羅 鑫，王玉婷，王學強，趙國軍，陳 滿，曾琳娟，楊 海，閆長輝

(1.四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司，四川 成都 610056；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059；3.四川圣諾油氣工程技術(shù)服務有限公司，四川 德陽 618300；4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

中國頁巖氣普遍采用水平井及大型體積壓裂技術(shù)開采，進入開采中后期，氣井積液將會導致產(chǎn)能大幅度下降[1-4]，若井筒內(nèi)積液未及時排出甚至造成水淹停產(chǎn)[5]，因此，在頁巖氣開采過程中需及時對積液情況進行判別。目前判斷氣井積液的常用方法有：直觀分析法、壓力梯度分析法、動能因子法、臨界攜液流量法。直觀分析法[6-7]通過氣井井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)的遞減和波動情況進行直觀判斷；壓力梯度分析法[8-9]使用壓力計實測氣井的壓力梯度及變化情況，確定液體的積液位置；動能因子法[10-12]反映了氣水兩相在油管內(nèi)的流動特征，通過確定動能因子下限值來判斷氣井的積液，該法適用于凝析水井；臨界攜液流量法[13]使用井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)，定性分析和預測氣井的積液情況，常用Turner模型[14]和李閩模型[15-17]。由于頁巖氣藏儲層的特殊性，上述方法對頁巖氣井積液狀況的判斷誤差較大且判斷耗時較長，適用性較低。

為快速判別四川盆地頁巖氣田CN201井區(qū)水平井積液狀況，基于該井區(qū)生產(chǎn)特征，綜合考慮對積液敏感的生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)，對生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行歸一化或極值化處理，繪制了三角圖版，高效快速判別頁巖氣井井筒積液，指導現(xiàn)場排水采氣工藝的應用與優(yōu)化。

1 CN201井區(qū)頁巖氣生產(chǎn)特征

CN201井區(qū)位于四川盆地南部，主要發(fā)育背斜構(gòu)造，整體呈NWW—SEE向。頁巖儲層低孔低滲，無底水。水平井投產(chǎn)，目前大部分氣井進入低壓低產(chǎn)階段，氣井壓力和產(chǎn)能下降，導致大量井筒存在積液或積液風險?，F(xiàn)階段開發(fā)的目的層系為奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組。2012年7月開始投產(chǎn)，截至2019年8月，先后投產(chǎn)22個平臺，共113口井，主要采用水平井分段壓裂技術(shù)進行頁巖氣開發(fā)。氣井先以套管生產(chǎn)，出現(xiàn)積液后常采用泡排、優(yōu)選管柱、氣舉等排水采氣工藝技術(shù)提高氣井產(chǎn)量。

按氣液產(chǎn)出規(guī)律，可將CN201井區(qū)生產(chǎn)過程分為5個階段(圖1)：①純液或微氣階段，該階段產(chǎn)液量快速上升(100～300 m3/d)，井口壓力快速下降；②液量快速上升階段，該階段氣液產(chǎn)量同時上升，產(chǎn)液量最高為300～600 m3/d，井口壓力快速下降；③氣量快速上升階段，該階段產(chǎn)氣量達到最高，產(chǎn)液量回落，井口壓力快速下降；④氣量快速下降階段，該階段井口壓力下降接近外輸壓力，產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量遞減至較低水平，為主要的產(chǎn)氣階段；⑤低壓低產(chǎn)階段，該階段自噴困難或無法自噴，產(chǎn)氣、產(chǎn)液均相對較低，產(chǎn)液量為1～10 m3/d[18]。

截至2019年8月，CN201井區(qū)投產(chǎn)的113口井中有1口氣井進入③階段，9口氣井進入④階段，103口氣井進入⑤階段，表明目前CN201井區(qū)頁巖氣井的開采進入中后期，以低壓低產(chǎn)為主，區(qū)塊大部分氣井壓力和產(chǎn)能降低，攜液能力減弱，井筒積液風險大。

以日產(chǎn)水量達到10、5 m3/d作為界限，將CN201井區(qū)113口頁巖氣井分為11口高產(chǎn)水井、30口中產(chǎn)水井、65口低產(chǎn)水井、7口關(guān)井。其中，低產(chǎn)水井數(shù)量最多，比例超過50%，表明CN201井區(qū)大部分井日產(chǎn)水量低于5 m3/d，攜液能力低，井底積液現(xiàn)象嚴重。井底積液若不及時處理，會造成氣井水淹，提前停噴[19]。

圖1 CN201井區(qū)頁巖氣井生產(chǎn)階段劃分

2 三角圖版法

為了快速判別頁巖氣井是否積液，提出與砂巖分類三角圖版類似的頁巖氣井三角圖版判別井筒積液方法。

2.1 參數(shù)選取

當氣井井底積液時，主要存在以下典型生產(chǎn)特征[19]：①與純產(chǎn)氣井的產(chǎn)量遞減曲線相比，氣井發(fā)生積液時的產(chǎn)量曲線表現(xiàn)為劇烈波動特征(即產(chǎn)量發(fā)生波動或下降)；②產(chǎn)水不穩(wěn)定，產(chǎn)液量下降；③套壓上升或不變，或與產(chǎn)氣量呈相反的鋸齒形周期性波動；④由于氣體密度遠低于水的密度，當井筒存在積液時，壓力梯度曲線斜率明顯變化。

