臨興區(qū)塊致密氣井動態(tài)攜液規(guī)律研究

李紫晗，劉宇沛，張濱海，黃 晶，周穎嫻

(1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028)

0 引言

臨興區(qū)塊致密氣主力目的層分布于上石盒子組、下石盒子組及太原組，需要通過壓裂手段實現(xiàn)生產。該區(qū)塊投產致密氣具有典型的“兩段式”生產特征:初期產氣遞減較快，后長期處于低壓、低產臨界產氣狀態(tài)，迫切需要采取排水采氣措施助排[1-3]。受現(xiàn)場條件制約，由于多層合采直井、定向井及水平井井下存在封隔器，因此無法根據油、套壓差分析井筒積液趨勢[4-5]；且各生產井均未下入壓力計，無法監(jiān)測井底流壓，缺乏單井產水計量，只能通過實測壓力梯度診斷氣井積液[6-7]，但該方法成本較高，有時因井筒遇阻無法測試且不能及時預警氣井積液，導致排采措施滯后。因此，及時預測致密氣井攜液臨界流量對排采措施介入時機和提高采收率具有重要意義[8-9]。

該文開展臨興區(qū)致密氣井不同工況下井筒氣液兩相流實驗，針對直井段、斜井段及水平段進行攜液能力分析，利用實驗結果對井筒連續(xù)攜液液滴模型和液膜模型進行評價，建立修正Belfroid液膜模型預測臨興區(qū)致密氣井臨界攜液流量。該研究成果誤差滿足現(xiàn)場使用范圍，且在10°～90°內應用良好，對于及時預測井筒積液趨勢，提早介入排采措施具有一定指導意義。

1 實驗裝置與實驗方法

如圖1所示，該實驗裝置模擬氣、水在井筒內0°～90°不同傾角管道中多相流動，通過有機玻璃管及水平段、垂直段監(jiān)控設備觀察從氣泡流至霧狀流各種流型，測量管道中多相流體的流量、壓力、壓差、溫度等參數(shù)，測量不同氣量下每秒氣體攜液能力。氣體流量、液體流量以及水平段進液、進氣位置實現(xiàn)手動控制。

圖1 井筒氣液兩相流實驗流程示意圖Fig.1 Experimental flow chart of gas liquid two phase flow in wellbore

通過開展不同氣體流量、液體流量下水平井全井筒單管攜液實驗，對不同氣液條件下氣流攜液作出定性定量規(guī)律性分析，找出壓降、流型、氣液比等因素對攜液能力的影響規(guī)律[10-11]。在常溫下進行室內管流實驗，模擬井口通過緩沖篩網連接液體計量罐，將排液出口放空，水平氣井井身結構設置為直井段90°、斜井段曲率完整、水平段0°，采用60 mm實驗管徑，液體流量設置為固定值(即0.1 m3/h，0.2 m3/h，0.4 m3/h)，將氣體流量設置為敏感性參數(shù)(由55 m3/h調小至4 m3/h)。分別記錄氣液兩相流動趨勢及現(xiàn)象、注氣量和注水量、井口排液量、管線上壓力數(shù)據等關鍵實驗參數(shù)。井口排液量計量時是以0.01 s為單位進行計量，處理過程中以20 s為一個穩(wěn)定段進行井口排液量的數(shù)據整理對比。

2 致密氣井筒攜液特征評價分析

2.1 井筒流動特征分析

2.1.1 水平管

如圖2所示，在水平管道中，隨著氣體流量逐漸增加，逐漸由分層流轉換成環(huán)狀流，在轉換的過程中管底液膜逐漸變薄，流速逐漸增加，管道中液膜逐漸均勻，同時向管道頂部蔓延。在臨界攜液狀態(tài)下，管道出現(xiàn)波狀分層流，油管底部液膜變薄。

圖2 水平管流型隨氣體流量增加的變化(Qq=0.42 m3/h)Fig.2 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

2.1.2 傾斜管

如圖3所示，傾斜管道中，液相在管道中分布規(guī)律受其重力的影響逐漸減小，在未達到臨界攜液狀態(tài)之前，出現(xiàn)大量的液相回流，液膜較厚，隨著氣體流量的逐漸增加，在臨界狀態(tài)下，管道段塞流消失，

