井筒积液识别

胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别 胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在25m3/d），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。1 根据临界流量预测井底积液边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m3(标)/m3，适合采用高气液比携液临界产量模型。1.1模型建立通常现场采用的气井携液临界流速的公式为 (1)式中：为携液临界流速，；为液滴表面张力，；为液滴密度，；为气体密度，。在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为，相应的拽力系数取为。但是在胜利油田气井实际生产中，有许多气井的雷诺数超过了Turner假设的这个范围，须对情况下的拽力系数的取值进行修正。结合胜利油田高气液比气井的特性及现场实验结果，本文将时的拽力系数取为 采用与Turner相同的推导方法可得到，当时，连续携液临界流速为： (2)相应的连续携液临界产量为 式中：为最小携液产量，；为生产管柱截面积，；为井深压力，；为在、条件下的气体压缩系数，无因次；为计算井深温度，。1.2模型应用利用修正后携液临界产量模型对胜利油田部分高气液比气井进行了连续携液临界产量的预测，预测结果与实际生产状况一致。表1列出了4口生产气井的产量、模型计算结果和当前生产状态。表1 气井预测临界产量及气井实际产量、状态对比表井号生产产量m3/d模型计算数据m3/d气井生产状态孤东213431497811674正常生产孤东2177451117813919积液6-38-气42368967888积液垦71-68469012323积液由上表可以看出，该预测模型在胜利浅层气藏井筒积液预测方面有较好的适用性。2 井底积液动态特征识别基于胜利油田浅气藏开发特点, 结合气井产水量和动态压力、产量变化曲线综合分析，通过研究和实践，总结出以下两种实用性较强的井底积液识别方法。2.1 产气量和套管压力波动随着井底液体沉降、积聚，气井产量不断下降，同时油套环空内的气体受压缩，套管压力随之上升；当井底液体进入油管被带出后，油套环空内的气体膨胀，套管压力出现下降，产气量开始增加，如此反复出现周期性的波动。虽然胜利油田浅层气藏产量小、埋深浅，利用产气量和套压的波动情况有时不很明显。但对于很多采用井下气嘴生产的气井而言（此类井一般不测取油压），套压和产量变化的及时分析是及早判断井筒状况的唯一简单的手段。例如，陈气205井采用井下气嘴生产，无油压数据，井口一直未见水。但从投产初期的压力和产量变化规律上可以初步判断井筒已受出水影响，即：套压小幅下降，产量随之上升。这与该井后期因井筒积液严重停产的实际情况相符（图1）。图1 陈气20-5井生产动态曲线（2）油管压力梯度增高，油、套压差明显增大胜利浅层气井深度在1500m以内，产水气井井筒能量损失的94是静水柱压头的位能损失，磨擦能量损失和动能损失仅占6。气井正常生产过程中，井口油压与井底流压较接近，油管压力梯度很小；当气井井内液柱增高时，油管压力梯度则迅速增加。此外，气井正常生产过程中，油、套压的变化幅度基本一致，但当井筒中积液时，由于液柱产生附加压力，使油、套压的变化幅度差异化，形成油、套压渐开的两条变化曲线。曲线之间的差异反映了井筒积液状况。如图2 孤东2-17-745的生产动态曲线，生产数据中出水计量为0，但根据油套压差对比和产量变化曲线，可以判断井筒已形成积液。这从该井在继续生产一段时间后，压力、产能大幅下降，只能采用化学排水恢复生产上就充分证明了初期见水、积液的判断。图2 孤东2-17-745井生产动态曲线3 井筒积液高度预测受地面因素及井下截流装置影响，采用机械方式准确测取井筒积液高度存在诸多困难。因此，在生产实践中总结出一种快速预测井筒内液面位置的简便方法。通过对胜利油田产水气井生产压力的动态监测数据分析认为，井筒积液后引起油压下降速度快，套压也缓慢下降。而排除井筒积液后套压无明显恢复，说明持续生产过程中油管中的积液进入环空的机会较小，对套压的影响可忽略不计。这从2008年胜利油田气井维护措施前后的压力变化统计情况可以明显看出（表3）。表3 胜利气井积液排空前后油套压变化情况井号措施内容措施时间措施前（选值）措施后（选值）气嘴油压套压日产能力气嘴油压套压日产能力（年.月.日）mmMPaMPam3/dmmMPaMPam3/d4-22-气32加“JY”棒4根2008.2.433.75.1255334.85.13678中0-191加“JY”棒7根2008.11.533.15.0270034.05.04500陈33-13加“JY”棒2008.4.1133.65.7570034.65.810290垦23-斜10井口放喷2008.133.35.2166835.05.44155井口放喷2008.236.47.7761037.47.710182井口放喷2008.524.87.7208527.07.74525井口放喷2008.1236.17.6550037.17.57500垦气24-11井口放喷2008.141.23.4185342.83.43118垦71-18井口放喷2008.152.44.8263854.05.05603井口放喷2008.252.34.2268054.05.05065井口放喷2008.353.35.0207854.25.64856中0-191井口放喷2008.133.35.2166835.05.44155井口放喷2008.233.35.4323334.25.44838因此，在实际生产中可直接利用油压变化快速判断油管内的积液高度。井筒积液高度计算表达式为 （3）式中：为液柱高度，m；为无积液时油管稳定流动压力，MPa；为有积液时油管稳定流动压力，MPa；为液体密度，g/cm3。4 结论 胜利油田浅层产水气藏受储层性质及成藏机理影响，其原始气水分布及出水因素较为复杂，而井下监测仪器的采用又受到地面环境、井下气嘴下深等诸多因素限制，难以对井筒状况做出及时诊断。通过井口压力、产量等动态资料的系统分析，可实现气井井筒积液的早期预测与识别。在此基础上，可进一步通过优化气井工作制度合理控制气井产量或采取相应的排水措施，有效延缓气井井筒积液的发生。