頁巖氣井生產過程異常診斷方法研究
——以涪陵頁巖氣田為例

李 牧

（中國石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司，重慶 408000）

涪陵頁巖氣田的開發采用大規模水力加砂壓裂改造技術，氣井生產過程中，井筒中為氣液兩相流動狀態，有時會伴隨著一定壓裂砂和井筒雜質返出。受氣井產能降低、壓裂液細菌腐蝕、壓裂砂返排、配產不合理等因素影響，氣井逐漸出現井筒積液、油管腐蝕穿孔、油管堵塞等異常現象，造成氣井無法正常生產。因此，建立一套頁巖氣井生產過程異常診斷方法，準確進行氣井異常診斷是進行氣井生產管理的基礎，對頁巖氣井的高效開發具有指導意義。

1 氣井生產合理油套壓差計算

為保證氣井后期氣舉、泡排等排水采氣工藝的有效實施，涪陵頁巖氣井油套環空均未下入封隔器，油套處于連通狀態。如圖1所示，當氣井采用油管生產時，根據“U”型管原理，油管與油套環空在油管管鞋深度處的壓力Pwf相等[1]。壓力平衡關系為：

圖1 井筒流動示意圖

式中：Pwf為油管管鞋深度處的壓力，MPa；tP為井口油壓，MPa，cP為井口套壓，MPa；；Δ1P為油管內壓力損耗，MPa；Δ2P為油套環空壓力損耗，MPa。

油管內為氣液兩相流動，產生的壓力損耗Δ1P等于重力引起的損失、摩阻引起的損失以及加速度引起的損失之和。油套環空中不存在流體流動，隨生產的進行，油套環空上部氣體量不斷增加，會把油套環空下部的液體頂替到井底和油管內，當生產時間足夠長時，油套環空內可假設為純氣體，其壓力損耗ΔP2為純氣柱的重力損失[1]。因此，正常情況下 ΔP1＞ΔP2，油壓Pt往往低于套壓Pc，形成油套壓差（Pc-Pt），并且當氣井穩定生產時，油套壓差應存在一個合理值。合理油套壓差的計算方法是，先通過井口油壓 tP、產氣量 gQ、產水量 wQ、油管內徑D等參數，采用多相流流動相關式計算油管內壓力損耗，得出油管管鞋處的井底流壓Pwf，利用靜氣柱壓降計算模型，由井底流壓Pwf減去環空靜氣柱壓力損耗，反算出合理井口套壓，從而計算出合理油套壓差。

1.1 油管內多相流流動相關式選擇

目前常用的壓降計算模型主要有Beggs–Brill（B&B）、Hagedorn–Brown（H&B）、Mukherjee–Brill（M&B）、Dous–Rous（D&R）、Gray、Orkiszewski等模型，不同模型的研究基礎不同。其中適用于直井段的壓降模型主要有Hagedorn–Brown、Gray、Dous–Rous、Orkiszewski模型，適用于斜井段的主要有Beggs–Brill、Mukherjee–Bril等模型[2–4]，不同的氣田由于氣液比、井身結構的差異，適用的模型也不盡相同，需優選適用于相應氣田的管流最佳壓降計算組合模型。以涪陵頁巖氣田JY–1井為例，該井為一口水平井，平均水氣比0.5 m3/104m3，采用內徑為62.0 mm的油管生產，油管下深2 720.0 m，測試壓力計最大下深為2 550.0 m，根據不同測試制度下的實測數據，采用PIPESIM軟件進行計算和模型評價優選，其中直井段和斜井段的模型轉換角度設定為井斜45°，計算結果見表1。為排除井底積液對壓力的影響，所選擇的測試數據均無積液顯示。計算結果表明，8種組合模型中，H&B–B&B組合模型的平均相對誤差最小，僅2.17%。因此，推薦井斜大于45°井段采用H&B模型，井斜小于45°井段采用B&B模型。

表1 不同測試制度下流壓理論值與實測值對比

1.2 環空靜氣柱壓降計算模型

油套環空靜氣柱總壓力梯度即為重力壓力梯度，多采用平均溫度與平均偏差系數法（簡稱Tav–Zav法）計算油套環空的靜氣柱壓力損耗[5]。利用Tav–Zav法反算井口套壓的公式為：

式中：Tcp為井筒平均溫度，K；Zcp為井筒內氣體平均偏差系數；gγ為天然氣相對密度；H為氣層中部井深，m；cP為井口套壓，MPa；Pwf為井底流壓，MPa。

2 頁巖氣井臨界攜液氣量

臨界攜液氣量是評判氣井是否存在積液風險的重要指標，當氣井產氣量低于臨界攜液氣量時，井筒中出現攪拌流動或段塞流動，井底逐漸積液直至水淹停產。氣井臨界攜液氣量的計算方法主要包括液滴模型和液膜模型[6–8]，王琦等[9–10]通過實驗證明了水平井液體流動以液膜流動為主，傾角在50°左右時所需的臨界攜液氣量達到最大，應用傾角50°的臨界攜液氣量作為氣井的臨界攜液氣量，并建立了振蕩式沖擊攜液臨界氣流速計算模型。采用王琦振蕩式沖擊攜液模型計算不同規格油管在不同井下壓力（井斜50°）條件的臨界攜液氣量（圖2）。

