熊鈺 ，劉斌 ，徐文龍 ，談泊 ，黃雨

（1.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；2.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710018）

引言

由于氣井積液會造成氣井產(chǎn)能大幅下降，因此需及時準確預(yù)測井筒積液量，實施對應(yīng)有效的排水采氣措施[1-4]，保護氣井產(chǎn)能。穆林[5]等人利用井筒臨界攜液流速剖面與真實流速剖面進行比較來判斷積液面位置；茍三權(quán)[6]提出了氣井短期生產(chǎn)過程中采用油套壓下降幅度計算積液高度的方法；張公社等人[7]提出用地層壓力和井筒靜止壓力平衡來求取停噴時最大積液高度的方法；趙春立、楊志等人[8-9]給出了氣井油套連通與不連通2種情況下利用氣井短期生產(chǎn)過程中油套壓下降幅度來計算積液高度的方法。前人主要采用氣井短期生產(chǎn)過程中油套壓下降幅度或者關(guān)井油套壓差來計算積液高度，無法預(yù)測長期開井生產(chǎn)狀態(tài)下氣井積液量。 本文提出2種利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)預(yù)測低滲氣藏低產(chǎn)氣井積液量的簡易新方法，考慮了氣井長期生產(chǎn)狀態(tài)下地層壓力下降的問題，在不影響氣井正常生產(chǎn)制度的情況下能及時判斷積液情況，從而采取有效的排水采氣措施保護氣井產(chǎn)能。

1 油套環(huán)空積液高度

如果氣井以合理產(chǎn)量進行穩(wěn)定生產(chǎn)，產(chǎn)氣量與氣藏供氣能力相匹配，當井筒不存在積液時，氣井在相對短期內(nèi)(數(shù)日乃至 1個月內(nèi))井底流壓和井口油壓、套壓變化不大，自然下降率很小（幾乎為0)，即在相對短期內(nèi)可以忽略氣藏自然遞減率。于是根據(jù)井筒由無積液狀況到形成積液時井口油套壓差的變化，即可初步確定環(huán)空積液高度。

井筒液體壓力可表述為:

由上式可知：

則可得到油套環(huán)空內(nèi)液柱高度為：

隨著開采進行，地層壓力的下降影響到套壓的下降。引入單位套壓降下的產(chǎn)氣量，認為當單位套壓降下的產(chǎn)氣量在允許的一定范圍內(nèi)波動時，對應(yīng)階段的積液高度是基本不變的，由此可以排除地層壓力下降對計算環(huán)空積液的影響。

經(jīng)過若干口井環(huán)空積液高度的計算和統(tǒng)計，獲得了二者間的關(guān)系：

2 假定液流的多相流改進計算方法

蘇里格氣田大部分低滲低產(chǎn)氣井存在著井底流入水量小、井筒中有積液且油管中存在氣液兩相流段、井口并無計量的產(chǎn)水量的情況?，F(xiàn)有的氣液兩相流算法難以正確計算井筒中的壓力剖面，進而無法準確預(yù)測井筒積液量。若井筒中存在一定量的積液，這些積液無論處于何種狀態(tài)，其在氣流舉升時所造成的重力壓降損失都應(yīng)當是一致的，即當以套壓計算的井底壓力與井口油壓為限定條件時，油管中附加壓降被認為是積液造成的壓降，利用Hagedorn-Brown兩相流模型[10]假定產(chǎn)液量，擬合井筒壓降得到持液率剖面中的總液量則為積液量。

3 校正單相流簡易快速計算方法

前述建立的假定液流的計算方法相對較復(fù)雜，運算時間較長，為了現(xiàn)場能夠快速準確地獲得氣井積液量，提出另一種積液量的快速簡易計算方法——校正單相流改進計算方法。如圖1所示系統(tǒng)①與系統(tǒng)②，將紅線框內(nèi)液相與氣相考慮為一個整的系統(tǒng)，雖然積液的存在狀態(tài)不同，但系統(tǒng)①與系統(tǒng)②對井底產(chǎn)生的壓力損耗基本相同（等于系統(tǒng)的重力除以油管截面積）。

圖1 校正單相流模型示意圖

雖然由于流態(tài)不同產(chǎn)生的摩阻不同，但其值相差非常小。因此可以將油管中流態(tài)處理為單相流與純液柱的疊加，將套壓計算出的井底流壓作為限定條件即可計算出積液量。其迭代計算步驟如下。