根據(jù)以上氣井積液典型特征，以CN201井區(qū)1號井為例進行積液分析。該井位于CN背斜構(gòu)造中奧頂構(gòu)造南翼，2014年8月開鉆，井深為4 330 m，2015年9月4日投產(chǎn)。

1號井于2016年6月進行流壓測試，壓力梯度曲線如圖2所示。由圖2可知：1號井壓力梯度曲線于井深1 225.00 m(垂深為1 221.29 m)處存在明顯的拐點，曲線斜率明顯變化；流壓梯度為350.95 Pa/m，拐點以下流壓梯度增大為2 760.30 Pa/m，壓力梯度明顯增大，表明1號井井底存在積液，且氣液面位于井深1 225.00 m處。

圖2 1號井壓力梯度曲線

1號井生產(chǎn)曲線如圖3所示。由圖3可知，2016年3月19日之前套壓逐漸下降，日產(chǎn)氣量相對穩(wěn)定，水氣比基本保持不變，氣井攜液能力強，氣井未積液。2016年3月19日之后，套壓由下降變?yōu)橹饾u上升且不穩(wěn)定波動，產(chǎn)氣量逐漸遞減且劇烈波動，水氣比劇烈波動。結(jié)合流壓測試結(jié)果可知，該井于2016年3月19日井筒開始積液。對CN201井區(qū)多口井進行流壓測試及生產(chǎn)曲線分析，發(fā)現(xiàn)井筒積液后井口壓力(p，MPa)、日產(chǎn)氣量(Q，m3/d)和水氣比(WGR)變化明顯，認為是井筒積液的敏感參數(shù)。

2.2 三角圖版的建立

井口生產(chǎn)數(shù)據(jù)的變化往往能指示井筒內(nèi)流體流動狀態(tài)發(fā)生改變。井筒積液時，參數(shù)p、Q、WGR均發(fā)生明顯變化，對井筒積液敏感，井筒內(nèi)部的積液情況直觀反映在數(shù)據(jù)的波動變化。綜合考慮p、Q、WGR3個參數(shù)來反映井筒積液情況，借鑒了砂巖分類三角圖的思想，建立三角圖版，觀察參數(shù)散點分布規(guī)律，簡單、快速判別井筒積液狀況。

2.2.1 參數(shù)處理

繪制三角圖版前，需根據(jù)參數(shù)選取方法確定氣井臨界積液時間，確定氣井積液前后的井口壓力、日產(chǎn)氣量、水氣比。為消除參數(shù)單位及數(shù)量級的影響，需先對參數(shù)數(shù)據(jù)進行處理。根據(jù)數(shù)據(jù)處理方式的不同，可將其分為歸一化、極值化2種。

歸一化處理分為(xi-xmin)/(xmax-xmin)型和(xmax-xi)/(xmax-xmin)型。

(1) (xi-xmin)/(xmax-xmin)型，即每個參數(shù)與該參數(shù)最小值之差除以該參數(shù)最大、最小值之差，歸一化后使各參數(shù)的取值范圍為[0，1]，則有：

(1)

(2)

(3)

式中：pi′、Qi′、WGRi′為歸一化(極值化)處理后的井口壓力、日產(chǎn)氣量、水氣比；pmax、Qmax、WGRmax為井口壓力、日產(chǎn)氣量、水氣比最大值；pmin、Qmin、WGRmin為井口壓力、產(chǎn)氣量、水氣比最小值；下標i為第i口井。

計算3個歸一化參數(shù)總和：

圖3 1號井生產(chǎn)曲線

(4)

各參數(shù)所占比例為：

(5)

(6)

(7)

式中：SUMi為各歸一化參數(shù)總和；ηp、ηQ、ηWGR分別為井口壓力、日產(chǎn)氣量、水氣比占總和的比例。

三角圖版散點坐標為：

(8)

式中：a、b分別為散點在三角圖版上的橫坐標、縱坐標。

(2) (xmax-xi)/(xmax-xmin)型，即每個參數(shù)最大值與該參數(shù)之差除以該參數(shù)最大、最小值之差，歸一化后各參數(shù)的取值范圍為[0，1]。數(shù)據(jù)處理時令式(1)～(3)等式右邊替換為(xmax-xi)/(xmax-xmin)，進而計算出散點坐標。

極值化處理方法分為xi/(xmax-xmin)型和xi/xmax型。

(1)xi/xmax型，即每個參數(shù)值除以該參數(shù)的最大值，極值化后各參數(shù)的最大值為1。數(shù)據(jù)處理時令式(1)～(3)等式右邊替換為xi/xmax，進而計算出散點坐標。

