黄202H页岩气井井筒气液两相流态预测

2021-11-10胡昌权朱英杰梁朝阳

重庆科技学院学报（自然科学版） 2021年5期

刘洪秦伟胡昌权宋伟朱英杰庞进梁朝阳

(1. 重庆科技学院，重庆 401331；2. 中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆 400021)

页岩气井由于其低渗特征，开采前须进行压裂改造，因此压裂液返排引起的井筒积液是页岩气井生产过程中存在的一个重要问题[1-2]。黄202H页岩气井(以下简称黄202H井)钻探目的层为志留系龙马溪组-奥陶系五峰组，完钻井深3 945 m(垂深)，垂直段长3 600 m，倾斜段长约400 m，水平段长约1 800 m，其中油管下入深度为4 223.37 m，30段压裂注入压裂液约60 155 m3，早期采用套管生产，改为油管生产后，不同生产阶段(套管生产、油管生产)气井产气量、产液量差异较大，导致气井在不同生产阶段井筒中垂直段、倾斜段和水平段气液两相流流动型态变化较大。因此，准确预测气井井筒垂直段、倾斜段和水平段纵向剖面上流型变化对黄202H井井筒积液预测及排水采气工艺优选至关重要。研究分析了黄202H井套管生产、油管生产阶段压裂液返排特征，利用黄202H井的测压数据，对Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski这6种压力计算模型进行了评价，优选了井筒压力计算模型，运用Hewitt-Roberts、Aziz、Gould、Goiver和Mandhane等5种垂直段、倾斜段和水平段流型图版模拟了气井套管生产阶段和油管生产阶段井筒流型变化规律，为气井高效开发和排水采气工艺的实施提供参考。

1 黄202H井生产特征

黄202H井从2018年9月30日开始试产，采用套管生产，套管内径为139 mm，截止到2020年4月16日试产结束，2020年6月后采用油管生产，油管内径为62 mm。黄202H井两个生产阶段的基础数据见表1，该井日产气量、日产液量、压力生产曲线图分别见图1 — 图3。

表1 黄202井套管生产阶段和油管生产阶段的基础数据

分析图1 — 图3可知，黄202H井具有以下生产特征：

图1 黄202H井日产气量

图2 黄202H井日产液量

图3 黄202H井生产压力曲线

(1) 生产初期页岩气日产量较高，随后下降较快，稳产阶段产量较低。日产气量急剧下降，这主要是由于气井压裂返排后，基质对裂缝与裂缝对井筒的供给能力之间的矛盾，以及由于页岩基质更加致密，基质与裂缝之间的导流能力差异较大导致的。

(2) 压裂液返排量先增加后快速下降。黄202H井套管生产阶段出现返排，日产液量急剧增加，在2018年11月23日达到130 m3/d，之后日产液量急剧下降，截止2020年8月19日，产液量下降至12 m3/d。

2 黄202H井井筒压力计算模型优选

井筒气液两相流压力模型的准确性是计算井筒流速分布和模拟井筒流动型态的关键。目前用于气液两相流压力计算的模型较多，结合黄202H井实际生产情况优选出合适的井筒压力计算模型。气井压力计算流程框图见图4。

图4 气井压力计算流程框图

分别利用Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski这6种压力计算模型计算出黄202H井的压力值，绘制井筒压力曲线和实测压力曲线(见图5)，模型计算结果与实测压力数据误差见表2。分析图5和表2可知，Mukherjee-Brill压力计算模型计算的误差最小，平均绝对误差为2.39%，平均相对误差为-2.13%。Orkiszewski压力计算模型计算的误差最大，不适用于黄202H井井筒压力预测。

表2 6种压力计算模型计算的结果及误差分析

图5 利用不同模型计算得到的压力曲线

通过Mukherjee-Brill压力计算模型得到黄202H井不同产气量(1～5)×104m3/d下气相流速分布曲线(见图6)。由于气体为可压缩性流体，随着井深的增加，井筒压力逐渐增加，气体体积逐渐减小，因此，气相流速逐渐降低。随着气井日产气量的增加，气相流速不断增加。

图6 不同日产气量条件下气相流速分布曲线

3 黄202H井井筒流动型态模拟

气井井筒流动型态是气井生产过程中的一个基础问题，准确模拟气井生产阶段井筒气液两相流动型态有助于分析气井积液情况以及气井排水采气工艺的实施。流型图版是目前预测气液两相流流型的主要方法[3-4]，由于气井井筒气液两相流流型定义的主观性和实验条件的差异性，该方法具有一定经验性，对流型的预测结果存在较大差异，但流型图版法预测气液两相流流型准确度仍较高[5-6]。黄202H井井筒有垂直段、倾斜段和水平段，因此，采用垂直管两相上升流流型Hewitt-Roberts和Aziz图版、倾斜管流型Gould图版和水平管流型Goiver和Mandhane图版模拟黄202H井井筒流动型态。

