何妮茜

摘 ? ? ?要：涪陵頁巖氣田位于川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜，是我國首個(gè)具備商業(yè)性開發(fā)的大型頁巖氣田。隨著氣田的開發(fā)，氣井井筒積液的問題日益凸顯，并影響著單井產(chǎn)能。根據(jù)氣田的實(shí)際生產(chǎn)情況，分析氣田實(shí)測(cè)井筒流壓梯度特征，對(duì)比不同氣液比條件下的臨界攜液流量特征，建立氣田積液的判別標(biāo)準(zhǔn)。研究表明：氣井積液過程中，井筒的流壓梯度曲線有規(guī)律性;最大流壓梯度-流壓梯度差圖和逐步判別分析方法可判斷積液程度;氣液比越低，實(shí)際產(chǎn)量應(yīng)越高于理論臨界攜液流量，需要對(duì)不同氣液比條件下的臨界攜液流量進(jìn)行修正;綜合井筒流壓梯度曲線特征、井筒流壓梯度值、逐步判別分析、臨界攜液流量模型等方面建立的氣田積液判別標(biāo)準(zhǔn)的應(yīng)用結(jié)果較好。

關(guān) ?鍵 ?詞：頁巖氣;井筒積液監(jiān)測(cè);積液判別標(biāo)準(zhǔn);流壓梯度;臨界攜液流量

中圖分類號(hào)：TE37 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ? ? ? 文章編號(hào)： 1671-0460（2020）02-0467-06

Abstract： ?Fuling shale gas field is located in Wanxian syncline of hign-steep fold belt in Eastern Sichuan， which is the first large-scale shale gas field with commercial development value. Along with the development of the gas field，the problem of wellbore liquid loading is getting more and more serious， and affecting the well productivity. Based on the actual production conditions of gas field， the characteristics of flowing pressure gradient were statistically analyzed， the critical liquid carrying flow rates in different GLR were compared. Then on the base of these， discrimination standard of wellbore liquid loading in the gas well was established. The results showed that with the wellbore liquid increasing， flowing pressure gradient was regular. The results also proved the chart of maximum flowing pressure gradient and gradient gap and discriminant analysis can judge wellbore liquid loading level in a certain partition. The lower the GRL， the higher the actual production pressure is than the critical liquid carrying flow rate， and the critical liquid carrying flow rate should be reconsidered in different GRL. Discrimination standard of wellbore liquid loading in Fuling by comprehensively using the characteristics of flowing pressure gradient， discriminant analysis and critical liquid carrying flow rate has good application effect.

Key words： ?gas filed; ?monitoring of wellbore liquid loading; ?discrimination standard of wellbore liquid loading;flowing pressure gradient; ?critical liquid carrying flow rate

隨著氣井的開發(fā)，井筒積液的問題逐漸凸顯。井筒積液將增加氣層的回壓，嚴(yán)重限制氣井產(chǎn)能，影響氣田的開發(fā)，因此在氣井生產(chǎn)過程中，應(yīng)加強(qiáng)實(shí)施氣井的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，對(duì)氣井進(jìn)行合理配產(chǎn)。有研究學(xué)者根據(jù)各氣田的開發(fā)特征，開展了相關(guān)的積液分析工作，得到了諸多成果，為氣田的開發(fā)做出了貢獻(xiàn)[1-7]。涪陵頁巖氣田是中國首個(gè)具備商業(yè)性開發(fā)的大型頁巖氣田，也是目前全球除北美以外最大的頁巖氣田[8，9]，涪陵頁巖氣田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)對(duì)國內(nèi)頁巖氣藏的進(jìn)一步開發(fā)有重要意義。目前涪陵頁巖氣田對(duì)井底積液的監(jiān)測(cè)工作也持續(xù)進(jìn)行中，但仍缺乏有效的積液判別標(biāo)準(zhǔn)，因此，根據(jù)涪陵頁巖氣田實(shí)際生產(chǎn)情況，制定了涪陵頁巖氣田積液的判別標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)氣田的開發(fā)具有積極意義。

