产能高于临界携液产量水平井生产不稳定机理研究

颜学成，易秋菊，赵发寿，李思园，刘磊，裴泽，张孝栋

1.中国石油长庆油田长北作业分公司（陕西 西安 710021）2.陕西大秦环境科技有限公司（陕西 西安 710076）

水平井因气藏接触面积大，产量高，已在各大气田广泛应用。随着气田开发，部分水平气井积液愈加严重，产量急剧下降，严重制约气井产能。一旦水平井产量接近或低于临界携液产量时需配套相应的排水采气工艺，延长气井稳产期。在实际生产中，部分水平井在产能高于临界携液产量时，也时常出现生产不稳定，产量急剧下降，甚至无产量的现象，这类气井往往排出少量积液后就能恢复正常生产，因而有必要深入研究这类水平井生产不稳定的机理，分析积液特征，提出针对性技术对策。

1 不稳定水平井生产动态特征

长北合作区位于陕西省榆林市和内蒙古鄂尔多斯市境内，是长庆榆林气田的一部分，是中国石油与荷兰皇家壳牌的合作项目，是中国陆上石油已建成最大的对外国际合作项目。

长北项目主力开发层为上古生界二叠系山西组山2段，属于砂岩岩性气藏，2005年开始商业开发，截止2020年12月31日，历年生产天然气496×108m3。目前投产气井71口，其中水平井49口（双分支46口，单分支3口），直井22口，水平井采取为裸眼完井，直井为射孔压裂完井，气井投产后采用定压生产方式。2017年11月中央处理厂启用压缩机集中增压，中央处理厂入口压力已由初期4.5 MPa逐步降至2020年12月的3.05 MPa，目前水平井平均产量19.3 ×104m3/d，直井平均产量2.0 ×104m3/d。

自2016年以来，长北项目陆续出现在水平气井实际产能高于临界携液产量时，因外输压力波动引起生产管网压力波动，导致气井产量急剧下降，甚至直至无产量的现象（图1）。其中2017、2018、2019年分别出现6、8、9井次这类现象，进入2020年以来，出现这类现象的井次急剧增加，其中1～5月发生6口井13井次，给气田生产管理带来诸多不便。

图1 CBX-1井2020年生产曲线图

2 水平井临界携液产量

水平井垂直段、倾斜段和水平段的流体流动状态不同，临界携液流量计算方法不一样［1］。长北区块根据气井井身结构参数，基于相似性原理分别开展直井、水平井在不同尺寸、气量、温度、倾斜段角度、压力等条件下60组气液两相流动模拟室内实验。

根据室内实验数据与生产数据验证，李闵的椭球模型［2］比较符合长北直井的积液特征，可以此为标准判断直井井筒是否积液，适时配套排水采气措施。李闵模型临界携液流速公式为：

式中：ρl为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；σ为气液相界面张力，N/m；υcr为气相流动速度，m/s。

以水平井实验数据分别修正Turner液滴模型、Belfroid携液模型［3］、液膜模型［4］，修正后Belfroid模型误差最小，通过与实际生产数据验证，修正后Bel⁃froid模型比较符合长北水平井的积液特征。修正的Belfroid模型临界携液流速公式为：

式中：ρl为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；σ为气液相界面张力，N/m；υcr为气相流动速度，m/s；θ为倾斜段井斜角，（°）。

同时，实验数据表明水平井中最难以携液的部位是倾斜段[5]，以井斜角55°时倾斜段所需携液产量最高，因此以井斜角55°对应最小携液产量作为水平井临界携液产量。

3 不稳定生产机理研究

统计长北区块历年发生这类现象的气井，井型均为水平井，直井未发生该现象，由此可见，造成生产不稳定的因素之一与水平井井身结构有关。根据前人研究，长北区块山2气藏为干气气藏，气井产水均为凝析水。通过水平井气液两相流模拟实验，气井投产后随着凝析水不断析出，水平段由单一气相逐渐变为气液两相流动，多数凝析水会随着气流被带至地面管线，由于重力作用，少量凝析水会慢慢回落至水平段底部，随着时间推移，水平段凝析水不断增多，在生产一段时间后，水平段流动变为气液两相分层流，上层为气相，下层为液相，液相随着气流不断向前移动。

长北双分支水平井每条分支设计长度2.0 km，实际平均长度约1.8 km。山2段砂岩厚度范围11.2 ～49.8 m，平均25.8 m，由于储层非均质，在水平段钻井过程需根据随钻测井数据不断改变钻头轨迹，最终水平段轨迹形成上下起伏、无规则的曲线，水平段裸眼轨迹上、下高度差最多达17m。

