页岩气井三角图版法判别井筒积液研究

罗 鑫，王玉婷，王学强，赵国军，陈 满，曾琳娟，杨 海，闫长辉

(1.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610056；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059；3.四川圣诺油气工程技术服务有限公司，四川 德阳 618300；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

中国页岩气普遍采用水平井及大型体积压裂技术开采，进入开采中后期，气井积液将会导致产能大幅度下降[1-4]，若井筒内积液未及时排出甚至造成水淹停产[5]，因此，在页岩气开采过程中需及时对积液情况进行判别。目前判断气井积液的常用方法有：直观分析法、压力梯度分析法、动能因子法、临界携液流量法。直观分析法[6-7]通过气井井口生产数据的递减和波动情况进行直观判断；压力梯度分析法[8-9]使用压力计实测气井的压力梯度及变化情况，确定液体的积液位置；动能因子法[10-12]反映了气水两相在油管内的流动特征，通过确定动能因子下限值来判断气井的积液，该法适用于凝析水井；临界携液流量法[13]使用井口生产数据，定性分析和预测气井的积液情况，常用Turner模型[14]和李闽模型[15-17]。由于页岩气藏储层的特殊性，上述方法对页岩气井积液状况的判断误差较大且判断耗时较长，适用性较低。

为快速判别四川盆地页岩气田CN201井区水平井积液状况，基于该井区生产特征，综合考虑对积液敏感的生产动态参数，对生产数据进行归一化或极值化处理，绘制了三角图版，高效快速判别页岩气井井筒积液，指导现场排水采气工艺的应用与优化。

1 CN201井区页岩气生产特征

CN201井区位于四川盆地南部，主要发育背斜构造，整体呈NWW—SEE向。页岩储层低孔低渗，无底水。水平井投产，目前大部分气井进入低压低产阶段，气井压力和产能下降，导致大量井筒存在积液或积液风险。现阶段开发的目的层系为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组。2012年7月开始投产，截至2019年8月，先后投产22个平台，共113口井，主要采用水平井分段压裂技术进行页岩气开发。气井先以套管生产，出现积液后常采用泡排、优选管柱、气举等排水采气工艺技术提高气井产量。

按气液产出规律，可将CN201井区生产过程分为5个阶段(图1)：①纯液或微气阶段，该阶段产液量快速上升(100～300 m3/d)，井口压力快速下降；②液量快速上升阶段，该阶段气液产量同时上升，产液量最高为300～600 m3/d，井口压力快速下降；③气量快速上升阶段，该阶段产气量达到最高，产液量回落，井口压力快速下降；④气量快速下降阶段，该阶段井口压力下降接近外输压力，产气量、产液量递减至较低水平，为主要的产气阶段；⑤低压低产阶段，该阶段自喷困难或无法自喷，产气、产液均相对较低，产液量为1～10 m3/d[18]。

截至2019年8月，CN201井区投产的113口井中有1口气井进入③阶段，9口气井进入④阶段，103口气井进入⑤阶段，表明目前CN201井区页岩气井的开采进入中后期，以低压低产为主，区块大部分气井压力和产能降低，携液能力减弱，井筒积液风险大。

以日产水量达到10、5 m3/d作为界限，将CN201井区113口页岩气井分为11口高产水井、30口中产水井、65口低产水井、7口关井。其中，低产水井数量最多，比例超过50%，表明CN201井区大部分井日产水量低于5 m3/d，携液能力低，井底积液现象严重。井底积液若不及时处理，会造成气井水淹，提前停喷[19]。

图1 CN201井区页岩气井生产阶段划分

2 三角图版法

为了快速判别页岩气井是否积液，提出与砂岩分类三角图版类似的页岩气井三角图版判别井筒积液方法。

2.1 参数选取

当气井井底积液时，主要存在以下典型生产特征[19]：①与纯产气井的产量递减曲线相比，气井发生积液时的产量曲线表现为剧烈波动特征(即产量发生波动或下降)；②产水不稳定，产液量下降；③套压上升或不变，或与产气量呈相反的锯齿形周期性波动；④由于气体密度远低于水的密度，当井筒存在积液时，压力梯度曲线斜率明显变化。

