低滲致密砂巖氣藏井筒流態判識及積液井措施管理

李 琳，劉 軍，伍 勇，謝 姍

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司宜黃天然氣項目部，陜西西安 710018）

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，是典型的“低孔、低滲、低豐度”致密砂巖氣藏，儲層有強水敏性，且由于氣井產量普遍偏低，很難將儲層產出水完全排出井口，井筒內積液形成的回壓致使氣井產量降低甚至停產，嚴重影響氣井產能發揮和氣田正常生產，因此準確判識氣井積液井對預防、治理氣井積液意義重大。

通常可利用流壓測試或臨界攜液流量計算法來判斷積液，但流壓測試成本較高，且不能直觀反映井筒中氣液兩相的分布狀態，而臨界攜液流量計算法誤差較大，應用時需對參數進行修正。本文通過對氣井井筒內持氣率、持水率的測試，直觀確切地反映產水氣井井筒內氣液兩相分布狀態，分析了井筒內密度、流壓與持氣率的相關性，并通過統計分析現場氣井壓力測試資料，得出氣井井筒流態與產氣量、井底壓力的關系，提出排水采氣措施優化建議，對積液井管理有一定的指導意義。

1 氣液兩相垂直管流流態分布研究

垂直管中氣液兩相混合流一般認為的典型流態可分為四種，按照混合物中氣相含量由低到高分別為：泡狀流、段塞流、過渡流、環霧流[1]（見圖1）。

圖1 垂直管氣液兩相流典型流型

判識氣井井筒內是否存在積液最準確的方法是現場測試，常規方法是在油管內下入壓力計測試從井口至井底的壓力值，通過壓力梯度的變化來判斷液相含量。選用SONDEX 多參數組合測井儀可測得自然伽馬、磁定位、流體壓力、溫度、密度、持水率計數、持氣率計數和持水率等多個參數，較常規壓力測試可直接連續測得井筒內持水率和持氣率數據，更為直觀的展示了垂直管中氣液兩相的分布情況。應用持氣率能夠準確直觀的判斷流型：

環霧流：Hg＞0.85

段塞流：Hg=0.25～0.85

泡狀流：Hg＜0.25

Hg-持氣率，%。

運用SONDEX 多參數組合測井儀測試X1 井數據（見表1），根據測試數據繪制的X1 井的流壓、密度、持水率計數、持水率及持氣率曲線（見圖2）。

表1 X1 井SONDEX 多參數組合測井儀測試數據表

圖2 X1 井SONDEX 多參數組合測井儀產氣剖面測井成果圖

通過分析測試結果，得出以下幾條結論：

（1）氣液兩相垂直管流中兩相分布是不停變化的，總體上越靠近井口，氣相含量越高；

（2）段塞流的分布呈現不連續狀態，在有些氣井中是段塞流夾雜著環霧流出現的；

（3）持水率與持氣率曲線呈對稱分布，二者之和為1；

（4）密度曲線與持水率曲線具有很好的相關性，流壓梯度隨著持水率的升高而增大，但在局部相態劇烈變化的位置，密度曲線和持水、氣率曲線對相態變化的靈敏度較流壓數據更高。

對比常規流壓測試判識積液的方法，這里以X2井為例，SONDEX 多參數組合測井儀測試結果（見表2）顯示井筒內流態變化出現在1 817 m 處，而流壓點測數據繪制壓力梯度曲線表明流壓在井深2 000 m 后出現拐點（見圖3），即為流態變化點，計算得到兩條壓力梯度曲線的交點為2 150 m。對比兩種測試方法的結果，誤差333 m，考慮到井筒內流態處于不斷變化的狀態，且相比3 000 m 左右的井深，300 m 的誤差對于排水采氣措施的安排影響很小，因此流壓測試判識氣井是否積液并通過壓力梯度判斷氣液兩相流態是一種可靠的方法。

