劉 洪 秦 偉 胡昌權 宋 偉 朱英杰 龐 進 梁朝陽

(1. 重慶科技學院， 重慶 401331；2. 中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦， 重慶 400021)

頁巖氣井由于其低滲特征，開采前須進行壓裂改造，因此壓裂液返排引起的井筒積液是頁巖氣井生產過程中存在的一個重要問題[1-2]。黃202H頁巖氣井(以下簡稱黃202H井)鉆探目的層為志留系龍馬溪組-奧陶系五峰組，完鉆井深3 945 m(垂深)，垂直段長3 600 m，傾斜段長約400 m，水平段長約1 800 m，其中油管下入深度為4 223.37 m，30段壓裂注入壓裂液約60 155 m3，早期采用套管生產，改為油管生產后，不同生產階段(套管生產、油管生產)氣井產氣量、產液量差異較大，導致氣井在不同生產階段井筒中垂直段、傾斜段和水平段氣液兩相流流動型態(tài)變化較大。因此，準確預測氣井井筒垂直段、傾斜段和水平段縱向剖面上流型變化對黃202H井井筒積液預測及排水采氣工藝優(yōu)選至關重要。研究分析了黃202H井套管生產、油管生產階段壓裂液返排特征，利用黃202H井的測壓數據，對Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski這6種壓力計算模型進行了評價，優(yōu)選了井筒壓力計算模型，運用Hewitt-Roberts、Aziz、Gould、Goiver和Mandhane等5種垂直段、傾斜段和水平段流型圖版模擬了氣井套管生產階段和油管生產階段井筒流型變化規(guī)律，為氣井高效開發(fā)和排水采氣工藝的實施提供參考。

1 黃202H井生產特征

黃202H井從2018年9月30日開始試產，采用套管生產，套管內徑為139 mm，截止到2020年4月16日試產結束，2020年6月后采用油管生產，油管內徑為62 mm。黃202H井兩個生產階段的基礎數據見表1，該井日產氣量、日產液量、壓力生產曲線圖分別見圖1 — 圖3。

表1 黃202井套管生產階段和油管生產階段的基礎數據

分析圖1 — 圖3可知，黃202H井具有以下生產特征：

圖1 黃202H井日產氣量

圖2 黃202H井日產液量

圖3 黃202H井生產壓力曲線

(1) 生產初期頁巖氣日產量較高，隨后下降較快，穩(wěn)產階段產量較低。日產氣量急劇下降，這主要是由于氣井壓裂返排后，基質對裂縫與裂縫對井筒的供給能力之間的矛盾，以及由于頁巖基質更加致密，基質與裂縫之間的導流能力差異較大導致的。

(2) 壓裂液返排量先增加后快速下降。黃202H井套管生產階段出現返排，日產液量急劇增加，在2018年11月23日達到130 m3/d，之后日產液量急劇下降，截止2020年8月19日，產液量下降至12 m3/d。

2 黃202H井井筒壓力計算模型優(yōu)選

井筒氣液兩相流壓力模型的準確性是計算井筒流速分布和模擬井筒流動型態(tài)的關鍵。目前用于氣液兩相流壓力計算的模型較多，結合黃202H井實際生產情況優(yōu)選出合適的井筒壓力計算模型。氣井壓力計算流程框圖見圖4。

圖4 氣井壓力計算流程框圖

分別利用Ansari、Beggs-Brill、Duns-Ros、Hagedorn-Brown、Mukherjee-Brill和Orkiszewski這6種壓力計算模型計算出黃202H井的壓力值，繪制井筒壓力曲線和實測壓力曲線(見圖5)，模型計算結果與實測壓力數據誤差見表2。分析圖5和表2可知，Mukherjee-Brill壓力計算模型計算的誤差最小，平均絕對誤差為2.39%，平均相對誤差為-2.13%。Orkiszewski壓力計算模型計算的誤差最大，不適用于黃202H井井筒壓力預測。

