临兴先导试验区致密气井非稳态模拟生产分析研究

李紫晗, 陈 欢, 张滨海, 刘宇沛

(中海油研究总院有限责任公司)

临兴区致密气井目前已进入低压低生产阶段，井筒普遍存在积液,严重影响先导区致密气勘探开发。受现场条件制约，井底流压、单井日产水量等关键生产参数难以获取，无法准确判断积液趋势，导致排采措施滞后，影响作业效果[1-3]。常规气井稳态井筒流动模拟，采用气井生产经验公式[4]，忽略关键参数不同时间下差异变化，该方法模拟结果与实际情况相差较大，因此很难依据实时生产数据进行积液预测[5-10]。

本文基于非稳态模拟，以A水平井为例，分析致密气井动态生产过程，预测井底流压等关键参数，通过气液两相流流态判断井筒能否正常携液，指导现场生产及时采取排液措施。该方法计算结果可靠，具有实用性，可为临兴致密气田生产分析提供借鉴。

一、先导区致密气田开发现状

临兴区致密砂岩气藏主力层位位于上、下石盒子组及太原组，通过岩样分析孔隙度小于10%，渗透率低于1 mD，属于常温、常压储层且含水较高。临兴区致密气藏压裂增产作业后采用压裂生产一体化管柱生产，目前平均日产气量5 000 m3，如图1所示。由于部分致密气井安装井下封隔器，导致油、套之间不连通，套压无法真实反映井下积液真实情况。现场采用简化地面流程生产，未安装井下压力计，无法获取单井产水量记录数据及井底流压计量数据，积液趋势无法准确判断，导致排采措施滞后[11]。

图1 先导试验区平均日产气量

二、非稳态流动分析

稳态生产分析采用经验关系式，对计算、分析结果影响较大，具有很强主观性；不同的经验关系式适用不同井筒条件、边界条件，对于复杂井筒条件下的工艺计算某一个经验关系式很难符合计算要求。比如，在长井筒中，压力沿井筒逐步降低，气体膨胀，井筒内气相体积越来越大，导致井筒内的流态发生变化，引起温、压参数变化[12]。含气率较低时，流动阻力主要是由水力压降引起的；当含气率增大时，摩擦损失和滑脱损失占主要地位[13]。因此，稳态生产分析的结果无法满足设计和生产管理的需要，必须通过非稳态计算，才能真实模拟井筒温压剖面，从而预测井筒携液能力、指导现场排采。

采用非稳态模拟分析方法，考虑气、液运动和气、液相间质量交换、动量交换、能量交换对流动参数影响，计算管道内物性参数、流动参数等全面数据，满足不同井段条件下的模拟计算需要，分析致密气井产量递减等生产现场[14]。

三、A水平井非稳态生产分析

临兴先导实验区A水平井开发层段位于下石盒子组。该井压后试气数据显示，目标层位无阻流量为3.20×104m3/d，增产效果明显，如图2所示。

图2 A水平井部分生产曲线

由于该水平井内存在封隔器导致套压为0 MPa，2017年1月3日至2017年3月11日，该井日产气量较为稳定，维持日产气量10 000～11 000 m3左右，油压变化较小； 2017年3月12日至2017年3月22日，日产气量迅速降低,并伴随产液量减少，存在明显拐点，此时井筒可能存在积液。

1. A水平井模型校正

基于非稳态分析方法，模拟A水平井从2016年12月20日至2017年3月投产生产动态过程，分析该井无法稳产的原因。根据A井生产参数，选取该井部分稳产阶段(2016年12月20日至2017年1月16日)数据进行模型校正。按照临兴先导区致密气藏未投产前预测水气比0.000 1考虑，如图3和图4，模拟数据回归曲线与实际生产曲线存在明显差异。因此，结合实际生产数据将水气比修正为0.000 4进行计算，此时模拟曲线与实际生产曲线较为吻合，模拟日产气量维持10 000 m3，日产水量维持在6～10 m3波动。

因此，模拟A水平井井下1 350 m处实时流动压力剖面，如图5所示，该处模拟流压7.622 MPa，与该处实测流压7.199 MPa较为接近，证明非稳态模拟分析方法适用于致密气A水平井实时生产分析。采用该方法可较为真实拟合、预测生产过程中井下流压，解决未下入井下压力计无法获取井下流压参数等问题，为现场生产提供参考。

图5 A井1 350 m处拟合流压曲线

2. A水平井生产分析

根据A水平井非稳态流动生产模拟，如图6和7，模拟日产气量、日产液量计算结果趋势线与实际生产数据吻合度较高，日产气、日产水波动较小,证明该井生产初期地层能量充足，无井筒携液问题。由于模拟采用生产初期产能方程，从生产第83 d开始，实际生产曲线与模拟产气量、液量曲线开始出现明显差异，表明投产83 d后，实际地层能量出现衰减，导致实际日产气量下降，无法稳产。

四、 A水平井井筒积液预测

针对A水平井受封隔器影响，油套压差无法进行积液预测，根据该井非稳态生产分析，选取储层产能开始下降的第83 d为起始点，模拟该生产条件下井口持液率变化，判断井筒是否能够正常携液。

图6 模拟产气数据与实际数据对比

图7 模拟产液数据与实际数据对比

当A井日产气量降至9 000 m3并设置初始环境为空井，模拟得到井口累产气量及持液率，如图8所示。随着日产气量降低，井口气液两相呈现段塞流流动符征，表现为“一股股”冒出现象，此时井筒携液能力不足，井口处持液率零点频繁交替出现，表现出周期性的上下震荡，此时大量液在井底积聚。因此，根据生产分析及井筒积液预测结果，可判断A水平井目前已形成积液，建议现场尽快采取泡排措施辅助排液。

图8 日产气量9 000 m3模拟数据曲线

基于生产分析及井筒积液开始时间预测分析结果，现场于2017年4月针对致密气A水平井采取“泡沫棒+间歇式关井”的排液采气措施，泡排效果明显，顺利排液，日均油压较为稳定，日产气量较先前明显增加。因此，通过井筒非稳态模拟方法，有效判断井筒携液能力，预测井底积液趋势，为现场及时采取排采措施提供有力的技术支持和保障。

五、结论

(1)针对临兴先导试验区致密气典型井A水平井开展井筒非稳态模拟生产分析研究，修正盒8段原始地质油藏参数水气比，模拟所得日产气量、日产液量与实际生产数据较为吻合，较为准确预测井底流压，计算结果可靠，具有很强的实用性。

(2)通过井筒非稳态方法，模拟典型井井口气液两相流流态，解决临兴先导试验区产能认识不足，携液趋势预测滞后等问题，分析了井筒携液规律。

(3)形成一套适用于临兴致密气气井现场积液预测方法，准确判断气井积液开始时间，对排液措施时机选择起到一定指导作用。