页岩气井排采携液能力分析新方法

严 鸿 商绍芬 王 昊 李梅琳 钟海全 黄小明

1.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 2.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发院3.中国石油西南油气田公司输气管理处 4.西南石油大学 5.中国石油西南油气田公司重庆气矿

0 引言

页岩气藏通常采用丛式井平台开发的模式，在一个平台上同时布置多口水平井，每口井进行大规模压裂增产改造获得工业气流后投产。由于压裂增产改造注入液体量大，随着气井的开采，产气量下降，出现携液困难。页岩气井排采过程中井筒呈气液多相管流特征，井筒多相管流分析是正确认识气井气液流动规律、制定合理工作制度、开展气井生产动态分析以及选择人工举升工艺的前提[1-4]，目前关于页岩气井排采井筒多相管流的研究国内外文献较少，如何选择准确可靠的多相管流模型进行计算分析尤为重要。

针对常规有水气井和产油井，迄今已发展了大量的多相管流计算方法，包括各种经验相关式和机理模型，工程上应用较广泛的主要有：Hagedorn-Brown、Orkizewski、Duns-Ros、Gray、Beggs-Brills、Mukherjee-Brill、Fancher-Brown、Ansari 等多相管流模型[5-16]，仅Beggs-Brill和Mukherjee-Brill方法考虑了井斜角。笔者结合研究区块页岩气井40余口井筒实测流体压力数据，优选出适用于页岩气井排采多相管流计算模型，在本地区页岩气井排采中得到有效应用，节约了井筒测试成本。

目前国内外关于气井临界携液能力及排液方法研究文献较多，页岩气井排采过程中也面临携液能力分析。判断气井积液通常采用Turner、Coleman、李闽等模型计算最小临界携液气量[17-19]，在低液气比条件下有一定的实用性，在高液气比条件下运用时存在较大误差。采用上述模型的前提条件是气液两相管流为环雾流，对于大多数产液气井很难达到环雾流。如何有效地对页岩气井不同开采方式下井筒携液能力进行分析是气田工作者十分关注的问题，笔者利用页岩气井排采多相管流模型绘制油管流出特性曲线，结合节点系统分析，建立了页岩气井一种新型的井筒气液多相管流临界携液气量确定方法，克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性，可有效进行页岩气井井筒携液能力分析及生产预警，为页岩气井不同开采阶段生产方式选择及工艺决策奠定基础[20]。

1 井筒多相管流模型及其适用条件

由于实验条件的局限，通常研究者在建立井筒多相管流模型时只能考虑某些特定流动条件，表1归纳了一些常用管流计算方法的适用范围[5-16]。

2 井筒管流模型评价方法

定义如下多相管流计算方法相对性能系数RPF（Relative Performance Factor）作为比较管流计算方法的评价指标，主要考虑了各误差指标的权重。

表1 常用管流计算模型适应性统计表

式中E1、E2及E3分别为平均相对百分误差、平均绝对百分误差及标准差；Ai为各误差指标的权重。

RPF反映了参与比较的一组管流关系式综合相对性能差异，RPF可能的最小值为0，仅当关系式各项误差绝对值都最小时为0，RPF越接近0表示其计算方法相对性能越佳；RPF可能的最大值为3，仅当各项误差绝对值都最大时为3。RPF越接近3表示其管流关系式综合相对性能越差[14-17]。

3 页岩气井井筒管流模型优选

研究区块页岩气井常规测试资料共40井次的测试压力、温度数据范围如下表2所示。

分别选择 Hagedorn-Brown、Duns and Ros、Gray、Beggs-Brills、Mukherjee-Brill及 Ansari 多相管流模型进行评价（图1）。

根据6个模型评价结果，并按指标权重为（0.3∶0.5∶0.2）计算综合性能指标，结果如表3所示。

从表3可以看出，B-BR（Beggs-Brill）模型综合性能指标最小，即B-BR模型最优，其次是H-BR（Hagedorn-Brown），并且H-BR模型的平均百分误差及绝对误差均较小。推荐在井斜角小于等于45井段采H-BR模型，在大斜度（井斜角大于45°）井段采用B-BR模型，而在有测试压力温度分布的情况下，按测试结果选择合适的管流压降计算方法。

表2 页岩气井压力、温度常规测试数据统计表

图1 管流模型测试井口压力与计算值交会图

表3 管流模型对比优选展示表

4 页岩气井排采过程中临界携液气量分析方法

根据油气井节点系统分析方法，以井底（或分析管段的底端）为节点分别计算系统流入和流出关系。图2是以井底为节点计算流入、流出动态曲线。流入、流出两条曲线在较低产量和较高产量处存在2个交点，2个交点之间的节点流出曲线低于流入曲线。经理论分析和实践证明，较低产量的交点O是不稳定流动，而较高产量的交点F是稳定流动[21-22]。

