產能高于臨界攜液產量水平井生產不穩定機理研究

顏學成，易秋菊，趙發壽，李思園，劉磊，裴澤，張孝棟

1.中國石油長慶油田長北作業分公司（陜西 西安 710021）2.陜西大秦環境科技有限公司（陜西 西安 710076）

水平井因氣藏接觸面積大，產量高，已在各大氣田廣泛應用。隨著氣田開發，部分水平氣井積液愈加嚴重，產量急劇下降，嚴重制約氣井產能。一旦水平井產量接近或低于臨界攜液產量時需配套相應的排水采氣工藝，延長氣井穩產期。在實際生產中，部分水平井在產能高于臨界攜液產量時，也時常出現生產不穩定，產量急劇下降，甚至無產量的現象，這類氣井往往排出少量積液后就能恢復正常生產，因而有必要深入研究這類水平井生產不穩定的機理，分析積液特征，提出針對性技術對策。

1 不穩定水平井生產動態特征

長北合作區位于陜西省榆林市和內蒙古鄂爾多斯市境內，是長慶榆林氣田的一部分，是中國石油與荷蘭皇家殼牌的合作項目，是中國陸上石油已建成最大的對外國際合作項目。

長北項目主力開發層為上古生界二疊系山西組山2段，屬于砂巖巖性氣藏，2005年開始商業開發，截止2020年12月31日，歷年生產天然氣496×108m3。目前投產氣井71口，其中水平井49口（雙分支46口，單分支3口），直井22口，水平井采取為裸眼完井，直井為射孔壓裂完井，氣井投產后采用定壓生產方式。2017年11月中央處理廠啟用壓縮機集中增壓，中央處理廠入口壓力已由初期4.5 MPa逐步降至2020年12月的3.05 MPa，目前水平井平均產量19.3 ×104m3/d，直井平均產量2.0 ×104m3/d。

自2016年以來，長北項目陸續出現在水平氣井實際產能高于臨界攜液產量時，因外輸壓力波動引起生產管網壓力波動，導致氣井產量急劇下降，甚至直至無產量的現象（圖1）。其中2017、2018、2019年分別出現6、8、9井次這類現象，進入2020年以來，出現這類現象的井次急劇增加，其中1～5月發生6口井13井次，給氣田生產管理帶來諸多不便。

圖1 CBX-1井2020年生產曲線圖

2 水平井臨界攜液產量

水平井垂直段、傾斜段和水平段的流體流動狀態不同，臨界攜液流量計算方法不一樣［1］。長北區塊根據氣井井身結構參數，基于相似性原理分別開展直井、水平井在不同尺寸、氣量、溫度、傾斜段角度、壓力等條件下60組氣液兩相流動模擬室內實驗。

根據室內實驗數據與生產數據驗證，李閔的橢球模型［2］比較符合長北直井的積液特征，可以此為標準判斷直井井筒是否積液，適時配套排水采氣措施。李閔模型臨界攜液流速公式為：

式中：ρl為液相密度，kg/m3；ρg為氣相密度，kg/m3；σ為氣液相界面張力，N/m；υcr為氣相流動速度，m/s。

以水平井實驗數據分別修正Turner液滴模型、Belfroid攜液模型［3］、液膜模型［4］，修正后Belfroid模型誤差最小，通過與實際生產數據驗證，修正后Bel?froid模型比較符合長北水平井的積液特征。修正的Belfroid模型臨界攜液流速公式為：

式中：ρl為液相密度，kg/m3；ρg為氣相密度，kg/m3；σ為氣液相界面張力，N/m；υcr為氣相流動速度，m/s；θ為傾斜段井斜角，（°）。

同時，實驗數據表明水平井中最難以攜液的部位是傾斜段[5]，以井斜角55°時傾斜段所需攜液產量最高，因此以井斜角55°對應最小攜液產量作為水平井臨界攜液產量。

3 不穩定生產機理研究

統計長北區塊歷年發生這類現象的氣井，井型均為水平井，直井未發生該現象，由此可見，造成生產不穩定的因素之一與水平井井身結構有關。根據前人研究，長北區塊山2氣藏為干氣氣藏，氣井產水均為凝析水。通過水平井氣液兩相流模擬實驗，氣井投產后隨著凝析水不斷析出，水平段由單一氣相逐漸變為氣液兩相流動，多數凝析水會隨著氣流被帶至地面管線，由于重力作用，少量凝析水會慢慢回落至水平段底部，隨著時間推移，水平段凝析水不斷增多，在生產一段時間后，水平段流動變為氣液兩相分層流，上層為氣相，下層為液相，液相隨著氣流不斷向前移動。

長北雙分支水平井每條分支設計長度2.0 km，實際平均長度約1.8 km。山2段砂巖厚度范圍11.2 ～49.8 m，平均25.8 m，由于儲層非均質，在水平段鉆井過程需根據隨鉆測井數據不斷改變鉆頭軌跡，最終水平段軌跡形成上下起伏、無規則的曲線，水平段裸眼軌跡上、下高度差最多達17m。