圖2 不同規格油管臨界攜液氣量對比

3 頁巖氣井異常識別方法

頁巖氣井井筒常見的異常情況有油管積液、油管堵塞、油管腐蝕穿孔幾類，可以通過繪制氣井實際產氣量與臨界攜液氣量、實際油套壓差與合理油套壓差的對比曲線（典型特征曲線），判斷異常類型。

3.1 油管積液

當氣井產氣量低于臨界攜液氣量時，油管內發生液體滑脫回落，氣體流動阻力增大，井口油壓降低，井底逐漸積液導致井底回壓增大，井口套壓隨之升高，造成油套壓差增大超過合理值，產量波動且不斷降低至氣井停產，典型特征曲線如圖3所示。

圖3 油管積液典型特征曲線

3.2 油管堵塞

常見的油管堵塞有兩種情況，一是橋塞碎屑、壓裂砂等井筒雜質進入油管，在油管中堆積造成油管內部通道堵塞，氣流通過面積減小，特征曲線表現為當氣量高于臨界攜液氣量時，油套壓差遠高于合理油套壓差（圖4）；二是在涪陵頁巖氣田開發早期，為使帶壓下油管過程中保證油管內密封，部分油管底部帶有定壓接頭，下完油管后將定壓接頭打掉使油管暢通，但當配產過高、生產壓差過大時，定壓接頭回座到油管底部，造成油管底部再次密封，特征曲線表現為井口產氣量、油壓快速下降，油套壓差快速上升（圖5）。

圖4 油管雜質堵塞典型特征曲線

圖5 定壓接頭回座典型特征曲線

3.3 油管腐蝕穿孔

頁巖氣井井下油管腐蝕以硫酸鹽還原菌腐蝕為主[11]，腐蝕穿孔油管的平均有效服役時間為2.7 a，穿孔點平均井深為600.0 m、平均井溫30 ℃，為油管的中上部位置。研究表明，該井段的溫度為硫酸鹽還原菌最適宜生長的環境溫度[12]。油管腐蝕穿孔的典型特征為生產時無論產量高低，油套壓差均遠低于合理油套壓差，且油套竄通造成氣井攜液能力差，產氣量波動較大（圖6）。

圖6 油管腐蝕穿孔典型特征曲線

3.4 異常驗證手段

根據氣井異常典型特征曲線，結合流壓測試、放噴泄壓、氣舉驗證、井下電視等手段能夠對氣井異常進行有效驗證，如表2所示，最終形成了一套頁巖氣井生產過程異常診斷與現場排查方法，現場判斷準確率可達到95%以上。

表2 氣井異常判斷準則與驗證手段

4 實例分析

4.1 油管積液

頁巖氣井FH–4井采用內徑為62.0 mm的油管生產，油管下深2 732.4 m。穩定生產時，井口油壓5.00 MPa，穩定水氣比為0.8 m3/104m3，計算臨界攜液氣量為5.0×104m3/d，對應合理油套壓差為0.88 MPa。當氣量低于臨界攜液氣量后，油套壓差快速增加，加入起泡劑后，氣體攜液能力增強，井筒積液排出，產量增加，油套壓差降低（圖7）。

圖7 FH–4井生產曲線

4.2 定壓接頭回座

頁巖氣井FH–2井采用內徑為62.0 mm的油管生產，油管結構為導錐+篩管+定壓接頭+陶瓷堵塞器+倒角油管。當配產6.0×104m3/d時，氣井穩定生產，當氣量提高至10.0×104m3/d后，生產壓差增大造成定壓接頭回座，產氣量、油壓快速下降；采用油管放噴，油壓落零，無氣無水產出。通過壓縮機正舉解堵后，氣井恢復產氣量至6.0×104m3/d（圖8）。

圖8 FH–2井生產曲線

4.3 油管腐蝕穿孔

頁巖氣井FH–5井采用內徑為62.0 mm的油管生產，正常生產時，氣量高于臨界攜液氣量，油套壓差處于合理范圍，當出現油管腐蝕穿孔異常現象后，油套壓差快速降低，且遠小于合理值。產量出現波動并快速下降（圖9）。該井下入油管生產1 300 d后起出油管，發現多處腐蝕穿孔，其中第43根油管本體出現腐蝕斷脫（圖10），下部油管落至人工井底。目前涪陵氣田已起出30口氣井油管，均存在油管腐蝕穿孔現象，通過采用更換油管治理，單井恢復產氣量5.0×104m3/d。

圖9 FH–5井生產曲線

圖10 FH–5井油管腐蝕斷脫

5 結論

（1）氣井實際產氣量與臨界攜液氣量、實際油套壓差與合理油套壓差構成的典型特征曲線，是分析判斷頁巖氣井井筒積液、油管堵塞、油管穿孔異常情況的重要依據。

（2）合理油套壓差和臨界攜液氣量的準確計算，是繪制典型特征曲線的基礎。油管內多相流流動相關式推薦采用H&B—B&B組合模型，油套環空靜氣柱壓力梯度采用Tav–Zav法計算，臨界攜液氣量計算模型采用振蕩式沖擊攜液臨界氣流速計算模型。

（3）在氣井異常典型特征曲線的基礎上，結合現場驗證手段，可實現頁巖氣井異常情況的準確判斷，現場應用驗證準確率可達95%以上，具有一定推廣應用價值。