水平井積液分析方法

張澤芳 張玉海 呂鵬德（中國石油吉林油田公司 吉林 松原 138000）

對于水平井而言，由于其井筒中直井段的垂直管流和水平井段的水平管流并存，是一個統一流動體，因此水平井全井筒氣井攜液流動的運動機理與單一直井的垂直井筒中截然不同，不能簡單地使用直井的攜液流量計算公式或者其修正公式去計算水平井的臨界攜液流量，需要對直井段和水平井段區別對待，并做整體分析，從而保證積液分析結果有實際的指導意義。

一、水平井直井段積液分析方法

1.臨界流量計算法

水平井的直井段的流動狀態與直井一致，因此其積液分析方法可以直接應用直井的臨界攜液流量計算模型計算分析氣井臨界攜液流量，并與氣井實際產氣量進行對比分析，實際產量大于臨界攜液流量時井底不積液，反之井底積液；分析結果可以通過直井段壓力梯度測試進行驗證。

積液分析的關鍵是臨界流量計算模型的確定。對Turner模型和李閩模型兩種不同計算模型進行對比分析，兩者之間存在著很大的差異：①在Turner模型中假設液滴為球形，而在上述的模型中液滴形狀改變為扁平形；②阻力系數之間存在著差異，假設液滴為球形的阻力系數為0.44，而假設液滴為扁平形狀的阻力系數則大約等于1.0；③即使是在假設液滴形狀相同的情況下，Turner模型的阻力系數也比上述模型的大很多。因此，采用李閩模型確定出的臨界速度和臨界流量比Turner模型的小許多。

現場應用時需要結合氣井的實際生產數據進行驗證，以確定適合的臨界攜液模型。

2.壓力梯度測試法

流壓或靜壓梯度測試是確定氣井是否積液和積液液面高度最有效的方法。壓力測試就是測量關井及生產過程中不同深度的壓力，壓力梯度曲線與流體密度和井深有關。利用井筒壓力梯度測試數據資料回歸曲線分析井筒流體相態，當測試工具遇到油管中的液面時，曲線斜率會有明顯變化，根據解釋結果確定井筒液面深度。

二、水平井水平段的積液分析方法

水平井或斜井井筒內，液滴經過短距離的上升或者降落就會接觸管壁，同時，靜水壓力在橫向井段損失很小，直井段靜水壓降較大，此時不能直接應用直井的臨界流動模型。

通過質點理論推導適合水平井的臨界流量模型計算公式為：

式中：C1為舉升系數；A 1為舉升力作用于液滴上的截面積，m2；Cle為有效舉升系數；Vg為氣體速度,m/s；Rep為液滴雷諾數；

如果Cle>0.09，C1=C le；Cle<0.09，C1=0.09。

實際氣藏水平井臨界攜液流量與井筒長度、直徑、平滑程度都有關系。在水平井情況下，液滴與管壁距離非常近，緩沖距離短，很容易產生積液。采用液滴質點理論求得的水平氣井攜液臨界流量僅考慮了單個液滴的受力情況，并沒有考慮實際氣井是大量液滴的集合體，忽略了液滴間和液滴與管壁間的相互影響。另外，當氣體流速大到使韋伯數達到臨界值時，速度壓力起主導作用，液滴容易破壞。因此上述公式是把韋伯數30作為臨界值推導出來的，實際應用中還需要根據實際情況進行修正。

三、水平井全井段的積液分析方法

水平井的積液分析可以分別通過直井段和水平井井段的不同方法進行預測，但實際的水平井是一個整體，比較理想的分析方法應該是全井段的綜合考慮，因此，最適合的分析方法是通過節點分析軟件預測井筒流體狀態。

產水氣井井筒多相流通常分為四種基本流型—泡狀流、段塞流、段塞-環流（過渡流）、環霧流；不同的流型取決于在流動斷面氣相和液相的流速以及氣相與液相含量。

泡狀流是指油管幾乎全部充滿液體（持液率接近100%），自由氣以小氣泡形式存在于液體中，井筒壓力梯度液相控制（壓力梯度高）；段塞流是指氣泡在上升的過程中不斷增大，聚集成較大的氣泡，液相仍然是連續相；過度流是指氣相為連續相，液相為分散相，氣相為壓力梯度的控制因素；環霧流是指氣體為連續相，大部分液體以液滴形式存在于氣相中，壓力梯度主要受氣相影響；產液氣井中可能出現的流態自下而上依次為泡狀流、段塞流、過渡流和環霧流，同一口井內不可能出現完整的流態變化，但流態的變化對井筒壓能損失和氣井產能的影響是很顯著。

利用節點分析可以實現水平井全井筒流態分析，它的分析基本流程主要包括：

①首先根據氣井的井身結構數據建立氣井全井筒模型；

②根據測試及試采生產數據，輸入井口、井筒及井底參數，預測井筒壓力溫度分布；

③根據壓力溫度分布情況，預測井筒流態狀態并確定不同井段的流型。

四、積液分析方法應用及效果

長深平L井是吉林油田一口采用多級壓裂改造后利用套管直接生產的氣井，本井生產過程后期出現生產壓力下降和產氣量逐步降低的現象，為了確定原因進行以下分析：

1.結合井口壓力及產量數據，根據臨界攜液流量理論（李閩模型），分別計算6mm、7mm、8mm、10mm、12mm油嘴測試過程中，臨界攜液流量為10-12萬方/天，對應產氣量12.4-31.75萬方/天。產氣量大于臨界攜液流量，滿足攜液要求。

2.利用井筒壓力梯度測試數據資料回歸曲線，通過擬合壓力隨深度基本呈線性變化，確定長深平L井井筒內流體相態為氣態單相流體，初步判斷長深平L井氣井無積液，結論與臨界攜液流量方法分析結果吻合。

3.結合測試時的生產數據，利用軟件對全井筒流態進行分析，結果顯示本井水平井段A點（3720米）之上為過渡流，水平井段為段塞流，這為本井后期確定產液影響氣井產能，需要通過不壓井作業更換小直徑生產管柱提供了依據。

與壓力梯度數據對比分析可以看出，500米位置壓力梯度實測壓力19.7MPa，溫度71.7℃，預測壓力19.79MPa，溫度結果為76.4℃。2950米位置壓力梯度實測壓力23.45MPa，溫度123.7℃,軟件預測壓力23.32MPa，溫度124.0℃，因此壓力梯度測試對軟件整體預測也有一定的指導意義。

結論

（1）由于水平井水平段流體流動性質的特殊性，常用的臨界攜液模型僅適用其直井段，積液分析時水平段和直井段應區別對待；

（2）利用節點分析軟件進行井筒流態分析，可以預測水平井全井段的壓力和溫度分布以及流體狀態分布，更適合水平井積液分析；

（3）壓力梯度測試是真實反映井筒積液狀態的一種有效方法，為保證施工安全，其測試范圍僅是水平井的直井段，但其測試結果仍可為全井筒軟件擬合提供借鑒依據。

[1]張淇等.采油工藝原理.北京：石油工業出版社，1989.206～215.

[2]萬仁薄主編.采油工程手冊.北京：石油工業出版社，2000.100～105.