周 琴

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

徐深氣田位于松遼盆地北部徐家圍子斷陷徐中構(gòu)造帶上，儲集空間類型以微孔隙、杏仁體內(nèi)孔、氣孔、微裂縫及溶蝕孔為主，儲層平均滲透率為0.35 mD，平均孔隙度為7.10%，在營一段、營三段獲得工業(yè)氣流。目前,徐深氣田出水井數(shù)已占總投產(chǎn)井數(shù)的44.87%，出水類型以裂縫弱水竄型為主，出水井產(chǎn)氣量多低于5×104m3/d，產(chǎn)水量多在5 m3/d以下[1-5]。多年來，針對氣井攜液的計算方法研究較多，氣井攜液模型主要有Turner的球形液滴攜液模型[6]和改進后的Turner橢球形液滴攜液模型[7]，但針對火山巖氣藏出水井臨界攜液影響因素的研究較少，因此，重點研究徐深氣田水井臨界攜液影響因素。通過對徐深氣田A區(qū)塊氣井實測資料的計算分析，獲得氣井井筒內(nèi)臨界流速和臨界流量隨深度、溫度和壓力的變化規(guī)律，將該成果應(yīng)用于A區(qū)塊的出水分類治理，取得較好的效果，對于徐深氣田氣井配產(chǎn)具有重要參考意義。

1 計算模型

通過與徐深氣田氣井實際攜液結(jié)果對比，Turner模型計算的臨界攜液流量比徐深氣田氣井實際臨界攜液流量偏高，而改進后的Turner橢球形液滴攜液模型與徐深氣田氣井實際情況較為接近，故采用改進后的Turner橢球形液滴模型。假設(shè)井筒內(nèi)流態(tài)為霧狀流，液滴以分散相存在于連續(xù)氣相中，其計算模型為：

(1)

(2)

式中：ν為氣井臨界攜液流速，m/s；ρ1為液體密度，kg/m3；ρg為氣體密度，kg/m3；σ為氣水界面張力，N/m；qcr氣井臨界攜液流量，104m3/d；A為油管截面積，m2；p為計算點壓力，MPa；Z為無因次偏差系數(shù)；T為溫度，K。

2 影響因素

2.1 油管尺寸對氣井臨界攜液流速和臨界攜液流量的影響

由式(1)、(2)可以看出，影響氣井臨界攜液流速的因素為壓力和溫度，而影響氣井臨界攜液流量的因素為油管內(nèi)徑、壓力和溫度。因此，首先分析油管內(nèi)徑對氣井臨界攜液的影響規(guī)律。由于油管內(nèi)徑與氣井臨界攜液流量成正比關(guān)系，油管內(nèi)徑越大，臨界攜液流量越高，計算3種內(nèi)徑分別為50、62、76 mm的油管，在壓力為10 MPa和溫度為140 ℃時，氣井的臨界攜液流量分別為1.18×104，1.82×104，2.73×104m3/d(圖1)。由此可見，當油管內(nèi)徑從50 mm增至76 mm，內(nèi)徑增加了0.52倍，而臨界攜液流量增加了1.31倍。因此，油管內(nèi)徑的增大會極大地增加氣井臨界攜液流量，生產(chǎn)過程中當產(chǎn)量下降時，更早達到臨界攜液流量，當產(chǎn)量低于臨界攜液流量時會造成攜液困難。徐深氣田油管內(nèi)徑大多為62 mm和76 mm，鮮有內(nèi)徑為50 mm的小油管[8-10]，在工藝條件許可的情況下，更換小油管可以解決氣井攜液困難的問題，改善氣井的攜液能力。

2.2 溫度對氣井臨界流速和臨界流量的影響

根據(jù)徐深氣田實際生產(chǎn)情況，設(shè)計溫度取值范圍為10～135 ℃，基本涵蓋氣井井底到井口的溫度變化，壓力取當前多數(shù)出水氣井井底壓力10 MPa，氣水界面張力隨溫度變化關(guān)系通過實驗結(jié)果進行回歸(表1)，得到氣水界面張力與溫度的函數(shù)關(guān)系：

σ=0.0811T-0.038

(3)

圖1 徐深氣田3種不同油管內(nèi)徑與氣井臨界攜液流量關(guān)系

溫度/℃界面張力/(N·m-1) 17.4575.503 36.8826.065 60.8886.785 108.3248.349 130.8649.956 133.21110.726

計算結(jié)果表明：隨著井筒內(nèi)溫度的升高，臨界攜液流速從0.76 m/s逐漸升高至0.96 m/s，且臨界流速隨溫度變化呈二次曲線遞增關(guān)系；而臨界攜液流量從2.55×104m3/d降低至1.84×104m3/d，為二次曲線遞減關(guān)系，表明隨著溫度的升高，臨界攜液流量與臨界攜液流速的變化方向相反(圖2)。