表2 X2 井氣液分布流型判斷

圖3 X2 井流壓點測數據繪制壓力梯度曲線圖

根據井筒中流態的情況，將產水氣井分為四類：

（1）不積液井：整個井筒中全為環霧流；

（2）輕微積液井：井筒下半段為段塞流，隨井深減小出現環霧流，井底不存在泡狀流或泡狀流范圍很小；

（3）積液井：井底幾百米范圍內為泡狀流，向上逐漸出現段塞流、環霧流；

（4）嚴重積液井：井筒中一半甚至更大范圍為泡狀流，且直接過渡到環霧流，幾乎沒有段塞流存在。

2 井筒流態判識

圖4 日產氣量小于0.1×104m3 氣井流壓測試曲線

流壓曲線雖然在局部位置上對相態變化反映不夠靈敏，但卻可以準確反映整個井筒中氣液兩相的分布和范圍，且流壓測試已長期應用于現場，積累下大量可靠數據，通過對單井壓力測試數據統計分析可進行井筒流態判識。

2.1 日產氣量小于0.1×104m3

該類氣井產量非常低甚至不產氣，一般可分為兩種情況：當井底壓力＞10 MPa 時，井底幾百米至上千米范圍內為泡狀流，氣井處于嚴重積液甚至“淹死”狀態；當井底壓力＜10 MPa 時，全井筒為環霧流，氣井不積液，也意味著該類氣井生產能力瀕臨衰竭。

段塞流在日產氣量小于0.1×104m3的氣井中幾乎不出現。

2.2 日產氣量0.1×104m3～0.3×104m3

當井底壓力＞18 MPa 時，井筒內大部分為泡狀流，積液嚴重；8 MPa＜井底壓力＜12 MPa 時，井筒內2 000 m至井底部分出現段塞流，井筒中部至井口為環霧流，沒有泡狀流；當井底壓力＜8 MPa 時，全井筒為環霧流（見圖5）。

圖5 日產氣量0.1×104m3～0.3×104m3 氣井流壓測試曲線

2.3 日產氣量0.3×104m3～0.4×104m3

當井底壓力＞10 MPa 時，井底為段塞流或泡狀流；當井底壓力＜10 MPa 時，全井段為環霧流（見圖6）。

圖6 日產氣量0.3×104m3～0.4×104m3 氣井流壓測試曲線

2.4 日產氣量0.5×104m3～0.6×104m3

當井底壓力＞12 MPa 時，井底為段塞流；當井底壓力＜12 MPa 時，全井段為環霧流（見圖7）。

綜上，氣井日產氣量越小、井底壓力越大，氣井積液越嚴重；隨著氣井日產氣量的增大，井筒內出現段塞流、環霧流對應的井底壓力值也相應增大（見表3）。

表3 井筒流態與日產氣量及井底壓力關系表

圖7 日產氣量0.5×104m3～0.6×104m3 氣井流壓測試曲線

表3 井筒流態與日產氣量及井底壓力關系表（續表）

對于氣田生產單位而言，井口油壓、套壓是更容易獲得的數據，而井底壓力與井口壓力有很好的相關性，可以利用垂直管流公式進行折算，從而得到井口壓力和氣量、流態之間的關系。

3 積液氣井管理

蘇里格氣田目前常用的排水采氣措施主要有泡沫排水采氣、氮氣氣舉、柱塞氣舉、同步回轉壓縮機氣舉、速度管柱、間歇開關井等，根據每項措施的特點及適用性，針對不同日產氣量、不同井筒流態的氣井，對現場排水采氣措施提出優化建議[2]（見表4）。

表4 不同流態氣井積液程度判斷及排水采氣措施優化建議

4 結論與認識

（1）通過SONDEX 多參數組合測井儀對井筒內氣液兩相持氣率、持水率的測試，發現密度曲線與持水率曲線具有很好的相關性，流壓隨著持水率的升高而增大，持水率對氣液相態變化的靈敏度較流壓數據更高，但流壓仍可以準確反映氣井積液程度。

（2）統計分析氣井壓力測試資料，得出致密砂巖氣藏氣井井筒流態與產氣量、井底壓力的關系，氣井日產氣量越小、井底壓力越大，積液越嚴重；隨著氣井日產氣量的增大，井筒內出現段塞流、環霧流對應的井底壓力值也相應增大。

（3）針對不同積液程度的氣井提出排水采氣措施優化建議，對致密砂巖氣藏現場積液氣井管理具有一定的指導意義。