水平井油管下深影響氣井排液程度實驗方法提高排液效率

關鍵詞/主題詞：深層頁巖氣；提高采收率；壓裂；水平井；室內測試；井筒完整性；完井；深層

0引言

北美“頁巖氣革命”成功使美國由天然氣進口大國轉變為出口大國，隨著幾十年的發展，如今中國已成為北美之外最大的頁巖氣生產國［1］。川渝地區頁巖氣藏具有埋藏深、產層厚的特征，隨著國內頁巖氣鉆完井技術趨于完善，現多采用超長水平井分段壓裂開發模式［2］。超長水平段水平井一般指水平段長度大于3000m的水平井，當前，超長水平段水平井已經成為深層頁巖氣開發的主要手段之一［3］。在涪陵、南川等頁巖氣區塊已鉆成多口超長水平井，水平段長度由開發初期的1500～2000m增至3000～4000m。現場實踐表明，超長水平段水平井技術能夠助推頁巖氣單井日產氣量和EUR（估算最終采收率）增加，可以有效抑制油價下滑所帶來的效益下行問題［4］。

頁巖氣井在投產初期常采用套管生產方式以提高壓裂液返排速度，隨著井底流壓快速降低，生產壓差減小，套管攜液能力下降［5］。及時下入油管能夠提高井筒的排液速度，延長氣井自噴帶液生產時間［6］。由于水平段結構復雜、產氣量低等多種因素，大部分氣井在水平段出現積液現象。現場測得的井筒壓力數據表明，油管的下入深度對氣井的開井啟動、穩定生產及積液規律影響較大，部分氣井下入油管后不能正常開井，生產過程斷流現象普遍［7］。水平井井身結構從宏觀上來看有水平型、上傾型及下傾型三種結構，不同結構水平井井筒內積液位置、積液時間、積液速率、井筒壓降及自噴生產累計氣量等相差較大［8］。

目前國內外學者針對井筒軌跡及油管下深如何影響氣井生產動態規律開展了深入的實驗和模擬研究。馬文敏等認為油管下深能夠改善井筒內流體流動通道面積，低產液量情況下當油管下深至水平段跟端時有助于排液［9］。杜洋等對川南深層頁巖氣進行建模研究認為，油管下入深度應從井筒內氣液兩相流壓力損失角度分析［10］。Wang等從水平井流入和流出動態曲線分析油管下深對生產動態的影響，研究表明，對于水平型水平井，油管到達水平段跟端時，氣體流動和排液最為穩定［11］。梅海燕等基于低滲氣藏滲流機理，考慮啟動壓力梯度、非達西流動和壓敏效應，建立了低滲氣藏壓裂水平井穩態產能模型，結果表明水平井筒長度的增加能夠有效增加產量［12］。邱小雪等通過CFD模擬研究了頁巖氣水平井在不同井斜角下的氣液兩相流動規律，結果表明，下傾管中分層流的氣液分界面穩定，底部持液率隨井斜角增加而逐漸減小；上傾管中段塞流的氣液分界面變化復雜，在井斜角為10°時持液率達到最大［13］。Gong等利用OLGA軟件對新型機械化學抑制技術防治水合物的工藝參數進行了設計，并對該工藝實施后的井口溫度、壓力和水合物生成量進行了模擬分析，基于參數計算結果，采用井下節流和水合物抑制劑自動加注裝置，實現井下節流降壓和水合物抑制劑連續加注功能，降低井口壓力和水合物生成溫度，保證氣井連續生產［14］。彭世垚等建立了一維非等溫并考慮地形起伏的超臨界CO2管輸穩態水力熱力計算模型，研究了雜質含量及種類對CO2輸送過程的壓降和溫降的影響規律［15］。Tan等對下傾型水平井展數值模擬研究發現，對于低產量氣井，增加油管下入深度有利于井筒排液，但油管深度過大會導致氣井無法正常啟動。

