致密砂岩气藏产水气井连续油管排采技术优化与应用

蒋淮宇

中国石化西南油气分公司采气一厂

0 引言

在四川盆地西部中浅层致密砂岩气藏中，气井压力、产量递减快，井口压力在气井投产约2年后递减至外输管网压力；在生产过程中，气井产出地层水，致使井筒积液，严重影响气井的稳定生产。为此在30多口水平井投产初期、生产中期实施连续油管排水采气工艺，以延长气井的生命周期。其中，有3口井是采用连续油管拖动压裂[1]方式投产，连续油管下至水平段中部，环空无分隔器，实现井筒全通径；其余井是在原来的油管中下入连续油管，下至井斜角85 附近。

采用连续油管作为采气通道，可有效提升气井自身排液效果[2]，延长气井排液周期。但是连续油管井仍然具有其有效排液边界，当气井产量低于该管径下的携液临界流量[3-4]时，也会出现产液量不稳定、气井产量递减加快、连续带液生产周期缩短等问题。因此，连续油管井在生产后期仍需开展泡排、气举等辅助排液措施。现场试验表明，部分连续油管井加注泡排剂后不仅未能提升带液效果，反而出现不出液、产量异常的现象。目前，国内外对基于气井井底泡沫流体流动模型[5-8]来优化常规井泡排参数取得一定的研究成果，但对于优化连续油管井的泡排参数、气举模式则缺乏相应研究，制约了 连续油管 + 泡排/气举”组合工艺的排液效果。

针对这些问题，开展了连续油管井筒积液量与泡排剂用量、连续油管携液临界流量及水平段井筒流态的分析与研究，以此科学有效地制定泡排剂用量，优选经济可行的连续油管井气举类型及方式，提升致密砂岩气藏低能量气井的排液稳产效果。

1 连续油管井类型及特点

1.1 常规连续油管井

常规连续油管井是指在原有油管内下入连续油管进行采气生产或排水采气作业，连续油管管柱上通常不带其他专用工具（图1）。在不动原有井下生产管柱的情况下，把原油管空间隔离成两个通道：连续油管和小环空（连续油管与原有生产管柱之间的环形空间），其通径均小于原油管。连续油管管径小，环空面积小，更有利于气井排液。

图1 常规连续油管井身结构示意图

1.2 全通径连续油管井

全通径连续油管井通常是指原有套管内直接下入连续油管作为生产管柱，连续油管与套管之间的通道没有封隔器（图2）。该类井套管完井后，采用连续油管带底封拖动压裂管柱[8]，通过环空进行压裂，压裂结束后上提管柱解封封隔器；以此循环方式完成所有层段的压裂后，提出压裂管柱保持井筒的全通径，后期试气排液结束后下连续油管作为投产管柱。

图2 全通径连续油管井身结构示意图

2 井筒流态及携液能力分析

连续油管排水采气工艺应用在低压、产水的水平井时，通常连续油管下入到A靶点或水平段的中部，主要解决大斜度井段、水平段的积液难题。但随着气井能量的持续衰减，水平段带液仍将面临困难。因此，低能量气井的水平段流态及携液能力分析显得尤为必要。

2.1 水平段井筒流态

随着产量的逐级递减，井筒气液两相流态也在发生变化，低产气量下的气井水平段气液流态可以划分为以下3种形态[9-10]。

2.1.1 层状流—段塞流

气井还有一定气体流量，气团可以连成一团，气相和水相间出现明显的光滑界面，上层为气相，下层为水相。在管径较大的套管中，气体在水相上面流动，水相流动较慢，气相的高速流动对光滑界面的水层具有席卷作用；一旦气水两相流体进入连续油管，由于采气通道管径缩小，气体流速增快，导致水相以波浪式向前推进，进而被气流带走，呈段塞流动。

2.1.2 弹状流—层状流

气流量减少，分散在水体中的小气泡逐渐合并成较大的气团。气团在井筒中与水相一起流动，但水相流动慢。无论是水平段、造斜段，还是垂直段，水相均存在滑脱现象；进入连续油管的水相明显减少，其流态呈层状流。

2.1.3 泡状流—纯气流

含气量较低，气相流速较低。水相在两相中作为连续相，气相则是以小气泡的形式分散在水相中。这些分散在水相中的小气泡通常是变形的球状或者冒泡状，在水相中单独流动，水相近乎不流动；气相流入连续油管，而水相几乎不流动，连续油管中仅有气相流动。

