井下节流天然气井理论产气量及积液诊断方法

赵润冬

(中石化华北油气分公司 石油工程技术研究院采气工艺研究所，河南 郑州 450006)

引 言

东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，为典型的致密气藏，气水分异差，无明显气水界面，生产中表现为气水同出的特点，主力产气层位为二叠系下石盒子组，平均气藏压力系数0.9，单井平均日产气量1.3×104m3/d，平均液气比3 m3/104m3[1]，气井携液能力不足，生产过程中容易发生积液减产甚至水淹关井，需要及时识别积液减产气井，指导排水采气工艺的实施，从而保障气井稳定生产。

东胜气田采用井下节流工艺，传统的油套压差法、流压测试法均无法有效应用[2-3]。同时，由于水平井井眼轨迹及井内悬挂封隔器的存在，也限制了环空液面探测仪器使用[4]。本文提出了一种通过对比井下节流气井理论产气量与实际产气量的差异，来判断气井是否处于积液状态的方法，其核心是计算井下节流气井的理论产气量。

1 井下节流气井理论产气量

将井下节流气井理论产气量定义为井底不存在积液时的日产气量。同时可证明，在某一个生产时间节点(地层压力、无阻流量不变)，已知井下节流气井套压时，理论产气量是该套压下气井能达到的最大产气量。

天然气井在生产过程中，当井筒积液时，下部为静液柱，上部为静气柱，根据油套环空静气柱方程[5]，井底流压

(1)

式中：pwf为井底流压，MPa；pts为井口套压，MPa；Δp为油套环空静液柱附加压力，MPa；H为静气柱垂直深度，m；γg为天然气相对密度，无量纲；T为井筒静气柱平均热力学温度，K；Z为井筒静气柱平均压缩因子，无量纲。

不同静液柱高度下井口套压折算井底流压结果如图1所示。当井口套压保持不变时，随着环空内积液高度的降低，Δp逐渐减小，对应的井底流压也逐渐减小，当Δp=0时井底流压达到最小值。根据气井流入动态曲线[6-7](图2)，井底流压越小，日产气量越大，当井底流压为最小值时，对应的日产气量为最大值。因此，井筒无积液时，由套压计算得到的井底流压最小，对应的气井日产气量最大，该产气量即为定义的理论产气量。

图1 不同静液柱高度下井口套压折算井底流压

图2 气井流入动态曲线

2 井下节流气井理论产气量计算方法

理论产气量的计算是以静气柱模型、管流模型、嘴流模型为工具，以气井实际生产数据为约束条件，通过试凑法来计算。具体计算方法如图3所示，步骤如下：

图3 井下节流气井理论产气量计算方法示意图

①假设井下节流气井不存在积液，且保持套压、液气比、气体组分不变；

②由井口套压，根据静气柱方程计算无积液时的井底流压；

③由井底流压，根据气液两相管流模型计算井下节流器入口压力；

④由井口油压，根据气液两相管流模型计算井下节流器出口压力；

⑤设定一个日产气量初始值，根据气液两相嘴流模型，结合计算得到的节流器进、出口压力计算节流器嘴径；

⑥根据节流器嘴径的计算值与实际值的误差，不断调整日产气量，当误差满足设定的精度要求时所对应的产气量即为理论产气量。

2019年，东胜气田在2口气井的节流器上下不同深度位置，放置多只压力计来连续监测井筒压力变化。两口气井计算与实测井筒压力剖面如图4所示。由图4 可知，A井和B井井筒压力梯度均匀且绝对值较小，证明气井不存在积液。以此为约束条件，通过理论压降模型模拟发现，采用“静气柱模型(式(1)，Δp=0)+Beggs & Brill气液两相管流模型[8-9]+Perkins气液两相嘴流模型[10-11]”拟合的井筒压力剖面与实测井筒压力剖面符合度最高，误差在4%以内，可作为计算井下节流气井理论产气量的压降理论模型。

图4 两口气井计算与实测井筒压力剖面

3 井下节流气井井筒积液识别方法

根据气井实际产气量与理论产气量的比值，可判断井筒积液情况。选取89口气井不同时间节点的数据，计算254井次实际产气量与理论产气量比值，并通过对比不同比值区间内的套压降速率、产气量月递减率、泡沫排水工艺实施气井比例及实施效果等指标差异建立判断标准，见表1，方法符合率91.6%。