為確定油管的合理下入深度，國內外學者在物理實驗方面也做了大量研究。趙曉龍等針對焦頁X平臺井水平段末端呈“上傾型”，將連續油管下深至上傾處以提高后期攜液能力，增加了產氣量。Brito等實驗模擬了水平井水平段上凸、下凹、起伏和較為復雜的井眼軌跡結構對井筒流動的影響。Fan通過物理實驗分析了上傾結構對管道積液的影響，結果顯示在低液流速條件下液體首先在傾斜角2°～20°的位置聚集，并指出液膜反轉是上傾管道中積液的主要原因［16］。王永輝等利用水平井試驗裝置模擬研究了水平型水平井油管下深對臨界攜液流量的影響規律，采用排液量、攜液氣流量指標進行對比分析［17］。張鵬等根據生產測井及室內實驗發現，斜井段流型以層狀流為主，產氣量越低持液率越高，氣液滑脫越嚴重，下入油管可有效減少井筒內液體的回落，提高氣井攜液能力［18］。秦峰等利用小型實驗裝置開展了水平井攜液模擬試驗，結果表明，水平井攜液困難主要在傾斜管段［19］。汪星彤等通過下傾-立管實驗系統對嚴重段塞流的周期特性進行了研究，結果表明，在不同的下傾管傾斜角度條件下，管內的流動狀態會發生變化［20］。李牧認為，下傾幅度較大的水平段氣井需要綜合考慮井筒摩阻損失、抗拉強度和井下復雜情況，對于出砂嚴重的氣井，油管下入深度過大，會導致油管被砂埋［21］。李麗等研究了套管固井完井和套管不固井完井方式下，各井段在不同氣水流量下的流型、壓降損失及井筒排液能力的差異［22］。文雅等通過多相流實驗設備對不同管徑、不同液體表觀速度以及不同氣液比條件下的滑脫損失進行了分析，結果表明，水平管中段塞流型相較于層狀波浪流會產生更大的滑脫損失［23］。吳朋勃等運用全井筒最小總壓降法優化油管下入位置，結果表明，對于上傾型氣井，油管下入跟端效果最好；對于下傾型氣井，推薦油管下入距趾端垂深20m以內的井段［24］。鐘思存等根據井下連續監測壓力與井口壓力計算對比井筒持液率、氣液流速，結果表明大傾角下傾井加深油管下深可有效降低水平段持液率。

從目前的研究進展來看，頁巖氣水平井油管下深的研究主要采用實驗和數值模擬方法。數值模擬研究主要采用OLGA、CFD等軟件進行分析，由于井筒流動的復雜性，數值模擬還不能準確揭示氣井的井筒排液動態。現有物理實驗模擬還沒有針對水平井段存在較大高差、較大傾角的上傾型和下傾型水平井開展研究，同時現有的實驗模擬裝置沒有充分耦合多段壓裂水平井多點進氣進液的情況。本研究為了深入探究水平段傾角及油管下深對氣井排液效果的影響規律，基于幾何相似原理設計并搭建了大尺度可視化可調水平段角度及油管下深實驗裝置，對水平井全生命周期的氣液兩相流動過程進行了模擬研究［25］。

1研究方法及過程

1.1研究方法及步驟

以四川盆地某頁巖氣藏的一口典型水平井井身結構為基礎設計了實驗裝置。該井垂直管段長2200m、造斜段長400m、水平段長1200m、管套內徑139.7mm，水平段長度與垂直段長度比值為1∶2。實驗裝置總長約20m，其中垂直段高12m、傾斜段長1.2m、水平段長6m、套管內徑144mm、油管內徑50mm，水平段長度與垂直段長度比及套管尺寸與現場實際情況保持一致。實驗裝置套管和油管采用透明有機玻璃加工，便于可視化觀察氣流兩相流在井筒內的流型特征及變化規律。