综上所述，从低产气井水平段的井筒流态变化来看，套管中的液相很难被低流速气体携带，低能量气井水平段处于泡状流态，水相很难被气流携带进入连续油管，故水平段积液程度逐渐加大。

2.2 携液能力模拟

川西地区中浅层致密砂岩气藏的静态参数及携液能力模拟气井的动态参数简述如下：气藏深度约1 100～2 300 m，地层压力5.5 MPa，偏差因子0.9，气体相对密度0.6，液体密度1.0 103kg/m3，最大井斜角90 ，气液界面张力0.06 N/m，气体黏度0.001 mPa s；井口油压0.5 MPa（接近管网压力），井口温度16 ℃，日产气0.1 104～0.3 104m3，间歇性产液0～0.2 m3/d，产液不连续。水平井水平段长度约1 000 m，套管内径124.3 mm，下入连续油管有3种尺寸：Ø38.1 mm、Ø44.5 mm、Ø50.8 mm。

携液临界流量的数模计算方法多样，本文根据水平井复杂井身结构特点，考虑垂直段—斜井段—水平段这一过程中井斜角不断变化的因素，采用水平井携液临界流量[4]计算方法，模拟计算了Ø38.1 mm、Ø44.5 mm、Ø50.8 mm等3种连续油管全井筒携液临界流量的变化。计算结果表明，随着气井深度、温度、井斜角的变化，携液临界流量呈增大的趋势（图3）。从模拟计算结果来看，水平段的携液临界流量是垂直段的1.5～2.0倍，气井带液难度逐渐变大的井段顺序为：垂直段、斜井段、水平段。因此，当气井产气量递减至携液临界流量时，需介入加注泡排剂辅助措施，以带液生产；当气井产气量递减至加注泡排剂条件下的临界流量，需进一步介入补充能量型的气举工艺，以确保气井的连续生产。

图3 不同尺寸连续油管井携液临界流量模拟计算结果图

连续油管井排液分两步：第一步，水平段的积液从套管流入连续油管；第二步，连续油管排液生产。如表1所示，Ø38.1 mm连续油管全井段携液临界流量在0.18 104～0.32 104m3/d，套管水平段携液临界流量4.85 104m3/d。在气井低压低产的情况下，套管水平段呈现泡状流，气井自身气流量不足以改变水平段的流态，积液难以被气流带入连续油管。

表1 井口油压为0.5 MPa气井携液临界流量计算结果表

3 泡排药剂用量计算技术

3.1 泡沫流体在连续油管内压降分析

泡排剂在井底连续油管入口处起泡后会造成一定流动阻力，因泡沫流体具有可压缩性，存在与环境的热交换，会产生热阻力[11]。通过运用泡沫流体井筒压降模型，随着气液比、井深的增加，考虑热阻力比不考虑热阻力条件下计算的井筒压力损失要大（图4）。热阻力与气液比呈正相关，热阻力占比数值随井深逐步加大（图5），且随着气液比增加，加注泡排剂后连续油管底部泡沫流体所受阻力显著增大。所以对于高气液比的连续油管井，可通过适度降低泡排药剂用量来确保气井排液效率。

图4 不同气液比下速度管柱内泡沫流体压力分布图

图5 不同气液比下热阻力占比随井深变化图

3.2 泡排药剂用量的计算

一般情况下，当井筒气液滑脱程度加大或积液量逐渐形成时，所对应的气井油套压差也会增大，这样通过实际油套压差与正常油套压差[12]之间的差值，可计算井筒积液量。将泡沫流在连续油管内产生的额外热阻力提前考虑到正常油套压差中，即在考虑泡沫流井筒热阻力条件下，有如下公式：

考虑热阻力后，计算的井筒积液量减少，泡排药剂用量也相应降低。上述方法中，正常油套压差是指假设气井无井底积液且无气液滑脱条件下（即井筒处于连续携液稳定流动状态下）的井口油套压差。套管采用环空静气柱Cullender Smith方法[13]计算环空井底压力，连续油管分别采用气液两相压降模型[14-19]与泡沫流体压降模型计算井底压力，通过两种方法计算井底压力、预测气井井口正常油套压差，进而得到井筒积液量，优化泡排参数。具体计算流程如图6所示。

