高壓氣井液面測試儀在平橋南區(qū)塊頁巖氣井中的應用

黃天朋，嚴曉明，李加明

（中國石化華東油氣分公司采油氣工程服務中心，江蘇泰州225300）

頁巖氣作為一種非常規(guī)天然氣資源，以其開采壽命和生產周期長的特點在清潔能源中倍受青睞。目前國內頁巖氣開采的主流技術主要為水平井的多段壓裂技術、清水壓裂技術等，可以大幅度改善儲層的滲透率，提高頁巖氣井的產量[1]。然而對于壓裂改造后的頁巖氣井，一方面在改造期間經由外部往地層注入了大量清水，另一方面儲層邊底水極易沿高滲裂縫竄至射孔段，導致很多氣井在極短的生產時間內就產出水，且產水量上升非常迅速。李澤沛等[2]認為，若生產制度不當，氣體無法將產出水攜帶到地面，則會在井底出現積液，進一步導致產能下降甚至造成氣井停產。因此，生產過程中對氣井進行動液面監(jiān)測可以及時了解并發(fā)現氣井積液情況，并作出相應改善措施，液面測試對于提升氣藏采收率至關重要，而利用液面監(jiān)測儀對氣井進行液面監(jiān)測能否得出準確的數據，操作方法和解釋方法尤為重要。目前國內外液面監(jiān)測常用方法有2種：第一種是鋼絲下掛壓力計靜壓測試，通過壓力梯度測試折算液面深度[3]，此種工藝技術優(yōu)點是資料錄取準確、全面，缺點是鋼絲作業(yè)存在施工風險，且施工成功率受井筒清潔程度、井斜等因素的影響較大；第二種是隨生產管柱下入液面監(jiān)測儀器，該工藝技術優(yōu)點是液面數據可以實時錄取，缺點是需要隨生產管柱下入數據傳輸電纜，施工工藝復雜，費用較高[4-5]。結合平橋南區(qū)塊液面測試實例，對液面測試儀器在該區(qū)塊的應用進行分析評價，解決平橋南工區(qū)氣井液面監(jiān)測問題，為氣田開發(fā)方案制定提供動態(tài)參數。

1 高壓氣井液面監(jiān)測儀的主要優(yōu)勢

對工區(qū)內頁巖氣井溫壓資料進行收集統計，井口套壓介于14～28 MPa，生產期間最高井口壓力為28 MPa，液面測試儀最高工作壓力為35 MPa，工區(qū)內所有井皆在額定工作壓力范圍內。通過前期井溫測試資料得出，工區(qū)內井溫度梯度為（2.0～2.4）℃/100 m，水平段地層溫度為90～100 ℃。對于高壓頁巖氣井液面監(jiān)測，通常采用鋼絲下掛壓力計對氣井進行壓力梯度測試來推算液面的方法，而受井筒狀況等因素影響，施工受到諸多限制，多數井無法下入電子壓力計或者電子壓力計下入深度較淺而無法進行有效液面探測。相對于試井鋼絲下掛電子壓力計液面測試方法，選擇購置GY-QYM2高壓氣井液面監(jiān)測儀進行液面探測，有著較為明顯的優(yōu)勢。

1.1 施工周期

使用試井鋼絲單井探測液面，從設備動遷至現場施工結束，一般需要1～2 d，再加上對電子壓力計測試數據進行室內讀取、解釋工作，在現場施工無耽擱的情況下，從接到測試指令到獲得液面數據至少需要2 d。而液面監(jiān)測儀無需動遷大型設備，儀器小巧，可由測試人員隨身攜帶，節(jié)省了設備動遷時間，測試過程只需2～3 h 即可完成，同一平臺一天可完成2～3口井的測試，施工效率較高。

1.2 施工成本及費用控制

鋼絲試井作業(yè)需要安裝井口防噴裝置，完成一次施工需要有井口、地面、絞車操作、吊裝等施工人員共計5～6 人。液面監(jiān)測儀無需登高作業(yè)、儀器安裝在井口套管壓力表接口處，一般3 人即可完成測試，節(jié)省了人工成本和大型設備油料、吊裝等費用。

1.3 施工風險控制

試井作業(yè)安裝防噴器防噴管時存在井口吊裝作業(yè)，人員攀爬防噴管屬于登高作業(yè)，測試過程中可能會發(fā)生井筒冰堵、鋼絲斷脫等事故，整體作業(yè)風險較高，而液面監(jiān)測儀無需吊裝及登高作業(yè)，儀器不需要入井即可測試，安全風險較低。

