排水采氣技術優選三維圖版

王景芹

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163453)

0 引 言

大慶油田火山巖氣藏具有邊水和底水發育的特點，部分氣井在開發初期或開發較短時間后出水[1-4]。氣井出水會引起產氣量迅速下降，產氣遞減期提前，最終導致氣體采收率降低，同時含有鹽和腐蝕雜質的地層水容易造成設備和管道腐蝕[5-8]。近幾十年來，國內外科研人員對排水采氣技術進行了大量的試驗和改進，逐步形成了以優選管柱、連續油管、泡排、氣舉、機抽、渦流、柱塞氣舉、電潛泵、射流泵等為主的排水采氣技術[9-10]。目前國內外文獻報道中，僅有關于產氣量和水氣比參數的二維排水采氣技術優選圖版[11-18]，然而二維圖版對井深參數沒有限定，不適合確定不同井深的排水采氣技術。該文提出了日產氣量、水氣比和井深3個參數的三維排水采氣技術圖版，可以快速確定適合氣井的排水采氣技術及時機，為大慶油田高效、快速開發提供了技術支持。

1 大慶油田臨界攜液流量模型的優化

1.1 臨界攜液流量模型的優選

目前，Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型是各大油氣田計算天然氣臨界攜液流量的主要模型[16-17]。通過對大慶油田Q區塊氣井的產氣量、積液情況及生產數據分析，確定18口氣井作為基礎數據井，應用以上4種模型并結合氣井實際生產參數，計算不同氣井的臨界攜液流量。根據計算的臨界攜液流量與氣井實際產氣量，確定相應模型的氣井積液情況(圖1)。圖1中直線以下區域為積液區域，氣井位于該區域表明已經積液；直線以上區域為不積液區域，氣井位于該區域表明未積液。

圖1 不同臨界攜液流量模型計算的氣井積液結果

現場情況表明，18口氣井中12口井不積液，其余6口井存在不同程度的積液情況。而由圖1可知，利用Turner模型計算出5口井不積液，其中1口井的數據位于分界線上，氣井位于積液邊緣，其余13口井積液，積液情況分析準確率為61.1%；利用Yang Chuandong模型計算出4口井不積液，14口井積液，積液情況分析準確率僅為55.6%。因此，針對大慶油田實際生產參數，Turner模型和Yang Chuandong模型臨界攜液流量計算值偏大，不適合用于計算大慶油田臨界攜液流量。利用Coleman模型或Li Min模型計算出8口井不積液，10口井積液，二者積液情況分析準確率均為77.8%，但Li Min模型分析結果中，有2口被確定為積液的不積液氣井的參數臨近分界線，因此，Li Min模型適用于計算大慶油田氣井的臨界攜液流量。

1.2 大慶油田臨界攜液流量模型的建立

Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型的臨界攜液流量模型都是以液滴的力學平衡為基礎，并假設流態為霧狀流[19-21]。對4種模型進行對比分析可知，其計算公式可以用式(1)統一表示：

(1)

式中：Qc為臨界攜液流量，104m3/d；K為常數；σ為氣水界面張力，mN/m；ρl為地層水密度，kg/m3；ρg為天然氣密度，kg/m3；A為井筒橫截面積，m2；p為地層壓力，MPa；Z為天然氣壓縮系數；T為井底溫度，℃。

分析大慶油田18口氣井的實際參數及積液情況，對式(1)中系數K進行回歸計算，使式(1)計算出的氣井積液情況與實際積液情況符合率高于85%，得到適用大慶油田氣井臨界攜液流量計算的修正公式：

(2)

由式(2)和18口氣井基礎資料計算，得到氣井積液結果(圖2)。由圖2可知，利用修正模型計算的18口氣井中10口為不積液氣井，8口為積液氣井，其中錯誤判斷積液井僅有2口，準確率達到88.9%。因此，修正模型計算的氣井積液情況準確度高于Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型，大慶油田氣井積液情況更適合用修正模型判斷。

