度，m/s；C0表示液相的分布系数；式中：Δυ表示滑脱速度，m/s，由实验确定，Griffith实验得泡流滑脱速度0.244 m/s；“pc实际”表示实际测试套压；“pe理想”表示理论计算套压；ρw表示水的密度，kg/m3；Ø表示空隙率；A表示油管横截面积，m2；Qg表示压力区间内气体的流量，m3/s；Q表示压力区间内混合的流量，m3/s。