致密低渗气藏气井“四线六区”工况识别方法

2020-07-14周瑞立

天然气勘探与开发 2020年2期

周瑞立

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

0 引言

大牛地气田属于典型的致密低渗透气藏，截至2018年底，探明储量动用程度达79.37%，每年新建产能合计70.9 108m3，除自然递减外保有产能45 108m3。受地层低压、低产、低渗“三低”特征的影响气井产能年递减率在10%以上，递减较快，尤其到开发中后期，气井整体呈现低产、低压、低气液比“三低”特征，受压力和产液影响，排液难度剧增，给气井工况识别及稳产工艺选择带来严峻挑战。

大牛地现有的气井工况诊断方法主要有产能评价法、生产潜力评价法、携液能力评价法、排水工况分析法等[1-7]。这些方法相互独立，仅能判断工况好坏或优劣，无法系统、准确、科学地判断气井工况所处阶段，不利于全生命周期、系统分析及指导工艺选择。笔者在“生产系统节点分析”方法的基础上，将 “临界携液曲线”和“临界携泡曲线”有机整合，绘制在同一图版，进而将全生命周期气井工况细分为6个典型特征区，结合不同特征区生产状况及配套排采工艺，又分为4个生产阶段，同时制定不同生产阶段适合排采工艺指导表，为大牛地气田“三低”产井的工况识别及合理排水采气选择提供技术支撑。

1 “四线六区”工况识别方法

1.1 基本原理

在产能评价与生产优化过程中，利用气井流入流出动态（IPR）曲线[1]，估算气井生产能力，确定储层的生产动态[6-7]。临界携液模型能对井筒连续携液工况作出合理的解释，可以对气井某一阶段进行工况评价。该IPR曲线和临界携液模型研究相对比较成熟，笔者不再做详细研究。在IPR曲线图版的基础上，将临界携液流量曲线、临界携泡流量曲线绘制在同一图版上，构成四线工况图版，如图1所示。

图1 气井四线工况图版示意图

其中，流入曲线、油管动态曲线按照指数式产能方程、HB压降模型计算[8-9]：

式中Qg表示气井产能，104m3/d；C表示气井产能方程系数，无因此；pr表示原始地层压力，MPa；pwf表示井底流压，MPa。

式中pm表示流体密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；fm表示持液率，%；Gm表示气液混合物质量流量, kg/s；D表示油管直径，m；A表示流体流动截面积，m2；pL表示液体密度，kg/m3；HL表示液体持液高度，m；pg表示气体密度，kg/m3。

式中表示气、水相质量流量，kg/s；表示气、水相表观流速，m/s；

两相摩阻系数fm采用Jain计算，其中两相雷诺数由下式确定，即

式中分别表示气、水、混合物黏度，mPa s；vm表示混合物流速，m/s；表示无滑脱混合物密度，kg/m3。

临界携液曲线、携泡曲线按照如下公式计算[5-6]：

式中μcc表示临界携液流速，m/s；σ表示气液间的界面张力，N/m。

当生产系统不变时（油管管径不变、管网压力不变），气井油压下限的油管动态曲线（油压为管网压力）、临界携液/携泡流量曲线均不发生变化，而流入曲线随地层压力下降的逐渐向左下方移动。随着流入曲线的变化，根据几条曲线的关键交点，可将图版分成6个区间，即构成了“四线六区”图版，其中第一条流入曲线以试气投产时的地层压力、井底流压和产气量为基础通过一点法方程得到的，第二、三条流入曲线以试井方法得到的并分别通过油管动态曲线与临界携液、携泡曲线的交点。（图2）。

1.2 六区内容及判别方法

按照“四线六区”工况识别方法的基本原理，将气井整个生命周期划分为6个区间。

其中，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区，均在通过油管动态曲线与临界携液曲线交点流入曲线之上，此流入曲线命名为第二条流入曲线。

Ⅰ区：此阶段气井生产最佳时期，原理上不需任何辅助工艺可正常生产；一般处于气井投产初期，受管柱管径影响较大，若是优化管柱可以使两条临界携液流量曲线往左平移，延长气井无助排时期；

图2 气井四线六区工况识别图版示意图

Ⅱ区：此阶段气井处于临界携液流量以下，临界携泡流量以上，可辅助泡沫排水工艺生产；若气井产能充足，可适当提高配产进入Ⅰ区，延缓泡排介入时机；或通过优化管径降低临界携液流量，也可扩大Ⅰ区无助排时期。