1.4 復雜井況的適應性

隨著井下節(jié)流器工藝在平橋南區(qū)塊頁巖氣井開發(fā)中的廣泛應用，多數井在油管內安裝有井下節(jié)流器，且深度均在2 000 m 左右，部分井內下有氣舉閥等井下工具[6-7]。鋼絲試井作業(yè)時，無法將壓力計下至節(jié)流器和井下工具以下進行作業(yè)，而在節(jié)流器上部進行液面監(jiān)測作業(yè)則無實際意義。液面監(jiān)測儀可監(jiān)測理論深度可達5 000 m，能夠滿足區(qū)塊內所有平臺氣井的監(jiān)測要求。

2 GY-QYM2 高壓氣井液面監(jiān)測儀工作原理及測試方法

2.1 工作原理

高壓氣井液面測試儀基于回聲法設計，其基本原理為：儀器安裝在測試井口，發(fā)出的聲波測試脈沖沿著油套環(huán)空氣體介質傳播，當遇到油管節(jié)箍、音標或液面等障礙物便會產生反射，通過微音器組件接收聲波脈沖并將之轉化為電脈沖，再經過控制電路進行信號處理，最終形成以時間為橫坐標，信號強度為縱坐標的2條液面曲線（高頻和低頻），結合曲線上的波峰與波谷位置可確定井內積液深度[8]，工作原理如圖1所示。其中，高頻曲線主要采集油管接箍的反射波，低頻曲線主要采集液面和其他較大障礙物的反射波[9-10]。

儀器發(fā)聲原理：儀器安裝在測試井口，氣槍控制閥前端壓力為井口壓力P1，調節(jié)控制閥后端壓力為P2（P1＞P2+0.5 MPa），開啟控制閥，高壓氣體瞬間釋放產生次聲波[11]。

聲波脈沖在套管環(huán)空傳播過程如圖2所示，根據式（1）可計算液面深度。

圖1 液面監(jiān)測儀工作原理Fig.1 liquid level instrument Working

圖2 聲波脈沖在套管環(huán)空傳播過程Fig.2 Sound pulses travel through the bush.

式中：h為井口到液面的深度，m；c為聲波在套管氣中傳播的速度，m/s，測試時儀器根據設定的氣體相對密度、套管內氣壓和溫度自動計算；t為聲波脈沖往返傳播時間，s，根據液面曲線確定[12]。

2.2 測試步驟

1）按照規(guī)范在井口套管壓力表接口安裝、連接測試儀器；

2）打開GY-JLY300數據記錄儀，設置相關參數后開始液面測試；

3）調節(jié)測試發(fā)聲壓差（P1＞P2+0.5 MPa）；

4）瞬間開啟控制閥產生次聲波，記錄液面曲線；

5）液面曲線存儲、解釋、保存或打印。

3 現場施工工藝

3.1 施工井井身結構、管柱結構

平橋南頁巖氣井完井管柱一般采用帶壓作業(yè)方式下入N80倒角加厚油管，管柱下深依據各井井況確定，喇叭口位置對應深度為A靶點位置附近。以S1井為例，詳細管柱結構見表1。油層套管為?139.7 mm厚壁套管，下入深度為井口至人工井底。管柱下入井內井身結構見圖3。

3.2 施工井口及采氣樹型號

工區(qū)內采氣井口統一為KQ78/65-70EE 級井口（圖4）。壓裂試氣結束后，在井口方井坑上方安裝鋁合金操作臺，液面測試儀可通過套管側翼的壓力表接口直接安裝至采氣樹套管側翼，人員在鋁合金操作臺上方作業(yè)。

表1 S1井入井油管組合Table 1 Pipe string of well-S1

圖3 S1井井身結構Fig.3 Wellbore structure of well-S1

圖4 KQ78/65-70EE級采氣井口Fig.4 KQ78/65-70EE wellhead of gas production well

4 應用效果分析

截至2018年12月31日，在平橋南區(qū)塊共完成了35 井次測試，成功探測液面28 井次，典型液面實測情況見圖5，液面反射波明顯，較為容易判斷。測試井段未監(jiān)測到明顯液面7井次，對一些難點井液面測試情況進行歸納，并分析總結。

4.1 液面顯示不清楚或無顯示

工區(qū)內部分井在液面測試過程中，液面測試曲線無液面反射波顯示或顯示不明顯。以JY198 井為例，該井為新投產井，生產時間為1個月，該井在測試深度范圍內無明顯液面波顯示，測試曲線整體平滑，對儀器參數進行相應調整，調高液面增益，重新測試后得出測試曲線整體波動幅度增加，但仍無法識別出液面波反射位置，如圖6所示。

