蔣淮宇

中國石化西南油氣分公司采氣一廠

0 引言

在四川盆地西部中淺層致密砂巖氣藏中，氣井壓力、產量遞減快，井口壓力在氣井投產約2年后遞減至外輸管網壓力；在生產過程中，氣井產出地層水，致使井筒積液，嚴重影響氣井的穩(wěn)定生產。為此在30多口水平井投產初期、生產中期實施連續(xù)油管排水采氣工藝，以延長氣井的生命周期。其中，有3口井是采用連續(xù)油管拖動壓裂[1]方式投產，連續(xù)油管下至水平段中部，環(huán)空無分隔器，實現井筒全通徑；其余井是在原來的油管中下入連續(xù)油管，下至井斜角85 附近。

采用連續(xù)油管作為采氣通道，可有效提升氣井自身排液效果[2]，延長氣井排液周期。但是連續(xù)油管井仍然具有其有效排液邊界，當氣井產量低于該管徑下的攜液臨界流量[3-4]時，也會出現產液量不穩(wěn)定、氣井產量遞減加快、連續(xù)帶液生產周期縮短等問題。因此，連續(xù)油管井在生產后期仍需開展泡排、氣舉等輔助排液措施?，F場試驗表明，部分連續(xù)油管井加注泡排劑后不僅未能提升帶液效果，反而出現不出液、產量異常的現象。目前，國內外對基于氣井井底泡沫流體流動模型[5-8]來優(yōu)化常規(guī)井泡排參數取得一定的研究成果，但對于優(yōu)化連續(xù)油管井的泡排參數、氣舉模式則缺乏相應研究，制約了 連續(xù)油管 + 泡排/氣舉”組合工藝的排液效果。

針對這些問題，開展了連續(xù)油管井筒積液量與泡排劑用量、連續(xù)油管攜液臨界流量及水平段井筒流態(tài)的分析與研究，以此科學有效地制定泡排劑用量，優(yōu)選經濟可行的連續(xù)油管井氣舉類型及方式，提升致密砂巖氣藏低能量氣井的排液穩(wěn)產效果。

1 連續(xù)油管井類型及特點

1.1 常規(guī)連續(xù)油管井

常規(guī)連續(xù)油管井是指在原有油管內下入連續(xù)油管進行采氣生產或排水采氣作業(yè)，連續(xù)油管管柱上通常不帶其他專用工具（圖1）。在不動原有井下生產管柱的情況下，把原油管空間隔離成兩個通道：連續(xù)油管和小環(huán)空（連續(xù)油管與原有生產管柱之間的環(huán)形空間），其通徑均小于原油管。連續(xù)油管管徑小，環(huán)空面積小，更有利于氣井排液。

圖1 常規(guī)連續(xù)油管井身結構示意圖

1.2 全通徑連續(xù)油管井

全通徑連續(xù)油管井通常是指原有套管內直接下入連續(xù)油管作為生產管柱，連續(xù)油管與套管之間的通道沒有封隔器（圖2）。該類井套管完井后，采用連續(xù)油管帶底封拖動壓裂管柱[8]，通過環(huán)空進行壓裂，壓裂結束后上提管柱解封封隔器；以此循環(huán)方式完成所有層段的壓裂后，提出壓裂管柱保持井筒的全通徑，后期試氣排液結束后下連續(xù)油管作為投產管柱。

圖2 全通徑連續(xù)油管井身結構示意圖

2 井筒流態(tài)及攜液能力分析

連續(xù)油管排水采氣工藝應用在低壓、產水的水平井時，通常連續(xù)油管下入到A靶點或水平段的中部，主要解決大斜度井段、水平段的積液難題。但隨著氣井能量的持續(xù)衰減，水平段帶液仍將面臨困難。因此，低能量氣井的水平段流態(tài)及攜液能力分析顯得尤為必要。

2.1 水平段井筒流態(tài)

隨著產量的逐級遞減，井筒氣液兩相流態(tài)也在發(fā)生變化，低產氣量下的氣井水平段氣液流態(tài)可以劃分為以下3種形態(tài)[9-10]。

2.1.1 層狀流—段塞流

氣井還有一定氣體流量，氣團可以連成一團，氣相和水相間出現明顯的光滑界面，上層為氣相，下層為水相。在管徑較大的套管中，氣體在水相上面流動，水相流動較慢，氣相的高速流動對光滑界面的水層具有席卷作用；一旦氣水兩相流體進入連續(xù)油管，由于采氣通道管徑縮小，氣體流速增快，導致水相以波浪式向前推進，進而被氣流帶走，呈段塞流動。

2.1.2 彈狀流—層狀流

氣流量減少，分散在水體中的小氣泡逐漸合并成較大的氣團。氣團在井筒中與水相一起流動，但水相流動慢。無論是水平段、造斜段，還是垂直段，水相均存在滑脫現象；進入連續(xù)油管的水相明顯減少，其流態(tài)呈層狀流。