Ⅲ区：此阶段气井配产不合理区，达不到临界携泡流量，但气井压力高，一般情况下满足举升压力，气井能够自喷；有时需配合提产带液+泡排辅助生产，既是Ⅲ区向Ⅱ区过渡；

将通过油管动态曲线与临界携泡曲线交点流入曲线命名为第三条流入曲线。Ⅳ、Ⅴ区介于第二条流入曲线与第三条流入曲线之间。

Ⅳ区：此阶段气井基本达到了此阶段的合理生产能力，通过辅助泡排，可正常携液。

Ⅴ区：此阶段气井生产情况类似Ⅲ区，若气井产能充足，可通过优化配产调整至Ⅳ区，再辅助泡排保障排液；若气井产能不足，主要是气流速低，液体滑脱严重，已达泡排极限，需优通过选柱塞气举、超声雾化、涡流等降低滑脱损失，提高气井生产能力；或是通过间歇生产提高瞬时流量；还可以通过液氮气举、制氮气井等增能工艺辅助生产，但这些工艺仅能短时间有效，需周期性辅助生产。

Ⅵ区：该阶段气井位于第三条关键流入曲线下方，此时气井最大产气量低于临界携泡流量，理论上泡排无效，单纯的优化泡排已经无意义，仅能改善生产状况，无法治标。若气井产能具有一定生产潜力，可以整站增压外输降低管网运行压力或单井负压采气辅助气井生产，针对产液大气井可以借助机抽、电潜泵等强排生产；若气井产能生产潜力低，一般工艺均无法实现经济有效开发，则采取间歇生产，最大限度提高采收率。

2 “四线六区”不同阶段工艺优选

“三低”气井排水采气贯穿气井整个生命周期，其中最经济、最有效的措施是泡排工艺。以大牛地为例，92%气井通过泡沫排工艺辅助生产，同时先后试验了连续油管、柱塞气举、超声雾化、涡流、同步回转、机抽排水等工艺[10-20]。为方便不同时期工艺优选，根据各种工艺特点和6个特征区生产特征，将全生命周期气井划分为自主携液阶段、泡排阶段、泡排+阶段和泡排后阶段4个排采阶段。

2.1 自主携液阶段

该阶段主要分布在Ⅰ区，此时气井处于投产初期阶段，产能足，大于举升压力，且配产高于临界携液流量，不需辅助任何工艺可正常生产。但是该阶段受生产管柱管径影响较大，通过缩小管径可降低临界携液流量，临界携液曲线则向左移动，自主携液区的面积扩大，延长气井无助排期。

以DP1井为例：试气连续自喷，采用压裂投产一体化生产管柱，后期组下Ø50.8 mm速度管，可延长无助排期到3 520 d；与原 Ø73 mm管柱相比可延长无助排期1 182 d。

图3 DP1井实际生产情况与优选管柱对比图

2.2 泡沫排采阶段

该阶段主要分布在Ⅱ、Ⅳ区，此时气井配产处于临界携液和携泡曲线之间，一般气井处于生产中后期，地层压力降低，即举升压力降低，达不到临界携液流速，若不采取措施，导致积液不能及时排出，造成气井水淹。通过起泡剂与井底积水混合，在气流搅动下生成低密度的含水泡沫，液体表面张力下降，从而改变了井筒内气液流态[11]。在地层能量不变的情况下，降低了临界携液流速，提升了气井带液能力，从而把地层水携带至地面。

大牛地目前90%的气井整体处于该阶段，经过多年的泡沫排水采气工艺技术应用，研发了适合不同压力区间泡排体系，建立了气井积液诊断方法，编制了泡排指导做法表，泡排成功率85.7%，生产时率94.1%，保障气井生产。

2.3 泡排+排采阶段

该阶段主要分布在Ⅲ、Ⅴ区。其中Ⅲ区气井主要受配产不合理影响，气井尚有一定产能，可以通过优化配产或优选管柱措施，使气井生产提升至Ⅱ区，此时可以借助泡排+优选管柱辅助生产；Ⅴ区气井受举升压力较低，气液滑脱损失大，通过泡排+优化管柱工艺往往收效甚微，可通过柱塞气举、超声雾化等工艺减少气液滑脱，从而提升气井携液能力；也可通过气举等增能方式使Ⅴ区向Ⅳ区过度，此类气井常见于水淹井复产，例如环空激动、液氮气举、邻井气举等工艺，同时辅助泡排保障气井复产稳产。

