大澇壩凝析油氣田氣井積液判斷與積液深度計(jì)算

摘 要

摘要：大澇壩凝析油氣田儲(chǔ)層埋藏深，大部分井的生產(chǎn)氣液比低，環(huán)空裝有封隔器，常規(guī)方法對(duì)其積液情況及積液深度很難給出準(zhǔn)確判斷，為此，提出了一套適合于該區(qū)塊的積液判斷及深度計(jì)算方
摘要：大澇壩凝析油氣田儲(chǔ)層埋藏深，大部分井的生產(chǎn)氣液比低，環(huán)空裝有封隔器，常規(guī)方法對(duì)其積液情況及積液深度很難給出準(zhǔn)確判斷，為此，提出了一套適合于該區(qū)塊的積液判斷及深度計(jì)算方法。從井筒氣液兩相管流的理論出發(fā)，在對(duì)氣井井筒壓力分布與井筒積液關(guān)系的分析基礎(chǔ)上，確定了在氣井井筒無積液時(shí)優(yōu)選壓力分布模型的方法和原則，從而提出了利用計(jì)算壓力和實(shí)測(cè)壓力的相對(duì)比來判斷積液并計(jì)算積液深度的新方法，并針對(duì)該區(qū)塊的典型井進(jìn)行了實(shí)例計(jì)算。綜合分析結(jié)果表明：此方法不僅使該氣藏低氣液比井的井筒壓力分布計(jì)算不準(zhǔn)的現(xiàn)象得到了合理解釋，還解決了低氣液比油套不連通井的積液判斷和積液深度的計(jì)算難題，深化了對(duì)氣井積液現(xiàn)象的認(rèn)識(shí)，該方法可以推廣應(yīng)用到其他氣藏。
關(guān)鍵詞：大澇壩；凝析油氣田；氣井；氣液比；壓力；積液；深度；計(jì)算
    大澇壩凝析油氣田儲(chǔ)層埋藏深度在5200m左右，在采用衰竭式開發(fā)方式下，隨著地層能量的遞減，壓力、產(chǎn)量持續(xù)下降，邊、底水錐進(jìn)，生產(chǎn)氣液比較低，如DLK5井氣液比為706.96m3/m3，DLK9井只有311.90m3/m3，加之大部分井環(huán)空安裝封隔器，油、套管不連通，套壓不能反映井底生產(chǎn)狀況，常規(guī)積液判斷法[1～2]很難對(duì)該氣藏的積液情況及積液深度作出準(zhǔn)確的判斷。為此，筆者從井筒氣液兩相管流的理論出發(fā)，比較了目前常用的幾種壓力計(jì)算模型，在對(duì)該區(qū)塊各井生產(chǎn)、測(cè)試數(shù)據(jù)跟蹤分析的基礎(chǔ)上，提出了通過實(shí)測(cè)壓力分布與計(jì)算壓力分布對(duì)比來判斷積液并計(jì)算積液深度的新方法。
1 井筒壓力分布模型的優(yōu)選
1.1 兩相管流基本方程與壓力分布模型
在氣液兩相管流的研究計(jì)算中，利用井口壓力計(jì)算井底壓力時(shí)，取坐標(biāo)的正向與流動(dòng)方向相反，管斜角定義為管子與水平方向的夾角，可得到壓力梯度基本方程[3]：
 
其中：ρm=ρ1H1+ρg(1-H1)
式中vm為兩相混合物流速，m/s；ρm為兩相混合物密度，kg/m3；ρ1為液相密度，kg/m3；ρg為氣相密度，kg/m3。
    通常，由于流速增大引起的動(dòng)能變化較小，ρmvmdvm/dz項(xiàng)常被忽略。
    持液率和兩相摩阻系數(shù)是描述兩相管流壓降特性的重要參數(shù)，由于氣液兩相管流流型的多變性及其原理的復(fù)雜性，要尋求適用于一般氣井生產(chǎn)系統(tǒng)流動(dòng)條件的嚴(yán)格的管流壓力計(jì)算方法是相當(dāng)困難的，一般采用基于實(shí)驗(yàn)研究的某些經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式確定[4]。常見的分布模型有Duns-ros、Hagedorn＆Brown、Orkiszewski、Aziz、Beggs＆Brill、Taitel、Hasan、Ansari、Allan、P.Abduvayt、Hong-Q Zhang、M.Vielma等模型[5]。這些模型在計(jì)算中習(xí)慣采用迭代法(按管段長度或壓力兩種迭代法)。
值得強(qiáng)調(diào)的是大澇壩凝析油氣田儲(chǔ)層埋藏深，平均深度5200m，溫度因井深的原因累計(jì)誤差較大，所以按照流體溫度沿井深線性變化的方法來計(jì)算井筒壓力不適合該區(qū)塊，必須進(jìn)行壓力 溫度的耦合計(jì)算。筆者結(jié)合大澇壩凝析油氣田的實(shí)際情況，采用了適于氣液兩相管流條件的Shiu＆Beggs計(jì)算方法[3]對(duì)井筒溫度進(jìn)行了計(jì)算，節(jié)點(diǎn)處的溫度為：
 