3.1 垂直段流态模拟

采用Hewitt-Roberts和Aziz流型图版模拟垂直段气液两相上升流流型。

(1) 套管生产阶段。利用流型图版对黄202H井2019年9月到2020年4月的生产数据进行分析，其气相表观流速为0.122～1.392 m/s，液相表观流速为0.002～0.019 m/s，将黄202H井生产数据折算到Hewitt-Roberts流型图版和Aziz流型图版中，得到气井套管生产阶段垂直段井筒流态。黄202H井的生产数据位于Hewitt-Roberts流型图版之外(见图7)，位于Aziz流型图版之内(见图8)，由此可见，气井垂直段主要处于段塞流和过渡流。根据段塞流及过渡流的流动特征，黄202H井套管生产阶段垂直段流型处于积液状态。

图7 黄202H井的生产数据位于Hewitt-Roberts流型图版中的位置

图8 黄202H井的生产数据位于Aziz流型图版中的位置

(2) 油管生产阶段。利用流型图版对黄202H井2020年6月 — 8月的生产数据进行分析，其气相表观流速为1.55～11.36 m/s，液相表观流速为0.011～0.233 m/s，将黄202H井生产数据折算到Hewitt-Roberts流型图版和Aziz流型图版中，得到黄202H井油管生产阶段垂直段井筒流态。黄202H井的生产数据全部位于Hewitt-Roberts流型图版(见图9)和Aziz流型图版(见图10)的环状流范围之内，根据环状流的流动特征，液体以液膜的形式沿着管壁向上流动，井筒可以正常携液。这主要是由于套管生产改为油管生产后，油管尺寸的减小，增大了气体的流速，更有利于气井携液。

图9 黄202H井的生产数据位于Hewitt-Roberts流型图版中的位置

图10 黄202H井的生产数据位于Aziz流型图版中的位置

3.2 黄202H井倾斜段流态模拟

相比垂直管气液两相上升流，倾斜管气液两相上升流的流动更加复杂，不同学者开展了不同条件下的流型实验，建立了流型图版，但并没有统一的倾斜管气液两相上升流流型图版[7]，目前公认的预测精度较高的是Gould流型图版(45°)[8]。

(1) 套管生产阶段。将黄202H井套管生产阶段的生产数据折算到Gould流型图版(见图11)中，倾斜段流型超出了Gould流型图版预测范围之外，气液两相呈现出无规则的、震荡式、往复式的流动特征，根据流型图版边界线变化规律可知，流型主要处于段塞流和块状流，液体出现回落再举升，处于积液状态。

图11 黄202H井的生产数据位于Gould流型图版中的位置

(2) 油管生产阶段。将黄202H井油管生产阶段的生产数据折算到Gould流型图版(见图12)中，倾斜段流型主要为块状流。虽然将套管生产改为油管生产，增大了气相、液相流速，但并没有实现流型的变化，液体出现回落再举升的情况，存在积液的风险。

图12 黄202H井的生产数据位于Gould流型图版中的位置

3.3 黄202H井水平段流态模拟

采用气液两相流水平管Goiver流型图版和Mandhane流型图版[9]，得到黄202H井水平段流动型态变化规律。

(1) 套管生产阶段。将黄202H井套管生产阶段数据折算到水平管流型图版[5-6]中，得到黄202H井套管生产阶段水平段流型(见图13、图14)，黄202H井水平段为分层流，呈现出气液分离的现象，液体沿着管道下部移动，气体沿着管道不受阻碍地往上部移动，因此，可以正常携带液体向前移动，无积液风险。

图13 黄202H井的生产数据位于Govier流型图版中的位置

图14 黄202H井的生产数据位于Mandhane流型图版中的位置

(2) 油管生产阶段。将气井油管生产阶段数据折算到水平管流型图版中，得到黄202H井油管生产阶段水平段流型(见图15、图16)，黄202H井水平段气液两相流主要处于分层流和波状流(波状分层流)，分层流流型状态条件下，气体流动不受阻碍，可以正常携带液体向前移动，无积液风险；波状分层流条件下气体流动虽然受到一定程度的阻碍，但气井不存在积液风险。

图15 黄202H井的生产数据位于Govier流型图版中的位置

图16 黄202H井的生产数据位于Mandhane流型图版中的位置

因此，黄202H井从套管生产阶段到油管生产阶段，垂直段流型从过渡流、段塞流变化为环状流，井筒内径从139 mm(套管)减小为62 mm(油管)，井筒气相流速增加，有利于气井携液；倾斜段流型从段塞流和块状流转变为块状流，流型虽然有所改变，但并没有将倾斜段流型转变为环状流，存在积液风险；水平段从分层流转变为分层流和波状分层流，流型特征转换较小，可以正常携液。在重力、浮力、惯性力、气体对液体的剪切力作用下，气井倾斜段最先出现积液，后期排水采气工艺实施时应下入倾斜段，如泡沫排水采气工艺措施可以采用毛细管加注法，准确将泡排剂注入到倾斜段，有效解决气井积液问题。同时，气井从套管改为油管，内径的减小，增大了井筒中气相的流速，更有利于积液返排，因此，可通过优化油管内径实现气井排液。