1 概況

涪陵頁巖氣田位于重慶涪陵，屬于川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜（圖1），截至2016年底，探明儲(chǔ)量3 805.98×1012m3，含氣面積383.54 km2，已經(jīng)建成100億的產(chǎn)能，是全球除了北美之外最大的頁巖氣田。氣田產(chǎn)層主要為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組一段灰黑色炭質(zhì)筆石頁巖。氣體組分以甲烷為主（平均含量98%），不含硫化氫。氣層底界埋深2 250～3 500 m，地溫梯度2.73°/100 m[10]。根據(jù)涪陵頁巖氣田的地質(zhì)構(gòu)造特征，可以分為主體構(gòu)造區(qū)、西南復(fù)雜構(gòu)造帶、西部復(fù)雜區(qū)和東部裂縫發(fā)育帶。主體構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)與斷裂、裂縫發(fā)育帶保存條件差異明顯，東南部與西南部斷裂發(fā)育帶保存條件差，產(chǎn)量相對(duì)主體構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)較低，鉆井液漏失量較大，壓力系數(shù)顯示為常壓。根據(jù)氣液比特征，將涪陵頁巖氣田分為低氣液比區(qū)（GRL<1萬m3/m3）、中氣液比區(qū)（1≤GRL≤5萬m3/m3）、高氣液比區(qū)（GRL≥5萬m3/m3），氣田主要屬于中氣液比區(qū)。根據(jù)氣田的地質(zhì)特征，認(rèn)為研究區(qū)產(chǎn)出水的主要來源是鉆井、射孔、完井、酸化或壓裂過程中，滲入儲(chǔ)層的入井液。

2 ?井筒積液判斷方法

氣井積液是指當(dāng)氣體流速低于連續(xù)排液臨界流速時(shí)，氣井中液體不能有效被氣體攜帶出而在井筒中積聚的現(xiàn)象。一般的，井筒內(nèi)氣液兩相流物理模型為：氣井初始生產(chǎn)時(shí)產(chǎn)氣量大，液體被高速氣流所攜帶，滑脫速度趨近為零，此時(shí)井筒流態(tài)為霧狀流。隨著氣井的產(chǎn)量減少，氣體流速下降，含水量逐漸升高，紊亂的流動(dòng)將向四周排擠，液相介質(zhì)在油管內(nèi)表面形成帶有波面的液環(huán)，此時(shí)該井段的井筒流態(tài)為環(huán)狀流。在中后期，氣相流量不斷減少，大氣泡之間被塊狀液相隔開，大氣泡四周水膜有時(shí)向下流動(dòng)，形成段塞流。后期液體比例更大，大量小氣泡被包容在液體匯總，此時(shí)該井段井筒為泡狀流[11，12]。

井筒積液判斷方法較多，目前涪陵頁巖氣田對(duì)氣井生產(chǎn)過程中監(jiān)測(cè)井底積液的常用判斷方法有產(chǎn)量變化經(jīng)驗(yàn)判斷法、井口油套壓差判斷法、臨界攜液流量判斷法、實(shí)測(cè)流壓梯度曲線法以及測(cè)液面法等。一般的，臨界攜液流量判斷法的適用范圍廣[2-5，13，14]，實(shí)測(cè)壓力梯度曲線法的應(yīng)用效果最好[4，11]。

3 ?實(shí)測(cè)井筒流壓梯度法

在水平井積液理論方面，魯光亮等人研究認(rèn)為，斜井段井筒流態(tài)呈段塞流，液膜最厚，液體運(yùn)動(dòng)緩慢，滑脫最為嚴(yán)重，認(rèn)為斜井段的液相滑脫是水平井積液的主要原因，且造斜點(diǎn)處壓力降低明顯，壓降損失主要在A靶點(diǎn)以上的斜井段[15]。管虹翔、李麗等人的研究結(jié)果表明，臨界攜液流速隨著井斜角增大而減小;westende和張德政等的研究結(jié)果表明，臨界攜液流速隨著井斜角的增大，臨界攜液流速先增大后減小，并認(rèn)為對(duì)于水平氣井，井筒最容易積液段在30～50°處[3]。目前，涪陵頁巖氣田采用鋼絲輸送壓力計(jì)測(cè)壓，壓力計(jì)下入深度在井斜角45～60°內(nèi)，基本可以準(zhǔn)確反映井筒內(nèi)的積液情況，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況表明，流壓梯度曲線法可以適應(yīng)涪陵頁巖氣田判斷井筒積液的生產(chǎn)任務(wù)。