根据以上气井积液典型特征，以CN201井区1号井为例进行积液分析。该井位于CN背斜构造中奥顶构造南翼，2014年8月开钻，井深为4 330 m，2015年9月4日投产。

1号井于2016年6月进行流压测试，压力梯度曲线如图2所示。由图2可知：1号井压力梯度曲线于井深1 225.00 m(垂深为1 221.29 m)处存在明显的拐点，曲线斜率明显变化；流压梯度为350.95 Pa/m，拐点以下流压梯度增大为2 760.30 Pa/m，压力梯度明显增大，表明1号井井底存在积液，且气液面位于井深1 225.00 m处。

图2 1号井压力梯度曲线

1号井生产曲线如图3所示。由图3可知，2016年3月19日之前套压逐渐下降，日产气量相对稳定，水气比基本保持不变，气井携液能力强，气井未积液。2016年3月19日之后，套压由下降变为逐渐上升且不稳定波动，产气量逐渐递减且剧烈波动，水气比剧烈波动。结合流压测试结果可知，该井于2016年3月19日井筒开始积液。对CN201井区多口井进行流压测试及生产曲线分析，发现井筒积液后井口压力(p，MPa)、日产气量(Q，m3/d)和水气比(WGR)变化明显，认为是井筒积液的敏感参数。

2.2 三角图版的建立

井口生产数据的变化往往能指示井筒内流体流动状态发生改变。井筒积液时，参数p、Q、WGR均发生明显变化，对井筒积液敏感，井筒内部的积液情况直观反映在数据的波动变化。综合考虑p、Q、WGR3个参数来反映井筒积液情况，借鉴了砂岩分类三角图的思想，建立三角图版，观察参数散点分布规律，简单、快速判别井筒积液状况。

2.2.1 参数处理

绘制三角图版前，需根据参数选取方法确定气井临界积液时间，确定气井积液前后的井口压力、日产气量、水气比。为消除参数单位及数量级的影响，需先对参数数据进行处理。根据数据处理方式的不同，可将其分为归一化、极值化2种。

归一化处理分为(xi-xmin)/(xmax-xmin)型和(xmax-xi)/(xmax-xmin)型。

(1) (xi-xmin)/(xmax-xmin)型，即每个参数与该参数最小值之差除以该参数最大、最小值之差，归一化后使各参数的取值范围为[0，1]，则有：

(1)

(2)

(3)

式中：pi′、Qi′、WGRi′为归一化(极值化)处理后的井口压力、日产气量、水气比；pmax、Qmax、WGRmax为井口压力、日产气量、水气比最大值；pmin、Qmin、WGRmin为井口压力、产气量、水气比最小值；下标i为第i口井。

计算3个归一化参数总和：

图3 1号井生产曲线

(4)

各参数所占比例为：

(5)

(6)

(7)

式中：SUMi为各归一化参数总和；ηp、ηQ、ηWGR分别为井口压力、日产气量、水气比占总和的比例。

三角图版散点坐标为：

(8)

式中：a、b分别为散点在三角图版上的横坐标、纵坐标。

(2) (xmax-xi)/(xmax-xmin)型，即每个参数最大值与该参数之差除以该参数最大、最小值之差，归一化后各参数的取值范围为[0，1]。数据处理时令式(1)～(3)等式右边替换为(xmax-xi)/(xmax-xmin)，进而计算出散点坐标。

极值化处理方法分为xi/(xmax-xmin)型和xi/xmax型。

(1)xi/xmax型，即每个参数值除以该参数的最大值，极值化后各参数的最大值为1。数据处理时令式(1)～(3)等式右边替换为xi/xmax，进而计算出散点坐标。