(2)xi/(xmin)型，即每個參數(shù)值除以該參數(shù)最大、最小值之差，極值化后各參數(shù)的取值范圍為[-1，1]。數(shù)據(jù)處理時令式(1)～(3)等式右邊替換為xi/(xmax-xmin)，進而計算出散點坐標。

2.2.2 繪制三角圖版

將CN201井區(qū)未積液及積液時的數(shù)據(jù)按以上方式處理，并繪制三角圖版(圖4)，觀察三角圖版中未積液與積液散點的分布規(guī)律。

由圖4可知，(xi-xmin)/(xmax-xmin)型與xi/xmax

圖4 頁巖氣井積液判別三角圖版

型三角圖版中，未積液與積液散點分布范圍大，且二者分布范圍存在部分重合，不利于判別頁巖氣井積液情況；(xmax-xi)/(xmax-xmin)型三角圖版的未積液與積液散點分布相對集中，沒有明顯的未積液與積液界限，圖版不適用；而xi/(xmax-xmin)型三角圖版中，未積液散點分布在井口壓力占比中高區(qū)，積液散點分布在井口壓力占比中低區(qū)，未積液與積液散點分布范圍界限明顯，不存在重合區(qū)域。因此，確定CN201井區(qū)頁巖氣井積液判別標準：井口壓力占比為42.38%～76.39%，日產(chǎn)氣量占比為0.0～51.5%，水氣比占比為0.0～52.7%。

2.3 三角圖版驗證

在CN201井區(qū)隨機選取70口井，讀取其流壓測試時的p、Q、WGR，按照xi/(xmax-xmin)型極值化處理數(shù)據(jù)(表1)并繪制三角圖版(圖5)，將流壓測試確定的單井實際積液情況與三角圖版判斷的單井積液情況進行對比：流壓測試結(jié)果顯示，20口井積液，50口井未積液，其中，15口積液井位于三角圖版積液判別區(qū)內(nèi)，積液氣井判別準確率為75%；44口未積液井位于積液判別區(qū)外，未積液氣井判別準確率為88%。應用該圖版判別未積液準確率比積液判別準確率高，該結(jié)論符合實際生產(chǎn)情況。單井積液前，氣井生產(chǎn)穩(wěn)定，影響因素少，圖版判別準確率高；單井積液后，生產(chǎn)波動大，同時受工作制度、排水采氣工藝等多因素影響，圖版判別準確率低。綜上所述，三角圖版總體判別準確率為84.3%，滿足現(xiàn)場要求。

表1 CN201井區(qū)各井流壓測試結(jié)果與三角圖版對比Table 1 Comparison between flowing pressure test and triangle plate in the Wellblock CN201

圖5 判別頁巖氣井積液的三角圖版驗證

3 實例應用

在CN201井區(qū)選取剛投產(chǎn)的6口氣井，取其2019年8月19日的井口壓力、日產(chǎn)氣量及水氣比，處理數(shù)據(jù)并繪制三角圖版(圖6)，判斷氣井是否積液。由圖6可知，72、73、75號井散點位于三角圖版積液判別區(qū)內(nèi)，判斷該3口井目前已經(jīng)積液，需及時采取排水采氣工藝[20]將井底積水排除，以提高氣井采收率，防止氣井提前停產(chǎn)；74、76、77號井的散點位于三角圖版積液判別區(qū)外，判斷該3口井為未積液井，其中，74、76號井靠近積液判別區(qū)，存在較大積液風險，應提前做好防積液措施和排水準備。

三角圖版法在數(shù)據(jù)處理與計算上方便、節(jié)省時間、操作性強，所需數(shù)據(jù)為生產(chǎn)數(shù)據(jù)(井口壓力、日產(chǎn)氣量、水氣比)，獲取方便，成本低。三角圖版法研究對象只適用于同一研究區(qū)塊的頁巖氣井，不同區(qū)塊由于地質(zhì)條件等的不同，其積液與未積液界限可能也不同。該方法只適用于快速判別頁巖氣井是否積液，無法判別積液位置、積液時間等，需要進一步改進。

圖6 72～76號井積液情況

4 結(jié)論與建議

(1) 選取井口壓力、日產(chǎn)氣量及水氣比作為氣井積液的敏感參數(shù)，繪制頁巖氣井積液判斷三角圖版。 積液判別區(qū)范圍：井口壓力占比為42.38%～76.39%、日產(chǎn)氣量占比為0.0～51.5%、水氣比占比為0.0～52.7%。與流壓測試結(jié)果對比，三角圖版法的準確率為80%，表明該方法可靠性高、穩(wěn)定性好。

(2) 繪制三角圖版時，可采用多種方式進行數(shù)據(jù)處理，而僅有xi/(xmax-xmin)極值化處理的圖版適用于CN201井區(qū)，由于地質(zhì)背景等條件不同，其他井區(qū)的數(shù)據(jù)處理方法可能與該井區(qū)不同。