在气井生产前期，由于地层压力高、产量高、气相流速快，水平裸眼段积液相对较少，即使井口油压短期波动，在油压恢复正常后，水平段低凹部位积液能够随着气流不断向前移动，不会发生生产不稳定、产量急剧下降的现象。

在气井生产后期，水平裸眼段凝析水量增多，近井筒地带地层压力降低、产量降低、气相流速变慢。由于气相流速快于液相流速，在井口油压突然升高后，水平段气相流速迅速下降，液相短时间内继续向前移动，迅速聚集在水平段低凹部位，堵塞远端气体的渗流通道，降低水平段远端气体的渗流能力，甚至完全堵塞通道，最终造成气井生产不稳定、产量急剧下降（图2）。

图2 水平段低凹部分堵塞示意图

目前投产49口水平井中，除4口产能低于临界携液产量，明确井筒积液的气井外，根据45口水平井近井筒地带地层压力、目前产量和临界携液产量比值的统计散点图（图3）看出，易出现生产不稳定、产量急剧下降的水平井的集中在近井筒地层压力5.7 ～6.4 MPa，平均约6.0 MPa，目前产量和临界携液产量比值在2～4。

图3 生产不稳定因素关系图

4 技术对策

由于近井筒地带地层压力低、水平段起伏不平、目前产量低是导致水平井生产不稳定的三大因素，其中水平段起伏不平是客观因素，而近井筒地层压力低、产量低是可以在一定范围内改变的因素。

由于目前经济、工艺技术限制，虽然不能完全排出气井水平段积液，但可以打破水平段低凹部位积液堵塞状态，恢复气井产能，现有技术对策有两种。

对策一：提高气井瞬时产量，利用瞬时高产量打破水平段液体堵塞状态，带出部分积液后，恢复正常的气液两相分层流流动状态。长北区块选择了利用移动计量撬（移动式三相分离器）连接放空火炬放空带液，通过井口降压提高气井瞬时产量，最低能将井口压力降至0（标准大气压条件），打破水平段低凹部位积液的堵塞状态，排出部分积液，恢复远端气体的渗流通道。

2020年1—5月因中央处理厂外输压力波动，CBZ-2、CBX-1等6口井出现12井次产量急剧下降现象，通过移动计量撬对气井井口降压放空排液，产量平均由放空前4.8 ×104m3/d增加至16.6 ×104m3/d，平均增加11.8 ×104m3/d，累计排除积液15.3 m3，在1月1日至5月31日累计增产4704×104m3（表1）。

表1 2020年移动计量撬放空数据（1月1日—5月31日）

对策二：关井恢复地层压力，关井使得水平段气液两相由分层流状态变为静止状态，使堵塞处的液体逐渐回落至水平段各个部位，打通水平段的堵塞通道，同时利用开井初期瞬时高产量带出积液，恢复远端气体渗流通道。

CBP-3井在2020年1月30日、4月13日、4月26日3次因外输压力波动导致油压波动，导致产量急剧下降。第1次因移动计量撬不能及时到位，对CBP-3采取在2月28日—3月4日关井6d，3月5日开井后产量由关井前5×104m3/d恢复至约20×104m3/d，恢复正常生产。第2次和第3次由于区块产量任务紧张，在4月21日、5月7日采取移动计量撬放空复产，分别排出积液1.6 m3、1.5 m3，均在当天恢复气井产能，产量分布由放空前7×104m3/d、8×104m3/d恢复至15×104m3/d、16×104m3/d。

5 结论

产能高于临界携液产量水平井生产不稳定给气田管理带来诸多不利，特别对长北区块这种气井井数少，单井产量高的气田尤为明显。研究这类井不稳定机理，在不同生产条件下寻求不同解决对策。

1）近井筒地带地层压力低、水平段起伏不平、目前产量低是这类水平井易受管网压力波动造成不稳定，产量急剧下降的主要因素。

2）生产管理中重点跟踪近井筒地层压力约6.0 MPa，目前产量和临界携液产量比值在2～4的水平井，对这类井尽量避免管网压力频繁波动。

3）产量任务宽松的情况下，为节省操作成本尽量选择关井恢复近井筒地带地层压力，打通水平段低凹部位的积液堵塞通道，恢复远端气体的渗流通道。

4）产量任务紧张的情况下，选择移动计量撬放空排液，利用井口降压带来的瞬时高产量解除水平段低凹部位积液的堵塞状态，快速恢复远端气体的渗流通道。