图2 节点系统分析原理展示图

在交点O点，如果产量增加，则流入曲线上显示节点流压（剩余压力）下降，而从流出曲线看，如果产量增加，则流出曲线上显示节点流压（流出所需压力）下降，即在O点位置，如果出现产量向增加方向波动，产量就会增加；同理如果出现产量向降低方向波动，产量就降低，故O点为不稳定点。

在交点F点，如果产量增加，则流入曲线上显示节点流压（剩余压力）下降，而从流出曲线看，如果产量增加，则流出曲线上显示节点流压（流出所需压力）增加，即流入无法提供更高的剩余压力，因此流出部分产量无法增加，仍维持在原产量；在F点如果出现产量下降，则流入曲线上显示节点流压（剩余压力）增加，而从流出曲线看，如果产量下降，流出曲线上显示节点流压（流出所需压力）下降，即流入提供更高的剩余压力，迫使流出产量增加，无法下降，仍维持在原产量，故F点为稳定点。

同理分析不同流入曲线与流出曲线交点，也能得到相同结论，即在最小稳定点右边的交点为稳定点，在左边为不稳定点。井筒出现不稳定流动，是气井积液的重要特征，因此可以根据最小稳定点判断气井积液，产量只要高于最小稳定点，气井稳定生产；产量低于最小稳定点，气井开始出现积液。最小稳定点处对应的气量即为该井口压力条件下的临界携液气量。

Z203井为研究区块龙马溪组气藏一口直改平开发评价井，测试获气14.6 104m3/d，应排液量46 878.2 m3，实排液量15 162.3 m3。该井原始地层压力35.94 MPa，2018年8月15日投产，投产初期产气8.1 104m3/d，排液113.0 m3/d，井口压力22.00 MPa，采用套管生产。到2019年5月，带压下油管，生产相对稳定（图3）。

图3 Z203井生产曲线图

结合Z203井生产曲线，利用优选的页岩气井筒管流组合模型，进行井筒模拟并绘制油管流出动态曲线。在套管生产情况下，从图4可以看出随井口压力的增加，最小稳定点对应产气量变化较大。当井口压力10 MPa时，最小稳定点对应产气量约35.0 104m3/d，该井平均产气量为8.9 104m3/d，小于稳定产气量，故该井不稳定生产，会在井底产生积液。从Z203井生产曲线可知，在2019年3 5月，气井井口压力、产气、产液量处于波动现象，存在井筒滑脱损失，井底积液。

图4 Z203井套管生产流出动态曲线图

在Ø50.8 mm油管生产情况下，从图5可以看出，随井口压力的降低，最小稳定点对应产气量降低。当井口油压10 MPa时，最小稳定点对应产气量约3.5 104m3/d，井口油压4.5 MPa时，最小稳定点对应产气量约2.5 104m3/d，该井目前的平均产气量为（5.0～4.0）×104m3/d，高于最小稳定点产气量，故该井稳定生产，不会在井底产生积液。随着地层压力逐渐降低，产气量低于稳定携液气量时即可实施柱塞气举工艺接替。

图5 Z203井Ø50.8 mm油管生产油管流出动态曲线图

通过对比分析，在井口压力相同时，采用套管生产最小稳定点气量远高于采用油管生产最小稳定点气量，因此，页岩气井在排采过程中择机带压下油管提高气井携液能力是十分必要的。

5 结论

1）通过对页岩气井井筒压力测试数据分析，优选出适合该地区页岩气井排采过程中井筒多相管流计算模型。在井斜角小于等于45o的井段推荐采用H-BR模型，在大斜度（井斜角大于45o）井段推荐采用B-BR模型。在有测试压力温度分布情况下，按测试结果选择合适的管流压降计算方法。

2）应用优选的管流计算模型，绘制多相管流流入流出动态曲线，结合节点系统分析，建立了页岩气井井筒气液多相管流临界携液气量确定方法，克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性，在生产现场有较好的推广应用价值。

3）通过对页岩气井不同排采阶段生产动态特征及携液能力分析，可有效进行气井开采方式选择及生产预警，为选择带压下油管时机以及开展泡排、柱塞气举等工艺奠定基础。

4）井筒多相管流模型优选在研究地区页岩气井排采中得到有效应用，节约了井筒测试成本，为本地区大规模页岩气井高效排采提供了技术支持。