該實驗裝置包括流動模擬單元、氣體供給單元、液體供給單元、旁通匯管、監測單元、控制單元。其中實驗流動單元用于模擬不同水平井結構及油管下深條件下氣井井筒的多相流動規律，通過透明的有機玻璃井筒，可以直觀的觀察氣液兩相的各種流型；氣體供給單元用于提供實驗所需要的氣體；液體供給單元用于提供實驗所需要的液體；旁通匯管用于模擬井眼的射孔情況，將氣水注入實驗管路中去，實現對水平氣井多點進氣進水，模擬出氣井的產氣、產水狀態，符合氣井的生產情況；監測單元用于對實驗過程中實驗數據的采集和處理包括：計算機以及與計算機連接的氣體流量計、液體流量計、高速攝像儀、壓力傳感器；控制單元用于對實驗過程中閥門開度的控制，通過調整氣、液閥門開度來獲取實驗所需氣、液流量。

氣體供給單元、液體供給單元通過各自耐壓管線在旁通匯管混合后同時進入井筒，在氣井水平段出口處的油管上安裝有數字式溫度計，用于測量試驗裝置出口處溫度；球閥安裝在溫度計之后，用于調節氣井井口壓力。基于本實驗裝置建立了一種水平氣井角度可調的井筒多相流模擬實驗方法，模擬氣井開井啟動、穩定生產、積液過程、排水采氣的生產動態，研究氣井中后期積液規律，研究油管下深對排水采氣效果的影響規律，從而確定不同結構水平井油管的最優下深。實驗系統及管路布置如圖1所示。

從圖1中可以看出，實驗流動模擬單元包括垂直實驗管路及井架、水平段可升降支撐架及管路。模擬流動單元從井口至井底依次為垂直段、上彎頭、造斜段、下彎頭、水平井段。垂直段套管的上端固定在實驗井架上，水平井段套管的下端固定在可升降支撐裝置上；套管內懸掛油管，油管上端固定在井口；旁通匯管和水平井段套管通過封壓管連通；氣體供給單元包括空壓機、儲氣罐；液體供給單元包括儲水箱、液體柱塞泵；旁通匯管上端分別與儲氣罐、液體柱塞泵連通，兩端用堵頭封堵；多相流監測單元包括計算機以及氣體流量計、液體流量計、數字式溫度計、高速攝像儀、壓力傳感器，氣體流量計安裝于儲氣罐與旁通匯管之間，液體流量計安裝于旁通匯管與液體柱塞泵之間，數字式溫度計安裝于垂直油管上端，高速攝像儀安裝于實驗主體單元正前方，壓力傳感器通過軟管和密封件與油管連通。實驗模擬了下入油管后氣井啟動、穩定排液及積液停產三個階段的生產動態。

1.2應用過程

實驗前準備工作，安裝井口和油管各傳感器連接線，打開SmartSensor4.10壓力測試系統上位機軟件，初始化傳感器，記錄零點值數據，設置采集參數：采集間隔為1s，采集時長為2h，選中“自動存盤”，避免數據丟失。選用的氣體流量計型號為GB-050-GFKE-N-1D-TcPc-NV1，其滿度流量為2000m3/h，額定溫度為80℃，精度為1.5級。該流量計能實時顯示當前的瞬時流量和累計流量，并且通過R485傳輸信號將整個實驗中的數據傳輸至數據監控系統中。

開井啟動前，往井筒中注水，當環空液面長度達到2m時（底部壓力計壓力約為100kPa）停止注水。待6條壓力曲線都穩定后打開壓縮機，當儲氣罐壓力達到0.40MPa時，關閉壓縮機并打開儲氣罐閥門，根據渦街流量計顯示的氣量及壓力值，調節氣量至30m3/h，供氣壓力自然遞減。觀察壓力曲線變化，并記錄壓力曲線上對應的時刻，記錄開井啟動所需壓力（及底部壓力計顯示最高值）。當儲氣罐中壓力值降低至0.05MPa以下時關閉閥門。待穩定后，測量井筒內剩余液柱長度，本組實驗數據記錄完成后，改變井筒液柱長度到3m，重復上述步驟并記錄參數。