圖2 修正臨界攜液流量模型計算的氣井積液結果

2 大慶油田三維圖版的建立及應用方法

2.1 三維圖版的建立

大慶油田徐深區塊氣井油管內徑為40.3～62.0 mm，井深為1 000～4 000 m，日產氣量為0.3×104～6.0×104m3/d。運用Li Min模型計算油管內徑為62.0 mm的臨界攜液流量，在日產氣量、水氣比和井深三維坐標中作曲面A，以油管內徑為40.3 mm計算得到的臨界攜液流量在三維坐標中作曲面B，以大慶油田排水采氣技術最高日產液量控制界限(55.0 m3/d)在三維坐標中作控制曲面C，以大慶油田排水采氣技術最低日產氣量控制界限(0.5×104m3/d)在三維坐標中作控制曲面D。曲面A、B、C、D將三維圖劃分為5個不同區域，結合不同排水采氣工藝的技術界限，確定不同區域的排水采氣技術(圖3)。

由圖3可知，曲面A將圖3分為上下2個大的區域，當氣井日產氣量高于曲面A，說明氣井正常生產不會產生積液，不需采取任何排水采氣措施，該區域定義為區域Ⅰ，即有效攜液區；氣井日產氣量等于或低于曲面A，說明氣井在油管內徑為62.0 mm時井筒內會出現積液現象，需要采取排水采氣措施來避免積液的產生。

圖3 Li Min模型排水采氣技術三維圖版

曲面B將圖3中曲面A的下部區域分為上下2個部分。氣井日產氣量高于曲面B，說明氣井油管尺寸降低到40.3 mm時，正常生產不會出現積液現象；氣井日產氣量等于或低于曲面B，說明氣井在油管內徑為40.3 mm時井筒內會出現積液現象，需要采取排水采氣措施來避免積液的產生。

當氣井日產氣量高于曲面B且低于曲面A時，優先選用渦流、優選管柱、泡沫排水采氣方法，但該工藝技術要求氣井日產液量低于55.0 m3/d。因此，在圖3中增加了日產液量為55.0 m3/d的控制曲面C，作為該工藝技術應用的邊界控制面。曲面A、B、C組成了渦流、優選管柱、泡沫排水采氣、組合方法排水采氣工藝技術區域，該區域定義為區域Ⅱ。當氣井日產氣量低于曲面A且日產液量高于曲面C時，優先選用機抽、連續氣舉、電潛泵排水采氣工藝技術，該區域定義為區域Ⅲ。

當氣井日產氣量低于曲面B且日產液量低于曲面C時，優先選用柱塞氣舉排水采氣工藝技術，但該工藝技術要求氣井日產氣量高于0.5×104m3/d。因此，在圖3中增加了產氣量為0.5×104m3/d的控制曲面D，作為該工藝技術應用的邊界控制面。曲面B、C、D組成了柱塞氣舉排水采氣工藝技術區域，該區域定義為區域Ⅳ。當氣井日產氣量低于曲面D時，優先選用機抽、連續氣舉、電潛泵、螺桿泵排水采氣工藝技術，該區域定義為區域Ⅴ。

運用修正模型計算臨界攜液流量，建立日產氣量、氣液比和井深的三維圖版(圖4)。由圖4可知，修正模型計算得到的曲面A和曲面B分別低于Li Min模型計算的值，而區域劃分和區域對應排水采氣工藝技術與Li Min模型三維圖版一致。

圖4 修正模型計算的排水采氣技術三維圖版

2.2 運用三維圖版確定排水采氣技術和時機

2.2.1 氣井產氣量與水氣比的關系分析

以大慶油田徐深區塊氣井S1018井生產曲線為例，氣井井深為2 020 m，油管內徑為62.0 mm，該井在2016年1月至3月的日產氣量及水氣比如圖5所示。由圖5可知，氣井的產氣量隨生產時間的增加逐漸降低，而水氣比則隨生產時間的增加而增加。

對氣井日產氣量、水氣比曲線進行擬合，得到擬合公式：

Q=-0.16lnt+4.36，R2=0.98

(3)

(4)

