涪陵页岩气井井筒积液判别标准

2020-03-18何妮茜

当代化工 2020年2期

何妮茜

摘要：涪陵页岩气田位于川东高陡褶皱带万县复向斜，是我国首个具备商业性开发的大型页岩气田。随着气田的开发，气井井筒积液的问题日益凸显，并影响着单井产能。根据气田的实际生产情况，分析气田实测井筒流压梯度特征，对比不同气液比条件下的临界携液流量特征，建立气田积液的判别标准。研究表明：气井积液过程中，井筒的流压梯度曲线有规律性;最大流压梯度-流压梯度差图和逐步判别分析方法可判断积液程度;气液比越低，实际产量应越高于理论临界携液流量，需要对不同气液比条件下的临界携液流量进行修正;综合井筒流压梯度曲线特征、井筒流压梯度值、逐步判别分析、临界携液流量模型等方面建立的气田积液判别标准的应用结果较好。

关键词：页岩气;井筒积液监测;积液判别标准;流压梯度;临界携液流量

中图分类号：TE37 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）02-0467-06

Abstract： Fuling shale gas field is located in Wanxian syncline of hign-steep fold belt in Eastern Sichuan， which is the first large-scale shale gas field with commercial development value. Along with the development of the gas field，the problem of wellbore liquid loading is getting more and more serious， and affecting the well productivity. Based on the actual production conditions of gas field， the characteristics of flowing pressure gradient were statistically analyzed， the critical liquid carrying flow rates in different GLR were compared. Then on the base of these， discrimination standard of wellbore liquid loading in the gas well was established. The results showed that with the wellbore liquid increasing， flowing pressure gradient was regular. The results also proved the chart of maximum flowing pressure gradient and gradient gap and discriminant analysis can judge wellbore liquid loading level in a certain partition. The lower the GRL， the higher the actual production pressure is than the critical liquid carrying flow rate， and the critical liquid carrying flow rate should be reconsidered in different GRL. Discrimination standard of wellbore liquid loading in Fuling by comprehensively using the characteristics of flowing pressure gradient， discriminant analysis and critical liquid carrying flow rate has good application effect.

Key words： gas filed; monitoring of wellbore liquid loading; discrimination standard of wellbore liquid loading;flowing pressure gradient; critical liquid carrying flow rate

隨着气井的开发，井筒积液的问题逐渐凸显。井筒积液将增加气层的回压，严重限制气井产能，影响气田的开发，因此在气井生产过程中，应加强实施气井的动态监测，对气井进行合理配产。有研究学者根据各气田的开发特征，开展了相关的积液分析工作，得到了诸多成果，为气田的开发做出了贡献[1-7]。涪陵页岩气田是中国首个具备商业性开发的大型页岩气田，也是目前全球除北美以外最大的页岩气田[8，9]，涪陵页岩气田的开发经验对国内页岩气藏的进一步开发有重要意义。目前涪陵页岩气田对井底积液的监测工作也持续进行中，但仍缺乏有效的积液判别标准，因此，根据涪陵页岩气田实际生产情况，制定了涪陵页岩气田积液的判别标准，对气田的开发具有积极意义。

1 概况

涪陵页岩气田位于重庆涪陵，属于川东高陡褶皱带万县复向斜（图1），截至2016年底，探明储量3 805.98×1012m3，含气面积383.54 km2，已经建成100亿的产能，是全球除了北美之外最大的页岩气田。气田产层主要为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段灰黑色炭质笔石页岩。气体组分以甲烷为主（平均含量98%），不含硫化氢。气层底界埋深2 250～3 500 m，地温梯度2.73°/100 m[10]。根据涪陵页岩气田的地质构造特征，可以分为主体构造区、西南复杂构造带、西部复杂区和东部裂缝发育带。主体构造稳定区与断裂、裂缝发育带保存条件差异明显，东南部与西南部断裂发育带保存条件差，产量相对主体构造稳定区较低，钻井液漏失量较大，压力系数显示为常压。根据气液比特征，将涪陵页岩气田分为低气液比区（GRL<1万m3/m3）、中气液比区（1≤GRL≤5万m3/m3）、高气液比区（GRL≥5万m3/m3），气田主要属于中气液比区。根据气田的地质特征，认为研究区产出水的主要来源是钻井、射孔、完井、酸化或压裂过程中，渗入储层的入井液。