2.1.3 泡狀流—純氣流

含氣量較低，氣相流速較低。水相在兩相中作為連續(xù)相，氣相則是以小氣泡的形式分散在水相中。這些分散在水相中的小氣泡通常是變形的球狀或者冒泡狀，在水相中單獨流動，水相近乎不流動；氣相流入連續(xù)油管，而水相幾乎不流動，連續(xù)油管中僅有氣相流動。

綜上所述，從低產氣井水平段的井筒流態(tài)變化來看，套管中的液相很難被低流速氣體攜帶，低能量氣井水平段處于泡狀流態(tài)，水相很難被氣流攜帶進入連續(xù)油管，故水平段積液程度逐漸加大。

2.2 攜液能力模擬

川西地區(qū)中淺層致密砂巖氣藏的靜態(tài)參數及攜液能力模擬氣井的動態(tài)參數簡述如下：氣藏深度約1 100～2 300 m，地層壓力5.5 MPa，偏差因子0.9，氣體相對密度0.6，液體密度1.0 103kg/m3，最大井斜角90 ，氣液界面張力0.06 N/m，氣體黏度0.001 mPa s；井口油壓0.5 MPa（接近管網壓力），井口溫度16 ℃，日產氣0.1 104～0.3 104m3，間歇性產液0～0.2 m3/d，產液不連續(xù)。水平井水平段長度約1 000 m，套管內徑124.3 mm，下入連續(xù)油管有3種尺寸：?38.1 mm、?44.5 mm、?50.8 mm。

攜液臨界流量的數模計算方法多樣，本文根據水平井復雜井身結構特點，考慮垂直段—斜井段—水平段這一過程中井斜角不斷變化的因素，采用水平井攜液臨界流量[4]計算方法，模擬計算了?38.1 mm、?44.5 mm、?50.8 mm等3種連續(xù)油管全井筒攜液臨界流量的變化。計算結果表明，隨著氣井深度、溫度、井斜角的變化，攜液臨界流量呈增大的趨勢（圖3）。從模擬計算結果來看，水平段的攜液臨界流量是垂直段的1.5～2.0倍，氣井帶液難度逐漸變大的井段順序為：垂直段、斜井段、水平段。因此，當氣井產氣量遞減至攜液臨界流量時，需介入加注泡排劑輔助措施，以帶液生產；當氣井產氣量遞減至加注泡排劑條件下的臨界流量，需進一步介入補充能量型的氣舉工藝，以確保氣井的連續(xù)生產。

圖3 不同尺寸連續(xù)油管井攜液臨界流量模擬計算結果圖

連續(xù)油管井排液分兩步：第一步，水平段的積液從套管流入連續(xù)油管；第二步，連續(xù)油管排液生產。如表1所示，?38.1 mm連續(xù)油管全井段攜液臨界流量在0.18 104～0.32 104m3/d，套管水平段攜液臨界流量4.85 104m3/d。在氣井低壓低產的情況下，套管水平段呈現泡狀流，氣井自身氣流量不足以改變水平段的流態(tài)，積液難以被氣流帶入連續(xù)油管。

表1 井口油壓為0.5 MPa氣井攜液臨界流量計算結果表

3 泡排藥劑用量計算技術

3.1 泡沫流體在連續(xù)油管內壓降分析

泡排劑在井底連續(xù)油管入口處起泡后會造成一定流動阻力，因泡沫流體具有可壓縮性，存在與環(huán)境的熱交換，會產生熱阻力[11]。通過運用泡沫流體井筒壓降模型，隨著氣液比、井深的增加，考慮熱阻力比不考慮熱阻力條件下計算的井筒壓力損失要大（圖4）。熱阻力與氣液比呈正相關，熱阻力占比數值隨井深逐步加大（圖5），且隨著氣液比增加，加注泡排劑后連續(xù)油管底部泡沫流體所受阻力顯著增大。所以對于高氣液比的連續(xù)油管井，可通過適度降低泡排藥劑用量來確保氣井排液效率。

圖4 不同氣液比下速度管柱內泡沫流體壓力分布圖

圖5 不同氣液比下熱阻力占比隨井深變化圖

3.2 泡排藥劑用量的計算

一般情況下，當井筒氣液滑脫程度加大或積液量逐漸形成時，所對應的氣井油套壓差也會增大，這樣通過實際油套壓差與正常油套壓差[12]之間的差值，可計算井筒積液量。將泡沫流在連續(xù)油管內產生的額外熱阻力提前考慮到正常油套壓差中，即在考慮泡沫流井筒熱阻力條件下，有如下公式：

考慮熱阻力后，計算的井筒積液量減少，泡排藥劑用量也相應降低。上述方法中，正常油套壓差是指假設氣井無井底積液且無氣液滑脫條件下（即井筒處于連續(xù)攜液穩(wěn)定流動狀態(tài)下）的井口油套壓差。套管采用環(huán)空靜氣柱Cullender Smith方法[13]計算環(huán)空井底壓力，連續(xù)油管分別采用氣液兩相壓降模型[14-19]與泡沫流體壓降模型計算井底壓力，通過兩種方法計算井底壓力、預測氣井井口正常油套壓差，進而得到井筒積液量，優(yōu)化泡排參數。具體計算流程如圖6所示。