式中Twf為井底流體溫度，K；gT為井底流體溫度，K/m；A為松弛距離，m；其余參數(shù)詳見本文參考文獻(xiàn)[3]。
1.2 壓力分布模型的優(yōu)選方法
   在利用各種模型對(duì)井筒壓力分布計(jì)算時(shí)發(fā)現(xiàn)，并不是所有模型計(jì)算出的壓力曲線都與實(shí)測(cè)曲線吻合，為此，在計(jì)算之前必須選定合適的模型。目前，國內(nèi)油氣田在選用兩相管流數(shù)學(xué)模型時(shí)，并沒有一套固定方法來參考，通常是針對(duì)某一區(qū)塊分別用各種模型進(jìn)行計(jì)算，然后把與實(shí)測(cè)壓力吻合較好的模型作為該區(qū)塊的基本模型。然而，由于區(qū)塊內(nèi)各井的實(shí)際情況差異較大，在跟蹤計(jì)算時(shí)發(fā)現(xiàn)，有些吻合較好，但大部分井都有偏差，甚至個(gè)別井僅在短時(shí)期適用選定模型。為了解決這一問題，筆者提出了一種針對(duì)單井的優(yōu)選方法，基本步驟如下。
   (1) 以計(jì)算井生產(chǎn)數(shù)據(jù)和壓力實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)較完整、井筒無積液的生產(chǎn)階段作為優(yōu)選依據(jù)，井筒是否積液可通過持液率判別法[2]等進(jìn)行識(shí)別。
   (2) 根據(jù)其生產(chǎn)數(shù)據(jù)：油、水、氣產(chǎn)量(qo、qw、qg)和相對(duì)密度(γo、γw、γg)及井口壓力(pwn)、溫度(Twh)，分別用不同的兩相管流模型計(jì)算并繪出壓力分布曲線。
   (3) 繪出實(shí)測(cè)壓力曲線并與計(jì)算的壓力分布曲線對(duì)比，如果實(shí)測(cè)壓力曲線落在計(jì)算的壓力分布曲線一側(cè)，即選擇較靠近的理論模型，如果落在幾種理論壓力分布曲線之間，則選擇兩側(cè)的理論模型并對(duì)之加權(quán)組合，其組合方法為：
    p組合=pAf+pB(1-f)    (3)
式中p組合為組合后壓力，MPa；pA、pB分別為實(shí)測(cè)壓力分布曲線兩側(cè)的管流模型計(jì)算壓力，MPa；f為權(quán)重值。
2 壓力分布與井筒積液的關(guān)系分析
   利用式(3)選定的模型，筆者在對(duì)該區(qū)塊大量井井筒壓力分析計(jì)算時(shí)發(fā)現(xiàn)：①井筒不積液時(shí)，計(jì)算壓力分布曲線與實(shí)測(cè)壓力分布曲線吻合較好(圖1)，其實(shí)際持液率小于理論持液率[2]，井筒無積液。大澇壩多口井計(jì)算表明，當(dāng)井筒無積液時(shí)，其優(yōu)選模型的計(jì)算壓力與實(shí)測(cè)壓力的平均誤差2%。②當(dāng)井筒有積液時(shí)，計(jì)算壓力低于實(shí)測(cè)壓力且誤差較大(圖2)，其實(shí)際持液率小于理論持液率，井筒有積液。