3.1 ?井筒流壓梯度曲線特征法

結(jié)合井筒流態(tài)特征和流壓梯度曲線特征，認(rèn)為氣井積液過程中，井筒的流壓梯度曲線特征變化見圖2a-g。圖2a-d，隨著積液越加嚴(yán)重，壓力曲線從直線漸漸變?yōu)橐粭l弧曲線，流壓梯度曲線也是從一條直線漸漸變?yōu)檎矍€，且流壓梯度越來越大，折曲線的拐點(diǎn)越來越靠近井口。

當(dāng)流壓梯度曲線呈圖2e-g時(shí)，表明井底積液已經(jīng)非常嚴(yán)重。壓力曲線和流壓梯度曲線呈典型的“L型”折線（兩截式），上部壓力值低，下部高。隨著積液的增加，壓力曲線的拐點(diǎn)向“右下點(diǎn)”偏移，“L型”上部的變化趨勢(shì)與圖2a-d的特征相似，下部積液段的特征基本不變;流壓梯度曲線的上部流壓梯度值低，下部壓力值突變，且隨著積液的增加，突變的拐點(diǎn)向“右下”移，上部流壓梯度值漸增，底部積液段的流壓梯度值不變。

結(jié)合井筒積液的流態(tài)分類，在流壓梯度值突變的點(diǎn)，為液體滑脫處，并認(rèn)為圖2a中的井筒流態(tài)以霧狀流為主，隨著積液增多，環(huán)狀流和段塞流越加明顯，最后在圖2e-g段，可見井筒積液段。

此外，實(shí)測(cè)流壓曲線中，還出現(xiàn)了如圖2 h類似的曲線，圖2 h類曲線的主要特征為在井口流壓梯度的增大，表示在該井有積液，且生產(chǎn)氣量有能力將井底積液排出。

3.2 ?井筒流壓梯度值分析法

3.2.1 ?流壓梯度值敏感性分析

從壓降梯度數(shù)學(xué)方程可以看出，流壓梯度受多因素的影響，其中，積液情況、氣液比和生產(chǎn)管徑對(duì)流壓梯度曲線的影響不可忽視[16-18]。經(jīng)過研究發(fā)現(xiàn)，地質(zhì)構(gòu)造也對(duì)流壓梯度有一定的影響。分析涪陵頁巖氣田的流壓梯度特征，發(fā)現(xiàn)低氣液比區(qū)的流壓梯度高于中氣液比區(qū)高于高氣液比區(qū)（圖3）。

在其他條件一定的情況下，地質(zhì)構(gòu)造對(duì)流壓梯度的影響為：西南區(qū)>東區(qū)>西區(qū)>構(gòu)造主體區(qū)，這可能與不同地質(zhì)分區(qū)下的壓力不同有關(guān)（圖4）。

在其他條件意見一定的情況下，生產(chǎn)管柱尺寸越大，越容易積液，表現(xiàn)在當(dāng)采用套管進(jìn)行生產(chǎn)時(shí)，最大流壓梯度的集中范圍為0.1～0.3 MPa/100 m，當(dāng)采用油管進(jìn)行生產(chǎn)時(shí)，最大流壓梯度集中范圍為0.3～0.7 MPa/100 m（圖5）。

3.2.2 ?流壓梯度值特征

上述可知流壓梯度的影響因素較多，為了能應(yīng)用流壓梯度分析井筒積液的程度，需要先排除其他因素的干擾再進(jìn)行分析。基于此，按照構(gòu)造區(qū)與氣液比之間的關(guān)系，在不同的生產(chǎn)方式（油管生產(chǎn)、套管生產(chǎn)）進(jìn)行分區(qū)研究不同積液程度下流壓梯度的特征。

研究發(fā)現(xiàn)，在限定條件后，不同積液情況在最大流壓梯度-流壓梯度差圖上有較為明顯的區(qū)間。例如，構(gòu)造主體區(qū)的高氣液比區(qū)采用油管生產(chǎn)時(shí)，積液量較少時(shí)的最大流壓梯度小于0.28 MPa/100 m，流壓梯度差低于0.057 MPa/100 m，積液量多時(shí)的最大流壓梯度高于0.18 MPa/100 m，且流壓梯度差值高于0.041 MPa/100 m（圖6）。

3.3 ?Bayes逐步判別分析方法

綜上認(rèn)為，井筒的積液情況與最大流壓梯度和流壓梯度差以及氣液比值、地質(zhì)分區(qū)有關(guān)系，選擇上述參數(shù)，采用bayes逐步判別分析方法建立井筒積液判別函數(shù)。

