气井油套环空积液高度与采气曲线动态特征

陈 鹏，徐文龙，徐自强

（1.中国石油长庆油田分公司科技发展部，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

气井积液后，随着积液高度的增加，其对地层产生的回压也逐渐增大，气井产气量和井口压力大幅下降，严重影响了气井产能的发挥。为此，几乎所有气田都在想尽办法排出井筒积液。为了制定比较有针对性的排水采气措施，必须详细掌握气井产液情况以及井筒积液状况。然而，受钻采工艺和地面工程影响，并不是所有气井的产液资料和井筒积液状况都能被详细掌握和长期监测。对于没有产液量计量以及采取井下节流工艺而导致井口油压失真的气井而言，如何判断气井产液以及是否积液，是排水采气技术选择和措施制定的首要任务。除井筒测试和井口计量外，为了搞清楚井筒的积液状况并计算井筒的积液量，科研技术人员开展了大量的理论研究和实例计算[1-5]。然而，对于没有产液量计量以及采取井下节流工艺而导致井口油压失真的气井，这些方法适用的井况条件有限。经过对井筒积液面动态变化过程和气井采气曲线特征的研究发现，气井采气曲线的波动变化与井筒油套环空积液高度的变化有一定的相关性和对应性。

1 井筒压力变化分析

根据连通器原理，对于采用单油管以及封隔器解封的压裂管柱作为生产管柱的气井而言，当气井处于关闭状态时，连通油管与油套环空的油管鞋处或者压裂喷砂滑套是油管与油套环空静压力平衡点。井筒压力平衡存在如下关系：

由于油管鞋或滑套口通常不会正对气层中深，如果油管鞋或滑套口高于气层中深，而井筒积液高于油管鞋或滑套口，则井筒压力存在如下平衡关系：

式中：Pth-井口油压，MPa；Pch-井口套压，MPa；Pfp-地层压力，MPa；Pcg-油套环空内天然气压力，MPa；Ptg-油管内天然气压力，MPa；Ptw-油管液柱高度产生的附加压力，MPa；Pcw-油套环空积液高度产生的附加压力，MPa；H－气层中深，m。

一般情况下，如果气井产液不多且井底能量充足的话，长期关井井口油套压会持平或者接近。当气井开井生产时，井口油压（Pth）开始下降，原有的压力平衡被打破，油管鞋或滑套口处油管内的压力开始降低，与油套环空内的压力、地层压力产生压力差，油套环空和地层内的天然气以及液体流向油管内，从而出现油套环空积液高度下降，油管积液高度上升的变化（见图1）。

图1 井筒积液分布与压力分布示意图

如果地层压力较高，储层向近井筒供给的天然气量大于等于井口的产气量，则油套环空流向油管的天然气和液量相对较少，反之则较多。受井筒压力变化影响，虽然油管内部分积液会被带出井筒，但如果气井积液比较严重，油管内的积液高度会明显高于油套环空的积液高度。如果气井产量平稳且生产延续，气井地层压力和油套环空的压力会随着时间不断的降低。当地层供给减少，产气量不足以将产出液全部携出井筒时，气井开始积液。

2 积液高度变化与井筒流动性分析

井筒积液后，随着生产的变化，井筒积液高度也在动态发生着变化，进而影响到井筒内天然气与液体的流动性。在生产过程中，由于天然气会将井筒的液体携带流动出井筒，对应生产管柱内的积液并不是以纯液相的形态存在，没有明确的静液面；而非生产管柱内的积液相对静止，有明确的积液面。当非生产管柱内静液面高于连接生产管柱的流动通道时，便在积液面以上形成死气区而无法流动，随着静液面高度的变化，死气区内的天然气或压缩或膨胀，进而导致套压的波动变化。

对于采用单油管以及封隔器解封的压裂管柱作为生产管柱的气井而言，在开井生产状态下，油套环空积液高度与油管鞋或滑套口的位置关系存在以下5 种情况（见图2）。

图2 井筒积液高度动态变化过程示意图

（1）油管与油套环空液面均位于油管鞋或滑套口以下，油套环空与油管连通，套管气随着井口压力的下降不断流动进入油管；

（2）油套环空积液面位于油管鞋或滑套口以下，油管内积液高于油管鞋或滑套口，此时套管气依旧流入油管，油管内的积液高度处于动态变化过程；

（3）油管、油套环空液面略高于油管鞋或滑套口，油套环空积液上下波动，油套环空与油管间歇性连通，套管气随着油套环空积液高度变化间歇性进入油管；

（4）油套环空和油管液面均高过油管鞋或滑套口，油套环空积液高度的变化只起到压缩或者膨胀套管天然气的作用，而套管气不能流动进入油管；

（5）油套环空和油管液面均远远高过油管鞋或滑套口，套管气随着油套环空积液高度的增加被不断压缩，不能流动进入油管，气井处于水淹停产状态。

气井在生产过程中，从无积液到开始积液直至积液停产，经历着从a-b-c-d-e 的变化过程，随着地层能量的变化以及排水采气措施的实施，大部分气井井筒积液在b、c、d 之间来回波动变化。