圖2 徐深氣田氣井臨界攜液流速

和臨界攜液流量隨溫度的變化關(guān)系

2.3 壓力對氣井臨界攜液流速和臨界攜液流量的影響

根據(jù)徐深氣田實際生產(chǎn)情況，設(shè)計壓力取值為5～30 MPa，基本涵蓋氣井從井底到井口的壓力變化范圍，溫度取當前出水氣井井筒中間溫度50 ℃，氣水界面張力與壓力無關(guān)，地層水密度受壓力影響較小，可忽略不計。

隨井筒內(nèi)壓力的增加，臨界攜液流速從1.23 m/s下降至0.48 m/s，臨界攜液流速隨壓力變化呈冪指數(shù)遞減關(guān)系，表明隨壓力升高，氣體密度上升，導致攜液能力增大，因此，可以通過減小臨界流速實現(xiàn)對液滴的托舉；而臨界流量由1.55×104m3/d增加至3.58×104m3/d，呈冪指數(shù)遞增關(guān)系(圖3)。

圖3 徐深氣田氣井臨界攜液流速、臨界攜液流量隨壓力的變化關(guān)系

由于隨著深度的增加，溫度和壓力均增加，因此，氣井的臨界攜液流速和臨界攜液流量變化規(guī)律最終取決于壓力和溫度的主導地位，從而決定氣井臨界攜液流速和臨界攜液流量隨深度的變化規(guī)律。

2.4 多因素影響規(guī)律

為進一步研究徐深氣田氣井臨界攜液流速和臨界攜液流量在井筒內(nèi)的真實分布規(guī)律，以徐深氣田A區(qū)塊X井沿井筒實測流壓和流溫資料為例(表2)，計算該井筒內(nèi)的實際臨界攜液流速和臨界攜液流量。結(jié)果表明，臨界攜液流速隨著深度的增加逐漸減小。說明在深度增加的過程中，盡管溫度增加使臨界攜液流速增加，但壓力增加卻使臨界攜液流速減小，二者共同作用的最終結(jié)果是臨界攜液流速隨深度的增加而減小，說明壓力在對臨界攜液流速的影響上占據(jù)主導作用(圖4)。

臨界攜液流量隨深度增加出現(xiàn)一個拐點，拐點深度在1 800 m左右，在未達到該拐點深度時，臨界攜液流量隨深度的增加從2.68×104m3/d減小至2.64×104m3/d；超過拐點深度后，攜液流量從2.64×104m3/d增加至2.89×104m3/d。表明在井筒上部(低于1 800 m)，溫度對氣井臨界攜液流量的影響大于壓力的影響[11-13]，溫度為影響臨界攜液流量的主導因素；而在井筒下部(高于1 800 m)，壓力對氣井臨界攜液流量的影響大于溫度的影響，壓力為影響臨界攜液流量的主導因素(圖5)。由此可見，此類井臨界攜液流量的最大值出現(xiàn)在氣井井筒底部，故計算氣井臨界攜液流量時，需要計算整個氣井井筒的臨界攜液流量分布，才能最終確定該井的臨界攜液流量值[14-20]。

表2 徐深氣田A區(qū)塊X井實測流壓和流溫數(shù)據(jù)

圖4 徐深氣田A區(qū)塊X井井筒內(nèi)

臨界攜液流速沿井筒分布曲線

圖5 徐深氣田A區(qū)塊X井井筒內(nèi)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

利用研究成果可準確計算出A區(qū)塊出水井的臨界攜液流量，并有針對性地開展出水井分類治理。對于產(chǎn)氣量高于臨界攜液流量的井，制訂合理的工作制度控水采氣，以升深平1井為例，確定合理產(chǎn)量為22×104m3/d，以合理產(chǎn)量生產(chǎn)可以延長帶水采氣期，提高最終采收率。對于產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量的井，采取排水采氣措施，以徐深A5井為例，當產(chǎn)氣量低于臨界攜液產(chǎn)量后，氣井已不能正常生產(chǎn)，對該井開展連續(xù)開關(guān)井排水實驗，實施該措施后，目前已累計增氣436.98×104m3。

4 結(jié) 論

(1) 油管內(nèi)徑對氣井臨界攜液流速沒有影響，而與氣井臨界攜液流量成正比關(guān)系；在工藝技術(shù)許可的前提下，更換小內(nèi)徑油管可以解決徐深氣田出水氣井攜液困難，改善氣井的攜液能力。

(2) 徐深氣田A區(qū)塊X氣井臨界攜液流速隨著深度的增加逐漸減小。說明在深度增加的過程中，二者共同作用的最終結(jié)果是臨界攜液流速隨深度的增加而減小，壓力在對臨界攜液流速的影響上占據(jù)主導作用。

(3) 氣井臨界攜液流量隨井筒深度的增加先逐漸減小，到達拐點深度后又逐漸增加。在到達拐點深度之前，溫度為影響氣井臨界攜液流量的主導因素；超過拐點深度時，壓力為影響氣井臨界攜液流量的主導因素。

(4) 徐深氣田在計算氣井臨界攜液流量時，應(yīng)計算氣井井筒各個深度位置的臨界流量，選取最大值作為該井的臨界攜液流量值。

(5) 對于產(chǎn)氣量高于臨界攜液流量的井，制訂合理的工作制度控水采氣；對于產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量的井，采取排水采氣措施。