水平井積液診斷理論方法優選

李碩嵐

（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司，吉林長春 130000）

0 引言

松南火山巖氣田處于松遼盆地南部長嶺斷陷達爾罕斷凸帶北段，是在斷凸帶上因火山噴發形成的斷背斜構造，屬常溫、常壓、富含CO2、具有底水的塊狀氣藏，具備水平井開發優勢，水平井占比93%，隨著近年來集輸系統全面降壓，氣水界面不斷抬升，水侵影響逐漸加劇，火山機構低部位氣井面臨停噴風險，高部位氣井面液攜液困難的生產現狀，同時水平氣井井筒流態相比直井更加復雜，因此積液診斷研究在底水氣藏開發中至關重要。針對高氣液比（氣液比＞1400）的氣井采用臨界攜液流量法進行積液診斷，針對低氣液比（氣液比＜1400）氣井采用持液率方法進行積液診斷。

1 臨界攜液流量積液診斷法

1.1 理論支撐

傳統臨界攜液流量模型主要有Turner模型，李閔模型、Coleman模型、王毅忠模型等，模型主要針對直井攜液，Belfroid模型考慮到管柱傾斜角度對液滴影響，使大斜度井及水平井攜液有了理論支撐，后期江建、王琦等對Belfroid模型系數進行了修正。

傳統臨界攜液流速表達式：

考慮井斜角的臨界攜液流速表達式：

上述學者研究主要針對直井攜液，在Turner液滴模型基礎上進行系數修正，其中Turner模型系數為6.6[1]；李閔認為液滴被氣流向上攜帶的過程中發生變形呈橢球狀，模型系數修正為2.5[2]；Coleman在Turner液滴模型基礎上對井口壓力低于3.45 MPa的井進行計算，模型系數修正為4.45[3]；王毅忠認為液滴被氣流向上攜帶的過程中發生變形呈球帽狀，模型系數修正為1.8[4]；Belfroid考慮到管柱井斜角對液滴的影響，對液滴模型進行了修正，系數取值5.46[5]；江健通過實驗數據對井斜段Belfroid模型進行修正，系數取值4.3[6]；王琦基于目前臨界攜液模型都是針對連續攜液，計算值偏高，提出振蕩式沖擊攜液理論，即當傾斜井段未達到連續攜液，液相有回落，傾斜段依然能正常攜液[7]；同時王琦、李穎川等在實驗研究中發現不同壓力及臨界攜液流速下，井斜角在50°左右臨界攜液流速達到最大，小于 50°時，隨井斜角度的增大，臨界攜液流速逐漸增大，大于 50°時，隨著井斜角的增大，臨界攜液流速逐漸減小[8]。

臨界攜液流量公式為：

式中：ρg—天然氣密度，kg/m3；ρl—液體密度，kg/m3；σ—氣液表面張力，N/m；p—流壓，MPa；T—流體溫度，K；Z—p、T條件下的氣體偏差系數，無因次；vg—臨界攜液流速，m/s；k—模型系數，無量綱；qg—臨界攜液流量，m3/d；A—管柱橫截面積，m2；θ—井斜角，°。

1.2 現場評價

利用上述臨界攜液流量模型的計算方法，分別對松南氣田14口高氣液比（氣液比＞1400）氣井進行計算，計算結果通過對比測流壓液面情況及實際生產情況，優選出適合松南氣井的臨界攜液流量模型；判斷依據為當實際產氣量大于臨界攜液流量，井筒不積液，當實際產氣量小于臨界攜液流量，井筒積液，油管輸氣氣井臨界攜液流量取管腳處最大值，油套同輸氣井取整個井筒內臨界攜液流量的最大值。

傳統臨界攜液流量模型中Turner模型計算結果明顯偏大，與實際測壓情況相比符合率較低，王毅忠模型符合率較高，但未判定出2口積液井情況，計算結果偏小，李閔模型、Coleman模型符合率較高，其中Coleman模型對2口積液井診斷準確率更高，且松南氣井目前井口壓力都低于3 MPa，更符合模型特性；考慮井斜角的臨界攜液流量模型中，Belfroid模型及江建修正模型結果偏大，符合率較低，王琦修正模型符合率更高，且對積液井的診斷更加準確。對于水平井攜液，如圖1所示，井斜角對臨界攜液流量影響較大，井斜角達到50°時最大，最難攜液，隨著井斜角角度不斷增大，進入水平段，臨界攜液流量開始減小。

圖1 腰平8井井斜角與臨界攜液流量關系曲線

2 持液率積液診斷法

2.1 理論支撐

當氣井氣液比較低（＜1400）時，井筒中會以段塞流、過渡流、泡流等多種形式存在，以液滴為理論依據的臨界攜液流量模型已不適用，采用持液率進行積液診斷，當井筒內各段實際持液率都小于理論持液率，氣井能正常攜液，不會產生積液。

Hagedorn和Brown在實驗中進行了兩相流的實驗，根據實驗，確定理論持液率需要以下四個無因次參數，通過查詢圖版確定理論持液率[9]。

實際持液率計算公式：

2.2 現場評價

計算松南氣田13口低氣液比（GLR＜1400）氣井理論持液率及實際持液率，11口井實際持液率小于理論持液率，2口井實際持液率大于理論持液率。通過對比實際生產及測壓情況，持液率計算判斷井筒積液情況相對準確，其中腰平25井、腰平7井實際持液率大于理論持液率，積液嚴重，目前已實施連續氣舉（YP25）及電潛泵（YP7）排水采氣，腰平11井、腰平12井實際持液率接近理論持液率，有積液風險，下步實施電潛泵排采。

表1 考慮井斜角模型計算臨界攜液流量與實際生產情況對比

3 結論

1）對于高氣液比氣井（氣液比＞1400），傳統臨界攜液流量模型中Tunner模型計算值偏大，王毅忠模型計算值偏小，二者不適用于松南氣井，李閔模型及coleman模型計算值與實際情況偏差更小，其中coleman模型更適用于井口壓力較低（＜3.45 MPa）的氣井，對于積液井診斷更準確，考慮井斜角的臨界攜液流量模型中，Belfroid模型及江健修正模型結果偏大，符合率較低，不適用于松南氣井，王琦修正的振蕩式沖擊理論模型，符合水平井生產實際，且對積液井的診斷更加準確；

2）通過對比分析臨界攜液流量與井斜角的關系，對于水平井，井斜角在50°時臨界攜液流量最大，在造斜段容易發生滑脫，最難攜液；

3）對于低氣液比氣井（氣液比＞1400），持液率診斷更為準確，實際持液率較大的氣井在生產實際中面臨攜液困難及積液停噴的問題，此計算方法適用于現場積液診斷。