在氣井生產前期，由于地層壓力高、產量高、氣相流速快，水平裸眼段積液相對較少，即使井口油壓短期波動，在油壓恢復正常后，水平段低凹部位積液能夠隨著氣流不斷向前移動，不會發生生產不穩定、產量急劇下降的現象。

在氣井生產后期，水平裸眼段凝析水量增多，近井筒地帶地層壓力降低、產量降低、氣相流速變慢。由于氣相流速快于液相流速，在井口油壓突然升高后，水平段氣相流速迅速下降，液相短時間內繼續向前移動，迅速聚集在水平段低凹部位，堵塞遠端氣體的滲流通道，降低水平段遠端氣體的滲流能力，甚至完全堵塞通道，最終造成氣井生產不穩定、產量急劇下降（圖2）。

圖2 水平段低凹部分堵塞示意圖

目前投產49口水平井中，除4口產能低于臨界攜液產量，明確井筒積液的氣井外，根據45口水平井近井筒地帶地層壓力、目前產量和臨界攜液產量比值的統計散點圖（圖3）看出，易出現生產不穩定、產量急劇下降的水平井的集中在近井筒地層壓力5.7 ～6.4 MPa，平均約6.0 MPa，目前產量和臨界攜液產量比值在2～4。

圖3 生產不穩定因素關系圖

4 技術對策

由于近井筒地帶地層壓力低、水平段起伏不平、目前產量低是導致水平井生產不穩定的三大因素，其中水平段起伏不平是客觀因素，而近井筒地層壓力低、產量低是可以在一定范圍內改變的因素。

由于目前經濟、工藝技術限制，雖然不能完全排出氣井水平段積液，但可以打破水平段低凹部位積液堵塞狀態，恢復氣井產能，現有技術對策有兩種。

對策一：提高氣井瞬時產量，利用瞬時高產量打破水平段液體堵塞狀態，帶出部分積液后，恢復正常的氣液兩相分層流流動狀態。長北區塊選擇了利用移動計量撬（移動式三相分離器）連接放空火炬放空帶液，通過井口降壓提高氣井瞬時產量，最低能將井口壓力降至0（標準大氣壓條件），打破水平段低凹部位積液的堵塞狀態，排出部分積液，恢復遠端氣體的滲流通道。

2020年1—5月因中央處理廠外輸壓力波動，CBZ-2、CBX-1等6口井出現12井次產量急劇下降現象，通過移動計量撬對氣井井口降壓放空排液，產量平均由放空前4.8 ×104m3/d增加至16.6 ×104m3/d，平均增加11.8 ×104m3/d，累計排除積液15.3 m3，在1月1日至5月31日累計增產4704×104m3（表1）。

表1 2020年移動計量撬放空數據（1月1日—5月31日）

對策二：關井恢復地層壓力，關井使得水平段氣液兩相由分層流狀態變為靜止狀態，使堵塞處的液體逐漸回落至水平段各個部位，打通水平段的堵塞通道，同時利用開井初期瞬時高產量帶出積液，恢復遠端氣體滲流通道。

CBP-3井在2020年1月30日、4月13日、4月26日3次因外輸壓力波動導致油壓波動，導致產量急劇下降。第1次因移動計量撬不能及時到位，對CBP-3采取在2月28日—3月4日關井6d，3月5日開井后產量由關井前5×104m3/d恢復至約20×104m3/d，恢復正常生產。第2次和第3次由于區塊產量任務緊張，在4月21日、5月7日采取移動計量撬放空復產，分別排出積液1.6 m3、1.5 m3，均在當天恢復氣井產能，產量分布由放空前7×104m3/d、8×104m3/d恢復至15×104m3/d、16×104m3/d。

5 結論

產能高于臨界攜液產量水平井生產不穩定給氣田管理帶來諸多不利，特別對長北區塊這種氣井井數少，單井產量高的氣田尤為明顯。研究這類井不穩定機理，在不同生產條件下尋求不同解決對策。

1）近井筒地帶地層壓力低、水平段起伏不平、目前產量低是這類水平井易受管網壓力波動造成不穩定，產量急劇下降的主要因素。

2）生產管理中重點跟蹤近井筒地層壓力約6.0 MPa，目前產量和臨界攜液產量比值在2～4的水平井，對這類井盡量避免管網壓力頻繁波動。

3）產量任務寬松的情況下，為節省操作成本盡量選擇關井恢復近井筒地帶地層壓力，打通水平段低凹部位的積液堵塞通道，恢復遠端氣體的滲流通道。

4）產量任務緊張的情況下，選擇移動計量撬放空排液，利用井口降壓帶來的瞬時高產量解除水平段低凹部位積液的堵塞狀態，快速恢復遠端氣體的滲流通道。