摘要：大澇壩凝析油氣田儲層埋藏深，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算方法。從井筒氣液兩相管流的理論出發(fā)，在對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優(yōu)選壓力分布模型的方法和原則，從而提出了利用計算壓力和實測壓力的相對比來判斷積液并計算積液深度的新方法，并針對該區(qū)塊的典型井進行了實例計算。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算難題，深化了對氣井積液現(xiàn)象的認識，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；計算
大澇壩凝析油氣田儲層埋藏深度在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，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算模型，在對該區(qū)塊各井生產(chǎn)、測試數(shù)據(jù)跟蹤分析的基礎(chǔ)上，提出了通過實測壓力分布與計算壓力分布對比來判斷積液并計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算中，利用井口壓力計算井底壓力時，取坐標(biāo)的正向與流動方向相反，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能變化較小，ρmvmdvm/dz項常被忽略。
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)流動條件的嚴格的管流壓力計算方法是相當(dāng)困難的，一般采用基于實驗研究的某些經(jīng)驗關(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)。
值得強調(diào)的是大澇壩凝析油氣田儲層埋藏深，平均深度5200m，溫度因井深的原因累計誤差較大，所以按照流體溫度沿井深線性變化的方法來計算井筒壓力不適合該區(qū)塊，必須進行壓力 溫度的耦合計算。筆者結(jié)合大澇壩凝析油氣田的實際情況，采用了適于氣液兩相管流條件的Shiu＆Beggs計算方法[3]對井筒溫度進行了計算，節(jié)點處的溫度為：
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[3]。
1.2 壓力分布模型的優(yōu)選方法
在利用各種模型對井筒壓力分布計算時發(fā)現(xiàn)，并不是所有模型計算出的壓力曲線都與實測曲線吻合，為此，在計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，并沒有一套固定方法來參考，通常是針對某一區(qū)塊分別用各種模型進行計算，然后把與實測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)各井的實際情況差異較大，在跟蹤計算時發(fā)現(xiàn)，有些吻合較好，但大部分井都有偏差，甚至個別井僅在短時期適用選定模型。為了解決這一問題，筆者提出了一種針對單井的優(yōu)選方法，基本步驟如下。
(1) 以計算井生產(chǎn)數(shù)據(jù)和壓力實測數(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]等進行識別。
(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算并繪出壓力分布曲線。
(3) 繪出實測壓力曲線并與計算的壓力分布曲線對比，如果實測壓力曲線落在計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分別為實測壓力分布曲線兩側(cè)的管流模型計算壓力，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，筆者在對該區(qū)塊大量井井筒壓力分析計算時發(fā)現(xiàn)：①井筒不積液時，計算壓力分布曲線與實測壓力分布曲線吻合較好(圖1)，其實際持液率小于理論持液率[2]，井筒無積液。大澇壩多口井計算表明，當(dāng)井筒無積液時，其優(yōu)選模型的計算壓力與實測壓力的平均誤差2%。②當(dāng)井筒有積液時，計算壓力低于實測壓力且誤差較大(圖2)，其實際持液率小于理論持液率，井筒有積液。
過去常將圖2計算壓力出現(xiàn)的誤差簡單地歸結(jié)為兩相管流流動計算的復(fù)雜性、局限性而忽視了造成這種誤差的根本原因：有積液時模型不適用。因為無論哪種兩相管流模型或計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。
但對于氣井而言，并不總是滿足該條件。如對于攜液困難、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)并不都能及時從井口排出。因此，對于井底存在積液的井，理論壓力分布曲線和實測壓力曲線出現(xiàn)偏差是必然的。大澇壩凝析油氣田氣井大量的測試數(shù)據(jù)表明，如果兩種曲線出現(xiàn)了較大偏差，可以認為該井出現(xiàn)了積液，偏差越大，積液越嚴重。
3 積液判斷及積液深度計算
根據(jù)以上分析，在存在實測壓力的情況下，可根據(jù)理論壓力曲線和實測壓力曲線對比判斷積液及積液程度(用積液深度表示)。如果缺乏實測壓力，可用持液率對比法[4]進行判斷，但不能判斷積液程度。
如前所述，當(dāng)氣井發(fā)生積液時，計算得到的井底流壓(pwfc)與實測井底流壓(pwfa)存在一定的差值，而這個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實測井底流壓，MPa；pwfc為計算得到井底流壓，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 計算實例與分析
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)典模型進行了氣液兩相管流壓力分布的計算與對比。
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壓裝置；天然氣相對密度為0.65，凝析油相對密度為0.79，地層水相對密度為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。因此在這段時間選擇理論壓力計算模型是合適的。2月12日井口實測數(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算模型，編程計算結(jié)果如圖3所示。
由圖3可知，實際測試結(jié)果位于HagedornBrown法和Beggs法計算結(jié)果之間，將兩種方法計算結(jié)果按照式(3)進行加權(quán)組合發(fā)現(xiàn)，當(dāng)f=0.4時，組合曲線與實測基本一致，故把這種組合方式作為DLK9井的壓力計算模型。
依照該模型，可進行該井的壓力計算和積液判斷。7月1日該井井口實測數(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，其計算結(jié)果如圖4所示。由圖4可知：計算壓力曲線與實測曲線在井底出現(xiàn)了較大偏差，故判斷井底有積液，由公式(4)計算得積液深度為4774.68m。
5 結(jié)論
1) 常用氣液兩相管流計算模型并不適用于井底有積液的低氣液比氣井，這是導(dǎo)致計算壓力與實測壓力誤差較大的根本原因。
2) 應(yīng)在氣井不積液時優(yōu)選管流計算模型。利用其優(yōu)選模型對該井跟蹤計算，計算結(jié)果與實測壓力分布吻合較好，直至該井出現(xiàn)積液。
3) 根據(jù)優(yōu)選的模型計算結(jié)果與實測壓力的差異可以判斷氣井是否積液并計算積液深度。
參考文獻
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[6] HAGEDORN A R，BROWN K E.Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small diameter vertical conduits[J].JPT，1965(4)：475-484.
(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)
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