水平井積液診斷理論方法優(yōu)選

李碩嵐

（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司，吉林長春 130000）

0 引言

松南火山巖氣田處于松遼盆地南部長嶺斷陷達爾罕斷凸帶北段，是在斷凸帶上因火山噴發(fā)形成的斷背斜構造，屬常溫、常壓、富含CO2、具有底水的塊狀氣藏，具備水平井開發(fā)優(yōu)勢，水平井占比93%，隨著近年來集輸系統(tǒng)全面降壓，氣水界面不斷抬升，水侵影響逐漸加劇，火山機構低部位氣井面臨停噴風險，高部位氣井面液攜液困難的生產(chǎn)現(xiàn)狀，同時水平氣井井筒流態(tài)相比直井更加復雜，因此積液診斷研究在底水氣藏開發(fā)中至關重要。針對高氣液比（氣液比＞1400）的氣井采用臨界攜液流量法進行積液診斷，針對低氣液比（氣液比＜1400）氣井采用持液率方法進行積液診斷。

1 臨界攜液流量積液診斷法

1.1 理論支撐

傳統(tǒng)臨界攜液流量模型主要有Turner模型，李閔模型、Coleman模型、王毅忠模型等，模型主要針對直井攜液，Belfroid模型考慮到管柱傾斜角度對液滴影響，使大斜度井及水平井攜液有了理論支撐，后期江建、王琦等對Belfroid模型系數(shù)進行了修正。

傳統(tǒng)臨界攜液流速表達式：

考慮井斜角的臨界攜液流速表達式：

上述學者研究主要針對直井攜液，在Turner液滴模型基礎上進行系數(shù)修正，其中Turner模型系數(shù)為6.6[1]；李閔認為液滴被氣流向上攜帶的過程中發(fā)生變形呈橢球狀，模型系數(shù)修正為2.5[2]；Coleman在Turner液滴模型基礎上對井口壓力低于3.45 MPa的井進行計算，模型系數(shù)修正為4.45[3]；王毅忠認為液滴被氣流向上攜帶的過程中發(fā)生變形呈球帽狀，模型系數(shù)修正為1.8[4]；Belfroid考慮到管柱井斜角對液滴的影響，對液滴模型進行了修正，系數(shù)取值5.46[5]；江健通過實驗數(shù)據(jù)對井斜段Belfroid模型進行修正，系數(shù)取值4.3[6]；王琦基于目前臨界攜液模型都是針對連續(xù)攜液，計算值偏高，提出振蕩式?jīng)_擊攜液理論，即當傾斜井段未達到連續(xù)攜液，液相有回落，傾斜段依然能正常攜液[7]；同時王琦、李穎川等在實驗研究中發(fā)現(xiàn)不同壓力及臨界攜液流速下，井斜角在50°左右臨界攜液流速達到最大，小于 50°時，隨井斜角度的增大，臨界攜液流速逐漸增大，大于 50°時，隨著井斜角的增大，臨界攜液流速逐漸減小[8]。

臨界攜液流量公式為：

式中：ρg—天然氣密度，kg/m3；ρl—液體密度，kg/m3；σ—氣液表面張力，N/m；p—流壓，MPa；T—流體溫度，K；Z—p、T條件下的氣體偏差系數(shù)，無因次；vg—臨界攜液流速，m/s；k—模型系數(shù)，無量綱；qg—臨界攜液流量，m3/d；A—管柱橫截面積，m2；θ—井斜角，°。

1.2 現(xiàn)場評價

利用上述臨界攜液流量模型的計算方法，分別對松南氣田14口高氣液比（氣液比＞1400）氣井進行計算，計算結果通過對比測流壓液面情況及實際生產(chǎn)情況，優(yōu)選出適合松南氣井的臨界攜液流量模型；判斷依據(jù)為當實際產(chǎn)氣量大于臨界攜液流量，井筒不積液，當實際產(chǎn)氣量小于臨界攜液流量，井筒積液，油管輸氣氣井臨界攜液流量取管腳處最大值，油套同輸氣井取整個井筒內(nèi)臨界攜液流量的最大值。

傳統(tǒng)臨界攜液流量模型中Turner模型計算結果明顯偏大，與實際測壓情況相比符合率較低，王毅忠模型符合率較高，但未判定出2口積液井情況，計算結果偏小，李閔模型、Coleman模型符合率較高，其中Coleman模型對2口積液井診斷準確率更高，且松南氣井目前井口壓力都低于3 MPa，更符合模型特性；考慮井斜角的臨界攜液流量模型中，Belfroid模型及江建修正模型結果偏大，符合率較低，王琦修正模型符合率更高，且對積液井的診斷更加準確。對于水平井攜液，如圖1所示，井斜角對臨界攜液流量影響較大，井斜角達到50°時最大，最難攜液，隨著井斜角角度不斷增大，進入水平段，臨界攜液流量開始減小。

圖1 腰平8井井斜角與臨界攜液流量關系曲線

2 持液率積液診斷法

2.1 理論支撐

當氣井氣液比較低（＜1400）時，井筒中會以段塞流、過渡流、泡流等多種形式存在，以液滴為理論依據(jù)的臨界攜液流量模型已不適用，采用持液率進行積液診斷，當井筒內(nèi)各段實際持液率都小于理論持液率，氣井能正常攜液，不會產(chǎn)生積液。

Hagedorn和Brown在實驗中進行了兩相流的實驗，根據(jù)實驗，確定理論持液率需要以下四個無因次參數(shù)，通過查詢圖版確定理論持液率[9]。

實際持液率計算公式：

2.2 現(xiàn)場評價

計算松南氣田13口低氣液比（GLR＜1400）氣井理論持液率及實際持液率，11口井實際持液率小于理論持液率，2口井實際持液率大于理論持液率。通過對比實際生產(chǎn)及測壓情況，持液率計算判斷井筒積液情況相對準確，其中腰平25井、腰平7井實際持液率大于理論持液率，積液嚴重，目前已實施連續(xù)氣舉（YP25）及電潛泵（YP7）排水采氣，腰平11井、腰平12井實際持液率接近理論持液率，有積液風險，下步實施電潛泵排采。

表1 考慮井斜角模型計算臨界攜液流量與實際生產(chǎn)情況對比

3 結論

1）對于高氣液比氣井（氣液比＞1400），傳統(tǒng)臨界攜液流量模型中Tunner模型計算值偏大，王毅忠模型計算值偏小，二者不適用于松南氣井，李閔模型及coleman模型計算值與實際情況偏差更小，其中coleman模型更適用于井口壓力較低（＜3.45 MPa）的氣井，對于積液井診斷更準確，考慮井斜角的臨界攜液流量模型中，Belfroid模型及江健修正模型結果偏大，符合率較低，不適用于松南氣井，王琦修正的振蕩式?jīng)_擊理論模型，符合水平井生產(chǎn)實際，且對積液井的診斷更加準確；

2）通過對比分析臨界攜液流量與井斜角的關系，對于水平井，井斜角在50°時臨界攜液流量最大，在造斜段容易發(fā)生滑脫，最難攜液；

3）對于低氣液比氣井（氣液比＞1400），持液率診斷更為準確，實際持液率較大的氣井在生產(chǎn)實際中面臨攜液困難及積液停噴的問題，此計算方法適用于現(xiàn)場積液診斷。