利用目前井口壓力、產層垂深、鄰井壓力梯度資料等參數對井底壓力進行粗略推算，所得結果與試氣階段所求地層流壓資料基本吻合，分析認為該井井底無明顯積液，所以測試聲波無法形成明顯液面反射波。

圖6 JY198井液面實測情況Fig.6 Measurement of liquid level for well-JY198

4.2 干擾波對液面判斷的不利影響

JY197 井在2018 年10 月進行液面測試時，因該平臺有鄰井進行壓裂施工，測試曲線整體波動幅度較大，無法分辨液面位置，對增益進行調整后測試效果無改善。根據王國棟[13]和楊光等[14]的觀點，判斷由于震動及噪聲對聲波傳導的干擾導致測試曲線雜亂無章。2018年11月再次對該井進行測試，取得良好效果（圖7）。

4.3 復雜井況下真實液面波的判別

液面測試過程中，部分老井的測試曲線會出現多個波形反射，形態(tài)與液面反射波類似，極大地影響了對真實液面的判讀。此類情況主要是由井內管柱因素引起的[15]。

圖7 JY197井液面實測情況Fig.7 Measurement of liquid level for well-JY197

4.3.1 PY3井

該井隨油管下入井內多個氣舉閥，已經關停超過1 a。因老井復產需了解井內壓力系統及液面位置，測試中液面測試波在行進至氣舉閥位置時，套管環(huán)空體積發(fā)生變化導致波形發(fā)生變化，在測試曲線上出現多個高值，影響對真實液面位置的判斷。

在這類井中，為找準液面位置，首先要結合井內管柱及工具深度來分析判斷液面深度。該井總共下入氣舉閥6個，通過修井日志資料可以得知，氣舉閥深度自上而下分別為948.61 m，1 646.33 m，2 047.99 m，2 401.91 m，2 660.17 m，2 841.92 m。

分析各峰值對應情況：從實測液面波可以看出，在氣舉閥下入的對應位置均出現波形異常，排除深度誤差因素，基本可以做到一一對應（圖8）。

隨著井深的增加，次聲波能量衰減，波形異常峰值呈現逐級遞減狀態(tài)，在2 681.51 m 處出現一個高值，則認為聲波在到達此處后遇到真實液面，反射強度明顯大于前幾次異常峰值，因此，可以推斷出該位置為該井真實液面深度[16-18]。

圖8 PY3井液面實測波型Fig.8 Measured wave pattern of liquid level of well-PY3

4.3.2 PY2井

該井同為關停老井，復產前對氣井液面及壓力系統進行了解，測試液面如圖9 所示。測試曲線從131 m處出現異常波動，隨后在不同深度總共出現十余次強弱不同的波形顯示，并依次減弱，直至1 794 m處波峰明顯增大，3 581 m處亦出現較大峰值。結合該井前期壓力系數，131 m 處應為井內異常反射源，并非真實液面位置，隨后4次波動依次為該反射源多次反射造成。初步判斷液面位置為波峰明顯增大的1 794 m 處。而3 581 m 處為液面二次反射波。后期對該井上提油管作業(yè)，檢查油管發(fā)現131 m附近油管破損嚴重，造成次聲波出現峰值，證實了初期對液面的判斷。

圖9 PY2井液面實測波型Fig.9 Measured wave pattern of liquid level of well-PY2

5 結論

通過使用GY-QYM2 高壓液面儀對工區(qū)內頁巖氣井進行液面測試，同時分析、總結測試現場及室內資料處理過程中出現的問題，針對問題對測試工藝技術進行了優(yōu)化改進，解決了部分井液面波雜亂無章、液面無顯示等問題，提高了測試成果的質量和可信度，現場試驗效果良好。高壓液面儀測試技術的成功應用使得平橋南區(qū)塊頁巖氣井井筒液面數據能夠被及時掌握，為氣井采氣方案的制定提供了重要參數。使用高壓液面儀時需注意如下幾點。

1）液面測試前需了解井況，例如壓力、產量、出液情況，對井內管柱及下入工具深度、管柱下入深度、井斜情況等預先知曉，排除外界因素對液面判斷的干擾。

2）部分井測試曲線無明顯液面反射顯示，無法確定液面位置。可針對井況對液面增益、接箍增益、測試壓差大小等儀器參數進行調整，增大液面捕捉清晰度，保證溫度、氣體密度等計算參數的準確性，減少液面深度計算誤差。

3）盡量選擇施工環(huán)境較為安靜時進行液面測試，減少周圍復雜環(huán)境對液面波的影響。測試時聲波激發(fā)后測試人員盡量不要在井口造成震動，避免抖動儀器連接線產生雜波。