（5）計算井底流壓：

其中，積液量計算方法為：

4 實例計算

利用蘇里格2口有實測壓力數(shù)據(jù)（表1）的井分析2種計算方法的準確性（表2，圖2～5）。

表1 計算實例井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

表2 各模型計算結(jié)果分析

實測積液量按井筒實測壓力剖面求得，即：

圖2 蘇14-6-12井壓力剖面對比（多相流）

圖3 蘇14-6-52井壓力剖面對比（多相流）

圖4 蘇14-6-12井壓力剖面對比（單相流）

圖5 蘇14-6-52井壓力剖面對比（單相流）

從表2、圖2～圖5可以看出，雖然計算模型壓力剖面與實測壓力剖面不一致，但其計算出的積液量與實測值是相吻合的。這說明無論積液在井筒中以何種形式存在，其占主要作用的重力壓降是一致的。

綜合環(huán)空積液高度計算模型及油管積液量計算模型，并編制相應(yīng)的計算程序，選取2010年8月至2013年8月3年期間有產(chǎn)水計量的蘇37-15井作積液高度分析，結(jié)果見圖6。該井為老井，設(shè)置環(huán)空積液高度初值為0，即所計算出的積液高度為增加值。

圖6 蘇37-15井生產(chǎn)曲線及積液高度曲線

（1）2010年12月到2011年1月期間井口生產(chǎn)特征表現(xiàn)為套壓迅速上升，產(chǎn)氣量下降，產(chǎn)水量減少，疑似積液量增多，利用本文提出的方法計算出這段時間油管積液高度明顯上升，平均上升速度為6.67m/d，同時環(huán)空積液高度上升，平均上升速度為1.89m/d，計算結(jié)果與判斷結(jié)果相吻合。

（2）2011年1月至2013年3月期間井口生產(chǎn)特征表現(xiàn)為套壓上升，產(chǎn)氣量上升，產(chǎn)水量上升。針對這種井口特征無法判定是積液增多引起的還是積液減少引起的，利用本文提出的方法計算出這段時間油管積液高度小幅上升，平均上升速度為 1.16m/d，環(huán)空積液高度平均上升速度為 0.51m/d。由計算結(jié)果可知，這段時間由于產(chǎn)出水的增加，使得積液速度放緩，產(chǎn)氣量回升。其余時間段可進行類似分析。

5 結(jié)論

（1）單位套壓降下的產(chǎn)氣量在允許的一定范圍內(nèi)波動時，對應(yīng)階段的積液高度基本不變。

（2）無論積液在井筒中存在形式如何，重力壓降都是其主要作用形式。

（3）本文建立的積液預(yù)測模型能在氣井不關(guān)井的狀態(tài)下，利用生產(chǎn)動態(tài)曲線能準確計算出油管與油套環(huán)空中積液量，同時可分析積液變化趨勢。

[1]張大椿,劉曉,李遠亮，等.凝析氣藏井筒積液的診斷及排除方法綜述[J].特種油氣藏,2009,16(3):10-14.

[2]Dousi N, et al. Modelling the gas well liquid loading process[ C].SPE95282,2005,1-10.

[3]徐志杰.采氣井底積液方法的判斷與計算[J].山西建筑,2012,38(20):122-123.

[4]Ga?l Chupin et al. Ⅰntegrated wellbore/reservoir model predicts flow transients in liquid—loaded gas wells[ C]. SPE 110461, 2007,1-12.

[5]穆林,王麗麗,溫艷軍，等.氣井積液動態(tài)分布研究[J].石油天然氣學(xué)報（江漢石油學(xué)院學(xué)報）,2005,27(2):406-408.

[6]茍三權(quán).氣井井筒液面位置確定的簡易方法[J].油氣井測試,2006,15（4）:25-26

[7]張公社,崔金榜,劉東,等.氣井井筒積液與排液周期預(yù)報技術(shù)[J].石油天然氣學(xué)報（江漢石油學(xué)院學(xué)報）,2008,30(6):328-331.

[8]趙春立,楊志,張正祖.氣井井筒積液及其高度研究[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報:自然科學(xué)版,2011,13(5):93-96.

[9]楊志,趙春立,劉雄偉,等.大澇壩凝析油氣田氣井積液判斷與積液深度計算[J].天然氣工業(yè),2011,31(9): 62-64.

[10]李士倫.天然氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,2008,109-117.

[11]王林,彭彩珍,倪小偉，等.氣井井底流壓計算方法優(yōu)選[J].油氣井測試,2011,20(4):25-26.