圖6 泡排用量優(yōu)化計算流程圖

利用實際油套壓差與正常油套壓差的差值預測氣井井筒積液量，結合實驗室評價結果，確定泡排劑使用最佳有效濃度為1%。在幾口連續(xù)油管井中，將考慮泡沫流熱阻力前后計算得到的井筒積液量與對應的泡排藥劑用量進行對比（表2），可見在考慮泡沫流熱阻力因素后，藥劑用量下降15%～40%，其他泡排參數不變。前述分析結論：“對于高氣液比的連續(xù)油管井，可通過適度降低泡排藥劑用量來確保氣井排液效率。”因此，本文所提出的泡排藥劑用量的計算方法，降低了藥劑用量，保證了氣井排液效率，消除了因藥劑加注過量而導致井底泡沫堵塞情況。

表2 考慮泡沫流熱阻力因素計算泡排藥劑用量表

4 連續(xù)油管井氣舉排水技術

4.1 氣舉類型及特點

按照氣源、設備的不同，目前川西地區(qū)使用的氣舉類型有5種：移動式車載壓縮機氣舉、井間/鄰井氣舉、CNG（壓縮天然氣）罐裝氣舉、膜制氮氣舉、液氮氣舉。這5種氣舉類型之間的對比如表3所示。

表3 目前川西主要氣舉類型對比表

4.2 氣舉方式優(yōu)選

4.2.1 常規(guī)連續(xù)油管井

氣井的靜態(tài)、動態(tài)參數見2.2節(jié)基礎數據。計算在不同的井筒積液量下，井筒壓力損失與油管尺寸的關系（表4）。由于連續(xù)油管的內徑較油管小，同樣的積液量在不同的管徑中其壓損相差約2～4倍，造成井底回壓差異較大。從經濟性、作業(yè)連續(xù)性及工況參數方面，優(yōu)選氣舉方式為移動式車載壓縮機氣舉；產水量較大的氣井，對其采氣通道進行優(yōu)化，即打開小油管和小環(huán)空使其同時排液，降低積液對井底回壓的影響，提升氣舉排液效果。

表4 不同井筒積液量下井筒壓力損失與油管尺寸關系表

4.2.2 全通徑連續(xù)油管井

該類氣井分布于淺層氣藏，產水少，為間歇性產水。根據表1中的水平段攜液臨界流量計算分析，全通徑連續(xù)油管井需要補充高流量氣流，以攜帶水平段積液進入連續(xù)油管，實現連續(xù)油管帶液生產。在地層壓力較低的情況下，為實現負壓排液采氣工藝，優(yōu)選氣舉方式為CNG罐裝氣舉。此氣舉方式的氣流量大、壓力釋放快，滿足氣井水平段攜液臨界流量大的需求，且經濟實用。

5 連續(xù)油管井排采實踐及效果

運用上述研究成果，首先，優(yōu)化17口連續(xù)油管井泡排參數，減少藥劑用量255 kg/mon，平均單井次藥劑量減少25%，確保氣井的穩(wěn)產效果，其中兩口泡排用量優(yōu)化井的采氣曲線如圖7、8所示；其次，實施2口常規(guī)連續(xù)油管井的車載氣舉 + 小油管小環(huán)空排水采氣（其中一口井的采氣曲線如圖9所示），累計增產天然氣107 104m3；第三，實施2口全通徑連續(xù)油管井的槽車氣舉（即CNG罐裝氣舉）排水采氣（其中一口井的采氣曲線如圖10所示），累計增產天然氣73 104m3。

圖7 1-1H泡排用量優(yōu)化井采氣曲線圖

圖8 1-2H泡排用量優(yōu)化井采氣曲線圖

圖9 1-3H車載氣舉井采氣曲線圖

圖10 1-4H槽車氣舉井采氣曲線圖

6 結論

1）水平井攜液臨界流量的計算模擬結果顯示，水平段較之垂直段、斜井段，水平段的攜液臨界流量最大，因而帶液難度最大，低能量氣井水平段處于泡狀流態(tài)；當氣井產量遞減至攜液臨界流量時，需及時分步介入泡排工藝、繼而是補充能量型的氣舉工藝，使氣井能帶液生產。

2）氣液兩相流壓降模型中考慮泡沫流熱阻力因素后，計算的單井泡排劑用量減少約15%～40%，消除了因藥劑加注過量而導致井底泡沫堵塞情況。

3）對產水量較大的常規(guī)連續(xù)油管井，選擇排壓高、作業(yè)連續(xù)、經濟性好的移動壓縮機氣舉工藝，并打開小油管和小環(huán)空使其同時排液，降低井筒壓損，提高氣舉排液效率；對全通徑連續(xù)油管井，適宜采用氣流量大、攜液能力強的CNG罐裝氣舉工藝。

4）現場應用效果良好。優(yōu)化了17口連續(xù)油管井的泡排藥劑用量，平均單井次藥劑量減少25%，保證了氣井穩(wěn)產，消除了泡沫堵塞停產現象；優(yōu)化了4口連續(xù)油管井的氣舉方式，排液增產效果顯著。