圖3 傾斜管流型隨氣體流量增加的變化(傾角45°，Qq=0.42 m3/h)Fig.3 Variation of flow pattern in horizontal pipe with increasing gas flow rate

出現(xiàn)攪動流，液相回流減少，管壁上的液膜逐漸變薄，下落的液膜速度減小，當氣體流量繼續(xù)增加時，管道中液相幾乎均勻分布在管道四周，管道底部的液膜較厚，此時出現(xiàn)環(huán)狀流。

2.1.3 垂直管

如圖4所示，在垂直管道中，管道中液相中包含的氣泡較多，流動狀態(tài)復雜。在臨界狀態(tài)之前，管道中主要是段塞流，其中液塞中的氣泡較多，液塞密度較小，隨著氣體流量逐漸增加，管道中液相逐漸出現(xiàn)呈現(xiàn)軸對稱分布，管壁液膜均勻。

圖4 垂直管流型隨氣體流量增加的變化(Qq=0.42 m3/h)Fig.4 The change of vertical pipe flow pattern with the increase of gas flow rate

通過對直井段、傾斜段及水平段的氣液兩相流實驗結果分析，明確不同井段下氣、水流動規(guī)律及最易積液井段。氣液兩相流經斜井段時，需克服管壁剪切應力做功以及重力做功，與直井段類似，但斜井段由于其軌跡變化明顯，氣液兩相流經斜井段時流動方向發(fā)生改變，流體會撞擊管壁產生額外的能量損失。斜井段會改變氣液兩相流動方向，會造成氣液紊流嚴重，氣液兩相相互作用劇烈，也會產生額外的能量損失。水平段氣流攜液是壓差作用的結果，但對于氣液兩相在一定產液產氣條件下呈現(xiàn)波狀流的流型，水平段氣流能夠有效攜液，所需氣體流速只需克服氣液界面的剪切應力及管壁的剪切應力。因此，在相同管徑、壓力、溫度等條件下，斜井段最難攜液，如表1所示。

表1 不同井段攜液結果分析Table 1 Analysis of liquid carrying results in different well sections

2.2 井筒壓降變化規(guī)律

如圖5所示，隨著液量不斷增大，導致臨界攜液狀態(tài)所需氣體流量越高；隨著傾斜角度的逐漸放大，該角度下的臨界攜液流速變化趨勢為先增大后減小，特別是在傾斜角為50°時達到最大攜液氣體流速，因此說明50°時氣流攜液能力最差，為最難攜液角度。

圖5 60 mm管徑臨界攜液流速變化曲線Fig.5 Variation curve of critical liquid carrying velocity of 60 mm pipe diameter

通過單管完整水平井氣、水流動模擬實驗，對直井段、斜井段及水平段中氣、水流動時壓力梯度進行分析。如圖6所示，氣、水流動過程中斜井段壓力梯度占比最大，表明斜井段是水平井各井段中最易積液的井段。隨著氣體流量的逐漸減小，各井段壓力梯度占比中斜井段逐漸增加，而直井段壓力梯度占比增加較為緩慢，水平段壓力梯度占比逐漸減小。氣、水流動過程中斜井段壓力梯度最大，表明斜井段是水平井各井段中最難攜液的井段。

圖6 流態(tài)分布及各相流速Fig.6 Flow pattern distribution and velocity of each phase

3 攜液模型評價及修正

3.1 攜液模型評價及分析

在研究氣井氣流攜液方面，普遍認可的仍是1969年Tuner的懸浮液滴理論[12]。Tuner模型經歷了40余年的生產實際檢驗，基本能反應氣井積液問題。然而與Tuner模型不一致的氣井時有出現(xiàn)，國內外研究集中在對Tuner模型的修訂上，在此需要對現(xiàn)有模型進行整體的整合[13-18]。

Turner模型作為第一種被普遍認可的臨界攜液模型，分析了垂直管流中液相的流動方式，認為液滴模型可以較準確預測積液的形成，其模型中液滴呈球形，曳力系數(shù)取0.44，界面張力為60 mN/m，模型適用條件為氣液比大于1 367 m3/m3，液態(tài)屬于霧狀流。之后許多學者分別在液相流動方式、液滴形狀等方面做了改進，提出了系列臨界攜液流量的計算公式，如表2所示。

表2 常用臨界攜液流量計算模型Table 2 Common calculation models of critical liquid loading model