穩定生產階段，當開井實驗結束后，停止采集數據并保存，打開底部出水閥，將井筒內的積液排出。并重新初始化傳感器，待6條壓力曲線都穩定后打開壓縮機，當儲氣罐壓力接近0.40MPa時打開井底進氣閥閥門，根據渦街流量計顯示的氣量及壓力值，調節氣流量至所需值，供氣壓力0.20～0.30MPa，使氣量和壓力保持相對穩定。然后打開液體柱塞泵，使進水量穩定在3m3/d。氣水經過三通處混合進入短節，并通過封壓管進入井筒中。當壓力值相對穩定后，記錄壓力曲線、總壓降曲線（井底壓力與井口壓力之差）、井筒積液量。穩定生產完成后，停止采集數據，關閉壓縮機和供氣閥門，并及時打開出水閥，以免水流入進氣管。改變氣流量，液流量不變，重復上述實驗，并通過高速攝像機記錄不同氣流量下，垂直管段和傾斜管段流型的變化。

生產末期階段，當穩定生產結束后，將井筒內的積液排出。打開壓縮機，待儲氣罐壓力達到0.4MPa時，關閉壓縮機，并開始記錄壓力曲線。打開液體柱塞泵水流量穩定在3m3/d，并同時打開進氣閥調節初始氣流量至所需值，當儲氣罐壓力降至0.05MPa，同時關閉柱塞泵和進氣閥。待穩定后，測量管中剩余液量（剩余液量越多，采收率越低）。

2結果現象討論

將儲氣罐出口閥門開度調節至實驗所需氣流量，氣流從儲氣罐進入管匯，再通過各個注氣點流入套管或油套環空。當氣井成功啟動以后，氣井將再次進入穩定生產階段。

2.1井筒流型動態特征

不同結構水平氣井的開井啟動到穩定生產過程井筒流型演化過程示意如圖2所示。

從圖2中可以看出，對于下傾型水平氣井，在開井啟動初期，油管鞋淹沒在液柱中，匯管中的氣液混合物主要從靠近跟端的注氣點進入環空，而靠近趾端的注氣點由于套管內液柱壓力作用僅有少量進氣。大量氣體進入環空后，環空壓力開始上升，環空液位面在氣體的擠壓作用下逐漸下移，當環空液位下降至油管鞋時，氣液混合物通過油管鞋進入油管，氣井開井啟動成功；下傾型水平氣井進入穩定生產階段井筒流型特征，垂直段油管中兩相流型為環狀流，此時塊狀液體被氣流霧化成小液滴，氣芯中的液滴及管壁上的液膜被氣流連續穩定地夾帶，水平管段為光滑分層流。

對于上傾型水平氣井，開井啟動初期積液面相對于油管鞋較高，氣流主要通過趾端附近的注氣點進入套管，少量氣體通過跟端附近的注氣點進入套管。由于多點注氣，環空中的液柱被氣流接力式攜帶至油管吸入口。當積液面很低時，環空中的液體很難被攜帶走；上傾型水平氣井進入穩定生產階段井筒流型特征，垂直管中的流型從攪動流和段塞流漸過渡到環狀流，造斜段的流型從段塞流過渡到分層流；對于水平管段，油管內流型始終保持為分層流，套管為攪動流。

2.2油管下深對啟動壓力影響規律

下傾型水平井水平段不同油管下深（4.8m、3.8m、2.8m、1.5m、0.2m）、初始液柱長度分別為2.0m、3.0m條件下，觀察并記錄各井段的氣水流動現象，井筒積液量、管線上各點壓力分布。通過分析實驗數據，可以得出，隨著油管下入深度的增加，井底壓力峰值逐漸增大，這表明開井時啟動壓力隨之升高。當油管下入至趾端附近時，啟動壓力達到最大值。這一現象的主要原因在于：當油管下深較大時，積液會封堵油管入口，導致氣流在環空中聚集而無法進入油管，從而引起井底壓力的顯著上升。只有當環空中的液面被氣流推至油管位置后，氣流才能順利進入油管，氣井才得以啟動。相反，當油管較淺時，油管鞋位于液位以上，氣流能夠直接進入油管，因此啟動壓力較低。通過對比液柱的長度可以發現，當井底積液量較小且油管吸入口距離液位面較遠時，壓力曲線中不會出現明顯的峰值。

