气井井筒积液机理及积液预测研究

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中国石油和化工

2011·06□　赵婧姝 向耀权 檀朝东

（中国石油大学（北京），北京昌平，１０２２４９）

气井井筒积液机理及积液预测研究

摘 要：本文通过产水气井不同产水阶段井筒特性参数的研究，分析探讨气井积液机理。在掌握积液规律的

基础上，对出水量较大的生产气井，运用临界携液流量方法进行积液预测研究，为气井控水开发、提高气藏采收率提供技术依据。

关键词：积液预测　临界携液流量　多相流

１　前言

随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，气井出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差，造成气井低产甚至停产。井筒积液和出水已经成为制约气井产能的重要原因。

２　气井井筒积液机理研究

气井积液是从井筒开始的，井筒条件的恶化是导致气井不能正常带液生产的直接条件，研究气井带水生产时井筒参数的变化，对于探寻气井的积液规律有着重要的意义［１］。目前，国内外学者已经通过大量的理论和实验研究，建立起成熟的多相流压力计算方法。本文将运用多相流方法，计算气井带水生产时井筒气水流态、持液率、压力等参数的变化，从机理上掌握气井的积液规律。气井生产时，不同的井筒参数反映不同的气井状况，研究井筒参数的变化，可以对产水气井进行积液诊断，从而帮助分析气井的积液机理。

以西部涩北气田的产水气井为例，计算气井在不同水气比阶段气井井筒流态、持液率、气液速度、压力损失的变化，分析气井从正常生产到积液的变化情况。涩北气田是典型的低产水气田，选择比较有代表性的气井进行分析，气井基础数据如下：井深１１３０ｍ，地层压力１２．３ＭＰａ，地温梯度３．０℃／１００ｍ，日产气在３×１０４ｍ３／ｄ左右。分析气井在三个水气比阶段：低水气比阶段（０．０３ｍ３／１０４ｍ３）、中等水气比阶段（０．３ｍ３／１０４ｍ３）、高等水气比阶段（３ｍ３／１０４ｍ３），气井出水由小变大时的井筒参数变化。

２．１　不同水气比下井筒流态变化

不同水气比下井筒流态变化分别如图１～图３所示，

其中图１为０．０３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图２为０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图３为３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化。通过对比研究发现气井产水量较少时，在低水气比和中等水气比生产阶段（０．０３～０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比），气井正常带液生产，整个井筒流态为带水能力较好的环雾流，当出水量增大，水气比上升到３ｍ３／１０４ｍ３时，井筒流态恶化，井筒下部会出段塞流，气井带液生产能力下降，气井可能有积液的危险。

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２．２　不同水气比下井筒持液率变化

出水量对井筒持液影响较大，水气比增大，井底持液率增大，气井带液生产造成的能量损失也增大；气井出水增加，井底持液率增大，持液率越大，积液危险越大。气井出水严重时，从井底到井口，持液率减小，积液危险增大。低水气比条件下，气井井底持液率在０．００１左右，中等水气比时，气井井底持液率增大到０．０２５，但值仍然不大。高水气比条件下，气井井底持液率增大到０．１，增长８倍。不同水气比下井筒持液率变化如图４所示。

２．３　不同水气比下气相液相速度变化

不同水气比下液相、气相速度变化分别如图５、图６所示。通过研究发现水气比越低，气井井底气相速度越高，携液能力越强。低水气比时（０．０３ｍ３／１０４ｍ３），气井井底气相速度为１．５２ｍ／ｓ，液相速度是０．４１ｍ／ｓ；中等水气比时，气相速度下降到１．３４ｍ／ｓ，液相速度下降到０．１８ｍ／ｓ；高水气比条件时，气相速度下降到０．６ｍ／ｓ，液相速度下降到０．２１ｍ／ｓ。出水量的增加，明显地降低了气井的携液能力。随着气井出水的增加，液体滑脱增大，气体能量损失增大，气速和液体速度差值增大，携液能力下降。

２．４　不同水气比下流体密度变化

不同水气比下气相、液相密度变化分别如图７、图８所示。通过研究发现出水量大小对气体密度影响大，对液体密度影响小，气体沿井筒向上密度不断减小，水气比越小，气体密度减小得越慢，这主要是低水气比下气体能量损失小，气体膨胀程度低的原因。从井底到井口，气体密度差值在１０ｋｇ／ｍ３左右，液体沿井筒向上，密度不断增大，增大的值较小，不同水气比下，密度差不大，这主要是液体压缩性小的原因。