式中：Q為日產氣量，104m3/d；t為生產時間，d；WRG為水氣比，10-4m3/m3。

日產氣量和水氣比擬合多項式都是時間的函數，則建立日產氣量與水氣比的關系式：

(5)

圖5 S1018井日產氣量及水氣比

2.2.2 氣井排水采氣技術和時機優選

運用式(5)計算不同日產氣量對應的水氣比，采用未修正圖版(圖3)對氣井的排水采氣技術進行優選。當氣井日產氣量為3.8×104m3/d時，水氣比為2.1×10-6m3/m3，該氣井位于區域Ⅱ，表明氣井內已經積液，可以采取渦流、優選管柱或泡沫排水采氣技術。當氣井日產氣量為3.4×104m3/d時，水氣比為7.1×10-6m3/m3，同樣該氣井位于區域Ⅱ，表明氣井內已經積液，可以采取渦流、優選管柱或泡沫排水采氣工藝技術；當氣井日產氣量為3.2×104m3/d時，水氣比為1.8×10-3m3/m3，該氣井位于區域Ⅲ，表明氣井內已經積液，可以采取機抽、連續氣舉或電潛泵排水采氣工藝技術。

采用修正圖版(圖4)對氣井的排水采氣技術進行優選。當氣井日產氣量為3.8×104m3/d時，水氣比為2.1×10-6m3/m3，該氣井位于區域Ⅰ，表明氣井內未積液，不需要采取任何排水采氣措施；當氣井日產氣量為3.4×104m3/d時，對應水氣比為7.1×10-6m3/m3，該氣井位于區域Ⅱ，表明氣井內已經積液，可以采取渦流、優選管柱或泡沫排水采氣工藝技術。當氣井日產氣量為3.2×104m3/d時，水氣比為1.8×10-3m3/m3，該氣井位于區域Ⅲ，表明氣井內已經積液，可以采取機抽、連續氣舉或電潛泵排水采氣工藝技術。

氣井現場生產數據表明，在日產氣量為3.8×104m3/d時，沒有積液現象出現。而當日產氣量為3.4×104m3/d時，氣井出現了少量積液，需要采取相應的排水采氣措施。因此，大慶油田運用修正模型計算建立的三維圖版更加準確。

根據氣井日產氣量和水氣比，可運用式(3)或式(4)確定對應的生產時間，即確定采取不同排水采氣技術的時間點，這樣可以更加有利地指導氣井的實際生產。因此，三維圖版實現了在不同氣井、不同時機下，確定最優的排水采氣技術，延長了氣井穩產時間，同時提高了氣井的采收率，為大慶油田穩定開發提供了技術支持。

3 現場應用

大慶油田徐深區塊應用三維圖版優化排水采氣技術的氣井共31口，其中80%氣井排水量、產氣量有不同程度的增加，平均日增氣量為0.5×104m3/d，日排水量增加3.1 m3/d，累計增氣1 502×104m3。以氣井S1012、S2011和S2021為例，S1012井井深為2 890 m，油管內徑為62.0 mm，2015年11月日產氣量為4.4×104m3/d，水氣比為8×10-5m3/m3；S2011井井深為2 590 m，油管內徑為62.0 mm，2015年1月產氣量為3.5×104m3/d，水氣比為1.1×10-4m3/m3，2016年11月日產氣量為1.3×104m3/d，水氣比為2.5×10-4m3/m3；S2021井井深為2 190 m，油管內徑為62.0 mm，2016年3月產氣量為1.5×104m3/d，水氣比為3.0×10-4m3/m3。利用該方法，可快速計算不同情況下的水氣比，具有較好的適用性和準確性。

4 結 論

(1) 以Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型為基礎，建立了適合大慶油田臨界攜液流量的修正模型，該修正模型積液情況分析準確率接近90%。

(2) 建立了日產氣量、水氣比和井深的三維圖版，對圖版進行了區域劃分。結合不同排水采氣工藝的技術界限，確定了不同區域的排水采氣技術。

(3) 三維圖版可以對不同氣井，在不同時機，確定其最優的排水采氣技術。大慶油田運用修正模型建立三維圖版，優選的氣井排水采氣技術更加準確。

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