上傾型水平井水平段不同油管下深（4.8m、2.8m、0.2m），初始液柱長度為5.0m（水平段充滿積液）條件下，開井啟動過程井底壓力隨時間變化曲線圖，如圖3所示。

從圖3中可以看出，對于下傾型水平井，隨著油管下深度增加，井底壓力變化曲線呈現上升趨勢，當油管下入至趾端附近（4.8m）時，所對應的井筒底部壓力變化曲線的峰值（啟動壓力）達到最大值，為109kPa；隨著油管下深的減小，所對應井筒底部壓力曲線的峰值也相應下降，當油管下深至造斜段附近（0.2m）時，井筒底部壓力變化曲線的峰值徹底消失，此時，油管鞋距離積液面較遠，氣流可直接進入油管。

對于上傾型水平井，在水平段完全積液的情況下，油管下入至水平段1/2處和趾端時，井筒底部壓力變化曲線的峰值（啟動壓力）分別為111kPa和105kPa，而當油管下入至跟端附近時，啟動壓力最小，為93kPa。這種現象主要由于上傾型水平井段中，環空液體需要克服重力才能繼續流動。油管下深越大，環空液體被推至油管吸入口的距離越遠，導致高程差增加，從而使氣井啟動所需的壓力增大。對比下傾和上傾兩種井型的啟動壓力分析可以發現，隨著積液量的增加，開井所需的啟動壓力逐漸增大。這表明積液量對于啟動壓力具有顯著的影響，需在設計和操作中加以考慮。

2.3油管下深對穩定生產階段井筒壓降及持液率影響規律

當油管下深合理時，井筒總壓降最小，對井筒排液最有利。井筒的總壓降定義為井筒趾端壓力與井筒出口處壓力的差值。不同氣流量、油管下深條件下，上傾型和下傾型水平井井筒總壓降曲線圖，如圖4所示。

從圖4中可以看出，對于下傾型水平井，在相同氣流條件下，隨著油管下深增加，井筒總壓降呈現下降趨勢。圖氣流量為20m3/h時，油管下入趾端比下入跟端井筒總壓降降低35.74%；在相同油管下深條件下，隨著氣流量的增加，井筒總壓降同樣也呈現出下降趨勢；油管下深0.2m時，氣流量100m3/h比氣流量20m3/h井筒總壓降降低50.25%上傾型水平氣井，在相同氣流量條件下，隨著油管下深增加，井筒總壓降呈現上升趨勢。氣流量為20m3/h時，油管下入趾端比下入跟端井筒總壓降增加8.34%；油管下深0.2m時，氣流量100m3/h比氣流量20m3/h井筒總壓降降低54.17%。當油管下入趾端附近，積液面距離油管口距離最遠，液體向上流動時，重力的分力方向向下，為液相運動的阻力，氣流的剪切力為利于液體運動，二者疊加，近相界面處的液相向上流動，而靠近管壁處液相向下回流，與后續向上流動的流體沖擊，形成段塞流，在水平段趾端甚至可能形成渦流或回流，導致井筒總壓降增加，與吳朋勃等在現場實際應用所得到的結論一致。

為了更進一步探究油管下深對井筒攜液能力的影響，測量了上傾和下傾兩種結構的水平氣井穩定生產階段不同氣流量（20～100m3/h）及油管下深（4.8m、3.8m、2.8m、1.5m、0.2m）條件下的井筒滯留液量（代表持液率水平），并折算為液柱長度，在本文中將其定義為井筒滯留液量折算液柱長度。實驗結果，如圖5所示。

從圖5中可以看出，對于下傾型水平氣井，當氣流量相同條件下，隨油管下入深度逐漸增加（從水平段跟端向趾端靠近），井筒滯留液量越少，持液率越小，對應的井筒滯留液量折算液柱長度越小，說明井筒排液能力越強。分析其原因是氣液兩相流在小內徑油管中流動的滑脫程度遠大于在大內徑套管中流動的滑脫程度要大。對于上傾型水平氣井，隨著油管下深增加，造斜段距離油管口越遠，井筒內滯留液量越大，對應的井筒滯留液量折算液柱長度越大，說明排液能量反而下降。分析原因是，油管下深越大，氣液混合物在油套環空中向上爬坡流動距離越大；由于在油套環空中流動滑脫較嚴重，帶液不充分，井筒滯留液量較多。而當油管下深靠近跟端時，液氣混合物向上爬坡流動距離越小或者不經歷向上爬坡流動，故滑脫損失減弱，井筒滯留液量減小，排液反而充分。

在氣流量30m3/h和液流量3m3/d條件下，下傾和上傾兩種水平井型在不同油管下深井筒總壓降對比如圖6所示。

從圖6中可以看出，對于下傾型水平井，油管下入水平段跟端的開井啟動壓力明顯下降，穩定生產的總壓降增加；增加油管下入深度，增加了啟動壓力，但降低了井筒總壓降。因此，在氣井生產前期，地層能量充足時，可適當增加油管下入深度；在中后期，地層能量不足，建議上提油管，降低開井所需井底壓力。

對于上傾型水平井，油管下深在跟端附近與在趾端附近相比，開井啟動壓力和井筒總壓降相差不大，但下到跟端附近更小，建議將油管下到跟端附近。

2.4生產末期井筒總積液量討論

生產末期上傾和下傾型水平井不同初始氣流量、油管下入深度條件下所對應井筒積液長度，如圖7所示。

從圖7中可以看出，在相同氣液流量條件下，下傾型水平氣井，隨著油管下入深度的增大，井筒中積液量折算的液柱長度越小；當初始氣流量較高時，全井筒油管中均為環狀流，油管中沒有積液；當初始氣流量較低時，垂直段及造斜段油管中的部分液體將以液膜回流至井底，在井底開始積液；隨時間的推移，從儲氣罐流出的氣流量逐漸下降，井底積液長度并逐漸增加，井口帶出的液量下降；對于實際氣井生產過程來說，井底積液量越小，井底回壓越小，越有利于提高采收率，將油管下在B點附近對下傾型氣井排液效果最好。對于上傾型水平氣井，隨著油管下入深度的增大，井筒中積液量折算的積液長度越大；上傾型水平井油管下入A點附近，井筒持液率最小，氣井攜液能力最好，有利于提高采收率。

3結論與建議

搭建了水平井氣液兩相流模擬實驗裝置，模擬了下傾型、上傾型水平氣井開井啟動、穩定生產、后期積液過程，研究了油管下深對氣井啟動壓力、穩定生產、后期積液的生產動態規律，主要認識如下：（1）開井啟動階段，下傾型水平井油管下深越大，井筒積液量越大，開井啟動壓力越高，氣井啟動越困難；上傾型型水平井油管下深越大，流體需在油套環空中流動距離越遠，開井啟動壓力越大。（2）穩定生產階段，下傾型水平井油管下深越大，氣井生產越穩定，井筒壓降越小，穩定生產時間越長；上傾型水平井油管下深越大，氣井生產越不穩定，井筒壓降越大，穩定生產時間越短。（3）氣井末期積液生產階段，下傾型水平井油管下深越大，積液時機越延后，井底積液量越小，氣井采收率越高；上傾型水平井油管下深越大，積液時機越早，井底積液量越大，氣井采收率越低。