表2 6種壓力計算模型計算的結果及誤差分析

圖5 利用不同模型計算得到的壓力曲線

通過Mukherjee-Brill壓力計算模型得到黃202H井不同產氣量(1～5)×104m3/d下氣相流速分布曲線(見圖6)。由于氣體為可壓縮性流體，隨著井深的增加，井筒壓力逐漸增加，氣體體積逐漸減小，因此，氣相流速逐漸降低。隨著氣井日產氣量的增加，氣相流速不斷增加。

圖6 不同日產氣量條件下氣相流速分布曲線

3 黃202H井井筒流動型態(tài)模擬

氣井井筒流動型態(tài)是氣井生產過程中的一個基礎問題，準確模擬氣井生產階段井筒氣液兩相流動型態(tài)有助于分析氣井積液情況以及氣井排水采氣工藝的實施。流型圖版是目前預測氣液兩相流流型的主要方法[3-4]，由于氣井井筒氣液兩相流流型定義的主觀性和實驗條件的差異性，該方法具有一定經驗性，對流型的預測結果存在較大差異，但流型圖版法預測氣液兩相流流型準確度仍較高[5-6]。黃202H井井筒有垂直段、傾斜段和水平段，因此，采用垂直管兩相上升流流型Hewitt-Roberts和Aziz圖版、傾斜管流型Gould圖版和水平管流型Goiver和Mandhane圖版模擬黃202H井井筒流動型態(tài)。

3.1 垂直段流態(tài)模擬

采用Hewitt-Roberts和Aziz流型圖版模擬垂直段氣液兩相上升流流型。

(1) 套管生產階段。利用流型圖版對黃202H井2019年9月到2020年4月的生產數據進行分析，其氣相表觀流速為0.122～1.392 m/s，液相表觀流速為0.002～0.019 m/s，將黃202H井生產數據折算到Hewitt-Roberts流型圖版和Aziz流型圖版中，得到氣井套管生產階段垂直段井筒流態(tài)。黃202H井的生產數據位于Hewitt-Roberts流型圖版之外(見圖7)，位于Aziz流型圖版之內(見圖8)，由此可見，氣井垂直段主要處于段塞流和過渡流。根據段塞流及過渡流的流動特征，黃202H井套管生產階段垂直段流型處于積液狀態(tài)。

圖7 黃202H井的生產數據位于Hewitt-Roberts流型圖版中的位置

圖8 黃202H井的生產數據位于Aziz流型圖版中的位置

(2) 油管生產階段。利用流型圖版對黃202H井2020年6月 — 8月的生產數據進行分析，其氣相表觀流速為1.55～11.36 m/s，液相表觀流速為0.011～0.233 m/s，將黃202H井生產數據折算到Hewitt-Roberts流型圖版和Aziz流型圖版中，得到黃202H井油管生產階段垂直段井筒流態(tài)。黃202H井的生產數據全部位于Hewitt-Roberts流型圖版(見圖9)和Aziz流型圖版(見圖10)的環(huán)狀流范圍之內，根據環(huán)狀流的流動特征，液體以液膜的形式沿著管壁向上流動，井筒可以正常攜液。這主要是由于套管生產改為油管生產后，油管尺寸的減小，增大了氣體的流速，更有利于氣井攜液。

圖9 黃202H井的生產數據位于Hewitt-Roberts流型圖版中的位置

圖10 黃202H井的生產數據位于Aziz流型圖版中的位置

3.2 黃202H井傾斜段流態(tài)模擬

相比垂直管氣液兩相上升流，傾斜管氣液兩相上升流的流動更加復雜，不同學者開展了不同條件下的流型實驗，建立了流型圖版，但并沒有統一的傾斜管氣液兩相上升流流型圖版[7]，目前公認的預測精度較高的是Gould流型圖版(45°)[8]。