大牛地每年水淹井复产方面，通过环空激动、制氮气举和天然气压缩气举等工艺，制氮气举258井次/a，压缩气举98井次/a，产量维持在43.5 104m3/d，累计增加产量7 743.3 104m3。

2.4 泡排后排采阶段

该阶段主要分布在Ⅵ区。此时气井已处于某个特定条件下末期或是气井生产末期。之所以称之为某个特定条件下末期，是指不同气田在开发过程中在特定集气模式下受外输压力影响，达到每个外输压力，通过1次增压或是2次增压后，井口压力下降，流出曲线下移，原在Ⅵ区将往Ⅴ区和Ⅳ区过渡，通过泡排和泡排+工艺可以正产生产。但在增压后，气井达到气藏废弃压后，可以通过井口负压装置进一步降低井口压力进一步释放气井产能，或是通过间歇生产，等气井压力恢复后，通过提高瞬时流量，辅助泡排等工艺同样可释放气井产能直至气井完全枯竭或是没有经济生产能力废弃。

2.5 排水采气工艺优选

结合气井6个区生产特征，将Ⅰ区定义为自主携液阶段；Ⅱ和Ⅳ区定义为泡排阶段；Ⅲ和Ⅴ区定义为泡排+阶段；Ⅵ区井定义为泡排后阶段。针对不同阶段生产特征，从排采工艺的原理、有效性、介入时机、经济性入手，建立适合气井全生命周期不同阶段一套科学、有效的排采工艺指导方法，如（图4）。

图4 四线六区排采工艺优选指导图

3 现场应用

3.1 单井应用实例

以88-6井为例，生产层位为中二叠统石盒子组盒3段，地层中部深度2 767 m（垂深2 780 m），无阻流量14.8 104m3/d。2005年10月投产，Ø73 mm加厚油管1根+Ø89 mm加厚油管292根，喇叭口完深2 753.06 m。该井稳产4年，2008年底进入定压降产期，2014年增压后产量略有上升且稳定（表1、图5）。累计测试流压30井次，覆盖气井整个周期，利于分析。

结合30余井次的流压测试，基于流动物质平衡的一点法产能方程绘制动态IPR曲线及临界携液/携泡曲线，绘制出实际生产工况的下“四线六区”图版（图6）。

由图6可知，初期油管管径偏大，配产不合理，导致该井实际生产工况处于不合理工况范围内。整体初期生产阶段主要分布在Ⅲ区，因该井产能较足，属于定产降压阶段，由于产液量相对较小，且满足气井举升，气井有时辅助提产带液保障气井生产；定压降产阶段前期基本上处于Ⅱ区，通过泡排气井能够正产生产，产液稳定；受油管管径偏大影响，气井没有明显的Ⅳ区和Ⅴ区，2013年8月份后该井靠频繁放空带液+泡排辅助生产，至2014年9月一期增压后生产状况有所改变，但不明显，需要优化管径，同时进一步降低管网运行压力方能改善。

表1 88-6井基本情况表

图5 88-6井生产曲线图

图6 88-6井实际生产工况与四线六区图版投影交会图

DPH-60井，水平井，生产层位为盒1段，测试无阻流量11.69 104m3/d。生产管柱Ø60.3 mm油管，油管下深2 602 m/垂深2 527.3 m。于2012年12月投产，除投产初期受水平井压裂规模大，返排率低影响，初期为加快排液，放大压差生产外，整个生产工况均处于Ⅰ区和Ⅳ区，生产中仅辅助泡排工艺，气井一直平稳生产，和工况识别相符（图7、图8）。

3.2 应用效果

大牛地2018年推广“四线六区”工况识别方法，优选具有治理潜力的病态井259口，其中Ⅱ区25口，Ⅲ区16口，Ⅴ区81口，Ⅵ区病态井137口。Ⅱ区25口中优选管柱治理3口井、泡排优化18口井、泡排+ 工艺4口井，治理后25口产能由42.7 104m3/d恢复到47.0 104m3/d；Ⅲ区16口中优选管柱治理1口井、泡排优化13口井、泡排+工艺2口井，治理后产能由13.3 104m3/d恢复到15.8 104m3/d；Ⅴ区81口中优选管柱治理37口井、泡排优化42口井、泡排+工艺2口井，治理后产能由85.9 104m3/d恢复到100.3 104m3/d；Ⅵ区病态井137口中优选管柱治理41口井、泡排+工艺96口井，治理后产能由43.0 104m3/d恢复到63.0 104m3/d，合计恢复产能41.2 104m3/d（表2）。