   過去常將圖2計(jì)算壓力出現(xiàn)的誤差簡單地歸結(jié)為兩相管流流動(dòng)計(jì)算的復(fù)雜性、局限性而忽視了造成這種誤差的根本原因：有積液時(shí)模型不適用。因?yàn)闊o論哪種兩相管流模型或計(jì)算方法都隱含了從地層流入井底與流出井口的流體質(zhì)量流量相等這一基本條件，在此條件下氣液間滑脫對(duì)壓力分布的影響通過持液率來表征，如氣水同產(chǎn)井中應(yīng)用較廣的Hagedorn&Brown方法[6]就是如此。
    但對(duì)于氣井而言，并不總是滿足該條件。如對(duì)于攜液困難、井底存在積液的帶“病”生產(chǎn)井，其地層流入井底的流體(液相)并不都能及時(shí)從井口排出。因此，對(duì)于井底存在積液的井，理論壓力分布曲線和實(shí)測(cè)壓力曲線出現(xiàn)偏差是必然的。大澇壩凝析油氣田氣井大量的測(cè)試數(shù)據(jù)表明，如果兩種曲線出現(xiàn)了較大偏差，可以認(rèn)為該井出現(xiàn)了積液，偏差越大，積液越嚴(yán)重。
3 積液判斷及積液深度計(jì)算
    根據(jù)以上分析，在存在實(shí)測(cè)壓力的情況下，可根據(jù)理論壓力曲線和實(shí)測(cè)壓力曲線對(duì)比判斷積液及積液程度(用積液深度表示)。如果缺乏實(shí)測(cè)壓力，可用持液率對(duì)比法[4]進(jìn)行判斷，但不能判斷積液程度。
    如前所述，當(dāng)氣井發(fā)生積液時(shí)，計(jì)算得到的井底流壓(pwfc)與實(shí)測(cè)井底流壓(pwfa)存在一定的差值，而這個(gè)差值正是由井底積液引起的，因此得到油管中積液深度的計(jì)算公式：
 
式中L為油管中積液的深度，m；H為產(chǎn)層中部深度，m；pwfa實(shí)測(cè)井底流壓，MPa；pwfc為計(jì)算得到井底流壓，MPa；ρ1為地層產(chǎn)液的密度，kg/m3；ρo為地層產(chǎn)液中油的密度，kg/m3；ρw為地層產(chǎn)液中水的密度，kg/m3；fw為地層產(chǎn)液的含水率。
4 計(jì)算實(shí)例與分析
    筆者選擇國內(nèi)外常用的Hagedorn＆Brown(1965)、Orkiszewski(1967)、Aziz(1972)、Beggs＆Brill(1973)、Ansari(1990)5種經(jīng)典模型進(jìn)行了氣液兩相管流壓力分布的計(jì)算與對(duì)比。
    以DLK9井為例，該井產(chǎn)層中部深度4994m，油管內(nèi)徑Φ7 mm，完井方式為井下封隔器、油管下端安裝固定測(cè)壓裝置；天然氣相對(duì)密度為0.65，凝析油相對(duì)密度為0.79，地層水相對(duì)密度為1.03，井底溫度為135.91℃。2月12日前生產(chǎn)穩(wěn)定，利用積液判別法可知其井筒無積液。因此在這段時(shí)間選擇理論壓力計(jì)算模型是合適的。2月12日井口實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)為：產(chǎn)凝析油量44.O1m3/d，產(chǎn)水量6.32m3/d，產(chǎn)氣量4.81×104m3/d；井口壓力21.38MPa。應(yīng)用上述的幾種壓力計(jì)算模型，編程計(jì)算結(jié)果如圖3所示。
 

    由圖3可知，實(shí)際測(cè)試結(jié)果位于HagedornBrown法和Beggs法計(jì)算結(jié)果之間，將兩種方法計(jì)算結(jié)果按照式(3)進(jìn)行加權(quán)組合發(fā)現(xiàn)，當(dāng)f=0.4時(shí)，組合曲線與實(shí)測(cè)基本一致，故把這種組合方式作為DLK9井的壓力計(jì)算模型。
    依照該模型，可進(jìn)行該井的壓力計(jì)算和積液判斷。7月1日該井井口實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)：產(chǎn)油量35.90m3/d，產(chǎn)水量16.63m3/d，產(chǎn)氣量2.83×104m3/d，井底溫度137.27℃，井口壓力17.20MPa，其計(jì)算結(jié)果如圖4所示。由圖4可知：計(jì)算壓力曲線與實(shí)測(cè)曲線在井底出現(xiàn)了較大偏差，故判斷井底有積液，由公式(4)計(jì)算得積液深度為4774.68m。
 

5 結(jié)論
    1) 常用氣液兩相管流計(jì)算模型并不適用于井底有積液的低氣液比氣井，這是導(dǎo)致計(jì)算壓力與實(shí)測(cè)壓力誤差較大的根本原因。
    2) 應(yīng)在氣井不積液時(shí)優(yōu)選管流計(jì)算模型。利用其優(yōu)選模型對(duì)該井跟蹤計(jì)算，計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)壓力分布吻合較好，直至該井出現(xiàn)積液。
    3) 根據(jù)優(yōu)選的模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)壓力的差異可以判斷氣井是否積液并計(jì)算積液深度。
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(本文作者：楊志1 趙春立1 劉雄偉2 李建偉2 黃成2 1.西南石油大學(xué)；2.中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠)