裂縫有水氣藏氣井井筒壓力預測方法研究

蔣淮宇 姚 遠 張茉麗 唐 雷 紀梅玲

中國石化西南油氣分公司采氣一廠, 四川 德陽 618000

0 前言

川西須家河組氣藏儲層埋深3 000～5 400 m,地層溫度83～140 ℃,地層壓力52～90 MPa,溫度、壓力高。氣藏裂縫發育程度直接影響了氣井的產水量、產氣量,單井日產水量最高達幾百立方米,氣液比在幾十到幾百之間。產水量大、氣液比低是該氣藏氣井的主要生產特征。

已投產的幾十口井生產特征差異大、變化快,尤其是油管腐蝕穿孔斷裂[1-4]的氣井,井筒壓力是預測油管穿孔位置、判斷氣井井筒積液、優化氣井生產制度和制定排采工藝方案的重要依據。氣液兩相管流壓降模型對井筒流體壓力分布預測特別是井底流壓的計算至關重要。目前,國內外對已有的理論壓降模型的適用性及應用范圍開展了相關研究[5-9],但不同壓降模型在川西須家河組裂縫性高產水、低氣液比氣井中計算結果相差較大,適用性研究仍不夠具體。因此,本文針對裂縫性有水氣藏高產水、低氣液比氣井開展井筒壓力預測技術研究,以提升排采工藝方案制定的針對性及有效性。

1 氣液兩相管流壓降計算模型

目前常用的氣液兩相管流壓降計算模型主要有9種。Duns & Ros[10]模型(以下簡稱DR模型)基于直井多相流模擬實驗,做出了流動形態分布圖,明確了流動形態之間的變換界限,利用因次分析法進行應用,通過計算氣液滑脫的速度,得出了壓降公式。DR模型主要適用于淺井,對深層井或者井口油套壓差偏大的井,需應用連續分段計算方法。1967年奧齊思澤斯基利用148口井與DR模型的計算結果相互比較,平均誤差低至2.4%。

Orkiszewski[11]模型(以下簡稱ORK模型)通過評價多個氣水兩相流計算方法,根據流動型態形成了直井兩相流壓降預測方法。通過分析148口井的數據,改進后建立兩相流模型,提出了流動型態判斷手段,提出了液體分布系數概念,首次根據流動型態建立了氣液密度與摩阻壓降的預測方法。

Beggs & Brill[12]模型(下文的計算采用修正式BBO和BBR模型)選用15 m的傾斜透明管,記錄氣水兩相流動模擬實驗數據,在某個流速下,以持液率為橫坐標,傾斜透明管角度為縱坐標,做出相關曲線,給出了流體沿程阻力系數,率先建立了任意井斜角下的壓降預測模型。Beggs & Brill Original(以下簡稱BBO模型)模擬壓力損失和液體停滯,主要適用于水平井和斜井井筒流動;Beggs & Brill Revised模型(以下簡稱BBR模型)修正了Beggs & Brill模型公式中的常數因子、摩擦系數及持液率限制條件,常在小管徑氣液兩相中應用。

Mukherjee & Brill[13]模型(以下簡稱MB模型)在前人研究的基礎上,改變實驗模擬條件,在傾角90°以內的管子開展實驗,利用多元回歸方程進行分析,給出了混合流體持液率與摩阻系數經驗公式,該公式適用于不同井型的壓降計算,但不適用于高氣液比氣井。

Hagedorn-Brown[14]模型(以下簡稱HB模型)考慮油、氣、水三相不同配比在直井中開展實驗,修訂摩阻系數,給出了不同流動型態的普適化相關式。該模型適用的氣液比范圍較廣,計算結果精度高。HB模型相關規律純屬經驗化,1967年奧齊思澤斯基運用HB模型計算結果與148口井比較,平均誤差低至0.7%。

Aziz-Govier-Fogarasi[15]模型(以下簡稱GA模型)在模擬實驗的基礎上形成了泡狀流和段塞流兩種流態下計算新規律,給出了新的流型分布圖,形成了不同流型之間的過渡界限。計算不同流型持液率,密度相、摩擦損失項分別考慮增加氣相體積。GA模型的流型分布圖存在明確的變換界限,有公式,便于計算。

Gray[16]模型基于凝析氣井特點,修正持液率公式,建立該類氣井氣液流動壓降模型。針對流體為氣體的直井,該模型只能用于環狀—霧狀流;其方法在含凝析油的氣井中適應性較好。對比108口井的資料表明,該模型在含凝析油井中的應用計算結果更為準確。

Ansari模型[17]提出了氣液兩相流流動型態計算方法,研究了不同流型機理和特點,形成了泡狀流—段塞流—環狀流等三種流型表征方法。綜合單個流型研究機理,結合氣體在液體中運移特征,利用流型—機理模型化方法,預測不同流型的持液率,得出壓降相關式。對比了1 775口油井的實測數據,結果表明,該模型一般在垂直油氣井中適應性較好。

迄今已發展了許多氣液兩相流井筒壓降模型計算方法,其適用條件要求苛刻,不同模型對氣液關系變化敏感,迫切需要對某一類生產特征氣井開展壓降模型的適應性研究。

2 不同模型的計算結果誤差分析

2.1 測試基礎數據

川西須家河組氣藏測壓數據38井次,井型為直井或斜井,井深3 200～5 100 m,日產氣量0.3×104～6.6×104m3,日產水4.8～298 m3,氣液比34.8～3 958.33,井口壓力1.8～28.65 MPa,井口壓差1.51～29.28 MPa,實測井底流壓8.73～63.4 MPa。

2.2 計算結果相對誤差分析

利用該氣藏38井次實測井底流壓數據,與目前常用的9種氣液兩相管流壓降模型預測的井底壓力值對比研究分析,以相對誤差10%為界來評價壓降模型計算結果相對誤差大小,見圖1。從圖1中可以看出,Gray模型計算值與實測值較接近,71%的井相對誤差低于10%,HB模型預測值總體偏小,其余壓降模型預測值總體偏大。

圖1 壓降模型預測井底壓力與實測井底壓力對比圖Fig.1 Comparison of bottom hole pressure predicted by pressure drop model with measured values

3 計算結果相對誤差影響因素及適應性研究

3.1 誤差影響因素分析

以不同模型預測與實測井底壓力的相對誤差為縱坐標,產水量、氣液比等生產特征數據為橫坐標,分析不同模型計算結果相對誤差與氣井生產特征的變化關系。圖2表明產水量小于100 m3的氣井計算結果相對誤差較大,產水量在200～300 m3的氣井計算結果相對誤差均較小;圖3表明不同氣液比的氣井計算結果相對誤差較大;圖4表明隨著氣井井口壓力的升高,計算結果相對誤差有降低的趨勢,但整體偏大;圖5～6表明不同油套壓差、產氣量的氣井計算結果相對誤差均較大。分析研究表明產水量、氣液比是影響井筒壓降模型計算結果相對誤差的主要因素。

圖2 產水量與相對誤差的關系圖Fig.2 Relationship between water yield and relative error

圖3 氣液比與相對誤差的關系圖Fig.3 Relationship between gas-liquid ratio and relative error

圖4 井口壓力與相對誤差的關系圖Fig.4 Relationship between well head pressure and relative error

圖5 油套壓差與相對誤差的關系圖Fig.5 Relationship between pressure difference and relative error of oil casing

圖6 產氣量與相對誤差的關系圖Fig.6 Relationship between gas well production and relative error

3.2 不同模型的適應性研究

根據模型計算結果相對誤差主要影響因素,分析模型計算結果相對誤差與氣液比、產水量大小分布關系,見圖7～8。在氣液比低于400、產水量100～300 m3范圍內,Ansari、GA模型計算結果相對誤差小于10%;在氣液比小于240、產水量100～300 m3范圍內,BBO、DR模型計算結果相對誤差小于10%;在氣液比低于1 500、產水量低于110 m3范圍內,Gray、HB模型中計算結果相對誤差小于10%;其它模型計算結果相對誤差偏大。模型的適應性研究表明氣井在不同的工況和動態特征下應采用不同的計算模型,才能使計算的壓力分布更加準確可靠。

a)Ansari模型計算結果相對誤差與氣液比關系圖a)Relationship between relative error of Ansarimodel calculation and gas-lipuid ratio

a)Ansari模型計算結果相對誤差與產水量關系圖a)Relationship between relative error of Ansarimodel calculation and water yield

4 氣液兩相井筒壓降計算的實用效果

利用優選出的壓降模型,制定31口井泡排參數;計算14口井氣舉啟動壓力;預測2口井油管腐蝕穿孔位置,見圖9～10。論證不動管柱優化配產、下連續油管與更換油管可行性優選方案,其中1口井實施不動管柱優化配產后達到有效排液的目的,累計增產天然氣2 100×104m3;制定2口井速度管柱排采方案,通過計算不同管徑井筒壓損[18-19]與攜液臨界流量[20-21]分析,優選管徑實施后氣井實現連續穩定產液，產氣量月遞減率下降6.5%,有效控制了氣井產氣量的遞減速度,見圖11～12。

圖9 井1油管穿孔位置分析圖Fig.9 Analysis of Tubing perforation position in well 1

圖10 井2油管穿孔位置分析圖Fig.10 Analysis of Tubing perforation position in well 2

圖11 井3連續油管實施后產氣量遞減情況變化圖Fig.11 Changes of pressure and decline after implementation of coiled tubing in well 3

圖12 井4連續油管實施后產氣量遞減情況變化圖Fig.12 Changes of production and decline after implementing coiled tubing in well 4

5 結論與認識

1)不同模型計算結果相對誤差與生產特征相關性研究表明,產水量、氣液比是影響井筒壓降模型計算結果相對誤差的主要因素。

2)不同模型計算結果相對誤差與產水量、氣液比分布關系研究表明:Ansari和GA模型適用于氣液比低于400、產水量100～300 m3之間的氣井;BBO和DR模型適用于氣液比低于240、產水量100～300 m3之間的氣井;Gray和HB模型適用于氣液比低于1 500、產水量低于110 m3的氣井,其它壓降模型在該類氣井中預測結果相對誤差偏大。

3)在不同工況和動態特征下的氣井應采用不同的計算模型,才能使計算的壓力分布更加準確可靠。

4)優選出的井筒壓力計算模型為預測氣井井筒積液、油管穿孔位置、優化配產及制定排采方案提供重要依據,實用效果好。