图6 泡排用量优化计算流程图

利用实际油套压差与正常油套压差的差值预测气井井筒积液量，结合实验室评价结果，确定泡排剂使用最佳有效浓度为1%。在几口连续油管井中，将考虑泡沫流热阻力前后计算得到的井筒积液量与对应的泡排药剂用量进行对比（表2），可见在考虑泡沫流热阻力因素后，药剂用量下降15%～40%，其他泡排参数不变。前述分析结论：“对于高气液比的连续油管井，可通过适度降低泡排药剂用量来确保气井排液效率。”因此，本文所提出的泡排药剂用量的计算方法，降低了药剂用量，保证了气井排液效率，消除了因药剂加注过量而导致井底泡沫堵塞情况。

表2 考虑泡沫流热阻力因素计算泡排药剂用量表

4 连续油管井气举排水技术

4.1 气举类型及特点

按照气源、设备的不同，目前川西地区使用的气举类型有5种：移动式车载压缩机气举、井间/邻井气举、CNG（压缩天然气）罐装气举、膜制氮气举、液氮气举。这5种气举类型之间的对比如表3所示。

表3 目前川西主要气举类型对比表

4.2 气举方式优选

4.2.1 常规连续油管井

气井的静态、动态参数见2.2节基础数据。计算在不同的井筒积液量下，井筒压力损失与油管尺寸的关系（表4）。由于连续油管的内径较油管小，同样的积液量在不同的管径中其压损相差约2～4倍，造成井底回压差异较大。从经济性、作业连续性及工况参数方面，优选气举方式为移动式车载压缩机气举；产水量较大的气井，对其采气通道进行优化，即打开小油管和小环空使其同时排液，降低积液对井底回压的影响，提升气举排液效果。

表4 不同井筒积液量下井筒压力损失与油管尺寸关系表

4.2.2 全通径连续油管井

该类气井分布于浅层气藏，产水少，为间歇性产水。根据表1中的水平段携液临界流量计算分析，全通径连续油管井需要补充高流量气流，以携带水平段积液进入连续油管，实现连续油管带液生产。在地层压力较低的情况下，为实现负压排液采气工艺，优选气举方式为CNG罐装气举。此气举方式的气流量大、压力释放快，满足气井水平段携液临界流量大的需求，且经济实用。

5 连续油管井排采实践及效果

运用上述研究成果，首先，优化17口连续油管井泡排参数，减少药剂用量255 kg/mon，平均单井次药剂量减少25%，确保气井的稳产效果，其中两口泡排用量优化井的采气曲线如图7、8所示；其次，实施2口常规连续油管井的车载气举 + 小油管小环空排水采气（其中一口井的采气曲线如图9所示），累计增产天然气107 104m3；第三，实施2口全通径连续油管井的槽车气举（即CNG罐装气举）排水采气（其中一口井的采气曲线如图10所示），累计增产天然气73 104m3。

图7 1-1H泡排用量优化井采气曲线图

图8 1-2H泡排用量优化井采气曲线图

图9 1-3H车载气举井采气曲线图

图10 1-4H槽车气举井采气曲线图

6 结论

1）水平井携液临界流量的计算模拟结果显示，水平段较之垂直段、斜井段，水平段的携液临界流量最大，因而带液难度最大，低能量气井水平段处于泡状流态；当气井产量递减至携液临界流量时，需及时分步介入泡排工艺、继而是补充能量型的气举工艺，使气井能带液生产。

2）气液两相流压降模型中考虑泡沫流热阻力因素后，计算的单井泡排剂用量减少约15%～40%，消除了因药剂加注过量而导致井底泡沫堵塞情况。

3）对产水量较大的常规连续油管井，选择排压高、作业连续、经济性好的移动压缩机气举工艺，并打开小油管和小环空使其同时排液，降低井筒压损，提高气举排液效率；对全通径连续油管井，适宜采用气流量大、携液能力强的CNG罐装气举工艺。

4）现场应用效果良好。优化了17口连续油管井的泡排药剂用量，平均单井次药剂量减少25%，保证了气井稳产，消除了泡沫堵塞停产现象；优化了4口连续油管井的气举方式，排液增产效果显著。