表1 东胜气田实际与理论产气量比值法判断气井工况

东胜气田实际产气量与理论产气量不同比值区间套压降速率与产气量递减率，如图5所示。从图5中可以看出，比值小于0.9的情况有84井次， 套压降速率最小，且产气量月递减率最大，说明气井受积液减产影响，出现产气量快速下降而压力升高的现象，其中又以比值0.75为界，产气量月递减率出现一个较明显的台阶，与比值小于0.75的气井相比产气量月递减率相对减缓，积液程度减弱；比值大于1.2的情况有23井次，套压降速率最大，且产气量月递减率相对较高，说明井下节流器故障，真实的流动通道大于标定的节流器嘴径，实际产气量偏高引起气井产能下降；比值为0.9～1.2的情况有147井次，具有最低的产气量月递减率，实际产气量与理论产气量基本一致，说明气井不存在积液减产。

图5 东胜气田实际产气量与理论产气量不同比值区间套压降速率与产气量递减率柱状图

东胜气田实际产气量与理论产气量不同比值区间泡排井比例及泡排效果，如图6所示。从图6可以看出，比值小于0.9的气井具有较高的泡排工艺实施比例，且实施效果较好的气井比例较高，同时以比值0.75为界，泡排工艺实施比例出现一个较明显的台阶；比值大于1.2的气井，由于早期对积液气井的认识不充分，泡沫排水工艺实施比例较高，但实施效果不明显，说明积液减产不是产气量快速下降的原因；比值在0.9～1.2的气井，泡排工艺实施比例最低，实施效果不明显，说明气井不存在积液影响。

图6 东胜气田实际产气量与理论产气量不同比值区间泡排井比例及泡排效果统计

4 应用举例

以东胜气田C井为例，其全历史生产动态曲线如图7所示。该井无阻流量10.12×104m3/d，生产1 104 d，累计产气2 197×104m3，累计产水5 393 m3，水气比2.5 m3/104m3，整个生产周期可分为5个阶段，并选取了22个时间节点计算实际产气量与理论产气量的比值。

图7 东胜气田C井全历史生产动态曲线图

阶段1：实际产气量由5.7×104m3/d降至3.0×104m3/d，套压降速率0.022 3 MPa/d，产气量月递减率5.8%，实际产气量与理论产气量比值大于1.5，超产明显，说明节流器未完全失效。

阶段2：更换节流器，实际产气量1.5×104m3/d未递减，套压降速率0.003 7 MPa/d，实际产气量与理论产气量比值介于0.76～0.87，说明嘴径调整后产气量大幅激动，出现轻度积液现象。节流器上部井筒流压监测显示(图8)，由于携液能力不足1 200 m处有气液滑脱现象，与计算结果相同可相互验证，且该井实施泡排工艺后未明显改变积液情况。

图8 东胜气田C井2018年9月4日流压数据

阶段3：再次更换节流器，前期产气量波动较明显，之后由2.7×104m3/d降至1.4×104m3/d，套压降速率0.009 2 MPa/d，产气量月递减率3.8%，实际产气量与理论产气量比值介于0.77～1.03，该井存在轻度积液。通过配套连续泡排制度，虽然产气量呈下降趋势(东胜气田、苏里格气田井下节流气井投产后产气量呈递减趋势，属于正常现象[12-14])，但实际产气量与理论产气量比值在0.9以上，气井维持在无积液状态。

阶段4：泡排逐渐停止后产气量出现明显波动，套压上升，实际产气量与理论产气量比值由0.83降至0.50，气井出现严重积液，节流器上部井筒流压监测显示(图9)，500 m处有气液滑脱现象，与计算结果可相互验证。

图9 东胜气田C井2020年4月6日流压数据

阶段5：打捞节流器，受积液减产影响日均生产仅8 h，配套自动加药装置连续泡排后，气井产气量由0.4×104m3/d上升至1.01×104m3/d，泡排效果明显，表明在阶段4该井出现严重积液而减产。

从东胜气田C井来看，利用实际产气量与理论产气量对比法，可以进行气井全历史生产工况诊断分析，有助于掌握气井生产特点，指导排采工艺的实施。

5 结 论

(1)井下节流气井理论产气量是井筒不存在积液时的产气量，是指定套压下节流器无故障时气井的最大产气量；

(2)提出了井下节流气井理论产气量通用计算方法，但具体的压降模型需要各气田根据井筒压力监测数据予以优选，东胜气田由实测数据优选出“静气柱模型+Beggs & Brill管流模型+Perkins嘴流模型”的压降模型组合；

(3)根据实际产气量与理论产气量的比值，可判断井筒的积液程度，但具体的比值界限需要各气田根据生产数据予以标定，对于东胜气田，若实际产气量与理论产气量比值小于0.75，说明井筒积液严重，需要及时配套排水采气工艺。