水平井积液诊断理论方法优选

李硕岚

（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司，吉林长春 130000）

0 引言

松南火山岩气田处于松辽盆地南部长岭断陷达尔罕断凸带北段，是在断凸带上因火山喷发形成的断背斜构造，属常温、常压、富含CO2、具有底水的块状气藏，具备水平井开发优势，水平井占比93%，随着近年来集输系统全面降压，气水界面不断抬升，水侵影响逐渐加剧，火山机构低部位气井面临停喷风险，高部位气井面液携液困难的生产现状，同时水平气井井筒流态相比直井更加复杂，因此积液诊断研究在底水气藏开发中至关重要。针对高气液比（气液比＞1400）的气井采用临界携液流量法进行积液诊断，针对低气液比（气液比＜1400）气井采用持液率方法进行积液诊断。

1 临界携液流量积液诊断法

1.1 理论支撑

传统临界携液流量模型主要有Turner模型，李闵模型、Coleman模型、王毅忠模型等，模型主要针对直井携液，Belfroid模型考虑到管柱倾斜角度对液滴影响，使大斜度井及水平井携液有了理论支撑，后期江建、王琦等对Belfroid模型系数进行了修正。

传统临界携液流速表达式：

考虑井斜角的临界携液流速表达式：

上述学者研究主要针对直井携液，在Turner液滴模型基础上进行系数修正，其中Turner模型系数为6.6[1]；李闵认为液滴被气流向上携带的过程中发生变形呈椭球状，模型系数修正为2.5[2]；Coleman在Turner液滴模型基础上对井口压力低于3.45 MPa的井进行计算，模型系数修正为4.45[3]；王毅忠认为液滴被气流向上携带的过程中发生变形呈球帽状，模型系数修正为1.8[4]；Belfroid考虑到管柱井斜角对液滴的影响，对液滴模型进行了修正，系数取值5.46[5]；江健通过实验数据对井斜段Belfroid模型进行修正，系数取值4.3[6]；王琦基于目前临界携液模型都是针对连续携液，计算值偏高，提出振荡式冲击携液理论，即当倾斜井段未达到连续携液，液相有回落，倾斜段依然能正常携液[7]；同时王琦、李颖川等在实验研究中发现不同压力及临界携液流速下，井斜角在50°左右临界携液流速达到最大，小于 50°时，随井斜角度的增大，临界携液流速逐渐增大，大于 50°时，随着井斜角的增大，临界携液流速逐渐减小[8]。

临界携液流量公式为：

式中：ρg—天然气密度，kg/m3；ρl—液体密度，kg/m3；σ—气液表面张力，N/m；p—流压，MPa；T—流体温度，K；Z—p、T条件下的气体偏差系数，无因次；vg—临界携液流速，m/s；k—模型系数，无量纲；qg—临界携液流量，m3/d；A—管柱横截面积，m2；θ—井斜角，°。

1.2 现场评价

利用上述临界携液流量模型的计算方法，分别对松南气田14口高气液比（气液比＞1400）气井进行计算，计算结果通过对比测流压液面情况及实际生产情况，优选出适合松南气井的临界携液流量模型；判断依据为当实际产气量大于临界携液流量，井筒不积液，当实际产气量小于临界携液流量，井筒积液，油管输气气井临界携液流量取管脚处最大值，油套同输气井取整个井筒内临界携液流量的最大值。

传统临界携液流量模型中Turner模型计算结果明显偏大，与实际测压情况相比符合率较低，王毅忠模型符合率较高，但未判定出2口积液井情况，计算结果偏小，李闵模型、Coleman模型符合率较高，其中Coleman模型对2口积液井诊断准确率更高，且松南气井目前井口压力都低于3 MPa，更符合模型特性；考虑井斜角的临界携液流量模型中，Belfroid模型及江建修正模型结果偏大，符合率较低，王琦修正模型符合率更高，且对积液井的诊断更加准确。对于水平井携液，如图1所示，井斜角对临界携液流量影响较大，井斜角达到50°时最大，最难携液，随着井斜角角度不断增大，进入水平段，临界携液流量开始减小。

图1 腰平8井井斜角与临界携液流量关系曲线

2 持液率积液诊断法

2.1 理论支撑

当气井气液比较低（＜1400）时，井筒中会以段塞流、过渡流、泡流等多种形式存在，以液滴为理论依据的临界携液流量模型已不适用，采用持液率进行积液诊断，当井筒内各段实际持液率都小于理论持液率，气井能正常携液，不会产生积液。

Hagedorn和Brown在实验中进行了两相流的实验，根据实验，确定理论持液率需要以下四个无因次参数，通过查询图版确定理论持液率[9]。

实际持液率计算公式：

2.2 现场评价

计算松南气田13口低气液比（GLR＜1400）气井理论持液率及实际持液率，11口井实际持液率小于理论持液率，2口井实际持液率大于理论持液率。通过对比实际生产及测压情况，持液率计算判断井筒积液情况相对准确，其中腰平25井、腰平7井实际持液率大于理论持液率，积液严重，目前已实施连续气举（YP25）及电潜泵（YP7）排水采气，腰平11井、腰平12井实际持液率接近理论持液率，有积液风险，下步实施电潜泵排采。

表1 考虑井斜角模型计算临界携液流量与实际生产情况对比

3 结论

1）对于高气液比气井（气液比＞1400），传统临界携液流量模型中Tunner模型计算值偏大，王毅忠模型计算值偏小，二者不适用于松南气井，李闵模型及coleman模型计算值与实际情况偏差更小，其中coleman模型更适用于井口压力较低（＜3.45 MPa）的气井，对于积液井诊断更准确，考虑井斜角的临界携液流量模型中，Belfroid模型及江健修正模型结果偏大，符合率较低，不适用于松南气井，王琦修正的振荡式冲击理论模型，符合水平井生产实际，且对积液井的诊断更加准确；

2）通过对比分析临界携液流量与井斜角的关系，对于水平井，井斜角在50°时临界携液流量最大，在造斜段容易发生滑脱，最难携液；

3）对于低气液比气井（气液比＞1400），持液率诊断更为准确，实际持液率较大的气井在生产实际中面临携液困难及积液停喷的问题，此计算方法适用于现场积液诊断。