(1) 套管生產階段。將黃202H井套管生產階段的生產數據折算到Gould流型圖版(見圖11)中，傾斜段流型超出了Gould流型圖版預測范圍之外，氣液兩相呈現出無規(guī)則的、震蕩式、往復式的流動特征，根據流型圖版邊界線變化規(guī)律可知，流型主要處于段塞流和塊狀流，液體出現回落再舉升，處于積液狀態(tài)。

圖11 黃202H井的生產數據位于Gould流型圖版中的位置

(2) 油管生產階段。將黃202H井油管生產階段的生產數據折算到Gould流型圖版(見圖12)中，傾斜段流型主要為塊狀流。雖然將套管生產改為油管生產，增大了氣相、液相流速，但并沒有實現流型的變化，液體出現回落再舉升的情況，存在積液的風險。

圖12 黃202H井的生產數據位于Gould流型圖版中的位置

3.3 黃202H井水平段流態(tài)模擬

采用氣液兩相流水平管Goiver流型圖版和Mandhane流型圖版[9]，得到黃202H井水平段流動型態(tài)變化規(guī)律。

(1) 套管生產階段。將黃202H井套管生產階段數據折算到水平管流型圖版[5-6]中，得到黃202H井套管生產階段水平段流型(見圖13、圖14)，黃202H井水平段為分層流，呈現出氣液分離的現象，液體沿著管道下部移動，氣體沿著管道不受阻礙地往上部移動，因此，可以正常攜帶液體向前移動，無積液風險。

圖13 黃202H井的生產數據位于Govier流型圖版中的位置

圖14 黃202H井的生產數據位于Mandhane流型圖版中的位置

(2) 油管生產階段。將氣井油管生產階段數據折算到水平管流型圖版中，得到黃202H井油管生產階段水平段流型(見圖15、圖16)，黃202H井水平段氣液兩相流主要處于分層流和波狀流(波狀分層流)，分層流流型狀態(tài)條件下，氣體流動不受阻礙，可以正常攜帶液體向前移動，無積液風險；波狀分層流條件下氣體流動雖然受到一定程度的阻礙，但氣井不存在積液風險。

圖15 黃202H井的生產數據位于Govier流型圖版中的位置

圖16 黃202H井的生產數據位于Mandhane流型圖版中的位置

因此，黃202H井從套管生產階段到油管生產階段，垂直段流型從過渡流、段塞流變化為環(huán)狀流，井筒內徑從139 mm(套管)減小為62 mm(油管)，井筒氣相流速增加，有利于氣井攜液；傾斜段流型從段塞流和塊狀流轉變?yōu)閴K狀流，流型雖然有所改變，但并沒有將傾斜段流型轉變?yōu)榄h(huán)狀流，存在積液風險；水平段從分層流轉變?yōu)榉謱恿骱筒罘謱恿?，流型特征轉換較小，可以正常攜液。在重力、浮力、慣性力、氣體對液體的剪切力作用下，氣井傾斜段最先出現積液，后期排水采氣工藝實施時應下入傾斜段，如泡沫排水采氣工藝措施可以采用毛細管加注法，準確將泡排劑注入到傾斜段，有效解決氣井積液問題。同時，氣井從套管改為油管，內徑的減小，增大了井筒中氣相的流速，更有利于積液返排，因此，可通過優(yōu)化油管內徑實現氣井排液。

4 結 語

(1) 利用Mukherjje-Brill壓力計算模型計算黃202H井的壓力誤差最小，平均絕對誤差為2.39%，平均相對誤差為-2.13%。利用Hagedorn-Brown壓裂計算模型計算的黃202H井的壓力誤差次之，Orkiszewski壓力計算模型計算的壓力誤差最大。

(2) 黃202H井油管生產階段水平段流型為分層流和波狀分層流，傾斜段流型為塊狀流。生產時實施排水采氣工藝準確將泡排劑注入到傾斜段，可有效解決氣井積液問題。

(3) 黃202H井套管生產改為油管生產后，氣液流動通道變小，增大了井筒中氣相流速，有利于積液排出，因此，可以通過優(yōu)化油管內徑實現氣井排液。