2 井筒积液判断方法

气井积液是指当气体流速低于连续排液临界流速时，气井中液体不能有效被气体携带出而在井筒中积聚的现象。一般的，井筒内气液两相流物理模型为：气井初始生产时产气量大，液体被高速气流所携带，滑脱速度趋近为零，此时井筒流态为雾状流。随着气井的产量减少，气体流速下降，含水量逐渐升高，紊乱的流动将向四周排挤，液相介质在油管内表面形成带有波面的液环，此时该井段的井筒流态为环状流。在中后期，气相流量不断减少，大气泡之间被块状液相隔开，大气泡四周水膜有时向下流動，形成段塞流。后期液体比例更大，大量小气泡被包容在液体汇总，此时该井段井筒为泡状流[11，12]。

井筒积液判断方法较多，目前涪陵页岩气田对气井生产过程中监测井底积液的常用判断方法有产量变化经验判断法、井口油套压差判断法、临界携液流量判断法、实测流压梯度曲线法以及测液面法等。一般的，临界携液流量判断法的适用范围广[2-5，13，14]，实测压力梯度曲线法的应用效果最好[4，11]。

3 实测井筒流压梯度法

在水平井积液理论方面，鲁光亮等人研究认为，斜井段井筒流态呈段塞流，液膜最厚，液体运动缓慢，滑脱最为严重，认为斜井段的液相滑脱是水平井积液的主要原因，且造斜点处压力降低明显，压降损失主要在A靶点以上的斜井段[15]。管虹翔、李丽等人的研究结果表明，临界携液流速随着井斜角增大而减小;westende和张德政等的研究结果表明，临界携液流速随着井斜角的增大，临界携液流速先增大后减小，并认为对于水平气井，井筒最容易积液段在30～50°处[3]。目前，涪陵页岩气田采用钢丝输送压力计测压，压力计下入深度在井斜角45～60°内，基本可以准确反映井筒内的积液情况，现场应用情况表明，流压梯度曲线法可以适应涪陵页岩气田判断井筒积液的生产任务。

3.1 井筒流压梯度曲线特征法

结合井筒流态特征和流压梯度曲线特征，认为气井积液过程中，井筒的流压梯度曲线特征变化见图2a-g。图2a-d，随着积液越加严重，压力曲线从直线渐渐变为一条弧曲线，流压梯度曲线也是从一条直线渐渐变为折曲线，且流压梯度越来越大，折曲线的拐点越来越靠近井口。

当流压梯度曲线呈图2e-g时，表明井底积液已经非常严重。压力曲线和流压梯度曲线呈典型的“L型”折线（两截式），上部压力值低，下部高。随着积液的增加，压力曲线的拐点向“右下点”偏移，“L型”上部的变化趋势与图2a-d的特征相似，下部积液段的特征基本不变;流压梯度曲线的上部流压梯度值低，下部压力值突变，且随着积液的增加，突变的拐点向“右下”移，上部流压梯度值渐增，底部积液段的流压梯度值不变。

结合井筒积液的流态分类，在流压梯度值突变的点，为液体滑脱处，并认为图2a中的井筒流态以雾状流为主，随着积液增多，环状流和段塞流越加明显，最后在图2e-g段，可见井筒积液段。

此外，实测流压曲线中，还出现了如图2 h类似的曲线，图2 h类曲线的主要特征为在井口流压梯度的增大，表示在该井有积液，且生产气量有能力将井底积液排出。

3.2 井筒流压梯度值分析法

3.2.1 流压梯度值敏感性分析

从压降梯度数学方程可以看出，流压梯度受多因素的影响，其中，积液情况、气液比和生产管径对流压梯度曲线的影响不可忽视[16-18]。经过研究发现，地质构造也对流压梯度有一定的影响。分析涪陵页岩气田的流压梯度特征，发现低气液比区的流压梯度高于中气液比区高于高气液比区（图3）。

在其他条件一定的情况下，地质构造对流压梯度的影响为：西南区>东区>西区>构造主体区，这可能与不同地质分区下的压力不同有关（图4）。

在其他条件意见一定的情况下，生产管柱尺寸越大，越容易积液，表现在当采用套管进行生产时，最大流压梯度的集中范围为0.1～0.3 MPa/100 m，当采用油管进行生产时，最大流压梯度集中范围为0.3～0.7 MPa/100 m（图5）。