如圖7所示，通過將不同模型計算結果比對實驗室條件下測得的臨界攜液流量，不難發(fā)現(xiàn):在垂直管流條件下，Coleman模型和Belfroid模型預測的臨界攜液流速與實測結果更為吻合；Belfroid模型預測的臨界攜液流量隨角度變化規(guī)律與實驗結果更為近似。 因此， 考慮基于Belfroid臨界攜液模型進行修正，建立適用于臨興區(qū)塊致密氣井筒積液排采預測綜合模型。

圖7 臨界攜液模型預測流速與實驗測試結果對比Fig.7 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

3.2 建立修正綜合模型

對Belforid模型進行修正[18]:

(1)

修正后:

vc=0.962 9vc-b

(2)

式中:vc-b為原模型臨界攜液流速，m/s；ρg為氣體密度，kg/m3；ρl為液體密度，kg/m3；θ為井斜角，(°)；vc為修正模型臨界攜液流速，m/s。

將實驗數(shù)據帶入新模型后，得到的結果如圖8所示。對Belforid模型進行修正得到的公式，與實驗得到結果相比發(fā)現(xiàn)，Belforid模型與考慮韋伯數(shù)、變形參數(shù)情況下得到的常規(guī)液滴模型，效果均滿足現(xiàn)場實際需要。對不同角度下液滴模型、綜合模型的誤差進行分析，確定修正Belforid模型綜合模型適用范圍。通過誤差分析認為，使用綜合模型作為臨界攜液流速預測模型，其誤差滿足現(xiàn)場使用范圍，誤差均小于15%(如表3所示)，且在10°～90°內應用良好。

圖8 綜合模型預測流速與實驗結果對比Figure.8 Comparison of predicted velocity with experimental results by critical liquid carrying model

表3 液滴模型與修正綜合模型誤差分析Table 3 Error analysis of droplet model and modified comprehensive model

3.3 臨興區(qū)致密氣實例分析及應用

由于臨興區(qū)塊致密氣先導試驗區(qū)及調整井、淺層氣已進入低壓、低產臨界產氣狀態(tài)階段，亟待開展致密氣井井筒攜液能力摸排，及時采取排水采氣措施[19-22]。針對臨興區(qū)已投產氣井，應用修正Belforid綜合模型預測單井攜液流量并判斷積液趨勢。臨興區(qū)塊單井積液預測如圖9所示。

圖9 臨興區(qū)塊單井積液預測Fig.9 Prediction of single well liquid loading in Linxing block

基于修正臨界攜液模型分析臨興區(qū)已投產氣井排采措施效果，目前38.1 mm(1.5 in)速度管改造效果好、持續(xù)時間長；泡排效果其次，措施前需具備一定自噴能力方可見效[23]；48.26 mm(1.9 in)小油管尺寸偏大，油壓、氣產呈現(xiàn)大幅波動狀態(tài)，流動呈段塞流狀態(tài)；盡管LX-A-3H及LX-B-3D分別試用渦流及柱塞排采工藝，但下入時機欠佳，效果一般。建議現(xiàn)場采用“38.1 mm(1.5 in)連續(xù)油管+泡排”的配套工藝進行排采作業(yè)，提高措施效果，實現(xiàn)排水穩(wěn)產。

4 結論

1)開展臨興區(qū)致密氣井筒積液模擬評價實驗，揭示垂直段、傾斜段及水平段動態(tài)流動攜液規(guī)律，依據氣、水流動過程中斜井段壓力梯度結果，表明斜井段中傾角45°～60°為最難攜液的井段。

2)依據氣液兩相流瞬態(tài)流動實驗結果，開展臨界攜液模型評價，結果表明Belfroid模型預測的臨界攜液流量隨角度變化規(guī)律與實驗結果相似，因此通過系數(shù)修正建立適用于臨興區(qū)塊積液預測的修正綜合模型。

3)使用綜合模型預測臨興區(qū)已投產氣井積液趨勢，誤差均小于15%，滿足現(xiàn)場使用范圍，且在10°～90°之間應用良好，可針對已投產氣井預測攜液趨勢。

4)針對臨興區(qū)致密砂巖氣田多井低產、普遍產水特征，完善“積液井摸排—積液量確定—措施優(yōu)選—效果分析—制度優(yōu)化—工藝評價”排水采氣精細管理模式，持續(xù)優(yōu)化排水采氣工藝技術系列。