如果Y1>Y2，則判定積液較多;反之，判定積液較少?；嘏薪Y(jié)果顯示，在積液樣本200個(gè)中，判別正確的數(shù)據(jù)點(diǎn)有200個(gè)，判別準(zhǔn)確率為90%，在積液樣本200個(gè)中，判別正確的數(shù)據(jù)點(diǎn)有200個(gè)，判別準(zhǔn)確率為78%，總體判別準(zhǔn)確率高達(dá)90.2%，整體分析認(rèn)為，樣本數(shù)量足夠且具有典型性，判別結(jié)果較為可靠。

4 ?臨界攜液流量模型判斷法

1969年，tuner等建立了液滴模型并得到了廣泛應(yīng)用。Tuner等人通過比較管壁液膜移動(dòng)模型和高速氣流攜帶液滴模型，認(rèn)為高速氣流攜帶液滴模型更適用于氣井積液研究[8]。并在假設(shè)已知?dú)饬鲾y帶的液滴是圓球形的前提下，推到出氣井臨界攜液流速計(jì)算公式為：

在頁巖氣田實(shí)際應(yīng)用中發(fā)現(xiàn)目前臨界攜液流量模型計(jì)算的攜液量偏低，表現(xiàn)在當(dāng)實(shí)際井口產(chǎn)氣量等于理論臨界攜液量時(shí)，位于圖7中的對(duì)角參考線上的點(diǎn)積液情況仍然較為嚴(yán)重。

此外，研究發(fā)現(xiàn)氣液比對(duì)目前的臨界攜液流量模型有影響，氣液比越低，計(jì)算的理論臨界攜液流量比實(shí)際臨界攜液流量偏低。要使積液少，實(shí)際產(chǎn)氣量則應(yīng)越高于理論臨界攜液流量，表明需要對(duì)不同氣液比條件下的臨界攜液流量進(jìn)行修正。令修正系數(shù)F=實(shí)際臨界攜液流量/理論臨界攜液流量。則高氣液比區(qū)F值為1.086，中氣液比區(qū)F值為1.237，低氣液比區(qū)F值為1.283。

5 ?氣田積液的判別標(biāo)準(zhǔn)及應(yīng)用效果

5.1 ?積液判別標(biāo)準(zhǔn)

綜上所述，建立氣田積液的判別標(biāo)準(zhǔn)，見表1。

5.2 ?應(yīng)用效果分析

以JY-AHF井為例進(jìn)行應(yīng)用效果分析，分析該井2015年10月6日積液較多，日均產(chǎn)水3.52 m3/d，日均產(chǎn)氣量8萬m3/d，10月10日進(jìn)行提產(chǎn)至日均10萬m3/d進(jìn)行帶液，帶液期間產(chǎn)水量明顯增加，日均產(chǎn)水7.83 m3/d，2015年12月30再次進(jìn)行積液分析，結(jié)果顯示積液較少。

6 ?結(jié)論

（1）實(shí)測(cè)流壓梯度的應(yīng)用效果最好，結(jié)合井筒流態(tài)特征和流壓梯度曲線特征，認(rèn)為氣井積液過程中，井筒的流壓梯度曲線有規(guī)律性，其變化特征見圖2a-g。

（2）流壓梯度受多因素的影響，排除非積液因素的干擾再分析不同積液情況的最大流壓梯度-流壓梯度差圖，發(fā)現(xiàn)不同積液情況在圖中有較為明顯的區(qū)間，可以根據(jù)最大流壓梯度-流壓梯度差圖上對(duì)特定分區(qū)井下積液分析，并采用bayes逐步判別分析方法建立了井筒積液判別函數(shù)。

（3）結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際研究表明，氣液比越低，實(shí)際生產(chǎn)氣量越高于理論臨界攜液流量，需要對(duì)目前不同氣液比條件下的臨界攜液流量進(jìn)行修正。高、中、低氣液比的修正系數(shù)分別為1.086、1.237、1.238。

（4）綜上所述，根據(jù)涪陵頁巖氣田實(shí)際生產(chǎn)情況，認(rèn)為可以從井筒流壓梯度曲線特征、井筒流壓梯度值、逐步判別分析、臨界攜液流量模型等方面建立涪陵頁巖氣田積液的判別標(biāo)準(zhǔn)，且應(yīng)用結(jié)果較好。

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