3.2.2 流压梯度值特征

上述可知流压梯度的影响因素较多，为了能应用流压梯度分析井筒积液的程度，需要先排除其他因素的干扰再进行分析。基于此，按照构造区与气液比之间的关系，在不同的生产方式（油管生产、套管生产）进行分区研究不同积液程度下流压梯度的特征。

研究发现，在限定条件后，不同积液情况在最大流压梯度-流压梯度差图上有较为明显的区间。例如，构造主体区的高气液比区采用油管生产时，积液量较少时的最大流压梯度小于0.28 MPa/100 m，流压梯度差低于0.057 MPa/100 m，积液量多时的最大流压梯度高于0.18 MPa/100 m，且流压梯度差值高于0.041 MPa/100 m（图6）。

3.3 Bayes逐步判别分析方法

综上认为，井筒的积液情况与最大流压梯度和流压梯度差以及气液比值、地质分区有关系，选择上述参数，采用bayes逐步判别分析方法建立井筒积液判别函数。

如果Y1>Y2，则判定积液较多;反之，判定积液较少。回判结果显示，在积液样本200个中，判别正确的数据点有200个，判别准确率为90%，在积液样本200个中，判别正确的数据点有200个，判别准确率为78%，总体判别准确率高达90.2%，整体分析认为，样本数量足够且具有典型性，判别结果较为可靠。

4 临界携液流量模型判断法

1969年，tuner等建立了液滴模型并得到了广泛应用。Tuner等人通过比较管壁液膜移动模型和高速气流携带液滴模型，认为高速气流携带液滴模型更适用于气井积液研究[8]。并在假设已知气流携带的液滴是圆球形的前提下，推到出气井临界携液流速计算公式为：

在页岩气田实际应用中发现目前临界携液流量模型计算的携液量偏低，表现在当实际井口产气量等于理论临界携液量时，位于图7中的对角参考线上的点积液情况仍然较为严重。

此外，研究发现气液比对目前的临界携液流量模型有影响，气液比越低，计算的理论临界携液流量比实际临界携液流量偏低。要使积液少，实际产气量则应越高于理论临界携液流量，表明需要对不同气液比条件下的临界携液流量进行修正。令修正系数F=实际临界携液流量/理论临界携液流量。则高气液比区F值为1.086，中气液比区F值为1.237，低气液比区F值为1.283。

5 气田积液的判别标准及应用效果

5.1 积液判别标准

综上所述，建立气田积液的判别标准，见表1。

5.2 应用效果分析

以JY-AHF井为例进行应用效果分析，分析该井2015年10月6日积液较多，日均产水3.52 m3/d，日均产气量8万m3/d，10月10日进行提产至日均10万m3/d进行带液，带液期间产水量明显增加，日均产水7.83 m3/d，2015年12月30再次进行积液分析，结果显示积液较少。

6 结论

（1）实测流压梯度的应用效果最好，结合井筒流态特征和流压梯度曲线特征，认为气井积液过程中，井筒的流压梯度曲线有规律性，其变化特征见图2a-g。

（2）流压梯度受多因素的影响，排除非积液因素的干扰再分析不同积液情况的最大流压梯度-流压梯度差图，发现不同积液情况在图中有较为明显的区间，可以根据最大流压梯度-流压梯度差图上对特定分区井下积液分析，并采用bayes逐步判别分析方法建立了井筒积液判别函数。

（3）结合生产实际研究表明，气液比越低，实际生产气量越高于理论临界携液流量，需要对目前不同气液比条件下的临界携液流量进行修正。高、中、低气液比的修正系数分别为1.086、1.237、1.238。

（4）综上所述，根据涪陵页岩气田实际生产情况，认为可以从井筒流压梯度曲线特征、井筒流压梯度值、逐步判别分析、临界携液流量模型等方面建立涪陵页岩气田积液的判别标准，且应用结果较好。

参考文献：

[1]刘同，郭新将，王雨生，等.川西积液水平井井筒压力及液位预测[J]. 石油钻采工艺， 2017，39（1）：97-102.