２．５　不同水气比下压力的变化

出水量大小对井筒压力的影响很大，同一回压下，水气比越大，井筒的压力损失越大。０．０３ｍ３／１０４ｍ３的低水气比条件下，井筒压力损失为１ＭＰａ，０．３ｍ３／１０４ｍ３的中等水气比条件下，井筒压力损失为１．２ＭＰａ，３ｍ３／１０４ｍ３的高水气比条件下，井筒压力损失为２．１ＭＰａ。不同水气比下压力的变化如图９所示。

３　气井井筒积液预测

气井产水量增大到一定程度时，积液是不可避免的，对气井进行积液预测是掌握气井生产的重要手段。目前国内外主要应用气井临界携液流量来进行积液预测。到目前为止，国内外许多学者已经提出了计算气井临界流量的数学公式，现场上常见的临界流速模型有Ｄｕｇｇａｎ模型、Ｔｕｒｎｅｒ模型、Ｃｏｌｅｍａｎ模型、Ｎｏｓｓｅｉｒ模型、李闽模型、杨川东模型，这些模型能够方便地帮助现场工程师预测气井积液。本文选择李闽临界流量模型来进行积液预

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2011·06测，根据气田生产数据，分析预测方法的效果。

李闽携液模型通用公式［２］如式（１）（２）所示。

（１）

（２）

式中：—气井临界流速，ｍ／ｓ；—气井临界流量，ｍ３／ｄ；

，—分别是液体和气体密度，ｋｇ／ｍ３；

—气液表面张力，Ｎ／ｍ；—油管横截面积，ｍ２；—压力，ＭＰａ；—温度，Ｋ；—气体压缩因子，无因次。运用李闽模型对一些气井进行积液预测，预测结果见表１，由表１可知：当气井产量低于或接近李闽临界流量模型计算的临界携液流量时，气井通常会在１～４个月内，最晚１２个月积液停产，预测精度较好。因此，李闽临界流量模型能够比较准确地提供气井早期积液的预警，预警时间能够提前１～１２个月。

４　结论（１）产水大小是影响气井积液的最主要因素，不同的产水反映不同的井筒状况。产水气井积液规律表现为：气井产水量较小时，井筒流态为携液较好的雾状流，在雾状流下，气水混合均匀，能量运用充分，气井带液生产能力强，井筒中持液率较小，气体速度较高，高于临界携液速度，气液滑脱损失减小；出水达到高出水阶段时，在井筒的下部中会首先出现段塞流，但是上部仍然是雾状流，气液滑脱损失增大，井筒持液增大８倍以上，压力损失增大２倍以上，气井向着积液的方向发展。

（２）气井井筒流态由雾流转化为段塞流时，井底持液率增大、井筒持液率损失增大，这是气井开始积液的标志。改善井筒流态、降低井底持液率，减小井筒持液率损失，是防止气井

积液的主要措施。

（３）根据生产气井井口条件，运用临界携液流量理

论，计算不同工况下的气井临界流量，可以提前预测气井积液１～４个月。

参考文献：

［１］　杨继盛．采气工艺基础［Ｍ］．石油工业出版社，１９９５：２０２～２１４．

表１　积液预测结果

李闽临界流量（１０４ｍ３／ｄ）２．２４２．３２．４１２．３２２．１８２．１９２．２７２．２８２．２５２．１９２．２６

实际产量（１０４ｍ３／ｄ）

２．２２２．２７２．２５２．１１２．０１１．９３２．０９１．２７２．２１１．９６

预测结果１个月后积液关井４个月后积液关井４个月后积液关井１个月后积液关井８个月后积液关井２个月后积液关井１个月后积液关井１个月后积液关井４个月后积液关井１年后积液关井１个月后积液关井

井名涩４－１９涩４－１３涩４－１０涩４－７涩２－１３涩３－１（套）涩３－１０涩３－１１（套）涩３－２６涩２－２１

涩２－１１地层压力（ＭＰａ）１１．８１１．８８１４．４１３．１６１０．６６１１１２．５３１２．１８１１．７６１０．８

１１．６井深（ｍ）１３６０１４５１１４６０１４７４１１２２１２５０１２６８１２４４１２８８１１１６

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地层温度（℃）５５５７．３５７．５５７．９４８．８５２．１５２．６５２５３．１４８．７４９．２

基础数据积液预测［２］　李闽，郭平，谭光天．携液新观点［Ｊ］　．石油勘探与开发，２００１，２８（５）：１０５～１０６．

作者简介：赵婧姝，陕西大荔人，现于中国石油大学（北京）石油工程学院攻读石油工程专业。（注：该文为中国石油大学（北京）大学生第十届科技创新论文，获校级自然科学类一等奖。创新学生：赵婧姝、向耀权等；指导教师：檀朝东。）

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