3 环空积液高度与采气曲线波动特征

气井积液后，井筒积液高度产生的附加压降限制了井底储层天然气的产出，由积液高度变化引起的压力波动会反映在采气曲线上，采气曲线的形态和波动变化情况可以反映出井筒积液以及井口产出液的情况。采用油管生产且处于开井状态的气井，在一定情况下，套压和产量的波动变化情况与井筒油套环空积液高度与油管鞋或滑套口的位置关系具有一定的相关性（见图3）。

图3 井口套压与产气量波动变化趋势图

（1）油管与油套环空液面均位于油管鞋或滑套口以下，由于套管气进入油管时畅通无阻，采气曲线表现为：产气量相对稳定或缓慢递减，套压曲线呈现出一条平滑的递减曲线；

（2）油套环空积液高度位于油管鞋或滑套口附近时，积液面不断打开、关闭油管与油套环空连接通道，采气曲线表现为：产气量相对平稳，瞬时气量微微波动，而套压曲线则呈一条波动式递减曲线，平均递减率相对平稳；

（3）油套环空积液高度波动幅度较大，一会高于油管鞋或滑套口处，套管气被压缩，一会低于油管鞋或滑套口处，套管气流入油管生产。在地层产出气的补给下，短期内，采气曲线表现为：产气量曲线频繁波动，套压曲线呈现波浪式的起伏波动特征，曲线整体形态上无明显的递减趋势；

（4）油套环空积液高度明显高于油管鞋或滑套口，套管气变为死气而无法流动，当井口产出和储层供给相对较少时，短期内，井底压力相对处于平衡状态，油套环空积液高度短期内变化不大，采气曲线上表现为：产气量缓慢出现递减特征，而套压曲线近似一条直线；

（5）油套环空积液高度远高于油管鞋或滑套位置，套管气处于非流动状态。随着产气量的下降，油管积液不断增加产生的附加压降以及不断补给的地层能量，迫使油套环空积液高度进一步增加，与此同时地层部分产气进入套管，使得套压进一步增大。采气曲线表现为：产气量出现明显的下降，而套压曲线则呈现出一条压力恢复曲线；

（6）当上述情况变得更加糟糕时，气井被积液压死，产气量快速递减至无产出；而套压曲线在明显恢复后，不再明显上升，井筒积液产生的附加压降接近于地层压力。

因此，可以通过观察分析套压曲线和产气量曲线的波动变化形态，定性判断井筒油套环空积液高度和气井生产状况，从而定性判断气井积液的严重程度。

需要说明的是：上述判断分析方法适用配产稳定且连续生产的气井。对于经常调配产、井筒积砂以及长期停产气井的井筒积液判断并不适用。现场经验判断时，必须借助短期关井的油套压差变化以及井筒液面探测进行确定[1-5]。此外，由于气井日报数据间隔较长，无法反映油套压以及产气量的实时变化情况，建议采用气井每小时实时曲线对气井积液状况进行判断。

4 低渗砂岩气藏气井实例分析

以苏里格气田苏x-5-x 井为例：

该井油管内径62 mm，采用井下节流工艺生产，井口产量无法调节。从气井整体生产曲线判断，该井井筒虽有一定的积液但不严重，短时关井井口压力恢复较好，开井后井口油套压快速下降，产量瞬间增大，明显高于连续生产水平，具备一定的携液能力。

2019 年6 月至2020 年9 月期间，该井累计短时关井6 次。2019 年6 月，短时关井油套压差较大，判断井筒积液严重，井筒积液高度高于压裂喷砂滑套位置，随后生产过程中，套压处于波动递减过程。

2020 年8 月和9 月该井在2 次短期关井期间，油套压差较小，而开井生产后，日产水平较高。分析判断，该井开井后，井筒积液高度应该有所降低。

经调取该井油套环空积液探测记录（见表1），进一步验证了上述的判断。该井在2019 年7 月至2020 年9月期间，油套环空回声仪探液面3 次。2019 年7 月9日探的油套环空液面深度3 354 m，液柱高度236 m，高于滑套位置3 545 m，2019 年8 月20 日前后套压出现波动性上涨，8 月30 日探测液面深度3 296 m，液柱高度294 m，较7 月9 日液面高度有所增加。2020 年8月14 日探测油套环空液面深度3 565 m，液柱高度25 m，接近滑套口位置。分析认为，该井在8 月12 日开井后，由于产气量高于临界携液流量，井筒积液被大量带出。

表1 苏x-5-x 油套环空液面探测记录表

5 结论与认识

积液会增加井底的回压，导致井筒乃至井口压力重新分布。采气曲线是气井产气量和井筒压力变化的真实反映。油管生产时，井筒积液高度与油管油套环空连接通道的位置关系，影响着套管气进入油管的多少，进而影响着套压的波动变化。去除井筒积砂、气井调配产等因素，井筒油套环空积液高度的变化与气井套压的波动变化具有一定的相关性。因此，通过对气井采气曲线波动变化特征分析，在一定条件下可以定性判断井筒的积液状况，为气井排水采气措施的选择和制定提供参考依据。