(2)xi/(xmin)型，即每个参数值除以该参数最大、最小值之差，极值化后各参数的取值范围为[-1，1]。数据处理时令式(1)～(3)等式右边替换为xi/(xmax-xmin)，进而计算出散点坐标。

2.2.2 绘制三角图版

将CN201井区未积液及积液时的数据按以上方式处理，并绘制三角图版(图4)，观察三角图版中未积液与积液散点的分布规律。

由图4可知，(xi-xmin)/(xmax-xmin)型与xi/xmax

图4 页岩气井积液判别三角图版

型三角图版中，未积液与积液散点分布范围大，且二者分布范围存在部分重合，不利于判别页岩气井积液情况；(xmax-xi)/(xmax-xmin)型三角图版的未积液与积液散点分布相对集中，没有明显的未积液与积液界限，图版不适用；而xi/(xmax-xmin)型三角图版中，未积液散点分布在井口压力占比中高区，积液散点分布在井口压力占比中低区，未积液与积液散点分布范围界限明显，不存在重合区域。因此，确定CN201井区页岩气井积液判别标准：井口压力占比为42.38%～76.39%，日产气量占比为0.0～51.5%，水气比占比为0.0～52.7%。

2.3 三角图版验证

在CN201井区随机选取70口井，读取其流压测试时的p、Q、WGR，按照xi/(xmax-xmin)型极值化处理数据(表1)并绘制三角图版(图5)，将流压测试确定的单井实际积液情况与三角图版判断的单井积液情况进行对比：流压测试结果显示，20口井积液，50口井未积液，其中，15口积液井位于三角图版积液判别区内，积液气井判别准确率为75%；44口未积液井位于积液判别区外，未积液气井判别准确率为88%。应用该图版判别未积液准确率比积液判别准确率高，该结论符合实际生产情况。单井积液前，气井生产稳定，影响因素少，图版判别准确率高；单井积液后，生产波动大，同时受工作制度、排水采气工艺等多因素影响，图版判别准确率低。综上所述，三角图版总体判别准确率为84.3%，满足现场要求。

表1 CN201井区各井流压测试结果与三角图版对比Table 1 Comparison between flowing pressure test and triangle plate in the Wellblock CN201

图5 判别页岩气井积液的三角图版验证

3 实例应用

在CN201井区选取刚投产的6口气井，取其2019年8月19日的井口压力、日产气量及水气比，处理数据并绘制三角图版(图6)，判断气井是否积液。由图6可知，72、73、75号井散点位于三角图版积液判别区内，判断该3口井目前已经积液，需及时采取排水采气工艺[20]将井底积水排除，以提高气井采收率，防止气井提前停产；74、76、77号井的散点位于三角图版积液判别区外，判断该3口井为未积液井，其中，74、76号井靠近积液判别区，存在较大积液风险，应提前做好防积液措施和排水准备。

三角图版法在数据处理与计算上方便、节省时间、操作性强，所需数据为生产数据(井口压力、日产气量、水气比)，获取方便，成本低。三角图版法研究对象只适用于同一研究区块的页岩气井，不同区块由于地质条件等的不同，其积液与未积液界限可能也不同。该方法只适用于快速判别页岩气井是否积液，无法判别积液位置、积液时间等，需要进一步改进。

图6 72～76号井积液情况

4 结论与建议

(1) 选取井口压力、日产气量及水气比作为气井积液的敏感参数，绘制页岩气井积液判断三角图版。 积液判别区范围：井口压力占比为42.38%～76.39%、日产气量占比为0.0～51.5%、水气比占比为0.0～52.7%。与流压测试结果对比，三角图版法的准确率为80%，表明该方法可靠性高、稳定性好。

(2) 绘制三角图版时，可采用多种方式进行数据处理，而仅有xi/(xmax-xmin)极值化处理的图版适用于CN201井区，由于地质背景等条件不同，其他井区的数据处理方法可能与该井区不同。